Como ya es conocido, el intento de atraer inversión privada para intensificar la exploración y extracción en Litoral Tabasco tuvo un resultado insólito: hasta los más “pesimistas”, por llamarnos así a los que advertíamos un fracaso parcial, nos quedamos cortos.
En Contralínea hemos tenido amplio espacio para intentar explicar que en la subasta del pasado 15 de julio se ofrecían bloques que era imposible que alguien aceptara, como los de gas; los señalamos concretamente: las áreas contractuales 1,2, 3 y 4, frente a la costa de Coatzacoalcos, Veracruz; los bloques 14 y 15, etcétera. Pero el fracaso fue mayor: el gobierno se quedó con el 85 por ciento de los espacios marinos que ofrecía, no logró vender ni el 15 por ciento.
¿Por qué este resultado? ¿Qué pasará ahora? Es decir, ¿qué sigue? O más exactamente: ¿Qué es lo más probable, dada la correlación de fuerzas sociales y políticas, en la situación real de nuestro país, en la que no vemos alguna organización política, sindical o de la sociedad civil intentando intervenir en el curso de la reforma petrolera en marcha?
El gobierno derrochó millones de pesos en propaganda sobre el supuesto “gran potencial” petrolero y el interés de los inversionistas de participar en el gran negocio; pero sólo acudieron a presentar ofertas siete licitantes, algunos agrupados como parte de un consorcio, y otros, como Statoil, como empresa individual.
Los primeros signos eran engañosos: el 20 de enero de 2015, The Wall Street Journal publicó un artículo cuyo título resumía: “Las grandes petroleras muestran interés en los campos petroleros mexicanos” (http://lat.wsj.com/articles/SB10083468024828034148604580411613425312510?tesla=y).
Mencionaba, entre las primeras empresas que acudieron a recibir información sobre lo que el gobierno de Peña ofrecía, a Exxon Mobil, Royal Dutch Shell y Chevron; y señala que, para la fecha anotada, había 30 empresas interesadas.
Poco más tarde, el portal de CNNExpansión informó que para el 17 de febrero ya eran 42 las empresas que habían manifestado interés (www.cnnexpansion.com/economia/2015/02/25/19-empresas-las-mas-avanzadas-en-la-ronda-uno).
Para abreviar, el 25 de mayo, fecha en que terminaron las dos etapas iniciales y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) publicó la lista definitiva de las compañías precalificadas, contamos 38 empresas, agrupadas o individualmente, en 26 licitantes.
Ahora sabemos que para entonces había comenzado una silenciosa retirada. Las primeras fueron algunas grandes como Shell, Petrobras y las dos petroleras chinas; luego siguieron aquellas que habían pagado más de 5 millones de pesos para acceder a la información geológica y de los pozos perforados por Petróleos Mexicanos (Pemex). Es el acceso al llamado “cuarto de datos”, realmente un archivo digital cuya parte más valiosa son las bitácoras de los pozos perforados. Su estudio permite conocer las características concretas que, por correlación, pueden esperarse en nuevos pozos contiguos. Nuestra hipótesis es que ahí comenzó la desbandada de las empresas con más experiencia: los más de 4 mil kilómetros cuadrados de superficie marina que Peña pretendió vender fueron consideradas muy poco atractivas.
En resumen: esta subasta estaba diseñada para grandes empresas internacionales que, se esperaba, mejoraran el desempeño de Pemex e invirtieran grandes sumas. Pero todas, excepto Statoil, revisaron la documentación, algo así como un pago por ver, y sin que se supiera cuándo, y menos sus razones, fueron retirándose, así, sólo quedaron algunas pequeñas, con excepción de Statoil. Para el 15 de julio las que quedaban eran sólo seis licitantes.
Pero el hecho definitivo que ensombreció todo el panorama arrojando grandes dudas y sospechas fue el hecho de que el licitante ganador estuvo representado por Sierra Oil & Gas, una empresa que no es petrolera, cuyos activos no son pozos, campos o equipos de perforación, sino los llamados “hedge funds”, es decir, fondos de cobertura, y en la que tuvieron participación familiares del expresidente Salinas de Gortari, como lo reveló el mismo día la investigación de la revista Proceso.
