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La pasada licitación de la Ronda 2.1 trajo nuevas lecciones: las trasnacionales apostaron por los bloques de exploración y rechazaron grandes áreas con campos descubiertos. Con ello, se elimina la hipótesis de que el factor principal que orienta a las petroleras es el potencial aceitero en el subsuelo. Aún por descubrirse, los motivos por los que Shell y Total adquirieron el bloque 15

La Ronda 2.1, que culminó con la presentación de ofertas el pasado 19 de junio, resultó con varias sorpresas. El gobierno logró entregar 10 de 15 bloques, es cierto, pero más allá de la propaganda gubernamental que dominó la información, es necesario observar matices, detallar la ubicación de los bloques y especialmente reflexionar y discutir qué implicaciones tienen los resultados de la subasta que rechazó grandes áreas con campos descubiertos y sólo se interesó por bloques de exploración, cuyos resultados sólo se verán hasta bien entrada la próxima década.

La subasta ofreció 15 bloques marinos en aguas someras a lo largo de la costa del Golfo de México, ubicadas desde frente a las costas de Tuxpan, al Norte de Veracruz, hasta las playas del municipio de Ciudad del Carmen, Campeche. Es un vasto espacio de 8 mil 900 kilómetros cuadrados con cuencas con distinto potencial, comenzamos con un agrupamiento de los bloques según este primer criterio.

Bloques Oro Marina, desairados

La Faja de Oro terrestre fue la primera gran zona petrolera descubierta en México. Como se sabe, cerca de la Laguna de Tamiahua se descubrió, en 1908, el campo San Diego de la Mar que se incendió, con la peculiaridad de que el fuego se prolongó por más de 3 meses: el aceite ardiendo corrió hacia ríos y arroyos cercanos. Las llamaradas eran visibles a kilómetros de distancia, lo que indicaba que en el subsuelo –­a apenas 300 o 400 metros de profundidad– había depósitos aceiteros de gran magnitud. Los extranjeros sólo lograron descubrir una parte de campos formando un arco, entre los que se encuentra el famoso Cerro Azul. Después de la Expropiación Petrolera, Petróleos Mexicanos (Pemex) descubrió la continuación: otro conjunto también en arco desde el Ezequiel Ordoñez, hasta el Tecolutla. Y durante la década de 1960, Pemex descubrió la otra mitad del semicírculo con los pozos de la Faja de Oro Marina.

¿El fin de la leyenda?

La ilustración 1 muestra los bloques 1 a 3, en esta área que fue legendaria, pero que en la Ronda 2.1 fue desairada en su mayor parte.

La licitación del bloque 1 quedó desierta, a pesar de que según la información oficial en el mismo existen campos reportados con aceite y gas ya descubierto. Se trata de Tiburón y Tintorera.

Lo mismo ocurrió con el bloque 3, también desairado a pesar de que en él existen los campos Cangrejo y Mejillón, este último con reservas remanentes.

En este primer conjunto la única área que recibió ofertas fue el bloque 2, relativamente disputado pues en la puja participaron dos consorcios, fue ganada por Pemex como operador asociado con la petrolera alemana DEA Deutsche. Ambas ofrecieron el también asombroso 57.92 por ciento de la utilidad operativa al Estado.

Atrás quedaron, como segundo lugar, nada menos que la asociación entre ENI y Lukoil, que ofrecieron 55.14 por ciento de la utilidad operativa. El empate técnico se resolvió con un pago en efectivo.

Finalicemos anotando que en este bloque también existen dos campos descubiertos, pero no explotados, llamados Escualo y Morsa.

Bloque 4 en Lankahuasa, también desierto

Continuando con la reseña, pasemos al bloque 4 ubicado en una formación geológica distinta.

Lankahuasa es una nueva área recién descubierta: surgió en la geografía petrolera de este país en el sexenio del presidente Vicente Fox, en el que comenzó una etapa de reactivación de la inversión en un esfuerzo de compensar la producción perdida por la declinación de Cantarell.

