De la mano con Fieldwood explorará ahora campos en la bahía de Campeche. Al CEO de PetroBAL, Carlos Morales no le quita el sueño la revisión de contratos.

Carlos Morales Gil, exfuncionario de Pemex, ahora lleva las riendas de PetroB...
Carlos Morales Gil, exfuncionario de Pemex, ahora lleva las riendas de PetroBAL. Foto: Fernando Luna Arce / Forbes México

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En ese mar de dudas, la calma la vino a poner Carlos Morales Gil, exfuncionario de Pemex a lo largo de casi 30 años, quien, de 2004 a 2013, ocupó el puesto de director de Pemex Exploración y Producción y, un año después, fue nombrado por Grupo BAL como director general de PetroBAL, la petrolera del consorcio.

Su paso por Pemex le otorga al ingeniero por la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) un conocimiento del subsuelo mexicano estratégico para cualquier firma que pretenda aventurarse en la exploración de oro negro, sin mencionar el entendimiento legal que le otorgó el acompañamiento de las iniciativas legislativas que se presentaron a lo largo del proceso de apertura del sector energético nacional.

Así quedó claro en 2015, cuando Carlos Morales obtuvo su primer logro al frente de la petrolera: la adjudicación de un contrato de producción en aguas someras para el Área 4, en campos probados, pero no desarrollados, en la Bahía de Campeche, donde decidió ir de la mano de la joven, pero poderosa petrolera Fielwood Energy. Los campos adjudicados, Ichalkil y Pokoch, se calculan en 68 millones de barriles de crudo ligero y 92,000 millones de pies cúbicos de gas natural; y se prevé producir en ellos entre 24,000 y 25,000 barriles de crudo al día.

Apenas hace unos meses, en septiembre de 2017, con el arrojo que sólo otorga la experiencia, el director de PetroBAL tuvo la osadía de ir a extraer y producir petróleo a uno de los territorios más competidos en el mundo en esta industria: Texas, de donde pretende salir fortalecido con experiencia técnica.

En entrevista con Forbes México, Carlos Morales explica cómo este último acontecimiento será crucial en sus planes de negocios en México y, de paso, por qué la revisión de contratos petroleros que el presidente electo prometió llevar a cabo durante el proceso de campaña, no le quita el sueño.

¿Cómo valora, a tres años de distancia, la incursión de Grupo BAL en el sector petrolero?

Durante muchos años, se había considerado llevar a cabo una reforma energética profunda en México. Eso permitió, cuando tuvo lugar dicha reforma (en 2013), que algunas empresas decidieran participar en esta oportunidad que se abría después de casi 80 años [de empresa única de Estado]. En el caso de Grupo BAL, se decidió una propuesta global para participar inicialmente en actividades de exploración y producción. ¿Por qué? Porque era un área donde se tienen oportunidades y se tienen algunas similitudes con el negocio de la minería, donde el grupo ya había estado explorando por más de 100 años.

Nosotros, desde que empezamos en 2015, teníamos la idea de participar activamente en las licitaciones. Creo que es muy importante mencionar que han sido licitaciones transparentes. La ventaja que nosotros vemos es que ha sido algo muy bien estructurado. Los contratos son bastante competitivos. Por ejemplo, en la Ronda 1.2, en la que participamos, los porcentajes de participación del gobierno en la utilidad es del setenta y tantos por ciento; entonces, creo que es muy buen recurso para el gobierno y para el Estado el poder tener estos contratos, y nosotros nos hemos sentido cómodos en cuanto a transparencia, en cuanto a competitividad, en cuanto a la oportunidad que representa para un inversionista.

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“Fieldwood está increíblemente emocionado de ser uno de los cuatro nuevos operadores extranjeros en México. Nuestra asociación con PetroBal permite a nuestras empresas combinar un conjunto de habilidades y conocimientos que, estoy seguro, permitirán que nuestro consorcio sea exitoso”, comentó en Houston, Texas, a principios de 2016, Matt McCarroll, presidente de Fieldwood, firma con la que la subsidiaria de Grupo BAL va en alianza para explorar los campos de Ichalkil y Pokoch, en la bahía de Campeche.

La empresa estadounidense apenas se estableció en 2013. Pertenece a la firma de capital privado Riverstone, que, de 2000 a la fecha, ha recaudado 32,000 mdd en capital a través de nueve fondos y tres vehículos listados en bolsa. Su foco está en la industria energética, ofreciendo servicios petroleros, midstream (transporte y almacenamiento), exploración y producción, y comprando filiales de otras empresas del sector que le resultan interesantes.

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Foto: Fieldwood Energy

¿Qué ventajas vieron de trabajar de la mano de Fieldwood Energy para explorar campos petroleros en México?

