Estos son los nuevos buscadores de petróleo en México

El municipio de China, Nuevo León, se encuentra en la cuenca de Burgos, la zona que aporta la mayor cantidad de gas natural seco del país. En ese lugar, las temperaturas en invierno pueden bajar de los cero grados, aunque oscilan entre los 30 y los 40 grados el resto del año. Para aliviar el frío, los trabajadores de los campos de Sierrita y Cuervo solían masticar peyote mientras instalaban las compresoras de gas, a mediados de los 90, cuenta Mariano Hernández, un ex ingeniero de Pemex que, por entonces, inauguraba sus servicios privados en el sector a través de la firma PTS.

Ahora, tras 20 años de trabajos para Pemex, este empresario se convirtió en uno de los primeros petroleros privados de México, a través de la compañía Nuvoil, tras ganar en diciembre la licencia para explotar el campo de Benavides-Primavera ubicado en esa zona.

“Llegamos a estas tierras de Burgos en el 95 como prestadores de servicios, y ahora ya estamos como operadores. Es un orgullo”, dice el director general de Nuvoil, una firma de más de 1,000 trabajadores.

Los primeros barriles de crudo y gas producidos por compañías privadas llegan de este tipo de latitudes agrestes, como las de Nuevo León. Los 12 contratos otorgados a empresas y que ya producen hidrocarburos en la actualidad —de un total de 30 adjudicados por el gobierno tras las primeras tres fases de la serie de licitaciones de la llamada Ronda Uno— aportaron en julio 1,591 barriles de crudo y 25.75 millones de pies cúbicos de gas natural. Son apenas unas gotas, si se comparan con los 5,785 millones de pies cúbicos de gas natural y los 2.15 millones de barriles de crudo que extrajo Pemex ese mismo mes.

Sin embargo, es el primer paso de la apertura histórica del sector que trajo la reforma energética, después de 75 años de monopolio de Pemex. Pero estos inicios no son sencillos: las nuevas petroleras deben enfrentarse con conflictos sociales, daños ambientales, robos de infraestructura, campos aislados por la falta de inversión y una regulación naciente. Estas compañías son ‘los buscadores de oro’ de la época actual.

“Son la camada de los cowboys mexicanos que abrirán la brecha para las petroleras que no estén dispuestas a correr tanto riesgo”, dice Óscar López, socio de la consultora internacional EY, que ha asesorado a algunas de estas empresas.

Sierra Oil, Petrobal, Diarqco, Renaissance Oil, Cotemar y Nuvoil son varios de los ganadores de las primeras licitaciones petroleras que abrieron sus puertas a Expansión para contar su particular travesía en los inicios de la reforma energética.

Bienvenidos al salvaje oeste mexicano.

El 15 de julio del año pasado, Iván Sandrea, director general de Sierra Oil & Gas, acudió a las oficinas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el regulador del sector, para asistir a la primera licitación de bloques petroleros a empresas privadas del país.

Sus empleados le esperaban en el salón de un hotel del barrio empresarial de Santa Fe, donde Sandrea había previsto contratar dos paquetes diferentes: uno con algo de comer y unos snacks, en el caso de que la compañía no se adjudicara ninguno de los bloques que pretendía, y otro con mucha más bebida, en el caso de salir ganadores. Tuvo que pagar el segundo, y la fiesta se prolongó hasta las seis de la mañana.

Sierra Oil, junto a sus socios Talos Energy y Premier Oil, se adjudicó los primeros dos bloques entregados a una firma privada en el país. Fue el único ganador, pues el resto —todos de exploración en aguas poco profundas (o someras) del golfo de México, por lo que no está garantizado al 100% que haya petróleo allí— quedaron vacantes.

Al ejecutivo, esto le llena más de orgullo que de temores. “Desde mi punto de vista, el ser el único ganador te pone en una situación donde sabes que no puedes presumir”, cuenta Sandrea en sus oficinas, donde trabajan unas 40 personas y donde destacan un billar y una mesa de ping pong.

Sierra Oil es un reflejo de estas primeras petroleras: una firma pequeña, fruto del impulso de un emprendedor con experiencia en el sector.

Sandrea, un venezolano que trabajó en Statoil —la petrolera estatal noruega— y British Petroleum, entre otros lugares, fundó esta compañía con el objetivo exclusivo de aprovechar la reforma energética mexicana. Para ello, contó con el apoyo de EnCap Investments y Riverstone, dos fondos internacionales del sector, que aportaron casi 500 millones de dólares (MDD).