La ilustración del bloque 4 la muestra a la altura de la desembocadura del Río Nautla. Se desarrolló durante la administración en Pemex del ingeniero Raúl Muñoz Leos; pero a pesar de los reportes sobre un importante volumen de gas húmedo, el proyecto quedó limitado a dos campos, Lankahuasa y Kosni. Este último forma parte del bloque y fue ofrecido en la subasta. Lleva 10 años descubierto y sin producir; ahora, ningún empresario se muestra interesado en su desarrollo. Quizá más preocupante es el desinterés por el bloque 5.

Bloque 5, frente a la costa de Catemaco

Como el anterior, forma parte de toda una nueva provincia de gas húmedo, llamada Cinturón Plegado Catemaco, también descubierto por Pemex que ha perforado más de 20 pozos. La mayoría de ellos, productores tanto en aguas someras como profundas. El más importante es Lakach, cuyo desarrollo ya se había iniciado pero fue interrumpido en el actual sexenio.

La licitación de este bloque quedó desierta. Hay una coincidencia generalizada en que este resultado se debe a la sobreoferta que es más acentuada en el caso del gas: por los precios, es más barato importarlo de Estados Unidos que extraerlo de nuestros campos.

En lo que no hay coincidencia es en la pasividad, podríamos decir casi parálisis, del gobierno de Enrique Peña, que no encuentra otra solución que ofrecerlos al capital privado y esperar a que el mercado mundial se recupere.

Cuencas del Sureste

En contraste con los bloques del litoral Norte de Veracruz, en este segundo paquete del bloque 6 al 15, todos fueron licitados (con excepción del número 13) y, en algunos de ellos, los contratistas compitieron formulando los más altos porcentajes de participación de las utilidades para el gobierno: 75 por ciento, que, además, era el máximo permitido.

Otro indicador que consideramos importante para medir el interés de las empresas es el número de ellas compitiendo por el mismo bloque, que en un caso –el bloque 9– llegó a seis tiradores en la puja.

Una característica más es que en este grupo de áreas sólo una de ellas cuenta con un campo descubierto, Xulum, en el bloque 8.

El bloque 6, en la gran cuenca Salina del Istmo, fue ganado por el consorcio PC Carigali de Malasia y Ecopetrol de Colombia. Este bloque tiene una geometría curiosa: es un polígono vertical adyacente al límite Oeste de todos los bloques 1 al 4 de la Ronda 1.1; es decir, de encontrarse un descubrimiento en cualquiera de ellos se elevarían las probabilidades de que los contratistas se asocien en la explotación de los hidrocarburos.

El bloque 7

El bloque 7 se ubica en los límites entre la Salina y Comalcalco costa afuera. Si en los campos marinos se esperan las mismas formaciones de los adyacentes en tierra, las expectativas serían encontrar cuerpos salinos, arenas terciarias pobres, pero también podrían descubrirse rocas aceiteras del Cretácico, que han estado ocultas bajo la sal a pesar de múltiples campañas de sísmica.

Participaron cinco consorcios en la puja y ofrecieron el 75 por ciento de la participación al gobierno. Ganó la italiana ENI asociada con Capricorn, inglesa, y Citla, la única mexicana que obtuvo bloques además de Pemex.

Otra peculiaridad del bloque es que fue uno de los dos en que participó la gran empresa China Offshore que, como en otras, participa aisladamente, pero su oferta fue tres veces más reducida que la de ENI.

Cuenca Comalcalco costa afuera

El bloque 8. Como adelantamos, éste es el único en el segmento en el que existe un campo descubierto y con reservas, el Xulum.