Primeramente, es participar en las licitaciones. También estructurar una combinación de experiencias operativas con capacidad financiera; hay que equilibrar esos dos elementos. Fieldwood es una empresa que tiene mucha experiencia en Estados Unidos, que opera en más de 700 plataformas en el Golfo de México. Nosotros tenemos conocimientos bastante avanzados en la parte geológica del Golfo de México. Esa combinación, y obviamente la capacidad financiera de los dos grupos, es lo que nos hace ir juntos.

¿Cómo es el esquema de fondeo de los proyectos?

Como se sabe, la parte de exploración no puede ser fondeada con deuda; tiene que ser una participación con capital de los inversionistas, y es como se ha venido fondeando. Llega un momento en que, ya cuando pasas de la fase de exploración a la fase de desarrollo y luego a la fase de producción, ya puedes tener acceso a algunos elementos de financiamiento a través de mecanismos de deuda o bonos, dependiendo también de decisiones corporativas, de la etapa en la que estés en tu proceso. En este caso, la parte de exploración, que se conoce como “plan de evaluación”, ya fue totalmente atendido, incluyendo los pozos para las reservas que había presentes. Se llevó a cabo esa fase, esa perforación de los pozos de manera muy exitosa, con una inversión del orden de 180 mdd. De aquí en adelante viene el plan de desarrollo. A este plan, ya con cantidades de otra dimensión, hay que agregarle más de un cero. Estamos hablando de inversiones en el plan de desarrollo del orden de los 3,000 mdd.

En el caso del financiamiento, Fieldwood es una empresa que está apoyada por fondos de capital. El financiamiento que nosotros estamos buscando es a través de financiamiento bancario. En Estados Unidos hay una práctica donde las reservas son una especie de respaldo financiero; en México esto tiene sus particularidades. En Estados Unidos se puede aplicar de manera muy clara por el hecho de la propiedad de las reservas, que los bancos te pidan registrar las reservas; aquí no. En México, las reservas no pueden ser parte de la garantía, pero sí pueden formar parte de garantía los flujos que se pueden generar a la par del proyecto, esa es la diferencia. Nosotros estamos buscando tener ese tipo de financiamiento.

¿Cómo están calculadas las etapas de producción de pozos?

Tenemos una etapa [a la] que llamamos de producción temprana, que implica la perforación de pozos tan pronto se nos apruebe el proyecto de desarrollo; es lo primero que tenemos que lograr. Ya fue sometido a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). En cuanto tengamos la aprobación de parte de la Comisión podemos empezar a perforar. Es un proceso que lleva su tiempo. Está considerado que estaremos perforando pozos durante 2019 y empezaremos la producción en 2020. Luego viene una segunda etapa de desarrollo del resto de la construcción de otras plataformas, de ductos que van a permitir alcanzar la producción máxima alrededor de 2023.

¿Cómo modela la empresa este plan con el tema de los precios del petróleo para que los posibles sobresaltos no afecten el proyecto?

Eso es un tema que es un tanto circunstancial. Mucha gente dice: “Está el precio del barril en 100 dólares y ahorita es cuando tengo que invertir”, y los costos asociados a un precio de 100 dólares también son los altos. Siempre hay una correlación muy importante entre precio y costo. El precio al que puedo poner el producto y lo que va a costar desarrollarlo, las reservas, [todo] tiene su importancia desde el punto de vista de que a veces tomas unos precios bajos con costos también bajos o precios moderados, costos moderados, y luego toma uno un nivel de precios ya cuando está produciéndose a un nivel de precios altos. Hubo empresas que desarrollaron proyectos cuando el precio estaba muy alto y los costos altos y empezaron a producir con el precio bajo. Ese es un riesgo que la industria petrolera tiene, que es diferente del resto de las industrias, porque el precio no es algo que tú puedas controlar o que sean unos cuantos productores que pueden controlar eso.

Ahorita hay un equilibrio bastante débil en la estructura de la oferta y la demanda; tan pronto se rebasa la oferta, sube 1 millón por arriba de la demanda y los precios se caen; y luego pasa al contrario, que la demanda sube y nos quedamos cortos en la oferta y entonces el precio se va hacia arriba; ese equilibrio tenemos que tenerlo muy claro y tratar de entenderlo, porque todo mundo ha querido hacer predicciones de cómo va a ser el precio del petróleo y todos fracasan. Durante muchos años hubo una teoría que se llamó Pico de Hubbert, que decía que la producción ya había alcanzado su máximo y que iba a empezar a declinar la producción; luego vino la revolución del shale, que tira esa teoría y que hace ver que hay muchas más teorías que las que se habían considerado.

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Fue en septiembre de 2017 cuando PetroBAL Omega recibió la autorización de la Comisión de Ferrocarriles de Texas para extraer gas y petróleo en la cuenca Barnett Shale, al noroeste de la zona metropolitana de Dallas. Se trata de un pozo vertical de 5,524 metros de profundidad, prácticamente a ras de tierra.

