LA RONDA CERO, MAL PRINCIPIO PARA PEMEX

Jorge Eduardo Navarrete1

Introducción

Por disposición constitucional, Petróleos Mexicanos (Pemex) debía entregar a la Secretaría de Energía (Sener), antes del 21 de marzo de 2014, información detallada y suficiente sobre las áreas de exploración y los campos en explotación que desea le sean asignados para operar en la posible nueva etapa de actividad del sector petrolero mexicano abierta por la reforma energética, en el supuesto de que ésta no sea revertida.

Este proceso de solicitud y adjudicación de activos productivos se conoce como Ronda Cero. Se ha iniciado con la propuesta de Pemex, que debió formularse en 90 días a partir de la entrada en vigor de la reforma constitucional, y concluirá 180 días después, con la adjudicación a cargo de la Sener, auxiliada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

En las sucesivas rondas de adjudicación de áreas para exploración y extracción (Ronda Uno, Ronda Dos, etcétera) podrán participar, además de Pemex, empresas privadas nacionales y extranjeras.

La capacidad de Pemex para competir –en realidad, para sobrevivir– en el entorno de competencia en que lo coloca la Reforma Energética depende críticamente del resultado de la Ronda Cero. Como dice un trabajo reciente:

Seis meses después de [recibida] la solicitud, la secretaría decidirá, como “trámite burocrático” entre dos ventanillas de la administración pública federal, la procedencia de la misma, con la misma discrecionalidad que el solicitante acredite sus capacidades. Alarma que el destino de las reservas probadas, probables y posibles propiedad de la nación se someta al arbitrio deliberativo, sin fundamento, del gobierno federal. La nación merece otra cosa.2

I Base legal

El artículo 27 constitucional reformado establece, en su párrafo séptimo, que la nación “llevará a cabo las actividades de exploración y extracción del petróleo y demás hidrocarburos mediante asignaciones a empresas productivas del Estado o a través de contratos con éstas o con particulares” y que, para alcanzar “el objeto de dichas asignaciones o contratos, las empresas productivas del Estado podrán contratar con particulares”.

II Mecánica de la Ronda Cero

En ausencia de legislación reglamentaria de la reforma constitucional en materia de energía, la Ronda Cero se rige por el contenido de los artículos transitorios del decreto mismo de reforma, promulgado el 20 de diciembre de 2013.

A. Solicitud de asignaciones de Pemex

El artículo sexto transitorio prevé, en sus primeros dos párrafos:

a) que corresponderá a la Sener, con la asistencia técnica de la CNH, “adjudicar a Pemex las asignaciones” de exploración y extracción de petróleo y demás hidrocarburos, aludidas en el párrafo séptimo del artículo 27 constitucional;

b) que Pemex “deberá someter a consideración” de la Sener una solicitud para “la adjudicación de las áreas en exploración y los campos que estén en producción, que esté en capacidad de operar, a través de asignaciones”;

c) que Pemex “deberá acreditar que cuenta con las capacidades técnicas, financieras y de ejecución necesarias para explorar y extraer los hidrocarburos de forma eficiente y competitiva”, y

d) que “la solicitud se deberá presentar dentro de los noventa días naturales siguientes a la entrada en vigor” del decreto de reforma constitucional, es decir no después del 21 de marzo de 2014.

Antes de seguir adelante, conviene detenerse en algunos puntos de esta parte inicial del proceso:

• Se estableció un plazo perentorio (90 días naturales) para que Pemex identifique las áreas de exploración y los campos en explotación que considere estar en capacidad de operar y solicite que le sean asignados. Esta identificación es excesivamente limitativa. Por ejemplo, en la vecindad inmediata de las áreas de exploración, hay otras en las que, aunque no se hayan iniciado trabajos exploratorios, se tiene casi certeza de que existen yacimientos potencialmente explotables. En la literatura sobre la industria, no sólo se habla de campos, sino de plays, entendiendo por éstos grupos de prospectos de campos que comparten características geológicas, “siendo la primera unidad de análisis económico y que permite con mayor certidumbre evaluar los recursos prospectivos y orientar la estrategia exploratoria”.3 Establecer que estas áreas quedarán fuera de la Ronda Cero equivale, de hecho, a señalarlas como las que primero serán licitadas en las rondas sucesivas y permitir que terceros se beneficien de trabajos ya realizados por Pemex.

• Al estatuir que Pemex sólo podrá solicitar que se le adjudiquen los campos en producción que esté en capacidad de operar, se establece el supuesto de que carece de tal capacidad para algunos de ellos. Éstos también se excluirían, a pesar de que Pemex ha realizado en ellos inversiones quizá considerables, al menos en algunos casos. La capacidad de operación no es un concepto estático. Puede aumentar o disminuir en el tiempo. Si se priva a Pemex de la oportunidad de solicitar la asignación de campos que, en el momento de formular la solicitud quizá rebasen su capacidad de operación, se le inflige un daño permanente.

• En los artículos transitorios del decreto de reforma constitucional en materia de energía no se encuentra alusión alguna de que la exigencia de acreditación de capacidades técnicas, financieras y de ejecución vaya a ser planteada también, al menos en los mismos términos y con las mismas consecuencias, a los eventuales contratistas particulares.

