El petróleo todavía es atractivo

La reforma petrolera está en movimiento. La fase que viene es la de la acción en el suelo y el mar. 
Para la primera licitación de la Ronda 2 participan 13 empresas, que concursan por 15 contratos de producción compartida en aguas someras del Golfo de México.
En la primera licitación de la Ronda 2 participan 13 empresas, que concursan por 15 contratos de producción compartida en Golfo de México. (Cortesía Shell)

Si algunos escépticos creían que la apertura petrolera iba a seguir demórandose, como ocurre con tantas cosas en México, hay buenas noticias: las cosas ya empezaron a moverse, y van en serio. Y no solo se trata de ver gasolineras con nuevas marcas, como Hidrosina, Oxxo o BP. Hace pocas semanas, la primera indicación provino de ENI, un operador italiano poco conocido en el país, que durante la Ronda Uno se adjudicó unos pequeños campos en la costa del Golfo de México, cerca de Campeche.

La firma y la Secretaría de Energía (Sener) informaron que el pozo exploratorio Amoca 2, que ya tiene 3,500 metros de profundidad, produjo petróleo crudo ligero (30° API, aproximadamente) a los 25 y 65 metros bajo el suelo rocoso; esto confirma la presencia de aceite en diferentes niveles, lo que indica un potencial superior a las estimaciones originales en la formación llamada “5 Presidentes”. La capa geológica productiva tiene más de 100 metros de espesor, lo que ofrece muy buenas perspectivas de explotación.

La nota al margen es que Amoca 2 es el primer pozo que perfora por cuenta propia una empresa privada (extranjera para más datos) desde la expropiación petrolera, en 1938. Quizá un día su nombre forme parte de la leyenda, como el complejo Cantarell, que nutrió al gobierno mexicano durante 30 años, o el malogrado Ixtoc I, que se incendió en 1979.

Para darle contexto a la información, hay que hacer notar que este hallazgo ocurre a una profundidad y en una capa geológica distinta de la que normalmente se explora, lo cual abre la posibilidad de que las reservas sean mucho mayores a las estimadas, incluso en otros campos actualmente explotados en la zona aledaña por Pemex.

La Sener informó que ENI ya está trabajando en el pozo Amoca 3 y en los Mizton 2 y Tecoalli 2, que buscan delimitar la superficie del área productiva. Otras cuatro empresas que ganaron licitaciones en la Ronda Uno también están haciendo pozos exploratorios y delimitadores en los campos que obtuvieron, por lo que a corto plazo podría haber anuncios similares.

“Están pasando cosas nuevas y la Reforma Energética se está poniendo en movimiento”, dice a Milenio, Alfredo Álvarez socio director de Energía de la consultora EY para México y Centroamérica, quien explica que estos son los primeros resultados en campo de la Ronda Uno, que tuvo un alto índice de efectividad por el tamaño, experiencia y cantidad de empresas que participaron. “Hay señales que muestran que México no es el mismo de antes de la apertura”.


Los grandes operadores a la vista

Si bien los primeros contratos parecieron menores por su tamaño y posibilidades de producción, la Ronda estalló con lo que resultó la joya de la propuesta: grandes campos en aguas profundas, con reservas probables y posibles de 2,000 millones de barriles de petróleo. Estas promesas atrajeron una docena de empresas estadounidenses, europeas y asiáticas, incluyendo a PC Caligari, la empresa estatal de Malasia (asociada con la mexicana Sierra Offshore), y China Offshore Oil Corporation (COOC), que se adjudicó dos de los grandes campos subastados.

Además Álvarez destaca el acuerdo tipo farm out celebrado por Pemex para explotar el campo Trion, una alianza estratégica en la que los socios compartirán recursos y experiencias para desarrollar este rico yacimiento. Pemex ya había hecho este tipo de negocios con Schlumberger y Halliburton, pero en este caso será con la australiana BHP Billiton, que aportará 1,100 millones de dólares.