La apuesta ya dio frutos. Sandrea afirma que el primer área, frente a la costa de Veracruz, tenía el nombre de su consorcio escrito desde que inició la subasta, pues su equipo había estudiado a fondo ese bloque y puso todo su esfuerzo en ganarlo. “El segundo sí que fue toda una sorpresa”, cuenta el ejecutivo, quien le arrebató ese contrato por sólo cuatro décimas a Statoil.

Como resultado, el consorcio consiguió el primer permiso para perforar un pozo exploratorio, donde invertirá 160 MDD en dos años. El éxito o el fracaso del proyecto requiere de un trabajo “fino” de análisis de datos, apunta Sandrea.

Es un reto complicado: Pemex dispuso de 1,500 MDD en 2015 y de 700 MDD este año sólo para tareas de exploración, pero tuvo decenas de áreas en el mar para perforar. Si Sierra no encuentra nada en esos dos bloques, ahí se acaba su oportunidad.
Pero si descubre crudo, entonces sacará de nuevo la cartera para gastar 700 MDD en su explotación.

Sandrea confía en que el grupo de 20 personas dedicadas a este proyecto lo llevará adelante, por lo que la otra mitad del equipo ya trabaja en la siguiente oportunidad: la Ronda 1.4 de aguas profundas, que se licita el 5 de diciembre.

“Sierra tiene el orgullo de ser la única empresa de nueva formación mexicana, y pequeña, en estar (precalificada) en aguas profundas”, dice el directivo.

En esta última fase de la Ronda Uno, se espera que por fin entren las llamadas Major Oil Companies, como Exxon, Chevron, Shell o Statoil, pero hasta ahora son las pequeñas y medianas, con menos aversión al riesgo, las que se han llevado más de 90% de los contratos licitados.

Según Sandrea, la meta de Sierra Oil —que también irá por oportunidades en las Ronda 2 y 3 en aguas someras y profundas— es tener una cartera de reservas de 500 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, y producir entre 50,000 y 100,000 barriles diarios.

El nombre de Carlos Morales, director general de Petrobal, tiene resonancia en todo el sector. El ahora capitán de la petrolera de Grupo BAL, de Alberto Baillères, uno de los mayores empresarios mexicanos —dueño, entre otras cosas, de El Palacio de Hierro y de las mineras Peñoles y Fresnillo—, comandó Pemex Exploración y Producción (PEP), la división más importante de la firma estatal, por una década.

“Después de 10 años en la dirección de PEP, es la persona más conocida en el área de producción y exploración en México”, opina Hernández, de Nuvoil. “Para traer a una figura de este nivel al sector privado, no dudo que el propio Alberto (Baillères) haya marcado al presidente Peña Nieto para consultarlo y evitarse conflictos por contratarlo”, agrega un directivo de una petrolera rival, que pidió el anonimato.

La petrolera del ingeniero Morales, como lo conocen en la industria, fue otra de las ganadoras de la Ronda Uno y se prepara para poner una plataforma en los bloques de aguas someras de Ichalkil-Pokoch.

“Las estructuras geológicas de interés son de la edad Jurásica y Cretásica, y quiere decir que se depositaron hace 60 a 70 millones de años. La profundidad a la que están esas estructuras es de 5,000 metros, y es lo que intentaremos explotar”, responde con cadencia para explicar qué le gusta de esos campos.

Petrobal, junto a su socio operador Fieldwood, invertirá 177 MDD tanto en los estudios sísmicos como en la perforación de pozos. La parte de excavación absorbe más del 70% de todo el gasto en este tipo de proyectos.

Durante su periodo al frente de PEP, Morales vio caer la producción de petróleo del país desde su pico máximo de 3.38 millones de barriles diarios en 2004 a 2.43 millones en 2014, por la decadencia natural de Cantarell, el mayor yacimiento en la historia del país. Por ello, ahora dimensiona su nuevo reto en Petrobal, recordando que en Pemex era normal que algunos pozos perforados resultaran improductivos —este año, la tasa de éxito de la firma estatal en perforación de pozos exploratorios es de 27%—, y que lo relevante era ver la cartera en su conjunto.

“La reforma ha permitido ponerle un enfermero de cabecera a cada proyecto, lo que debe verse como un avance”, opina.

En Pemex, Morales sólo dirigía la parte operativa, y dependía de los recursos —o sufría la falta de estos— para realizar sus labores, y ahora vigila ambos aspectos. Esto le permite tratar de manera directa con los proveedores de servicios y ser más eficiente. “Un Jack Up (un tipo de plataforma de exploración en el mar) que costaba entre 150,000 a 160,000 dólares de renta diaria en 2013, ahora (ante la caída de los precios del petróleo y de las tarifas del sector) lo podemos negociar hasta en 100,000 dólares o menos”, apunta el directivo.

