La Ronda Uno es la etapa que marca la transferencia progresiva de la responsabilidad absoluta de los procesos de exploración y explotación de hidrocarburos de una o varias empresas petroleras nacionales a un conjunto de empresas petroleras privadas, principalmente internacionales
Introducción
La así llamada Ronda Uno es, en todos los procesos de desincorporación de la industria petrolera del mundo, la etapa que marca la transferencia progresiva de la responsabilidad absoluta de los procesos de exploración y explotación de hidrocarburos de una o varias empresas petroleras nacionales a un conjunto de empresas petroleras privadas, principalmente internacionales. En ella se licitan, separadas en bloques, las áreas que de manera probada tienen amplias posibilidades de contener recursos hidrocarburíferos.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) ha aprendido mucho de las múltiples experiencias de licitación de bloques con potencial petrolero y gasífero en el mundo, con especial referencia de Brasil, Colombia y Mar del Norte. Además, cuenta con una gama de contratos que puede aplicar prácticamente sin restricciones gracias a la reforma de 2013 a los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución (producción compartida, utilidad compartida, licencias y combinación de los tres) y a la reforma de leyes secundarias de 2008 (Contratos Integrales de Exploración y Producción).
A esto se debe agregar que ya tuvo la experiencia de licitar, entre 2011 y 2013, múltiples pozos maduros en los estados de Tamaulipas, Veracruz y Tabasco y, el 15 de julio de 2015, 14 bloques en aguas someras del Golfo de México. Asimismo, como representante de los intereses de la Presidencia de la República cuenta con el respaldo de la Secretaría de Energía (Sener), la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y Petróleos Mexicanos (pemex).
A pesar de esto existe un enorme escepticismo en relación con las tres fases y medidas pendientes de licitar, con las que al final deberán haberse concursado y entregado a particulares 169 bloques y 670 áreas, sin contar 244 campos en producción, dejados en manos de pemex en virtud de la Ronda Cero, más los que dicha Empresa Productiva del Estado (EPE) pueda ganar si opta por participar en las licitaciones. El escepticismo se percibe como reacción tardía al lenguaje comprometido que utilizó el gobierno federal para consolidar la reforma energética, a pesar de que ya en 2013 se vislumbraba un entorno petrolero internacional desfavorable, con precios del petróleo insostenibles en el mediano plazo.
La presente nota busca analizar brevemente los orígenes y avances del proceso reformador hasta septiembre de 2015; lo que se espera de las fases restantes de la Ronda Uno, y las posibles manifestaciones de descontento social, sustentadas en principios legales hasta ahora negados, a pesar de que, normativamente, dicha sociedad es la receptora absoluta de toda la institucionalidad de la Nación, cuya principal expresión es su sistema jurídico.
La reforma de 2013
El principal objetivo de modificación constitucional discutido en la cámara de origen, la de Senadores, fue la frase: “Tratándose de petróleo y de los carburos de hidrógeno sólidos, líquidos o gaseosos o de minerales radioactivos, no se otorgarán concesiones ni contratos” (artículo 27, párrafo sexto de la Constitución Política de México vigente hasta el 19 de diciembre de 2013). Esto en virtud de que por ella algunos partidos políticos, diversos constitucionalistas y una gran cantidad de académicos habían acusado a los Contratos Integrales de Exploración y Producción (CIEP), nacidos con la reforma energética de 2008, de anticonstitucionales.
Lo anterior generaba la creencia de que el Estado mexicano no podía ofrecer suficiente seguridad jurídica a las Empresas Petroleras Internacionales (EPI), por lo que éstas no participaban abiertamente en las labores de exploración y explotación a que las convocaban pemex y la Sener. Tal fue el caso, aparentemente, de las licitaciones de tres grupos de pozos maduros llevadas a cabo entre fines de 2011 y mediados de 2013, particularmente la última, referida al campo de Chicontepec, donde de seis pozos abiertos a licitación, sólo pudieron entregarse tres, ya que muchas grandes empresas en las que el Estado tenía particular interés, como Repsol y Petrochina, ni siquiera se presentaron al evento. Además, la compañía ganadora del tercer pozo se desistió, por lo que tuvo que reasignarse a la que había quedado en segundo lugar.
