Secadero, un campo en tierra ubicado en Chiapas, se convirtió en 2015 en el activo más importante de Grupo R. Este campo maduro, con reservas de aceite y gas, no sería de inmediato el negocio más redituable para el conglomerado especialista en servicios petroleros, pero sí tenía el potencial de convertirlo en una compañía nacional productora de petróleo, un título que desde hace décadas solo llevaba la estatal Pemex. Pero Secadero, ganado por la empresa en la ronda 1.3, hizo honor a su nombre. El campo se declaró improductivo después de las labores de exploración. Grupo R, que creó una filial exclusivamente para participar en las rondas derivadas de la reforma energética, se quedó sin posibilidades de convertirse en una de las primeras petroleras privadas mexicanas. Un plan que recibió un doble tiro de gracia cuando la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador anunció que no habría más licitaciones hasta que los privados demostraran que han cumplido con los contratos. “Nosotros buscamos convertirnos en una petrolera en toda la extensión de la palabra. Dentro de nuestro plan sí se apostaba a seguir participando en las rondas”, dice Jonathan Salazar, Chief Technology Officer de Grupo R. La compañía es una vieja aliada de Pemex. Oriunda del sureste del país –la zona petrolera por naturaleza– lleva décadas acumuladas al lado de la petrolera estatal, ha colaborado con esta en perforación de pozos, operación de yacimientos y en labores en aguas profundas. “Lo natural es que teniendo toda la tecnología, quisieran aprovecharla, pero la reforma solo les cumplió a medias”, dice un ingeniero de Pemex Exploración y Producción que solicitó el anonimato. Lo sucedido con el grupo, que en los últimos años ha diversificado su negocio para darle la vuelta a la crisis que azota a la industria, es solo una de las historias que guardan algunas compañías mexicanas que depositaron en la reforma energética la posibilidad de ver el siguiente boom petrolero. La reforma, promulgada en diciembre de 2013, marcó la apertura del sector a la inversión privada. Por primera vez después de 75 años, las actividades de exploración y producción de gas y crudo no serían exclusivamente del gigante Pemex, que tras mantener el monopolio por décadas veía caídas continuas en su producción y en su rentabilidad. La noticia se celebró como una apertura de México hacia el mundo. La conversación entre los participantes del ecosistema giraba en torno a los gigantes petroleros que podrían llegar al país: Shell, Chevron, BHP, esas icónicas compañías que sin pisar aún México ya se vislumbraban como promesas de crecimiento. Pero más allá de esos gigantes, un sector mucho más pequeño depositó en la reforma una posibilidad de ver crecer sus negocios: las empresas nacionales que por años prestaron servicios exclusivamente a Pemex y que ahora podrían sumar a su cartera de clientes a las más grandes compañías internacionales o, mejor aún, convertirse en una petrolera y no solo trabajar para ellas. La reforma se vendió como un instrumento que, por sí solo, generaría una nueva industria nacional, conformada por nuevas empresas productoras mexicanas y compañías de servicios que, tras la entrada de nuevos participantes, verían un crecimiento en sus operaciones y un auge en sus negocios. “Esto sería una cadena productiva completa. Estarían las [empresas] que siempre trabajaron para Pemex y ahora podrían dejar de depender de ella, y aquellas viejas compañías experimentadas que dejarían de prestar solo servicios para ocupar su experiencia para sacar su propio petróleo. Esto se vendió como si fuera la nueva mina de oro”, dice el dueño de una compañía que durante años trabajó para Pemex y ahora no se encuentra más en el sector, y que pidió no ser identificado. Las empresas sabían que el panorama se avizoraba complicado. El primer indicio fue la caída en la cotización de la mezcla mexicana. El optimismo de las compañías, narran algunas de ellas, comenzó a esfumarse poco tiempo después de la promulgación de la reforma: el precio de la mezcla mexicana bajó de 94 dólares por barril en diciembre de 2013 a 24 dólares por unidad en febrero de 2016, meses después de que comenzaran las rondas petroleras. A pesar de ello, muchas creían que podrían volver a una época similar a la que se vivió en 2004, cuando México produjo su pico máximo de petróleo, 3.38 millones de barriles al día. Las intenciones de la reforma fueron buenas, pero la ejecución dejó mucho que desear, coinciden compañías y fuentes entrevistadas que participaron en la ejecución del gran proyecto del sexenio pasado. Hoy, a poco más de siete años de promulgada la reforma, apenas se alcanza a ver un bosquejo de aquella visión de la industria petrolera. Las compañías prestadoras de servicios luchan por sobrevivir en un entorno que se ha complicado aún más por la pandemia, la baja demanda de hidrocarburos generada por esta y por su aún gran dependencia de Pemex, cuya crisis financiera ha arrastrado al resto del sector y podría llevar a la quiebra a