Esto convierte a la subsidiaria de Grupo BAL en la primera firma mexicana en emprender un proyecto de exploración en Texas, una de las principales capitales de producción de petróleo a nivel mundial, donde operan firmas de la talla de EOG Resources, Pioneer Natural Resources, Devon Energy, Apache, ExxonMobil, ConocoPhillips, Chevron, Royal Dutch Shell (Shell), BP y GE, a través de Baker Hughes.

¿Qué características tiene el proyecto de PetroBAL en Texas y por qué perforar donde hay jugadores internacionales?

Es un proyecto modesto, pero que nos ha servido mucho a nosotros para dar un paso importante. Ninguna empresa mexicana lo había dado con anterioridad. Efectivamente, tenemos una producción en el estado de Texas que nos está permitiendo no sólo incursionar allá, sino también aprender la forma de hacer negocios en EU.

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En marzo de 2015, Grupo BAL constituyó PetroBAL, empresa enfocada en la exploración y producción de hidrocarburos. Foto: PetroBAL.

Es un campo realmente pequeño que tiene rocas. Tienen la particularidad de que hay tres tipos de formaciones, tres tipos de rocas. Algunas son rocas calizas fracturadas, que es lo que se parece un poco a lo que tenemos en México, en Campeche, y las otras son arenas normales que también tenemos en México. Es un proyecto que nos está permitiendo internacionalizarnos y aprender.

La idea de que tenemos que participar en este mercado es porque muchas empresas extranjeras están viniendo acá; también algunas del mismo tamaño. Eso fue lo que nos motivó. Buscamos oportunidades, las analizamos, vemos si son atractivas, si son rentables. El de Texas es un proyecto que adquirimos ya produciendo; por tanto, ya tenía reservas, ya tenía producción establecida y aquí el gran reto que tenemos es subir la producción.

Para nosotros, Texas es aprendizaje, pero es aprendizaje con técnicos mexicanos. Eso es a lo que le estamos apostando.

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Se cumplió el plazo. Las advertencias del presidente electo, Andrés Manuel López Obrador, de revisar los contratos petroleros adjudicados a partir de la pasada reforma energética son ya una realidad.

Rocío Nahle, próxima secretaria de Energía, aseguró, a principios de agosto, que el equipo de transición había iniciado la revisión de 105 contratos de las rondas petroleras, y que podría ser noviembre el mes en que el equipo de López Obrador fije una primera postura al respecto. Algunos de los temas que se prometieron revisar son: posibles actos de corrupción, transparencia, legalidad y equidad en la adjudicación.

Aunado a esto, aunque ya con un tono disminuido después de que Morena ganó la presidencia, diferentes líderes empresariales han expresado su preocupación de que el Estado busque generar condiciones para ser el jugador dominante de nueva cuenta en la industria energética de México.

Con el nuevo gobierno, ¿cuáles son las expectativas de Grupo BAL para la industria energética?

Las oportunidades están ahí. En México, reitero, hay un plan que publicó la Secretaría de Energía hace dos años, que implica una serie de actividades de licitación durante los próximos cinco años. Las expectativas que tenemos hoy con relación a lo que va a pasar es que continúe ese plan de licitaciones y que nos permita seguir creciendo, que nos permita ampliar nuestro portafolio: es algo muy importante en la industria petrolera, sin duda, el tener un portafolio de impresiones amplio para que te permita administrar el riesgo de una mejor manera. Si un proyecto no es lo que esperabas, pues… a lo mejor en otro te va mejor. Si consideramos que esto debe ser una transición suave, tenemos que contar con un mecanismo de adaptación al nuevo gobierno.

[Con la revisión de contratos] nosotros estamos tranquilos; obviamente, digamos, la revisión… esperamos se lleve a cabo de una manera rápida, para poder continuar los planes.

¿Considera Grupo BAL ir más allá de la producción y la exploración de petróleo?

Todavía no, pero podría ser. Almacenamiento y transporte podrían ser, pero todavía no. Es una decisión que depende de que logremos armar un portafolio de proyectos de esa área, que nos permita ser competitivos, que nos permita tener resultados satisfactorios.

En futuros proyectos de exploración y producción, ¿podrían considerar a otros socios?

Puede ser, también. La industria petrolera se maneja mucho a través de sociedades, asociaciones, más que nada. Por el elemento de riesgo que tiene, casi no ve uno un proyecto donde vaya alguien solo; al menos los proyectos más grandes sí requieren de tener un socio. Los riesgos son grandes.

¿Pueden adelantarse proyectos de aguas profundas?

En este momento, eso es algo que no consideramos. Los montos de inversión son mucho más altos. También depende del volumen, pero sí son más altos los costos de producción y desarrollo. En este tipo de pozos, un barril cuesta más de lo que cuesta en aguas someras y, bueno, en el grupo hemos decidido que éste no es el momento para nosotros.

Uriel Naum

Fuente: FORBES

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Temas: Categorías: Negocios

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