Una semana antes de la subasta, cuando los que estaban enterados de que sólo quedaba un puñado de licitantes, se presentaron extraños reagrupamientos al interior del consorcio que resultaría el único ganador, éste lo formaban la mencionada Sierra Oil & Gas, Talos Energy (estadunidense) y Glencore E&P, de capital suizo. El 7 de julio, los últimos se retiraron de la asociación y de la subasta, pero se incorporó Premier Oil, una empresita inglesa. En la Imagen 2 publicamos una página de su boletín de prensa, en el que Tony Durrant, su ejecutivo principal, informa a sus accionistas que adquirieron intereses en una provincia de gas y petróleo “con un bajo costo”.
En el auditorio casi vacío del piso 11 de Nacional Financiera, a las 8:00 horas, comenzó el evento con el registro de los licitantes. Como dijimos, la sorpresa era mayúscula: sólo habían acudido siete licitantes; dos más se presentaron con sobres vacíos, es decir, sin propuesta, sólo a disculparse: Atlantic Rim Mexico, nombre que Anadarko tomó para solicitar su inscripción, y Cobalt Energía de México, estadunidense, como la anterior.
La mayor parte de las áreas contractuales, ocho bloques, no recibieron ofertas, fueron totalmente desairados.
Pero de los siete licitantes que se presentaron, tres de ellos sólo estaban interesadas en un bloque, el número 7, ellos fueron los italianos de Ente Nazionale Idrocarburi, los argentinos de Exploración y Producción de Hidrocarburos (ambas en consorcio) y Statoil.
Los otros cuatro participantes acudieron sólo interesados en dos bloques. No hubo competencia, o, en el mejor de los casos, fue muy limitada, algunos habíamos pronosticado que habría aglomeración en las zonas que creíamos más prospectivas.
El Cuadro 1 presenta el conjunto de los datos. Subrayamos la fila del bloque 7, un caso muy extraño que ha complicado la situación. ¿Seremos tan ingenuos para creer que cuatro de los cinco licitantes coincidieron en que ahí hay una gran oportunidad de negocio que los decidió a ofrecer al gobierno más del 50 por ciento de la utilidad operativa?
¿Por qué el gobierno no pudo vender?
Algunos analistas culpan al desplome de los precios.
Pero en diciembre de 2014, cuando se lanzó la convocatoria para participar en la subasta, los precios estaban aún más disminuidos que en julio de este año.
En el momento presente, incluso hay datos que sugieren que se ha iniciado una nueva estabilidad entre 50-60 dólares por barril. El factor internacional fue examinado por la CNH, en enero de 2015:
“La reciente caída de los precios no parece haber afectado [el interés] sobre los bloques en aguas poco profundas debido a los modestos costos de producción involucrados. [Estos costos] están por debajo de los 20 dólares por barril, haciéndolos atractivos incluso en el ambiente actual de precios a la baja” (The Wall Street Journal, número citado).
Otros sostienen que la culpa del fracaso la tiene la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, porque los mínimos que estableció como participación del gobierno en las utilidades fueron muy elevados; Manuel Jáuregui, editorialista de Reforma, escribió: “Sin arriesgar nada el gobierno pretende quedarse con la tajada del león de las ganancias”.
No faltó quien propone cambios en la legislación secundaria para evitar que la Secretaria de Hacienda continúe estableciendo los mínimos aceptables de utilidad para el gobierno y que pueda permitirse que, en las próximas subastas, se acepten ofertas aunque sólo se acerquen a los requisitos. Se alude al caso de los bloques 3 y 4, que recibieron propuestas bajas, pero con una diferencia de sólo 5 puntos porcentuales: Murphy Worldwide ofreció 35 por ciento de utilidad para el gobierno, pero el mínimo establecido por Hacienda fue de 40 por ciento. La propuesta quedó descalificada.
