México ofrece a las EPI un amplio abanico de opciones, y en el caso particular de las licitaciones 3 y 4 de la Ronda 1, les otorga la facilidad de las licencias
Aunque se esperaba que la reforma energética de 2013-2014 otorgara a pemex mayor autonomía financiera y administrativa, en la práctica su tendencia ha sido hacia la compactación y fragmentación de la Empresa Productiva del Estado (EPE), en menoscabo de su capacidad de competir con las Empresas Petroleras Internacionales (EPI), a las que se busca poner en igualdad de condiciones, pues de lo que se trata es de crear mercados competitivos. Detrás de ello está, evidentemente, la desintegración del monopolio que existió entre 1938 y 2014 y que el gobierno mexicano considera nocivo para la atracción de al menos una parte de los 50 mil millones de dólares anuales de inversión extranjera que los funcionarios de la Secretaría de Energía (Sener) y los asesores del presidente de la República llegaron a sugerir durante las discusiones previas al decreto de reforma.
Lo anterior, no sucede con las empresas petroleras de participación estatal mayoritaria que el mismo gobierno había tomado como ejemplo antes de la reforma para convencer a la población de las bondades de su proyecto, particularmente Statoil de Noruega, Petrobras de Brasil y Ecopetrol de Colombia. Para poner un ejemplo concreto, el gobierno brasileño lo más que ofrece a las EPI son contratos de producción compartida para la exploración y explotación de sus dos enormes cuencas marinas, Campos y el Presal; es decir que las licencias o concesiones están vedadas.
En el caso particular del campo de Libra, ubicado en el Presal, establece, además del requisito de producción compartida, que la empresa operadora del proyecto sea Petrobras. Esta restricción no fue suficiente para que dejaran de participar en la licitación de dicho campo en 2013, un número considerable de empresas nacionales y extranjeras. Finalmente, China National Corporation (CNPC) se adjudicó 10 por ciento del proyecto; China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) otro 10 por ciento; la francesa Total, 20 por ciento; la anglo-holandesa Shell, otro 20 por ciento, y el restante 40 por ciento, Petrobras. Dicho consorcio se comprometió a entregar al Estado brasileño 41.65 por ciento del petróleo excedente, nivel mínimo requerido por el gobierno de la entonces presidenta Dilma Russeff.
Por el contrario, México ofrece a las EPI un amplio abanico de opciones, como evidencia el Cuadro 1, y en el caso particular de las licitaciones 3 y 4 de la Ronda 1, celebrada la primera en diciembre de 2015, la cual se refiere a pozos maduros en tierra firme, y la segunda a celebrarse en diciembre de 2016, referida a recursos en aguas profundas del Golfo de México correspondientes a Cinturón Plegado Perdido y a la Cuenca Salinas, así como a crudos extrapesados de las costas de Campeche, les otorga la facilidad de las licencias.
A lo anterior se deben agregar las modificaciones que después del fracaso de la Ronda 1.1 hizo la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), junto con la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) a los contratos con las empresas petroleras, en que se incluyen 11 aspectos: Gracias a esto, las licitaciones 1.2 y 1.3 fueron mucho más favorables para el gobierno mexicano: en la primera, de producción compartida, se tuvo un éxito de asignación de 60 por ciento, y en la segunda, de licencia, ascendió a 100 por ciento, con participaciones de utilidades ofrecidas al Estado por los ganadores de entre 66 por ciento y 85 por ciento para la primera y de entre 20.08 por ciento y 86 por ciento, con un promedio para las 25 áreas de 58 por ciento, para la segunda.
Es evidente que, para que la licitación 1.4 sea un éxito, habrá que esperar nuevas sorpresas derivadas del cabildeo de las EPI previo a la apertura de ofertas, el 5 de diciembre de 2016. Dados los altos costos de exploración, explotación y desarrollo de los proyectos, y el hecho de que los tramos marinos que se van a licitar sólo contienen recursos prospectivos, las utilidades para el Estado serán las más bajas de las tres licitaciones hasta ahora llevadas a cabo; sin embargo las EPI tendrán al menos dos ventajas respecto a otros países e incluso respecto a las tres licitaciones anteriores de México:
En primer lugar, pemex no tiene muchas posibilidades, a diferencia de lo que hizo Petrobras con Libra, de levantarse como operador en un proyecto significativo; a lo sumo, como ya anunció con el campo de Trión, el cual tiene los mismos recursos tanto de gas como de petróleo y se ubica en Cinturón Plegado Perdido, se asociará con una o más EPI con suficientes capacidades tecnológicas y financieras (se mencionan Chevron, Exxon Mobil y Statoil, cuya proclividad a dejar que otros sean operadores se ve remota). En segundo lugar, el gobierno les ofrece contratos licencia con un horizonte de 35 años de exploración-explotación, lo cual les da un poder y una perspectiva extraordinarios; no les exige iniciar inmediatamente los trabajos, ni obtener resultados con prontitud, pues las reservas las deberán dar a conocer cada tres años, y el contenido nacional de sus inversiones será en el primer año, de apenas 25 por ciento, ascendiendo progresivamente hasta llegar a 35 por ciento. Esto no tiene semejanza ni siquiera con el Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLCAN), aun reconociendo que éste se refiere a contenido regional.
El 24 de agosto de 2016 la CNH informó que habían preclasificado 26 empresas para la licitación 1.4, entre ellas Atlantic Rim, BHP Billton, Chevron, China OffShore Oil Corporation, ENI, ExxonMobil, Hess México, Mitsubishi, Mitsui, Lukoil, ONGC Videsh, Ophir Mexico, PC Carigali, PetroCanadá, pemex Exploración y Producción (PEP), Petrobras, Repsol, Shell, Sierra Offsore Exploration, Statoil y Total. Del grupo total, 16 se inscribieron como operadoras, incluyendo PEP. Esto augura una puja muy reñida el 5 de diciembre. Empero, los beneficios que se deriven ya no los podrá capitalizar la administración actual, dado el largo plazo de los proyectos y los compromisos de producción que tienen las operadoras en otras partes del mundo, donde los costos de producción son más bajos y reditúan beneficios a pesar del nivel en que se encuentran los precios internacionales del crudo.