algunas empresas, principalmente, del sur del país. Pero asegurar que lo prometido por la reforma se incumplió del todo sería injusto. La reforma ha representado una oportunidad para la industria nacional, pero con ciertos matices. Lo que deja es una sensación de decepción, dice Juan Reynoso, presidente de Grupo Industrial Durandco que adquirió en 2015 Blue Marine, una empresa prestadora de servicios de la industria. “La decepción ha radicado en que las inversiones de las compañías que han venido a desarrollar sus proyectos a México no se han hecho con la rapidez con la que se pensaba que se iban a hacer”, asegura. La reforma había prometido llevar al país a producir hasta tres millones de barriles de crudo en 2018, esto habría representado para las compañías mexicanas que rentan plataformas o realizan labores de perforación de pozos un crecimiento exponencial en sus operaciones. Pero la expectativa quedó muy alta. México terminó el último año del sexenio de Enrique Peña Nieto en 1,707,000 barriles, solo el 1.82% era aportación de privados. Pese a ello, Blue Marine, dice Reynoso, tuvo su año con mayor facturación en 2018, pero la empresa también ha tenido que comenzar a diversificarse para volverse rentable: vendió su flota mayor de buques tanque para transporte de crudo e invirtió en tecnologías, como barcos de proceso, que no solo rentan en México, y en proyectos para llevar gas natural licuado a las penínsulas de Yucatán y Baja California. Las compañías esperaban fuertes crecimientos y participar activamente con los gigantes petroleros, pero esto no ha sucedido. Los primeros años de los contratos, sobre todo, los ganados por las empresas internacionales, se han enfocado en actividades de exploración, una especialidad poco conocida por las pequeñas y medianas empresas nacionales. Las grandes petroleras terminaron por contratar a firmas estadounidenses o asiáticas. Además, la mayoría de los campos licitados son terrestres, un segmento que fue abandonado paulatinamente por Pemex para enfocarse en aguas someras y profundas. Esto causó que los contratistas de la petrolera abandonaran de a poco esa actividad y perdieran la experiencia para cuando los privados ganadores de estos contratos buscaron sus servicios. Grupo R también tuvo que diversificarse y ha comenzado a explorar otros negocios, como el mercado eléctrico. La compañía no se dice del todo decepcionada de la reforma. La entrada de nuevos competidores al mercado le dio la oportunidad de dejar su dependencia de Pemex, sobre todo, después de que la compañía estatal, por decisiones del actual gobierno, abandonó los negocios en aguas profundas, una actividad en la que el grupo ha comenzado a ser especialista. “¿Qué ha reflejado [la reforma] para nosotros? Un tema de internacionalización, nosotros estábamos enfocados a nuestro cliente principal, Pemex, y la reforma vino a exponernos y acercarnos a toda la industria de oil & gas que vino a México”, explica Salazar. Entre otras cosas, la firma trabaja para Shell en uno de los campos que ganó la anglo-neerlandesa en aguas profundas del golfo de México. Las fuentes aseguran que la reforma no podría generar por sí sola un aumento en las actividades de compañías mexicanas. La falta de una política industrial de parte de la Secretaría de Economía y de reglas claras relacionadas con el contenido nacional han mermado la competitividad de los participantes nacionales. Pero la costumbre de los prestadores de servicios mexicanos a la forma de trabajar de Pemex y su poco apalancamiento financiero derivado de la crisis financiera de la petrolera –de la cual aún dependen muchos– ha formado un círculo vicioso que no ha permitido a los industriales nacionales ser parte de la red cercana de proveedores de los gigantes del sector de hidrocarburos. “La gran mayoría de las compañías mexicanas pequeñas y medianas no tienen ni idea de cómo sortear todos estos procesos licitatorios con compañías extranjeras o internacionales porque están acostumbradas a las prácticas de Pemex”, dice Fausto Álvarez, exresponsable de la administración de los contratos petroleros adjudicados en las rondas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Los antiguos aliados de Pemex Viejas conocidas de Pemex hicieron cambios en sus estructuras, formaron nuevas compañías y pujaron por un contrato. Diavaz, Cotemar y Diarqco son algunas de las que lograron ganar un área en la ronda 1.3, que fue diseñada exclusivamente para dar cabida a compañías mexicanas, según dijo Pedro Joaquín Coldwell, quien fuera máximo encargado de la política nacional, durante su discurso en un evento organizado para firmar algunos de los contratos de este ejercicio. La ronda 1.3, calificada por fuentes del sector como la más sencilla de todas, prometía una producción en el corto plazo de 75,000 barriles de crudo al día. Toda derivada de campos maduros previamente ya explotados por Pemex. Pero ahora, cinco años después de adjudicados los contratos, los privados ganadores de esa licitación solo producen 3,307 barriles