Las metas de la reforma
En su ánimo por lograr que se aprobara la reforma energética constitucional, el gobierno federal, contando con el apoyo del Congreso, difundió una serie de argumentos que haría imposible para los mexicanos –incluyendo los que habían manifestado oposición a la privatización de la industria petrolera, dos tercios del total, de acuerdo con las encuestas− inconformarse con la que habría de convertirse en la transformación más importante de la Constitución Política de México desde su instauración, el 5 de febrero de 1917, condensados en las siguientes metas:
• Exploración intensa entre 2014 y 2017 y explotación a partir de 2018 de los hidrocarburos que yacen (aún sin cuantificar) en las aguas profundas del Golfo de México.
• Extracción masiva, en un plazo perentorio, de petróleo y gas de lutitas en la región norte-noreste del país.
• Reposición sobrada (más de 100% de lo extraído) de las reservas probadas de hidrocarburos, lo que permitiría aumentar los años de explotación de los recursos de hidrocarburos del país.
• Incremento de la producción de petróleo crudo, desde los 2.5 millones de barriles diarios (BD) que se obtenían a mediados de 2013 (la cifra no incluye líquidos del gas, que ascienden a 300 mil BD), hasta 3 millones de BD en 2018 (una tasa de crecimiento promedio anual de 3.7%) y 3.5 millones de BD en 2025 (una tasa promedio de 2.2%).
• En el caso del gas natural, la producción aumentaría desde 5 mil 700 millones de pies cúbicos diarios (PCD) a mediados de 2013 (una tasa de crecimiento promedio anual de 7%), hasta 8 millones de PCD en 2018 y 10.4 millones en 2025 (una tasa promedio de 3.8%).
• Recepción de Inversión Extranjera Directa (IED) por hasta 50 mil millones de dólares anuales (la meta fue modificada por el Director General de pemex a 2% del PIB en marzo de 2014, y la Secretaría de Economía aclaró que las solicitudes recibidas hasta dicho mes mostraban que ésta empezaría a llegar en 2015).
• Impulso a las tasas de crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) entre 1 y 1.5% por arriba de la cifra histórica (el secretario de la SHCP reiteró que ésta había sido, hasta 2013, de 2.4%).
• Generación de 500 mil empleos más en la industria de los hidrocarburos durante 2014-2018, es decir 100 mil adicionales por año.
• Hacer que pemex, en su nuevo carácter de Empresa Productiva del Estado (EPE), contara con gobiernos corporativos y tuviera como objetivo explícito la generación de valor en sus áreas respectivas.
• Mayor integración en la cadena de valor a partir de la extracción de los hidrocarburos, lo que permitiría un abasto suficiente de gasolinas, gas metano y gas licuado de petróleo, a precios competitivos.
• Sustitución, a partir de 2015, de los subsidios generalizados que se aplicaban a los carburantes y el gas por subsidios focalizados, transparentando lo más posible el precio de mercado.
• Reducción de la transferencia de ingresos de pemex al Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) hasta 4.7% con relación al PIB, sin que por ello aumentara el déficit de las finanzas públicas, que a partir de su nivel récord de 3.5% en 2014, incluyendo los gastos de inversión de pemex, empezaría a bajar hasta quedar controlado a fines del sexenio.
• Niveles de recaudación sobre las empresas energéticas suficientes para mejorar el saldo de las finanzas públicas, cuyas prioridades serían la calidad de vida de la población y la mayor competitividad del país, a través de tres acciones:
– Fortalecimiento del sistema de seguridad social para abatir la pobreza extrema y crear mecanismos de redistribución que permitieran combatir el hambre y mejorar los servicios de salud pública;
– Formar a las nuevas generaciones con educación de calidad y desarrollar capacidades profesionales, con lo que se aprovecharía el bono demográfico y se generaría un número creciente de trabajadores de alta especialidad técnica, además de que se impulsaría el desarrollo tecnológico nacional, y
– Propiciar que la inversión en infraestructura impulsada por la reforma generara un desarrollo incluyente en todo el país.