Petrobal, agrega, mantiene abierta la cartera para participar en siguientes rondas, como la 2.1, donde habrá más oportunidades en aguas someras. Su primera gran meta es producir entre 50,000 y 100,000 barriles de petróleo y gas al día durante la siguiente década.
“Si se vale hacer la analogía con un humano, somos un bebé recién nacido con ganas de caminar rápido”, afirma.

Si en el mar, donde trabajan Sierra Oil y Petrobal, el primer reto es dónde y cómo excavar los pozos, en tierra la ecuación del éxito empieza por la variable de la comunidad.

Tabasco cuenta con 900 pozos en explotación, contenidos en 104 campos de producción petrolera entre las cuencas de Macuspana-Muspac y Samaria Luna, de la Región Sur, que aporta cerca de 345,000 barriles diarios.

La historia petrolera de esta zona se remonta a 1863, cuando se descubrieron los primeros indicios de crudo. Todo esto ha dejado huella en las comunidades que han convivido lado a lado con esta industria, con abundantes conflictos, por más de 100 años.

Allí deberá operar ahora Diarqco, una empresa con 25 años de experiencia en servicios petroleros, que ganó las áreas exploratorias de Mayacaste y Calicanto en la Ronda 1.3. En ese concurso, se licitaron 25 bloques en zonas terrestres donde Pemex dejó de invertir a lo largo de los años, al descubrir pozos más productivos en el mar.

Es un tesoro relativamente pequeño. “En Poza Rica-Altamira, Veracruz, se producen 50,000 barriles con 1,500 pozos productores, versus 500 pozos para extraer 1.7 millones de barriles en mar”, ejemplifica Gustavo Hernández, director de Recursos, Reservas y Asociaciones de PEP.

Pero el tamaño de esos campos es suficientemente apetitoso para las empresas medianas, por lo que la Ronda 1.3 logró adjudicar todos sus bloques a concurso.

El fundador de Diarqco, Jorge de Dios, reconoce que pese a la dificultad tecnológica que implica hacer rentable este tipo de campos —Mayacaste, por ejemplo, lleva dos décadas cerrado porque a Pemex ya no le salían las cuentas—, lo primero es ganarse a las comunidades. “Para nosotros, va a ser muy fácil trabajar porque aquí nos hemos desarrollado como empresa. Aquí jugamos de local”, presume este arquitecto.

Quizá no sea tan sencillo. “Desde 2013, Pemex ha dejado improcedentes las afectaciones —el pago por daños a casas, caminos, animales o sembradíos—, y eso tiene inconformes a las comunidades”, dice Valentín Olán, ejidatario en Calicanto, en esa zona de Tabasco, y delegado del sindicato local.

Por ello, mientras Diarqco trabaja en sus oficinas para tener los permisos y los planes de inversión de 120 MDD que requerirá el proyecto en su ciclo de vida, al mismo tiempo, sobre el terreno toca a las puertas de las comunidades aledañas a sus campos para ofrecerles empleos, adquirir los derechos para pasar por sus ejidos y dejar claro que no caerá en los vicios que dejó Pemex, cuenta De Dios.

Esto exige una negociación constante. Por ejemplo, cuando Expansión visitó el campo de Diarqco, los representantes de la petrolera le pidieron a Olán que el sindicato no bloqueara el paso, pues éste tiene planeado impedir cualquier trabajo hasta que solucionen sus demandas, sea por parte de Pemex o de Diarqco.

“Aquí es la ley del machete”, asegura uno de los empleados de la petrolera. Sus palabras son literales: en la entrada de muchas de las viviendas de la zona, cerca de la hamaca, cuelga un machete.

Si bien Pemex redujo el número de conflictos sociales de 108 a 79 entre 2014 y 2015, según cifras de su reporte de Sustentabilidad 2015, la impresión entre los ganadores de la Ronda 1.3 consultados es que la petrolera dejó inconclusos los reclamos de las comunidades en los campos cedidos a empresas privadas.

“Tendría que existir un mecanismo para forzar al gobierno a pagar por esos gastos. Si hay un adeudo con la comunidad y no lo pagan, no puedo empezar a operar”, dice Óscar López, socio de la consultora internacional EY.

De Dios apuesta a que logrará entenderse con los pobladores del área, donde espera producir hasta 6,000 barriles diarios de crudo en un par de años. “En la medida en que demostremos el éxito en estos dos campos, será la medida en la que podíamos tener más cartas para negociar una alianza o una fusión en un momento dado”, explica el empresario, quien se centrará en sacar adelante estos proyectos y no participará en las siguientes licitaciones.

