Fue la Ronda 3.1, ¿cómo van los que entraron en 2015?
Con una decena de pozos perforados, quienes ganaron las primeras licitaciones hace casi cuatro años, ya están listos para explotar hidrocarburos.
Los nuevos se preparan. El martes se llevó a cabo la licitación de la Ronda 3.1 en aguas someras. Entre los ganadores están Pemex Exploración y Producción, Repsol y ENI. La inversión podría alcanzar los 8,626 millones de dólares (mdd).
Hace un año muchos mexicanos pasaron desapercibido el 28 de mayo de 2017, la primera vez que Pemex recibió petróleo descubierto y extraído del subsuelo mexicano por una empresa privada, y en este caso particular, por la subsidiaria de empresas extranjeras. Ese día, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) entregó al consorcio Hokchi Energy una factura por 183,000 dólares en pago por los 4,200 barriles de petróleo obtenidos durante la fase de pruebas de uno de sus cinco pozos comprometidos, perforados y terminados. El consorcio ganó el contrato en la segunda licitación, el 30 de noviembre de 2015, y está integrado por las empresas E&P Hidrocarburos y Panamerican Energy. El combustible fue entregado a Pemex Exploración y Producción ( PEP) a través de su división exportadora, PMI Comercio Internacional.
Fue el primer resultado visible de la Ronda Uno, que inició hace cuatro años. La mexicana Sierra Oil & Gas, que con sus dos socios extranjeros ganó los dos únicos lotes adjudicados en la primera licitación, todavía está en proceso de evaluación sísmica y tecnológica. A través de un vocero declinó una entrevista.
La segunda es la vencida
En la segunda licitación de la Ronda también obtuvieron contratos otros dos concursantes: ENI de México, de origen italiano, que ya perforó cuatro pozos, y la mexicana PetroBal Upstream Delta, parte del Grupo Bal de Alberto Bailleres ( Industrias Peñoles, El Palacio de Hierro, Seguros GNP e ITAM). La mexicana participó en consorcio con Fieldwood Energy, y según la CNH, concluyó la perforación de dos pozos y realizó con éxito pruebas de producción, con una inversión por 80 mdd.
No es un resultado menor si se considera que el gobierno mexicano no invirtió dinero en estos complejos y costosos trabajos, y que recibirá hasta 70% del valor de los hidrocarburos obtenidos cuando todos los pozos entren en producción, a más tardar en 2019.
Las ganadoras de la Ronda Uno dieron más noticias: el pozo Amoca 2, operado por ENI frente a las costas de Campeche, tuvo resultados positivos y alcanzó un yacimiento petrolífero prometedor; la canadiense Renaissance Oil, que se adjudicó cuatro contratos en la Ronda 1.3, comenzó a explotar de manera comercial tres lotes en Chiapas (bajo el modelo de licencia y mediante el pago de regalías).
Los cuatro pioneros
Cuando se escriba la historia de la Reforma Energética de México, Sierra, Hokchi, PetroBal, ENI y Renaissance integrarán la categoría de los pioneros. En un comunicado, Hokchi celebró convertirse en el primer operador que completó la ejecución de un Plan de Evaluación y generó los primeros ingresos por contratos de producción compartida con México. Fue en el pozo Hokchi-4DEL, en aguas someras frente a la costa de Tabasco, con una profundidad de entre 2,600 y 3,200 metros bajo el suelo marino.
Algunos analistas creen que en el futuro, cuando los contratos de las sucesivas Rondas estén operando y haya cientos de pozos en tierra y en el mar, la burocracia deberá simplificarse para no saturar a los organismos de control. Y tampoco ser un freno para las inversiones. Ciertos controles deberán mantenerse en pie porque el Estado es socio en los contratos, y en los de participación compartida reembolsará parte de los gastos de los operadores. Se necesitará una continua supervisión para evitar confusiones y sospechas de los nuevos operadores, para que reporten los volúmenes de producción correctos y paguen las participaciones debidas.
Bajo y sobre la mar
El control y la supervisión son necesarias porque buena parte del petróleo que se extrae en el mar nunca toca tierra mexicana sino que se vende cerca del lugar de la extracción, a través de buques cisterna y petroleros cautivos que ahí abastecen a otros cargueros. Por ejemplo: en 1990 Pemex instaló en la Sonda de Campeche la base de almacenamiento Ta'Kuntah, con
capacidad para 800,000 barriles de petróleo y que recibía parte de la producción del hoy decaído Cantarell. Pero aunque esta base ya no está en servicio, otras trabajan igual.
A corta distancia de los islotes Cayo de Arcas, situados a unos 100 kilómetros de las costas de Campeche, opera la principal terminal marítima de México —una especie de puerto y almacén flotante—, y millones de barriles de petróleo se negocian sin tocar sus playas. Ahí están fondeadas grandes plataformas que reciben el petróleo de decenas de pozos, lo procesan y almacenan temporalmente, y mediante boyas que flotan a su alrededor, suministran el combustible a buques que lo transportan a sus varios destinos, en Estados Unidos y América Latina. Cayo de Arcas ha operado durante 30 años bajo la supervisión de Pemex, ahora deberá recibir y contabilizar el petróleo que le entreguen los operadores privados.