de petróleo al día, apenas 6% de la producción total de los privados, que en octubre fue de 55,000 barriles al día. El 80% de esta producción corresponde a los dos contratos que ganó Lifting (aunque solo uno tiene producción), la compañía creada por Cotemar, una empresa que comenzó con la renta de embarcaciones para alojamiento de personal, para aprovechar la apertura del sector. Lifting recibió el campo Cuichapa-Poniente, que poco a poco había sido abandonado por Pemex, con una producción cercana a 550 barriles diarios de aceite. Su última aportación, correspondiente a octubre pasado, fue de 2,527 barriles. La empresa no compartió sus conclusiones a siete años de la reforma, pero asegura que continuará ampliando su portafolio de exploración y producción de hidrocarburos en tierra. Diavaz, uno de los principales contratistas de Pemex, también ha logrado sumar producción, aunque de manera mínima. Barcodón, uno de los dos campos que ganó, suma poco más de 300 barriles de crudo. Pero estas dos compañías, dicen varios entrevistados, son apenas una excepción en la industria, pues la mayoría de las empresas nacionales aún no logra ver consagrado el anhelo de convertirse en productoras. Como muestra, en el año 2017 el consorcio neerlandés-mexicano conformado por las empresas Canamex Dutch, Perfolat de México y American Oil Tools renunció al campo Moloacán, que ganó dos años antes, después de llegar a la conclusión de que el modelo propuesto no era rentable. Y Diarqco, que tenía la meta de producir cerca de 6,000 barriles diarios, tras ganar las áreas exploratorias de Mayacaste y Calicanto, todavía no ha logrado sacar ningún barril de crudo. “Sí se logró [crear una industria nacional], pero de una manera muy humilde. No te puedo decir que ya tenemos una industria nacional, yo le llamaría un piloto de industria nacional, pero ahí están empujando, son pequeños pero no dejan de aportar”, dice Layla Vargas, exdirectora general de contratos petroleros de la Secretaría de Energía. La mayoría de los 25 bloques –excepto por los productores de gas– reportan una producción mínima. Los especialistas del sector acusan que los proyectos han sido poco viables debido a la inexperiencia de las empresas, que se tradujo, por ejemplo, en montos altos de regalías ofrecidos al Estado, que terminaron por no hacer rentables los proyectos. “Se mostró la falta de experiencia de algunas de estas empresas, las elevadas regalías que prometieron las dejaron fuera de la posibilidad de una producción sostenible y rentable”, dice Fluvio Ruiz, exconsejero de Pemex. “Formalmente, sí puedes decir que hay un sector petrolero nacional, pero lo cierto es que no hay comparación entre Pemex y esas empresas, básicamente, se sigue teniendo solo a Pemex”. Los nuevos participantes Sierra Oil & Gas se convirtió en la primera empresa mexicana de reciente creación en adjudicarse un contrato en las rondas. El consorcio que formó con Talos Energy y Premier fue el único ganador de la ronda 1.1. La suerte del consorcio fue mixta. El área contractual 2, la primera que se licitó en las rondas, fue declarada sin éxito comercial y el bloque 7 resultó ser el lugar en donde se halló Zama, el primer descubrimiento hecho por un privado y cuya prometedora operación está siendo negociada entre Talos Energy y Pemex, después de que se constató que el yacimiento se encuentra compartido con una asignación propiedad de la petrolera estatal. Casi cinco años después de ganar los contratos, y sin sacar ningún barril de producción, Sierra, parte de este nuevo grupo de compañías mexicanas que se creó luego del anuncio de la apertura del sector, fue comprada por la alemana DEA Deutsche Erdoel. El ejemplo más emblemático de estas apuestas es Jaguar Exploración y Producción, de capital nacional y que se convirtió en el máximo ganador de las rondas, detrás de Pemex, con 11 contratos adjudicados. La empresa liderada por Warren Levy, un canadiense veterano del sector, continúa en fase de exploración de los campos que ganó, que son principalmente productores de gas y que no verán una producción importante hasta finales del año próximo o inicios de 2022. Levy dice que la compañía tiene suficiente para crecer en los siguientes años, pero admite que Jaguar se formó con la idea de seguir apostando por más contratos en las rondas más allá de los que se adjudicaron. “La única expectativa que no se cumplió es que nosotros y todos esperábamos más rondas, todavía hay mucha tierra que está en manos del Estado, que ni Pemex ni los privados pueden acceder por esta decisión del gobierno de parar las rondas”, explica. Jaguar no es la única compañía que se quedó con apetito de más. Petrobal, la petrolera propiedad de la familia Baillères y que se formó en 2015, también tenía la intención de convertirse en un importante productor de hidrocarburos. La empresa comandada por Carlos Morales Gil, un viejo conocido de la industria por dirigir Pemex Exploración y Producción por casi una década, solo ganó dos campos en consorcio con la estadounidense