Pero otro aspecto que resultó aun más sorprendente es el escrutinio sobre los bloques que recibieron ofertas.
Las áreas que el gobierno pretendió vender son heterogéneas. Podemos dividirlas en tres grupos: 1) los bloques en la Cuenca Salina del Istmo, donde básicamente se ha descubierto sólo gas; veíamos muy difícil que, en esta etapa de saturación del mercado, alguna empresa los comprara; 2) otro bloque en Macuspana costa afuera, el 14, estaba peor todavía, no sólo es de gas, tampoco hay infraestructura; y 3) el área cercana a lo que se considera la mejor zona petrolera de México, cerca de los campos donde Pemex anunció hace un mes que descubrió tres nuevos campos, que la propaganda presentó casi como gigantes; además sus bloques, del 5 al 13, están situados próximos a campos importantes frente a la costa de Tabasco (ver Cuadro 2).
Como muestra el cuadro, la Cuenca Salina del Istmo resultó la más demandada: se ofrecieron cuatro bloques. Así, el 75 por ciento recibió ofertas.
Para el bloque 2 ya se firmó el contrato con Sierra Oil &Gas, que ofreció casi el 56 por ciento de utilidad al gobierno.
Como se ha dicho, también recibieron ofertas los bloques 3 y 4. Murphy Worldwide, asociada con una empresa de Malasia, ofreció al gobierno 35 por ciento de la utilidad operativa, pero la Secretaría de Hacienda fijó como mínimo 40 por ciento.
De lo anterior puede esperarse que el gobierno continúe licitando bloques en esa Cuenca Salina, frente al Istmo de Tehuantepec.
La operadora del consorcio ganador de los bloques 2 y 7, es Talos Energy, no Sierra Oil, la cual sólo actuó como representante. Comenzará, si es que inicia operaciones, con sondeos de sísmica que le permitan reafirmar localizaciones de perforación, quizá en 2016 trasladará una o dos plataformas (rigs, como se le llama en inglés).
Sería una tremenda sorpresa que descubra aceite y es muy improbable que encuentre un yacimiento siquiera entre 25 y 50 millones de barriles como reservas probadas. El Cuadro 3 muestra lo que Pemex ha descubierto en esa cuenca a lo largo de toda su historia.
Como puede verse hay aceite y gas, pero en cantidades ridículas: el campo más grande tiene 2 millones de barriles, lo que hoy Pemex extrae en un día.
En Salina del Istmo, hace más de medio siglo, en el esquema de los contratos riesgo, una empresa gringa logró descubrir dos campitos que produjeron muy poco; luego esa cuenca quedó totalmente abandonada; un cuarto de siglo más tarde, al comenzar el sexenio de Echeverría, se presentó la gran crisis que nos obligó a importar petróleo, y el entonces director de Pemex, el ingeniero Dovalí, que acababa de dejar la dirección de la Facultad de Ingeniería, volvió a esa cuenca, pero sólo encontró “indicios”, en un pozo llamado Marbella.
Un tercer intento, con nuevas tecnologías, lo realizó Pemex en el sexenio de Vicente Fox, con el resultado que ya mostramos en el Cuadro 3. Es decir, la cuenca Salina hace más de 10 años que volvió a quedar abandonada.
Un dato definitivo es que los pequeños descubrimientos de Pemex en el Istmo llevan 1 década vírgenes. Así, resumiendo, con una pequeña excepción de hace medio siglo, no se ha podido descubrir petróleo en las extensiones costa afuera del Istmo de Tehuantepec.
Dijimos que es improbable que Talos Energy logre descubrir un campo aceitero importante en esa cuenca. En el mejor de los casos descubrirá yacimientos de gas con dimensiones similares a los que encontró Pemex, pero debe añadirse que Pemex tiene, o tenía, si es que ya fueron despedidos o jubilados, grandes expertos. No es el caso de Talos Energy.