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Los datos duros son que el bloque uno de Área Perdido fue adjudicado a la china COOC, que ofreció una regalía de 17%, superando a Pemex. También se adjudicó el bloque 4, mientras PC Caligari participará en dos bloques con Sierra Offshore. En toda la Ronda se firmaron más de 50 contratos para explotar campos en tierra y mar, con tirantes de agua de hasta 2,500 metros de profundidad, como los de la formación Cinturón Plegado Perdido y la Cuenca Salina del Golfo de México.

Para cumplir sus compromisos, ya están instalándose en México -si no lo estaban con algún otro negocio-, los mayores de la industria, como Chevron, Exxon, Texaco, BP, ENI, Statoil, Total y otras. “Esto tiene un gran mérito considerando que se da en un contexto de precios relativamente bajos y con pocas perspectivas de que vayan a cambiar en el corto plazo”, dice Álvarez. Añade que “es difícil imaginar, en la época en que se dio, un mejor resultado. Y no pensar qué hubiera pasado en una época de precios más altos: las petroleras se hubieran arrebatado los contratos a codazos”

Las empresas deberán ser muy juiciosas con sus inversiones, porque los precios parece que seguirán estables. Según Rubén Cruz, socio de Energía y Recursos Naturales de KPMG en México, “aunque los costos en la industria del petróleo y gas decrecen, se requerirá todavía más rigor en el control y la eficiencia, dado que la expectativa es que los precios del crudo se mantendrán en un rango de 45–55 dólares por barril durante algún tiempo. Por ello, los negocios que quieran competir generando y capturando valor, necesitan invertir para convertirse en organizaciones flexibles, ágiles y dirigidas por la demanda”. ENI, por lo pronto, reveló que en sus operaciones mexicanas alcanzó eficiencias y ahorros de 11% sobre los costos normales de perforación.


Del papel a los fierros

Con estos hallazgos podría decirse que para la Reforma Energética terminó la etapa de los abogados, los papeles, los contratos, las normas y las promesas, y que empezó el tiempo de los ingenieros y los fierros: torres, malacates y brocas para romper la roca.

Alexander Braune, director de Energía y Recursos Naturales de KPMG en México, explica a Milenio que “este es el segundo aire de la industria petrolera, el resultado de lo que se avanzó en los últimos años, y que sí, es una industria que se está moviendo otra vez. La Ronda 1.4 fue la culminación de este gran esfuerzo, y le dio un sello de legitimidad a las inversiones que se van a realizar, sobre todo por la diversidad de las empresas que confluyeron y que abren nuevos caminos a las inversiones de esta parte del mundo”.

Los datos son importantes a nivel estratégico, porque con estos hallazgos y confirmaciones podrán comenzar a elevarse las reservas, reponiendo los casi 2,000,000 de barriles que se extraen cada día. En los últimos años, no solo no aumentaron las reservas, sino que disminuyeron debido a la falta de inversiones. Con los nuevos trabajos se irán confirmando las reservas posibles y probables, aunque la producción neta comercial comenzará a crecer no antes de 2 años.

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Los especialistas consultados explican que los movimientos actuales son la primera fase del proceso, y que una vez que los descubrimientos se conviertan en proyectos comerciales y sean productivos, será cuando comience a bombearse petróleo para la venta.

Para entonces ya tendrán que estar ancladas las plataformas petroleras, las tuberías, las boyas y muelles donde atracarán los buques petroleros, incluso los oleoductos y gasoductos submarinos que conduzcan el combustible a la costa y puertos para su almacenamiento y distribución. Son obras importantes, de gran envergadura, que volverán a dar vida a las provincias petroleras de las costas, desde Tamaulipas hasta Tabasco y Campeche.