Fieldwood: Uchukil y Pokoch, que comenzarán a producir crudo en el primer semestre de 2021. “Nosotros sí quisiéramos, y era la expectativa que teníamos, que iba a haber más rondas. Es obvio que una empresa como la nuestra, que está naciendo o que tiene poco tiempo de haber nacido, tuviera la expectativa de seguir participando y crecer”, dice Morales Gil. El tiro de gracia En diciembre de 2018, solo unos días después de que el presidente López Obrador asumió funciones, se asomó el primer cambio en la política energética que alteraría los planes de muchas compañías del sector atraídas por la reforma energética: la cancelación de las rondas 3.2 y 3.3. Empresas como Jaguar y Petrobal ya habían comenzado el proceso de precalificación para pujar por uno de los 37 bloques petroleros y nueve áreas no convencionales que estaban en juego. Ganar más contratos significaba, para muchas compañías, la oportunidad de convertirse en competidores importantes del sector. Muchas vieron frustrada su meta. Los dos años de la actual administración se han caracterizado por constantes ataques a la reforma energética –que se ha vuelto un poderoso instrumento político del presidente– y el comienzo aparente de una buena relación entre la industria privada y el gobierno federal que no termina de convencer. Para muestra, la reciente salida de Alfonso Romo, el jefe de la Oficina de la Presidencia y quien daba a la opinión pública algunas señales de una posible reapertura del sector. “Con la salida de Romo esto se ha acabado. Han dado el tiro de gracia”, dice el dueño de una compañía petrolera que solicitó el anonimato y que descarta basar sus siguientes planes en una posible reapertura del sector. Rocío Nahle, al frente de la Secretaría de Energía, ha coqueteado un poco con el tema. En su última comparecencia ante el Legislativo abrió la puerta a que Pemex reanude las asociaciones estratégicas –conocidas como farmouts–, pero la confianza se ha desgastado, las compañías han comenzado a dar vuelta al timón y muchas de ellas ya preparan un plan B para ver crecer sus negocios. Algunas empiezan a pensar en las renovables, otras más se han puesto el extranjero como meta. Las que se quedaron en el camino Si por un lado están las compañías nacionales que vieron truncadas sus metas debido al cierre de rondas y las grandes promesas planteadas en la reforma energética, hay un grupo que lo ha pasado peor: aquellas que, por las condiciones del mercado y escándalos que las ligan con tráfico de influencias y corrupción, fueron desterradas del negocio antes de que pudieran intervenir en un mercado en el que Pemex ya no era su única opción. Antes del inicio de las rondas, empresas como Oro Negro y Oceanografía, entonces entre los principales contratistas de la petrolera, ya se preparaban para participar en las licitaciones y aumentar su capital con la visión de que el instrumento jurídico incrementaría más lo que ya en ese entonces era un negocio millonario. La vida de Oro Negro, fundada por Gonzalo Gil White, hijo del exsecretario de Hacienda Francisco Gil, fue de las más cortas de la industria. Nació en 2012 con la visión de aprovechar la apertura del sector, su giro era el arrendamiento de plataformas. En junio de 2019, la empresa ya había sido declarada en quiebra. Oro Negro ha acusado que la administración de la estatal prácticamente la destruyó, después de que esta empresa se negara a pagar sobornos millonarios. Pero quizás el drama más emblemático entre una compañía de crecimiento exponencial y la petrolera Pemex es Oceanografía. La empresa de Amado Yáñez fue acusada por Banamex de gestionar un fraude por 400 millones de dólares. El banco aseguró que la compañía obtuvo préstamos millonarios a través de facturas relacionadas con Pemex, pero que eran falsas o alteradas. Oceanografía, de acuerdo con una fuente cercana al caso, estaba ya preparándose para entrar a las rondas. Antes de la inhabilitación, estaba a punto de listarse en la Bolsa de Nueva York para conseguir más financiación para sus actividades. Pero la historia de la empresa que se fundó en 1968 terminó apenas unos años después de iniciada la reforma. En septiembre de 2019 concluyó –después de cinco años– su proceso de concurso mercantil, pero el caso se sigue peleando en los tribunales. El dueño de Altos Hornos de México, Alonso Ancira, se ha convertido, en los últimos meses, en uno de los símbolos de la lucha contra la corrupción, que ha tomado el actual gobierno como su principal estandarte. Ancira fue detenido en España y extraditado a México para ser juzgado por vender al Estado la planta de Agro Nitrogenados, un activo en estado chatarra, cuya adquisición fue concretada de la mano de Emilio Lozoya, exdirector de Pemex y también en manos de la justicia. Antes de la reforma, Ancira tenía ambiciones de ampliar su negocio: pasar de la metalurgia, su especialidad, a explorar la producción de gas y, tal vez, experimentar el fracking. La meta de AHMSA, al igual que la reforma energética, parecen haber quedado enterradas. (Expansión)