Talos es una empresa muy recientemente constituida. Según datos de 2014, contaba con una plantilla de 120 personas. La prensa especializada en Estados Unidos presenta a sus ejecutivos como jóvenes ansiosos en busca de “socios capitalistas” (“We are looking for a partner to join in the continued development of the asset”, confiesa el joven Tim Duncan, director ejecutivo de Talos, en una entrevista, http://www.aogr.com/magazine/cover-story/independents-changing-face-of-gulf-of-mexico-exploration).
Por esa escasez de recursos de inversión, los fundadores de la pequeña compañía comenzaron operaciones comprando plataformas de medio uso, una de ellas de la década de 1970.
Hace 2 años, en una operación de cierre de ese equipo, los cinco trabajadores que laboraban perdieron el control y se presentó una fuga de condensados, gas y agua sucia, que formó una mancha de unos 7 kilómetros de largo por casi 2 de ancho frente a las costas de Luisiana; uno de los grupos del movimiento ecologista de ese país alquiló un avión y filmó la pequeña plataforma rodeada de las aguas del Golfo de México, que brillaban por los condensados derramados. Todo lo anterior puede observarse en internet.
The Wall Street Journal le dedicó un artículo publicado el 9 de julio de 2013 en el que señala que la vieja plataforma comprada por Talos Energy había empezó a trabajar desde 1972 y había sido infraccionada “docenas de veces” por accidentes similares (Alison Sider and Daniel Gilbert, “Well blowout leaves sheen natural gas flowing in Gulf of Mexico Accident”, www.wsj.com/articles/SB1000142412788732450740457859612).
Hasta aquí nos hemos referido a los bloques frente a Coatzacoalcos, Veracruz, pasaremos ahora a la zona frente a las costas de Tabasco, en la que se ofrecieron en la subasta nueve bloques.
Como se puede observar en los cuadros, éstos son el famoso bloque 7 y dos más: el 6 y el 12. Ambos recibieron ofertas de la empresa estatal india llamada “Oil and Natural Gas Corporation, ONGC Videsh”, para adquirir el bloque 6, frente a la costa de Tabasco, a unos 50 kilómetros al Norte de la Laguna del Carmen. Los indios ofrecieron al gobierno entregar el 20 por ciento de la utilidad operativa, pero los economistas petroleros de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público habían fijado como mínimo el 40 por ciento.
En el bloque 12, situado frente a la costa centleca de Tabasco, la misma petrolera estatal india ofreció al gobierno el mismo 20 por ciento de la utilidad operativa, pero la Secretaría de Hacienda estableció el 25 por ciento como mínimo. Éste es otro de los casos en que algunos analistas se apoyan para pedir abaratar los costos en próximas licitaciones.
Las cifras anteriores permiten concluir al gobierno, con gran optimismo, que en el área Litoral Tabasco el 33 por ciento de los bloques recibieron ofertas. Es un porcentaje que para los privatizadores se encuentra en el rango de las licitaciones “exitosas”.
De ahí que lo que puede esperarse es que el gobierno mejorará la selección de los bloques, rediseñará los contratos y abatirá las condiciones para continuar las licitaciones con procedimientos más flexibles y participaciones en las utilidades más disminuidas.
Para concluir, transcribiremos una pregunta que algunos colegas me han formulado: si, como hemos dicho, Sierra Oil & Gas no es una compañía petrolera, sino una oficina, quizá con un personal de tres o cuatro personas, sus activos son los llamados fondos de cobertura (hedge funds), concepto que surgió con la llamada “ingeniería financiera”, ¿podría conseguir financiar las perforaciones en el Istmo con recursos de las Administradoras de Fondos para el Retiro? ¿Veremos los proyectos de Talos en las listas de las Sociedades de Inversión Especializadas en Fondos para el Retiro? O, en otras palabras, si los pozos salen secos en el Istmo, ¿los únicos que ganarán son los jóvenes perforadores de Talos y los intermediarios financieros de Sierra Oil?
[CAPITALES]
Fabio Barbosa*
*Investigador en el Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad Nacional Autónoma de México
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