Tenemos que perforar y encontrar petróleo: Sierra Oil & Gas

En julio pasado, México dio un paso irreversible en materia energética: por primera vez en más de 70 años autorizó a una empresa privada a sacar para sí petróleo de suelo mexicano. Esa empresa es Sierra Oil & Gas, ganadora de dos bloques de más de 650 km² en aguas someras, el 2 y el 7, concursados la primera licitación de la Ronda Uno. Sierra Oil & Gas es dirigida en México por Iván Sandrea, un venezolano con una amplia experiencia en la industria petrolera y que viene de Statoil. Sierra es parte de un engranaje más grande. Participan de forma directa dos inversionistas institucionales, RiverStone Holdings y EnCap Investments, ambos con una amplia participación en el sector energético mundial, e Infraestructura Institucional, empresa mexicana de financiamiento de proyectos de infraestructura, adquirida hace poco por BlackRock, el fondo de capital privado más grande del mundo (ver texto en página 96). Estas firmas tienen el compromiso con el gobierno mexicano de invertir 525 millones de dólares (mdd) de inicio y otro monto igual en una segunda etapa. EnCap Investment aportará el 42.89% (225 mdd) en cada una de las dos etapas, y el resto lo deberá poner RiverStone. En cambio, Infraestructura Institucional, fideicomiso que cotiza en bolsa (bajo la figura de un ckd, certificado de capital de desarrollo), aportará el otro 14.22% (75 mdd en cada una de las dos fases). El fideicomiso, cuyos mayores inversores son unas 20 instituciones, entre afores y aseguradoras, tiene además el 14.22% de las acciones de Sierra Oil & Gas. Los trabajos en el campo marino estarán a cargo de un consorcio operador, comandado por Talos, una petrolera de Estados Unidos con proyectos en el lado estadounidense del Golfo de México y con una participación de 45% en el consorcio. Sierra tiene otro 45% en el consorcio y Premier, de Inglaterra, tiene el 10% restante. El plan ideal de Sandrea es producir al menos 50,000 barriles de petróleo diarios y más de 200 millones de barriles de petróleo en reserva, pero para llegar a ese punto aún falta mucho por hacer. ¿Qué ha pasado de julio a la fecha, uno de los periodos más convulsionados de la industria petrolera mundial? Sandrea indica que en septiembre podrían definir dónde poner el primer pozo, pero también habla de la gran decisión que les espera al final de la primera etapa, en 2019. ―A medio año de haber firmado el contrato por dos bloques de la primera licitación de la Ronda Uno, ¿cuál es el estatus de los trabajos en el área? ―En proyecto tiene muchos hitos y líneas. Estamos haciendo el re­procesamiento de la sísmica, de la información que compramos y que otorga el gobierno. Son estudios so­fisticados que nos permiten delinear mejor las estructuras que vamos a poner en el primer pozo, y en parale­lo se hace el estudio ambiental y de impacto, para lo cual recolectamos muestras con un barco subcontra­tado para ello. Todo esto es parte de los requisitos y de la información que necesitamos. En septiembre podríamos tomar la decisión de dónde vamos a po­sicionar el primer pozo. La inten­ción es perforar lo antes posible, cuando los permisos y el clima nos lo permitan; aún hay que hacer una “permisología”, una serie de trámites definidos por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Esperamos en la primera parte del año que viene estar perforando el pri­mer pozo en el bloque 7.   ―¿Cuál es el rol de cada empresa que conforma el consorcio? ―Somos firmatarios del contrato, el cual está en nuestra página web. Trabajamos con equipos y comités técnicos opera­tivos, pero cada quien es responsable de sus gastos y sus cosas. El operador determina el plan en conjunto con sus socios, las decisiones son unánimes.   ―¿De cuánto es la inversión prevista en esta etapa exploratoria? ―Tenemos cuatro años para hacer todo esto y vamos a gastar lo que ofertamos y se puso en la propuesta. Se empieza gastando poco y van subiendo, los gastos más importan­tes son cuando empiezas a perforar; los estudios sísmicos pueden costar 3, 4, 7 millones de dóla­res (mdd), dependiendo de cuánto hagas, pero lo grande viene después, y eso todavía está en estimación.   ―¿En qué momento tendrán la estimación del número de pozos y del plan completo? ―El plan completo en la primera fase es hacer tres pozos explorato­rios en los dos bloques; de ahí en adelante está sujeto a lo que uno consiga.   ―Más los pozos de explotación. ―Sí, o quizás más de delineación. Hay tres tipos de pozos: exploratorios, de delineación (que permiten confir­mar algo pero no producir) y de desarrollo.   ―¿Y son distintos en costos? ―Totalmente, los más riesgosos son los primeros, los exploratorios; los demás dan más grado de certeza…   ―¿Cuál es el precio unitario por pozo ex­ploratorio promedio en zonas marítimas como las concesionadas? ―Al principio es lo que te cuesta el pozo, por ejemplo son 20 mdd en el bloque siete, que es agua más pro­funda. Pero cuando entras a produ­cir, el costo se calcula por cada barril producido, y puede ser de entre 20 y 25 dólares, o quizás un poco más bajo, pero depende de lo que pasa en ese momento. Aquí todo es una incertidumbre, nosotros no controlamos los precios sino solo los volúmenes y costos (de producción), pero hasta que no tengas las reservas probadas y el tipo de reserva y de desarrollo, no sabes cuánto va a ser tu costo. Pero según nuestro plan van a estar en alrede­dor de 25 dólares.   ―Es un costo muy menor comparado con lo que cuesta hacer un pozo en aguas profundas. ―El bloque siete tiene casi 400 metros de profundidad en la parte más honda, y sí, sigue siendo somero comparado con aguas profundas.   ―El plan de inversión no estará entonces hasta que no sepan lo que hay. ―Tengo cuatro años para pensar en eso, aunque obviamente uno no se va retrasar tanto. En menos de 18 meses después de haber firmado el contrato, tienes que haber perforado y te puedes tardar de seis meses a un año en analizar y entender todo, para decidir qué hacer en el desarrollo.   ―Al estar estos plazos comprometidos con el regulador, en 2019 tendrías que iniciar el desarrollo. ―Tengo ese plazo para cumplir mi compromiso; una vez que deter­minemos en el consorcio que sí hay algo que vale la pena desa­rrollar, se va con las autoridades a pedir los permisos y se comienza un desarrollo.   ―Ese plan compromiso de cuatro años, ¿puede cambiar por el entorno? ―No, es un contrato, nadie puede renegociar esos contratos.   ―Pero si el precio del crudo en el merca­do es de 15 dólares y a ti te va a costar 25 sacarlo… ―No tiene nada que ver; firmamos un contrato que dice que en cuatro años hay que hacerlo, no importa si el precio se va a 100 dólares o baja a cero, tienes que hacerlo.   ―¿Aún cuando sea sólo para perder dinero? ―Tienes que cumplir. Si encuentras algo, la CNH te va a exigir que lo declares, comercial o no comer­cial, y una vez que lo declaras comercial, tienes que empezar a desarrollarlo.   ―Aunque el precio esté caído. ―No importa. Ahorita estas influen­ciado porque los precios están bajos, pero hazte la pregunta cuando estaban altos, ¿cómo pensabas? Las cosas no se hacen sólo porque los precios están de una manera u otra, al contrario, eso es un incen­tivo para hacer las cosas mejor y más rápido, pero un contrato es un contrato y tienes que cumplirlo.   ―Es parte del riesgo. ―Es parte del riesgo, correctamente.   ―¿Podrían ustedes ampliar su capital en el proyecto? ―Sí, totalmente. Acordamos 1,050 mdd en dos fases, pero está sujeto a los requerimientos de capital. Si lo utilizamos todo, pedimos más.   ―En el caso de Sierra Oil & Gas, ¿tiene socios capitalistas individuales? ―No, eso no existe. Somos una empre­sa privada, con capital privado, y en la que la gerencia tiene una partici­pación, pero eso es a riesgo nuestro. Esta no es una empresa privada de gente, tiene un ckd y dos fondos de capital privado, ahí puede haber miles (de inversionistas).   ―Sierra está constituida no solamente para sacar petróleo en estos bloques, sino para otras actividades. ―Está diseñada para hacer explo­ración, producción, desarrollo y proyectos de meanstream de infraestructura, particularmente relacionados con las necesidades del país, por ejemplo, almacenamiento de producto refinado.   ―¿Que necesidades hay de eso en el país? ―Muchas necesidades, de hecho, hay mucho que se debió haber hecho antes.   ―¿Y qué es lo que tienen planeado hacer ustedes? ―Estamos trabajando en ello, es algo tienes que ir negociando, buscando los terrenos, evaluando los proyec­tos, lo tienes que construir todo. Ya llevamos un año trabajando en dos o tres proyectos, y ya veremos si estamos en capacidad de anunciar­lo pronto.   ―¿Es almacenamiento de crudo? ―De producto refinado.   ―¿Sólo dan ese servicio? ―Por ahora sí, pero con la intención de poder ayudar también a alma­cenar crudo tanto nuestro como de otros futuros productores.   ―¿Cuál es el potencial? ―En México va a haber ahora 50 o 100 empresas nuevas. Pemex tiene su propia infraestructura, sus propias terminales, y pueden darle o no acceso a los demás. Y las empresas privadas, todas, van a querer una solución diferente o que cada quien busque sus soluciones; nosotros exportaremos (crudo) desde aguas someras directamente, otros traerán al petróleo a tierra, así que nosotros queremos estar involucrados en esa oportunidad de negocio.   ―Como volumen de negocio, ¿qué tan relevante puede llegar a ser en compa­ración con la producción de crudo en los bloques que ganaron? ―Como un 30% de nuestro capital va a ir a midstream. Es significativo.   ―Y en esto, ¿cómo van plazos y tiempos? ―Ya lo empezamos.   ―¿Tiene sentido de negocio almacenar parte del crudo producido por ustedes? ―No, quien produce crudo lo tienes que vender en todo el mundo. En México hay que compartirlo con el Estado y éste mercadea su propio crudo… Si ellos (el estado) lo quie­ren almacenar es su problema, pero lo más seguro es que lo vendan. La gasolina, el diésel o esas cosas sí se almacenan, pero en cuanto al crudo, los únicos que lo almacenan son las refinerías o los gobiernos.   ―El negocio de almacenamiento, ¿cuándo harán el anuncio? ―En algún momento de la primera mitad de este año; es tardado nego­ciar tierras, los permisos y demás.   ―¿Son muy grandes las necesidades de almacenamiento en México? ―Muy grandes. Sólo hay almace­namientos para cuatro días de importación; en muchos lugares son dos días y en otros son más, pero nunca más de nueve días. En otros mercados hay para 21 a 90 días. ¿Qué pasa aquí? Todos los días puede haber una crisis, porque si no llegan los barcos y no descargan la gasolina que llega de Estados Unidos habrá un desabasto. México ha estado al día. Re­gularmente se reúne el equipo de emergencia, por si acaso te agarra un mal mar, un huracán, y se cierran los puertos; en una semana ya estás en crisis.   ―¿Tienen ustedes alguna ventaja por el hecho de que los socios tengan ope­raciones del lado estadounidense del Golfo de México? ―Son muchas, pero no sólo hay que ver la geografía, sino lo que pasa con el agua, tipo de subsuelo, etcé­tera. En Estados Unidos es donde hay la mayor experiencia en per­foración en aguas someras, tienen muchos más años haciéndolo que el propio Pemex. Obviamente, Pemex sabe lo que está haciendo y para todos los demás es un lugar nuevo; pero al venir de un parque similar, es más fácil adap­tarte desde el punto de vista operati­vo. Las rocas, los campos la historia geológica es similar, no importa que estén en países distintos, por tanto, ayuda mucho tener experiencia al lado para encontrar cosas y ver y entender lo que está pasando. A diferencia de quien viene de otro país, donde la geología es totalmente diferente, como Brasil, Angola, Nigeria o el Mar del Norte.   ―Y en un sentido práctico, como traslado de equipos, ¿también es importante eso? Claro, también es importante, puedes tener costos más bajos, operar desde allá o viceversa.   ―¿Se pueden compartir servicios, infraes­tructuras? ―Servicios sí, infraestructuras no. De todas maneras, cada país es diferen­te y tú tienes que importar, pagar impuestos, tener permisos…   ―¿Ahora están cuantificadas esas ventajas por ustedes? ―Hemos hecho nuestras estimaciones y lo que nos sale es muy similar a lo que vemos en Estados Unidos, nos sentimos cómodos.   ―¿Lo de los 25 dólares de costo por barril, está basado en los costos en aguas some­ras del lado estadounidense? ―Sí, es referente en algunos casos.   ―¿Tienen un número de los beneficios que esas sinergias pueden generar? ―No hay un número específico, pero sí existen.   ―¿Qué atractivo a los campos que ustedes ganaron? ―Lo primero es que la geología es atractiva y que hay varios prospectos potenciales dentro de los bloques, indicadores de que hay hidrocar­buros muy buenos. Las aguas no son muy profundas y el riesgo total técnico que hemos evaluado no es tan alto como en otros bloques. Son una serie de parámetros, pero no se concentra en los volúmenes, sino en el riesgo.   ―¿Dentro de los riesgos, toman en cuenta el ambiente regulatorio y la inseguridad? ―Hay riesgos técnicos y comercia­les, y me he referido a los prime­ros; riesgo comercial hay como en todo: la seguridad, lluvias, huraca­nes, pero no los puedes controlar, tienes que entenderlos y ver si estás dispuesto a tomarlos o no.   ―Y en cuanto al riesgo de los precios del crudo, ustedes tienen que cumplir ese contrato de cuatro años, ¿qué viene des­pués, esperar a que los precios repunten? ―No tenemos que esperar, si encon­tramos algo aplicamos una declara­ción comercial y se desarrolla si es viable, si no es viable no se hace.   ―¿Quién asume la pérdida si no es viable? ―Nosotros. Somos los que metemos a riesgo el capital.   ―Es arriesgado. ―Por eso es que cuando se dicen por ahí tantas cosas, como que las empresas internacionales… que la apertura en México…, está mal enfocado. Eso es riesgo, el único que se bene­ficia con todo esto es México, uno invierte en empleos, yo tengo más de 40 personas.   ―¿Es posible que ustedes digan que no es viable en ese momento, pero puede serlo dentro un año o dos después y retomarlo? ―Primero tenemos que descubrir algo, al descubrirlo evalúas las reservas, el entorno económico, los costos, todo, y tomamos una decisión si es viable o no, en ese momento.   ―En caso de que no lo sea, ¿mantienen la concesión? ―Si no la desarrollas la pierdes. Te dan ciertos km², perforas y declaras qué parte es comercial, y si el resto no es viable lo regresas al Estado, te quedas solo con ese pedacito.   ―¿Y si es viable? ―Tienes que hacer un plan de desa­rrollo y muchas cosas más.   ―¿Qué tan frecuente ocurre que se decla­ren bloques no comerciales? ―Ocurre todos los días, en toda la historia.   ―¿Por el precio del crudo y por otras razones? ―En Estados Unidos tú eres dueño de los minerales. En México, (donde los recursos son del estado) si descu­bres algo y no lo quieres desarrollar en ese momento, sigues pagando la licencia para que te la mantengan hasta por diez años, después de eso te la quitan, y es igual en Brasil. Pemex tiene muchos descubri­mientos que no ha desarrollado. Pero han ganado bastante dinero en los años pasados.