Los problemas que evidenció el mercado
Luego de múltiples choques petroleros que habían puesto a la economía mexicana en situación apremiante, nadie en la administración del presidente Peña logró prever: que los precios del petróleo se estaban inflando artificialmente en los mercados financieros internacionales (sobre todo el mercado de futuros de Nueva York) a partir de 2011, en desacato a la creciente oferta de hidrocarburos generada por la así llamada “revolución del shale”; el éxito en la producción de energéticos alternativos en varios países, notablemente Estados Unidos (biocombustibles, eólica, etc.); la desaceleración de la economía china; las divisiones en la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) respecto a la reducción en su oferta de crudo con el fin de compensar el alza en otras partes del mundo (aproximadamente 2 millones de BD); el peligro de nuevas recesiones en Europa, y un eventual acuerdo de Estados Unidos y el Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas con Irán sobre su programa nuclear que permitiría levantarle un embargo por el que podría exportar en el corto plazo unos 700 mil BD más, tomando en cuenta su exceso de capacidad instalada.
Este entramado desembocó, entre junio de 2014 y enero de 2015, en una caída de 60% en los precios internacionales del energético, poniendo en cuestionamiento los proyectos de inversión con costos de exploración y extracción superiores a 55 dólares/barril (d/b) de petróleo crudo equivalente (PCE). En este estrato se ubicaban el proyecto Chicontepec, las aguas profundas del Golfo de México, y el gas y petróleo de lutitas (shale) de la región norte-noreste del país, principales objetivos de la reforma. Mientras tanto, los pozos de pemex continuaban con su tendencia declinante: la producción nacional de crudo, que había disminuido 50 mil BD promedio entre 2010 y 2014, equivalentes a 2% del total, aumentó a 200 mil BD, es decir 9% anual, en los primeros cinco meses de 2015.
La Ronda Uno
Mientras lo anterior sucedía, las autoridades energéticas y financieras del país continuaron “mapeando” el territorio hidrocarburífero nacional, para fines de licitación, a fin de preparar la Ronda Uno. Sobre esta base, la Sener y la CNH establecieron cuatro fechas entre la segunda mitad de 2015 y la primera de 2016 en que se subastarían los bloques, agrupados en las siguientes regiones: i) aguas someras; ii) tierra firme; iii) aguas profundas y crudos extrapesados, y iv) Chicontepec y campos no convencionales. Originalmente se dijo que la última fase incluiría las lutitas de la región norte-noreste, lo que ha causado múltiples problemas al Estado dadas las limitaciones legales que no logró superar la reforma energética y, principalmente, la incosteabilidad de su explotación: en Estados Unidos, único país en que se les explota plenamente, las compañías reciben subsidios del gobierno federal, en virtud del objetivo estratégico de éste de reducir la dependencia de los hidrocarburos importados.
La primera licitación, en que se subastaban 14 bloques correspondientes a las aguas someras que se extiende desde el frente del litoral de Coatzacoalcos, Veracruz, hasta el de Ciudad del Carmen, Campeche, se llevó a cabo el 15 de julio de 2015 y arrojó resultados muy poco alentadores. En primer lugar, de 34 empresas preclasificadas al 6 de julio, sólo nueve participaron en las licitaciones. En segundo lugar, de los 14 bloques licitados sólo se asignaron dos, es decir 14% del total, relación muy inferior a la de 40% que en promedio se alcanza a nivel internacional, e incluso menor a los cinco bloques (30%) que la Sener estableció unos días antes como mínimo aceptable. En tercer lugar, de los 8,500 millones de dólares de inversión que la CNH estimó se recibirían anualmente de esas licitaciones entre 2015 y 2018, sólo se aseguraron 1,200 millones. En cuarto lugar, del cúmulo de empresas petroleras de gran calado que se esperaba participaran, entre ellas Exxon Mobil, British Petroleum, Shell Oil, Petrochina, Texaco, Lukoil, Repsol, Statoil, ENI International, TOTAL, Sinapec y Petrobras, sólo unas cuantas lo hicieron. En quinto lugar, así sea por diferencias mínimas, ninguna de las grandes inscritas ofreció lo suficiente para ganar: tanto ENI, en el caso del bloque 2, como Statoil, en el caso del bloque 7, se quedaron abajo del consorcio que ganó ambos bloques, formado por Talos Energy (operador), Sierra Oil & Gas y Premier Oil PLC.