Veracruz es otro estado con una centenaria historia petrolera. Allí, Lifting, la operadora que pertenece al consorcio de la naviera y prestadora de servicios Cotemar, tomará el control de Cuichapa, un campo descubierto por la compañía estadounidense El Águila, que produjo sus primeros barriles en 1914, y que pasó a manos de Pemex tras la expropiación.

Ahora, cuando proporciona cerca de 550 barriles diarios de crudo, regresa a manos privadas, luego de que Lifting se lo adjudicara en la Ronda 1.3. Fue la primera compañía en firmar un contrato con Pemex para comercializar su producción, y ya pone su mira en otras licitaciones de campos maduros y en el mar, donde cuenta con la experiencia de dar servicios de plataformas y embarcaciones a través de Cotemar.

Pero la compañía se ha topado con numerosos inconvenientes desde agosto, cuando apenas llegó a la zona para conocer el campo.

La firma ha tenido problemas para realizar labores de manera normal por los constantes bloqueos de los sindicatos y de los pobladores. Sin embargo, se mantiene en el empeño. “Nuestra obligación con las autoridades del estado es garantizar la continuidad operativa, y, por supuesto, incrementar sustancialmente la producción de crudo”, explican fuentes de la compañía, que hablaron bajo condición de anonimato.

También sufre otro problema: los robos en las instalaciones que recibió de Pemex. La empresa sufrió el hurto de tubos de descarga y compresoras, una infraestructura que figuraba en el contrato de licencia, pero que, tras unos días de haber tomado el control del área, desapareció. La petrolera Perseus, otro de los ganadores de la Ronda 1.3, vivió un caso similar, según conoció Expansión.

La CNH señaló que el asunto no es de su competencia y Pemex no quiso comentar lo sucedido.

“Es parte de un tema más amplio de seguridad en el país. También sobre corrupción. Hay que atenderlo. Es un tema transversal que compete a varias instituciones. No es en absoluto la situación óptima”, admite Aldo Flores, subsecretario de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía.

Además, algunas compañías han detectado sustancias contaminantes, que Pemex no había divulgado, en algunos de estos campos entregados en la Ronda 1.3, revela Thomas Heather, socio de la consultora Haynes and Boone, y que ha colaborado con algunas de las petroleras ganadoras en esta fase.

En la llamada Región Norte petrolera del país, entre Nuevo León y Tamaulipas, las compañías lidian con otro tipo de problema: el crimen organizado.

En ese área opera Nuvoil en el campo de gas Benavides-Primavera, cerca de Reynosa, donde los trabajos en el terreno deben suspenderse antes de las seis de la tarde, para no arriesgarse a tener roces con el narco que transita por la zona.

"Por ahora las cosas se han calmado, porque hace unos tres años incluso debíamos dejar de operar a las dos de la tarde”, cuenta un ingeniero de Cinco M, una firma que pertenece al corporativo de Nuvoil y que lidera las actividades en el campo.

Benavides-Primavera es uno de los bloques más extensos que salieron a concurso en la Ronda 1.3: en la actualidad produce entre 8 y 10 millones de pies cúbicos de gas natural al día.

Para Hernández, el director general, el verdadero reto no es el narco, sino cómo rentabilizar este proyecto, donde invertirá entre 8 y 11 MDD en los primeros dos años.

Un millar de pies cúbicos se vende a 2.70 dólares, pero Nuvoil debe pagarle a la petrolera nacional casi un dólar y medio para que ésta comercialice, a través de su infraestructura, cada uno de los 10,000 millares de pies cúbicos que produce al día.

El empresario cree que la solución pasa por reducir los costos de transporte y comercialización que debe pagar a Pemex y, para ello, aprovechar otra de las nuevas “bondades” de la reforma: generar y comercializar electricidad.

Así, junto al campo, Nuvoil buscará instalar una central de ciclo combinado de 80 MW, que se alimentará con el gas de la empresa. En las cercanías se encuentra una línea de transmisión de la Comisión Federal de Electricidad, con que la compañía podrá transportar y comercializar su electricidad, para dar suministro a alguna empresa en Nuevo León. “Ya estamos aterrizando la viabilidad técnica y económica del proyecto”, afirma Hernández, que espera incrementar la producción en Benavides-Primavera hasta los 20,000 millares de pies cúbicos diarios.