Lo ganó un único licitante: el propio Pemex, que lo explotará asociado con los colombianos de Ecopetrol. Ambos ofrecieron con desgano 20.10 por ciento de utilidad al Estado mexicano, apenas un décimo de punto porcentual arriba del mínimo exigido por Comisión Nacional de Hidrocarburos, que era del 20 por ciento. Xulum fue licitado en la Ronda 1.2, en agosto de 2015, pero fue desairado. Ahora, Pemex lo recupera pero lo explotará con un socio.

El bloque 9. Se ubica frente a las costas del municipio de Paraíso. Fue el bloque más competido, considerando dos indicadores: los seis tiradores en la puja y los porcentajes de utilidad que ofrecieron al gobierno.

En este evento, dos concursantes ofrecieron cifras exactamente iguales y hubo un desempate en el que, el consorcio ganador –la empresa inglesa Capricorn y la mexicana Citla– pagó 30 millones de dólares para quedarse con el campo.

En el cuadro, presentamos los datos de las 11 empresas divididas en seis consorcios en esta competida área.

El bloque 10. Éste también fue muy competido, pues recibió cinco ofertas de empresas aisladas o asociadas. Lo ganó ENI, con 75 por ciento de la utilidad para el gobierno.

En contraste con el anterior, por el bloque 11 sólo compitieron dos consorcios. Lo ganaron los españoles de Repsol asociados con Sierra Perote, que ofertaron alto, que nosotros definimos como más del 50 por ciento; en segundo lugar quedó China Offshore, que sólo ofreció el 35 por ciento de la utilidad al Estado.

Bloques 12, 13 y 14, frente a las costas Centlecas

Una de las hipótesis que he defendido al estudiar las subastas es que el factor principal que orienta las decisiones de las empresas es el potencial aceitero en el subsuelo; así, personalmente estaba convencido que los bloques más cercanos a los yacimientos que fueron gigantes en la Sonda de Campeche serían los más solicitados, pero en la Ronda 2.1 no ocurrió de ese modo.

El bloque 12, sin competencia: tuvo una sola oferta de Lukoil. El 13, adyacente al anterior, quedó desierto. Y el bloque 14, también contiguo por el Oeste al número 12, fue licitado sin competencia: recibió una sola oferta de ENI y la mexicana Cintla.

La extraña decisión de Shell y Total

El bloque 15 es el caso más sorprendente de la Ronda 2.1. Se ubica en una nueva provincia, apenas descubierta como productora en el sexenio de Fox: las extensiones marinas de Macuspana. En ella se han descubierto campos pequeños y muy pobres de gas, alejados de la infraestructura en la Sonda de Campeche. En este caso, y sobre todo por el gas barato, nadie esperaba que recibiera ofertas.

Pero de las 15 oportunidades disponibles en la licitación, ésta fue la única que suscitó el interés de dos grandes petroleras internacionales: la inglesa Royal Dutch Shell y la francesa Total.

¿Tomaron su decisión por el tamaño del bloque? Éste comprende casi 1 mil kilómetros cuadrados, es decir 50 veces más grande que los bloques gringos en sus aguas territoriales del Golfo de México.

¿Pretenderán explorar y en el caso desarrollar los recursos de gas? ¿Tendrán estudios sobre importantes volúmenes de condensados? ¿Pretenderán dominar el abasto a las plantas petroquímicas que hoy están semi paralizadas en el Istmo de Tehuantepec?

Por el momento no podemos saberlo. La reforma energética ha dejado ya el futuro de los hidrocarburos, sea de escasez o con algunos descubrimientos, en manos de los extranjeros.

Para concluir, no se puede omitir que para lograr este objetivo, para tener los resultados de la Ronda 2.1, la Secretaría de Energía y la CNH han profundizado lo que ellos mismos llaman “flexibilidad” o “flexibilización” a extremos que sólo un estudio jurídico especializado podría decirnos si ya se han colocado en la ilegalidad.

Fabio Barbosa

[ANÁLISIS PETROLERO]

Contralínea 547 / del 10 al 16 de Julio de 2017