Aunque se insiste en que la licitación del 15 de julio fue la primera desde 1938 en favor de empresas privadas, ya se mencionó antes que entre 2011 y 2013, una vez concluida la reforma energética de 2008, y casi simultáneamente al aval por parte de la Suprema Corte de Justicia de la Nación (SCJN) de los CIEP, pemex puso en licitación, a lo largo de tres rondas, varios pozos maduros ubicados en los estados de Tamaulipas, Veracruz y Tabasco, con resultados muy abajo de lo esperado.
Hoy día se empieza a reconocer que el desinterés obedece a las estrategias de negociación con que operan las EPI, muy al margen de la competencia, ya que como oferentes actúan con criterios oligopsonistas, pero una vez que reciben los bloques, se convierten en auténticos monopolios dentro del área asignada. Y entre mayor número de bloques ganen, más poder tienen sobre el país en que operan. Para hacer posible tal asignación múltiple, fue necesario que el Presidente Peña realizara una visita de Estado al Reino Unido, en marzo de 2015, con un enfoque energético conspicuo, y recibiera las opiniones de los ejecutivos de compañías de dicho país.
Corrigiendo el camino en favor de las EPI
Una vez corroborado el desinterés de las EPI en la primera licitación de la Ronda Uno, la CNH dio a conocer, a inicios de agosto de 2015, que los contratos se volvían a ajustar, esperando que con ello se hicieran más asequibles a los inversionistas, dado que el entorno internacional se había vuelto a tornar adverso, reflejándose en una nueva reducción de los precios del petróleo: de 57 d/b el 30 de abril de 2015, la mezcla de crudo mexicano de exportación bajó a 41.28 d/b el 3 de agosto del mismo año.
El énfasis se dio a una decena de aspectos: reducción de los umbrales con que se calculan las contraprestaciones; flexibilización de las condiciones para la presentación de garantías; cumplimiento del programa mínimo de trabajo y obligaciones; transparencia ex ante en el monto de cobertura de los seguros requeridos; flexibilización en los criterios para determinar eventual culpa y dolo del contratista; designación del Tribunal de la Haya como árbitro en caso de diferencias; condicionamiento de la transferencia de la propiedad de los bienes muebles del contratista al Estado sólo si aquél ya ha recuperado sus inversiones; facultades para que un operador participe en las licitaciones de manera individual por un bloque y en consorcio por otro, y capacidad de un consorcio para reajustarse, durante el proceso de licitación, sustituyendo por ejemplo a un operador que decide salir del proceso. Pocos días después se agregó un elemento más: extensión de uno (caso de pemex en el pasado) a tres años para que los operadores cuantifiquen y certifiquen sus reservas de hidrocarburos.
El escepticismo sigue latente
A pesar de los ajustes antes mencionados, los avances en el proceso licitatorio siguen siendo desalentadores. En primer lugar, el número de empresas que previa la conclusión de la primera fase de licitación de la Ronda Uno (30 de septiembre de 2015), referida a reservas probables en aguas someras o 2P (en julio fueron reservas posibles, o 3P), solicitó acceder al cuarto de datos fue mucho menor de la que esperaba la CNH: de manera individual Chevron, CNOOC, Compañía Española de Petróleos, Dea Deutsche Erdoel, Lukoil ONGC Vides, Plains Acquisition, Statoil y Shell; y en consorcio ENI International con Casa Exploración, Panamerican Energy con E&P Hidrocarburos, Firewood con Petrobal, Petronas Carigali con GALP Energía, y Talos Energy con Sierra Oil and Gas y Carso Oil and Gas. Son en total 20 compañías de las que, de acuerdo con la experiencia, sólo algunas participarán en la licitación definitiva. Por supuesto destaca la presencia del consorcio ganador de los dos bloques de la primera licitación, ahora en asociación con Carso Oil and Gas, y la participación de las dos EPI que quedaron en segundo lugar en esa ocasión: ENI International y Statoil.
En segundo lugar, después de un año de la puesta en operación del programa Impulso Energético, integrado por 26 mil millones de pesos con los que Nacional Financiera (Nafin) y el Banco HSBC se propusieron apalancar empresas dedicadas al sector energético, la colocación hasta mayo de 2015 apenas llegaba a 65% (17 mil millones de pesos) cifra que es muy baja si se toman en cuenta las expectativas que generó la reforma energética, además de que no todos esos recursos se destinarán a inversión física.