Nuvoil, como Diarqco y Cotemar, viene de una larga historia como prestador de servicios para Pemex, y tras los recortes de presupuesto a la petrolera estatal de los últimos dos años, que causó la reducción de los contratos con los proveedores, busca en estas licitaciones una vía para evitar la caída del negocio.

“Hay compañías que por años dieron mantenimiento a refinerías, terminales y hasta servicios de producción. Y hay mucho interés de convertirse ahora en productores”, dice Erik Legorreta, presidente de la Asociación Mexicana de la Industria del Petróleo (AMIPE).

“El ser operador, para nosotros, no sólo significa venir, sino sumarnos en la cadena de producción de energía, aprovechando todo el tema de la reforma energética”, platica Hernández, un ingeniero petrolero que, una vez terminada la sesión de fotos, se aleja para revisar las válvulas y los medidores en las instalaciones del campo.

Craig Steinke, cofundador y director general de Renaissance Oil, presume con algo de picardía cómo logró posicionarse como la “segunda mayor petrolera del país después de Pemex”, tras tomar posesión en la Ronda 1.3 de los campos de Nuevo Mundo, Topén y Malva en Chiapas, con una producción de 733 barriles diarios y 5,300 millares de pies cúbicos de gas natural.

Con ellos, Renaissance Oil, con sede en Canadá pero que sólo controla proyectos petroleros en México, puede alcanzar una producción de casi 6,000 barriles de petróleo crudo equivalente para finales de 2017, según un reporte de Lyndon Dunkley, analista de la consultora de inversiones canadiense Beacon Securities Limited.

La firma, además, se adjudicó más tarde un cuarto campo, el de Pontón en Veracruz, después de que la empresa Geo Estratos renunciara a él. Esto la posiciona como la compañía con más bloques asignados hasta el momento.

También fue la primera petrolera extranjera, junto a la holandesa Canamex Dutch, que ya produce petróleo mexicano tras la reforma energética.

Steinke, aunque feliz por todos estos avances en tan corto tiempo, se entusiasma más cuando destaca que en su equipo se encuentra Nick Steinsberger, el hombre que “decodificó el fracking” en Estados Unidos. La revolución del fracking, un método de extracción a través de la inyección de agua combinada con químicos para fracturar las capas de roca de lutita que contienen gas natural y petróleo, ha posicionado a Estados Unidos como el mayor productor de hidrocarburos en este tipo de estructuras.

Las agencias internacionales estiman que México cuenta con una de las 10 reservas más importantes de este tipo de recurso en la zona de la frontera con el país vecino. Pero Pemex apenas ha explorado esta oportunidad, por lo que Steinke se ofrece para hacerlo.

“Nosotros podemos desarrollar los recursos no convencionales, como el shale gas, en México”, dice. “Necesitamos ver que el gobierno proceda en las licitaciones de los no convencionales (aún sin fecha en el calendario), y ponga a disposición estos terrenos”.

La empresa Geo Estratos ejemplifica otra de las grandes dificultades que viven las nuevas petroleras: conseguir socios financieros. La compañía mexicana ganó cuatro bloques en la Ronda 1.3, pero tuvo que declinar la firma de todos los contratos a inicios de este año. Los campos pasaron a quienes quedaron segundos en el concurso.

Geo Estratos, que dirige Vicente González, se vio imposibilitada de refrendar los bloques luego de separarse de su socio inglés MX Oil. “Escogimos mal la novia para asociarnos”, resume el directivo.

La empresa entró a la licitación junto con el fondo británico de inversión MX Oil, que debía aportar el capital. Pero, una vez ganados los cuatro bloques de exploración y producción, su socio dio marcha atrás, al considerar que los campos eran menos atractivos de lo estimado en un principio. “El problema que ellos enfrentaban era que estaban comprometiendo sus recursos en países como Nigeria, lo que fue una manera elegante de no enfrentar la obligación y compromiso que representaba trabajar en México”, considera González.

Según el directivo, MX Oil también consideró que las regalías que exigía el gobierno eran demasiado altas. (Expansión contactó a este fondo de inversión, pero no obtuvo respuesta.)

Esta mala experiencia no ha inhibido a Geo Estratos. “Estamos seguros de que, en el futuro, vamos a estar ganando campos. Éste es un camino que apenas comienza, y es bastante largo”, afirma González.

La compañía, que negocia con una firma noruega para aliarse en México, concentrará sus fuerzas para competir en la Ronda 2.2 de campos en tierra de crudo y gas natural, anunciada para el primer semestre del año que viene. Por ejemplo, espera que su conocimiento de la cuenca de Tampico-Misantla, en el norte del país, le permita, por fin, entrar al nuevo club de petroleros mexicanos.