A Shell le tomó 80 años regresar de lleno a México

Por Lucía Pérez Moreno Royal Dutch Shell le gustan los retos y los lugares difíciles. La empresa angloholandesa que inventó los buquetanques y que hizo fortuna surcando los mares del Atlántico, anhela también desentrañar el oro negro del fondo marino, lo que viene haciendo en el Golfo de México desde hace tres décadas. Ha soñado con cruzar la frontera invisible que divide a México de Estados Unidos para extraer las riquezas ocultas bajo sedimentos de sal y rocas del fondo marino y, gracias a la reforma energética, ya podrá hacerlo realidad. Shell celebró los cambios constitucionales que hizo México en 2013 y pidió reglas claras para participar en las subastas petroleras. Curiosamente, cuando se efectuó la primera subasta de yacimientos en aguas profundas, a finales de 2016, estuvo ausente. En esa ocasión, se licitaron 10 bloques petroleros muy cerca de sus plataformas de Perdido y fue la empresa China Offshore Corporation la que se adjudicó los mejores bloques. Shell también perdió la oportunidad de explotar con Pemex, en un acuerdo de farmout, el famoso Campo Trion, ubicado a menos de 65 km de sus plataformas y con reservas probadas de poco más de 260 millones de barriles (mdb). Fue la australiana BHP Billiton la ganadora de esa licitación. Por entonces, Shell estaba ocupada en asuntos más urgentes: acababa de comprar British Gas (BG) en 54,000 mdd, una empresa que le ayudaría a potenciar sus negocios de GNL y se había ido de compras a Brasil para adquirir varias licencias en las aguas del Atlántico. Aun así, sorprendió su desinterés en esa subasta; de ahí que muchos creyeran que se estaba guardando algo para el siguiente concurso de aguas profundas, donde se ofertarían poco más del doble de áreas. As bajo la manga De todas las licitaciones petroleras, la 2.4, de aguas profundas, fue la más importante, en términos de ofertas, postores, concesiones territoriales, reservas y potencial de producción. En esta ronda se subastaron casi 45,000 m² de áreas marinas. De esta ronda se podrían obtener hasta 900,000 barriles diarios de crudo en 10 o 15 años, cuando los campos estén operando, de acuerdo con Juan Carlos Zepeda, consejero presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Todas las majors (grandes empresas de la industria petrolera que pueden extraer hidrocarburos con tiros de 500 a 3,000 metros) se inscribieron y, en la pantalla del piso de remates, aparecieron los 21 bloques que la CNH puso a disposición en la Cuenca de Cinturón Perdido, Salina Istmo y Cordilleras Mexicanas. Por ser licitaciones de alto riesgo (generalmente con probabilidad de explotación de 33%), la CNH ofreció términos y condiciones más flexibles que en las de pozos en tierra y aguas someras. Los contratos se firmarían por 50 años, de los cuales 12 años serían sólo para actividades de exploración. En la 2.4, no todos los postores asumieron riesgos. Shell, por ejemplo, iba a lo seguro porque acababa de encontrar grandes reservas en esa zona, lo que evitó mencionar durante la subasta. Dos semanas después, anunció el mayor descubrimiento petrolero de la última década en el Golfo de México, casualmente muy cerca de los bloques que acababa de adquirir en México. Había encontrado petróleo y crudo en Alaminos, a menos de 15 kilómetros de su plataforma de Silver Camp y, aunque no especificó el tamaño de las reservas, mencionó que las sumaría a los 1,000 millones de barriles en reservas. “Shell tenía información que ningún otro postor conocía, y la mantuvo en secreto hasta después de la subasta”, señala Fabio Barbosa, del Instituto de Investigaciones Económicas y uno de los fundadores del seminario de Aguas Profundas impartido en la Facultad de Ingeniería de la UNAM. Los contratos para aguas profundas otorgan 12 años para las actividades exploratorias, por lo que Shell puede dejar pasar dos sexenios enteros antes de comenzar a explotar sus nuevos campos marinos. La petrolera angloholandesa no atendió la petición de entrevista de Forbes para hablar de sus nuevos contratos en aguas profundas mexicanas. Con la ronda 2 terminan las grandes subastas del actual gobierno, pues en la 3, que ocurrirá a lo largo de 2018, ya no hay bloques en aguas profundas. El saldo (según el gobierno actual) es muy positivo. En cuatro años, la CNH realizó 14 licitaciones y otorgó más de 100 licencias a 70 empresas de 18 países. La tasa de participación fue de 60%, contra el 40% que recibe este tipo de subastas en otros países. En la ronda 2.4 de aguas profundas, esta tasa fue del 80%, la más alta de todas. Las previsiones de la Secretaría de Energía (Sener) son que, gracias a las subastas, llegarán