En tercer lugar, la apertura de Irán al mercado occidental, el sostenimiento de la producción de crudo y gas de lutitas en Estados Unidos, a pesar de los bajos precios del crudo, y la autorización del gobierno del presidente Obama para que la petrolera Shell inicie la exploración de hidrocarburos del Ártico sugieren que los intereses de corto plazo de las EPI en materia de exploración y explotación se orientan hacia regiones diferentes a México. Esto hace que cada vez más las expectativas del gobierno mexicano se centren en lo que ha dado en llamar “la joya de la corona”, esto es las aguas profundas del Golfo de México. Empero, se teme que el inicio del proceso de licitación de esa área, que ya se prorrogó una vez, se extienda mucho más de lo previsto en virtud de las condiciones del mercado internacional. De la misma manera, por su complejidad y altos costos, no será de extrañar que la cuarta fase (Chicontepec y crudos no convencionales) ni siquiera se alcance a llevar a cabo en este sexenio.
El litigio internacional y nacional
Dado el devenir de la Ronda Uno, es indudable que en seguimiento a su queja, presentada en abril de 2015, la izquierda mexicana insistirá ante la Comisión Interamericana de los Derechos Humanos, con argumentos basados en el derecho constitucional y en las prácticas internacionales, que la reforma a los artículos 25, 27 y 28 fue inconstitucional. Al respecto argumentará la inconstitucionalidad del artículo 61, fracción I, de la nueva Ley de Amparo, en virtud de que al establecerse que el juicio de amparo es improcedente cuando se reclaman reformas y adiciones constitucionales, entre otras cosas se violenta el derecho de acceso a la justicia y a la tutela judicial efectiva contemplados en el artículo 17 de la Constitución.
En el ámbito nacional no puede descartarse la posibilidad de que, considerando la nueva composición de la Cámara de Diputados, el ala progresista logre pasar una propuesta de reforma al artículo 35 constitucional, fracción VIII, en virtud de que fue debido a ésta que la SCJN dio cerrojazo a su petición de consulta popular sobre la procedencia de reformar los tres artículos citados. Con ello buscaría eliminarse la restricción de que la privatización de la industria petrolera no puede ser objeto de consulta popular, debido a que involucra ingresos y gastos del Estado, aunque es imposible negar que se trata de un tema de trascendencia nacional.
Conclusiones
El apoyo ciudadano a los ejercicios descritos sobre la modificación del marco legal en los frentes interno y externo, mismo que se materializaría, entre otras cosas, en la participación masiva de la gente, dependerá de dos factores. Por una parte, la capacidad que tenga la reforma (el Estado ha insistido que la primera fase de licitaciones de la Ronda Uno no puede considerarse un buen indicador) para despegar al menos un año antes de las elecciones presidenciales de 2018, situación que estará condicionada por la evolución del mercado mundial de hidrocarburos y por la instrumentación del resto de reformas estructurales (si no se instrumentan, de nada sirve que se hayan promulgado). A su vez, el mercado de hidrocarburos depende de que se elimine la sobreoferta de crudo y repunten los precios, al tiempo que desaparece la volatilidad del crecimiento económico mundial y la economía internacional vuelve a avanzar a tasas superiores a 3.5% promedio anual.
Por otra parte, será decisivo lo que esté dispuesto a ceder el Estado −y deje plasmado en los contratos con las empresas− a fin de que éstas acepten invertir en los 167 bloques restantes de licitar entre 2015 y 2016. Si cede mucho, la sociedad le recriminará el dispendio; si cede poco, las empresas se seguirán resistiendo a llegar.
Efectivamente, como tanto se insistió en el proceso de las reformas estructurales, “México no puede esperar”, pero tampoco puede seguir con la tendencia observada hasta la primera fase de la Ronda Uno de no contar con el compromiso de las empresas internacionales, para las que en realidad se llevó a cabo la reforma, al tiempo que pemex se extingue junto con la industria insignia de la última fase de la Revolución Mexicana.