Adrenalina y muchos dólares
No hay nada tan emocionante como desembolsar 80 mdd para perforar un par de pozos de 5,000 metros de profundidad, y una vez concluidos, retirar el equipo de perforación —una plataforma marina tipo jack up con una tripulación de casi 100 técnicos, ingenieros, geólogos y operadores—, sellar la abertura y dejar una señal que indique la posición.
Es lo que ha hecho la operadora mexicana PetroBal, que ganó un contrato en la Ronda 2.1, y que parece haber debutado con buena mano porque las dos ubicaciones dieron resultados positivos y revelaron un campo con potencial de producción. Algo de experiencia ya tiene, porque en 2017 adquirió yacimientos en EU y produce petróleo y gas por cuenta propia.
Carlos Arnoldo Morales Gil, director general de este nuevo negocio del grupo coincide en que más allá de las estrategias del negocio, la planeación financiera así como el deseo de obtener un retorno sobre las inversiones, la exploración petrolera tiene un fuerte contenido de riesgos. En particular cuando se trata de determinar, con precisión, dónde está el mejor lugar para instalar una plataforma de perforación. Justo es el emocionante instante en que, después de meses, se hinca una barrena en el fondo del mar, a 40 o 50 metros bajo la superficie, para taladrar tierra y rocas y confirmar lo que muestran los estudios sísmicos y geológicos: que hacia los 5,000 metros de profundidad hay petróleo y gas de buena calidad y en cantidad suficiente con lo que también se justifica la inversión, y con presión suficiente para brotar a la superficie sin necesidad de gastar energía en bombearlos.
El petróleo sigue siendo un negocio
Morales Gil, un ingeniero petrolero con más de 30 años en la industria, y que escaló todo el escalafón de Pemex hasta dirigir por nueve años Exploración y Producción (PEP), explica que lo que parece una aventura, en la que los petroleros se la juegan a cara o cruz, en realidad es la conclusión de muchos meses de planeación y evaluaciones. “Una vez que se concretó la Reforma Energética en 2013 y que contamos con un marco legal para la participación de la iniciativa privada, los socios de Grupo Bal decidieron constituir una empresa petrolera centrada en la operación y la gestión, para lo cual se construyó un caso de negocio que permitiera estimar las inversiones necesarias, los riesgos asumidos, los tiempos de recuperación del capital y, al final, las oportunidades de ganar uno o más contratos de la subasta. Y con ese enfoque se contrató a los directivos y al personal técnico encargado de convertir las propuestas en realidad”, dice.
Señala que para muchas personas, el negocio petrolero se identifica con los equipos de perforación, con sus altas torres metálicas o las plataformas en el mar, que en realidad son provistas por empresas especializadas y solo durante el tiempo necesario. En México hay una buena oferta de maquinaria y personal para perforación, que han trabajado con Pemex y ahora han extendido sus ofertas a los nuevos entrantes. Son empresas todas de capital mexicano como Grupo Carso, La Central, La Latina, Grupo México, Oro Negro y Grupo R, que poseen plataformas y equipos para diferentes necesidades.
Inteligencia y experiencia
En el caso de PetroBal, según apunta Morales Gil, su principal activo y al que atribuye más valor no son las máquinas y los motores, sino el estudio técnico y los trabajos especializados que se hacen durante la perforación, lo que incluye análisis químicos, geológicos y de rayos gamma.
Los equipos digitales permiten reconocer las pequeñas emisiones radiactivas de los diferentes tipos de materiales por los que atraviesa la cadena de perforación a medida que la barrena tritura y envía a la superficie el material rocoso. Así se sabe si el suelo está formado por arcilla, lutita, dolomita, sal, yeso, etc., y qué significan para saber si hay petróleo en las profundidades.
Sí hay petróleo en los pozos que taladró PetroBal, pero la empresa no está autorizada todavía para ponerlos en producción. Para poderlo vender primero tienen que presentar a la CNH su propuesta técnica y económica, y detallar los pozos adicionales que perforará en las cercanías para delimitar las dimensiones del campo. Pero también la empresa debe definir qué hará con la producción, porque el yacimiento se ubica a 80 kilómetros de la costa y, obviamente, no se trata de tender un oleoducto que cruce el suelo marino para llegar hasta un puerto petrolero.
Entonces, las preguntas claves son: ¿tendrá que rentar un buque cisterna que esté anclado cerca de los pozos y reciba el hidrocarburo producido? ¿Se asociará con otros productores o con Pemex para compartir la inversión? Son preguntas que deben responderse con mucho cuidado y a satisfacción de la CNH. Por lo pronto, las bocas de los dos pozos —Ichalkil y Pokoch—, están herméticamente cerradas, con solo una señal que indica su posición, esperando en silencio a 40 metros bajo las aguas del Golfo de México.
“Con estos esto compromisos de inversión, hoy por hoy, en México, M más de 50% de la exploración que veremos verem en los próximos años va a venir de los contratos con adjudicados en estas licitaciones”,
Juan Carlos Zepeda, comisionado presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).