Regresa el auge de la industria

Si algunas ciudades petroleras fueron afectadas por la declinación de Pemex, la caída en el precio de los energéticos y los recortes presupuestales de los últimos años, las cosas comenzarán a ajustarse a medida que los nuevos jugadores se instalen en sus respectivas parcelas, con lo que volverán a ocupar alojamiento, vivienda, servicios, transportes, maquinaria y muchos obreros y técnicos, un tema que Braune considera preocupante debido a que es posible un faltante de mano de obra calificada para acompañar el desarrollo de tantas operaciones simultáneas.

El especialista explica que “pasamos de una época de diagnóstico, planeación, normatividad y estrategia, a un momento de implementación. Pasamos del papel a los fierros. Todas estas empresas y sus socios y proveedores se están empezando a mover”. En la zona costera de México, desde Tamaulipas hasta Campeche y alrededor de los puertos y refinerías, comienzan a generarse trabajos, instalarse las empresas y contratarse servicios para iniciar los trabajos de cada operación.

Dice que es el momento de los transportistas, de empresas de servicios para la industria, de alojamiento, de seguridad, y una nueva oportunidad para empresas mexicanas que quieran participar. No todas tienen que ser del tamaño de las grandes operaciones, y hay espacios donde caben empresas medianas que pueden participar y crecer.

Según Álvarez, de EY, Pemex tiene reservado un papel muy importante. “No hay que verla como una empresa vencida o arrinconada, porque tiene una gran experiencia y es uno de los mayores operadores mundiales. Es el Best in Class cuando se refiere a aguas someras; además, tiene 400 asignaciones de la Ronda Cero, que le han permitido conservar una parte muy importante de las reservas de México. Tiene mucho trabajo por hacer pero sus posibilidades son muy altas. Debe desinvertir donde no es competitiva, e invertir ahí donde las cosas se le dan mejor. Sobre todo, explotar sus fortalezas, que son muchas. No es probable que sea avasallada por las demás”.


Lo que viene: la Ronda 2

Para la primera licitación de la Ronda 2, cuyos resultados se conocerán el 19 de junio, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) reveló que participan 13 empresas para concursar por 15 contratos de producción compartida en aguas someras del Golfo de México, dentro de las provincias petroleras Tampico-Misantla, Veracruz y Cuencas del Sureste. En cinco años se espera una inversión de 11,250 millones de dólares, con unas reservas de 1,585 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Las empresas interesadas, más de una veintena, son BP, Chevron, Citla Energy E&P, ConocoPhillips, Dea Deutsche Erdogel, EcoPetrol, ENI, Hunt Overseas, Noble Energy, Ophir, Premier Oil, Shell, Statoil y la mexicana Sierra Oil & Gas, entre otras.

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Álvarez añade una recomendación a las empresas nacionales que quieran participar en este nuevo movimiento. “Existen en México empresas con mucha experiencia porque contribuyeron a Pemex durante muchos años, y ahora tienen la oportunidad de constituir una base de proveeduría muy importante, e incluso de convertirse en grandes compañías petroleras. Tiene potencial y pueden subirse a la industria”.

Alexander Braune, confirma que las inversiones programadas para el plan estratégico de Pemex, de aquí a 2021, son muy importantes y abarcan temas de exploración y producción, pero también de servicios, perforación, transportes, transformación industrial, fertilizantes, refinerías, cogeneración eléctrica, etileno y logística. Es un gran abanico al que tendrán acceso muchos proveedores nacionales y extranjeros.

Destaca el porcentaje de contenido nacional que establece la normatividad para los operadores, que comenzará en 17% pero irá aumentando a 35% y más a medida que avancen los proyectos. Esto abrirá nuevas oportunidades para inversionistas nacionales. “Muchas empresas que trabajaron con Pemex tendrán que adaptarse a los procesos y las condiciones de las empresas internacionales, que traen otros conceptos y prácticas. No es algo que se alcance de la noche a la mañana, sino a lo largo de 10 y 20 años, como ocurrió con la industria automotriz a la luz del Tratado de Libre Comercio (TLC).