capitales al país por 150,000 millones de dólares, de los cuales 80% será para proyectos de aguas profundas. “El gobierno maneja unas cifras muy optimistas”, dice Barbosa, para quien los recursos vendrán conforme se recupere el mercado petrolero. Al cierre de la segunda ronda, y cuatro años después de iniciar las subastas, el gobierno ha recabado 650 mdd, el 0.004% de la cifra estimada por Sener y, aunque los flujos de inversión irán llegando, es difícil predecir cuándo y cuánto llegará al país. Te puede interesar: Shell no teme a AMLO: está lista para trabajar con cualquier gobierno electo Dobla la apuesta En la ronda 2.4, Shell apostó fuerte por varios bloques de la Cuenca del Cinturón de Perdido y de la Salina del Istmo, y se llevó nueve de los 21 bloques ofertados, de los cuales dos no despertaron interés. Shell se quedó con zonas que están cerca de sus plataformas en Estados Unidos y con otras que han sido poco exploradas de la cuenca Salina. Desafió a la empresa China Offshore Corporation, duplicando el monto de regalía extra que fue de 20%, una de las apuestas más altas de todas las rondas. “Los montos que ofreció [Shell] para lograr el desempate llamaron la atención del mundo petrolero”, dice Barbosa de la UNAM. Además, ofreció un bono de desempate de más de 320 mdd, pues, como quedaría claro después, no podía dejarle a otros esos bloques repletos de petróleo. Del lado estadounidense, sus campos están ya maduros y, con sus nuevas licencias en aguas mexicanas, podrá mover sus plataformas y seguir sacando petróleo del fondo del mar, el cual ya envía a través de sus ductos directo a las refinerías de Texas. “Shell se ha posicionado en las aguas del Golfo como uno de los grandes operadores a largo plazo”, dice Barbosa sobre el resultado de la ronda 2.4. Negociación asimétrica Las subastas petroleras comenzaron en 2015, en medio de un clima muy desalentador para la industria petrolera, por la caída de los precios a mínimos históricos, lo que afectó las finanzas de muchas compañías, incluyendo Pemex y Shell. El gobierno ignoró esta coyuntura porque su agenda política le exigía acelerar el paso. El Libro blanco de la primera ronda da cuenta de que las subastas se llevaron a cabo “en un tiempo récord y como no lo ha hecho ningún otro país”, pero las prisas no fueron un buen punto de partida, como se vería en todo el proceso. En la primera ronda 1.1, la CNH ofreció 14 bloques, de los cuales sólo dos se adjudicaron… y ambos a la misma empresa. A partir de ese momento, la CNH y Sener abrieron un diálogo con las petroleras para mejorar las condiciones contractuales. Hubo señalamientos justos, como el del cálculo de las utilidades. Te puede interesar: Shell, la vencedora en la ronda 2.4 “Se generó una percepción de que había un desincentivo en la fórmula de los precios, pues entre más utilidad recibía el contratista, más se disparaba la utilidad operativa”, dice Rubén Cruz, experto en temas energéticos de la consultora KPMG, pero las autoridades fueron cediendo en muchas otras demandas, con el argumento de que había mucha competencia de subastas en otros países. Flexibilizó los términos y las condiciones en temas como la nominación de áreas de interés, la formación de consorcios (que, al inicio, no estaba permitida) y las garantías ambientales. Para la ronda 2 había también implementado el bono a la firma, que permite a las empresas pagar en efectivo cuando hay empate. En un artículo sobre el balance de la primera licitación en aguas profundas, publicado por el Centro de Política Energética Global de la Universidad de Columbia, el ex director de Pemex Adrián Lajous señaló que no sólo el timing y la secuencia de las subastas fueron inadecuados, sino que la negociación fue “asimétrica”, en parte por la inexperiencia del equipo mexicano, pero también por la habilidad y destreza de las petroleras majors, que tienen la mejor información sobre reservas, tecnología, costos y demás datos. Las subastas son razonables, siempre y cuando el país tenga ventajas, indica el experto en políticas públicas de la UNAM, Ricardo Uvalle Berrones. “Debe haber una regulación muy puntual”, señala. En su opinión, el nuevo escenario político que marca el calendario electoral, va a implicar revisar muchos de los compromisos adquiridos, aunque sin modificar ni los contratos ni la legislación vigente. “Hay compromisos [adquiridos], pero puede haber ajustes y allí es donde la reforma energética va a tener un segundo momento”, predice. Alto rendimiento en zonas muertas Hace menos de medio siglo, el Golfo de México era conocido como “el Mediterráneo americano”, por su gran biodiversidad; pero la extracción y los derrames petroleros (el último de los cuales fue ocasionado por Shell en 2016, cuando uno de sus ductos se reventó, tirando millones de litros de petróleo al mar) han ido extendiendo las llamadas zonas muertas, sobre todo del lado de Estados Unidos, donde hay sobreexplotación. Del lado mexicano, los fondos marinos han sido explorados hasta en un 75%, de acuerdo con Barbosa, pero no explotados. Pemex ha gastado más de 10,000 mdd y ha perforado 12 pozos exploratorios, pero no ha conseguido ir más allá. “El riesgo de instalar plataformas en estas zonas es tan alto que Pemex ha preferido no hacerlo”, dice Barbosa, quien calcula que mantener una plataforma marina en esas aguas cuesta de medio a 1 millón de dólares diarios. México necesita el apoyo de una empresa como Shell, especializada en aguas profundas; y Shell, de la buena voluntad de México para avanzar en su plan de conquistar todo el Golfo de México. Hoy, la angloholandesa ostenta el récord de tener la plataforma que llega más profundo en el mundo: Stones, con un tiro de 2,900 metros, y que está cerca de México. Shell no sólo llega más hondo que cualquier otro, sino que tiene la mejor tecnología. Su llamado Wide Azimuth le permite lanzar luces sobre los yacimientos en aguas profundas y detectar minerales depositados debajo de los sedimentos de sal, donde otros no logran encontrar reservas. Un regalo fiscal Para entrar a la subasta, Shell tuvo que desembolsar 33 mdd, lo que, sumado al bono de desempate de 320 mdd, constituye el costo por adjudicarse las enormes reservas petroleras mexicanas que yacen en aguas profundas. En los siguientes 12 años, que corresponden a la etapa exploratoria, Shell sólo deberá pagar 1,150 pesos/ km² en cuotas contractuales, y 1,500 pesos/ km² por actividad exploratoria (lo que es poco, considerando el mega hallazgo que anunció días después de la subasta y tomando en cuenta lo que pagan las petroleras en otros países). Cierto es que el Estado mexicano no asume riesgos geológicos ni financieros y que la empresa tendrá que garantizar en todas las etapas la contratación de proveedores nacionales “Todos los contratos incluyen contenido nacional. En los terrestres va del 13% al 35% y, en aguas profundas, del 3% al 10%”, dice Cruz, de KPMG, quien aclara que tendrán que contratar en México, transporte, hotelería, contabilidad, etcétera. Aun así, las condiciones no parecen ser las mejores para México. La empresa se reserva el derecho a informar cuándo va a comenzar la extracción de petróleo y gas, pero, a juzgar por su balance financiero, no será pronto. Su reporte global de 2016 revela que sus ingresos han caído a consecuencia del menor precio del petróleo y gas. En 2012, Shell ingresó 467,000 mdd y, en 2016, apenas obtuvo 233,000 mdd, es decir, poco menos de la mitad. Su flujo operativo se desplomó casi seis veces, de 26,900 a 4,700 mdd y su deuda ya está por encima de los 70,000 mdd, lo que según la consultora financiera Seeking Alpha la está dejando sin flujo de efectivo. Actualmente está rematando activos en todo el mundo, que incluyen poliductos, refinerías, reservas de gas shale y licencias de exploración, entre otros, pues debe obtener 30,000 mdd para poder bajar su nivel de apalancamiento. Por mar y tierra A pesar de sus dificultades, Shell salió airosa de las subastas en aguas profundas en México. Además de estas licencias, el año pasado se hizo de varios contratos con la CFE para surtir de GNL al país y obtuvo los derechos para abrir estaciones de servicio en México. Su plan es abrir cerca de 100 estaciones por año. Es también socia de Pemex en la refinería Deer Hunter, de Texas, que ambos abrieron en 1993. En opinión de Uvalle Berrones, de la UNAM, la estrategia de Shell es unir tecnología con cabildeo. “Shell obtuvo ventajas porque sabe moverse en el ámbito tecnológico y económico, pero también en un contexto político, que incluye al Congreso y al sector energético”, dice. Este cabildeo no está documentado en México, pero en Estados Unidos, de acuerdo con Open Secrets, Center for Responsive Potitics, es la empresa extranjera del ramo de gas y petróleo que más contribuye a las campañas políticas de los republicanos. Este 2018, Shell celebra cuatro décadas de exploración y explotación petrolera en el Golfo de México y brinda por su primer contrato en aguas profundas de México. La segunda petrolera más grande del mundo, después de Exxon, llega al país por tierra y mar, 80 años después de haberse ido de México. Su regreso es triunfante y ni su mala salud financiera ni su inclinación por la opacidad van a arruinar este momento tan especial. Te puede interesar: Shell anuncia un ‘gran descubrimiento’ de crudo en el Golfo de México