• No queda establecido que la solicitud de asignaciones que Pemex presente sea de conocimiento público, a pesar del compromiso de transparencia que se ha invocado a lo largo del proceso de discusión de la reforma constitucional. Para corregir esta omisión, alguna de las cámaras del Congreso podría expedir un punto de acuerdo reclamando tal difusión. Los ciudadanos interesados, por su parte, podrían solicitar esta información a Pemex y, ante la eventual negativa de proporcionarla, acudir al IFAI. Es importante saber si Pemex se autolimita excesivamente en su solicitud y, en su momento, en qué medida la Sener/CNH la atendió.

Pemex presentó su solicitud de asignaciones, como se esperaba, el 21 de marzo de 2014. Dio cuenta de ello en un escueto boletín informativo (anexo I), cuyo contenido sustantivo es el siguiente:

• Pemex solicitó hoy a la Sener la adjudicación de diversas áreas que están actualmente bajo su producción o que ha venido explorando.

• Pemex entregó la documentación que respalda la solicitud, detallando sus capacidades técnicas, financieras y de ejecución necesarias para explorar y extraer los hidrocarburos de forma eficiente y competitiva. En este sentido, presentó un plan de desarrollo de las áreas y campos requeridos, el cual incluye descripciones de los trabajos e inversiones a realizar.4

Por su parte, la Sener abrió una sección dedicada a la Ronda Cero en su portal de internet (anexo II).5 Ahí se encuentra la siguiente información adicional respecto de la solicitud de Pemex:

• En extracción, Pemex ha solicitado todos los campos en producción.

• En exploración propone operar las áreas en las que cuenta con descubrimientos comerciales, incluyendo las aguas profundas del Golfo de México. 

• En las cuencas del sureste, solicita las principales áreas de exploración donde cuenta con inversiones en proyectos de exploración. 

• En el caso de Chicontepec, ha optado por concentrarse en áreas con una gran actividad y liberar importantes áreas para la participación de particulares en futuras rondas, conservando los contratos integrales con terceros.

• En áreas de lutitas, Pemex solicita una fracción de los recursos prospectivos del país con el fin de desarrollar capacidades tecnológicas para su futuro desarrollo.

• En resumen, Pemex solicita 83% de las reservas 2P y 31% de los recursos prospectivos.

La secretaría indica también que, en los términos de su solicitud, “Pemex mantendría un volumen de reservas probadas cercanas a los 10 mil millones de barriles”.

Se ha hecho notar la evidente insuficiencia de la información que tanto Pemex como la Sener decidieron divulgar respecto del contenido y alcance de la solicitud de Pemex. Un débil intento de justificarla consistió en afirmar que, de divulgarse las áreas y campos incluidos en la solicitud, “se sabría de inmediato, por descarte, cuáles quedarían sujetos a las futuras licitaciones para empresas privadas”.6 Sin embargo, aun sin poder precisar las áreas para exploración y los campos para extracción incluidos en la solicitud, de la escasa información aportada por la Sener puede desprenderse, no sin dificultades, una idea preliminar de su alcance.

En primer término, debe resolverse una contradicción acerca del volumen de reservas que contienen las áreas y campos que Pemex incluyó en su solicitud. He aquí las dos versiones, incompatibles entre sí, que se desprenden del documento incluido en la página web de la secretaría, ya citado:7

• Pemex solicita –dice la secretaría– 83% de las reservas 2P. El volumen total de reservas probadas y probables (2P), al 1 de enero de 2013, es estimado por Pemex en 26,200 millones de barriles de petróleo equivalente (MMBPE). El 83% de este total suma 21,746 MMBPE. Según este dato, Pemex habría solicitado áreas de exploración y campos en explotación que contienen reservas 2P por 21,746 MMBPE.

• De aprobarse su solicitud –dice también la secretaría–, Pemex mantendría un volumen de reservas probadas cercano a 10,000 millones de barriles. De ser este el caso, las reservas que Pemex mantendría equivaldrían apenas a 38.2% de sus reservas 2P –menos de la mitad de la cifra resultante del otro cálculo. Estos 10,000 millones no equivalen siquiera a las reservas probadas (1P), que el propio Pemex estima en 13,900 millones de barriles de petróleo equivalente.

Si se atiende al segundo cálculo, es claro que Pemex no solicitó que se le asignaran áreas y campos suficientes para conservar al menos las reservas probadas que ya tiene ubicadas y certificadas y cuya probabilidad de extracción es de 90% o más. En este caso estaría dejando sobre la mesa, por así decirlo, casi 4,000 mmbpe ya localizados. ¿Por qué Pemex no planteó que se le asignara el total de reservas 1P y 2P que ya tiene ubicadas?

• Pemex también solicitó –según el documento de la secretaría– 31% de los recursos prospectivos. Estos recursos (convencionales, no convencionales y bajo aguas profundas) los estima la secretaría en 114,800 millones de barriles de petróleo equivalente, y Pemex solicitó sólo 31% de los mismos; es decir, renunció, al menos en esta etapa, al 69% restante. Si estas estimaciones –que la secretaría toma del propio Pemex y están calculadas al 1 de enero de 2013– no pertenecen al reino de la fantasía, como algunos piensan, el tamaño del pastel que va a ser partido y repartido, sobre todo entre los operadores privados extranjeros –y sus socios nacionales– es enorme: casi 80,000 millones de barriles de petróleo. Aun si se considera que sólo la mitad de ese total sería recuperable, México ofrecerá a los agentes privados un volumen de recursos no demasiado inferior al total que ha extraído en toda su historia, estimado en 55,000 millones de barriles.

En el segmento final de su información sobre la Ronda Cero, contenida en la página web ya citada, la Sener parece adelantar el sentido general de su decisión sobre la solicitud de Pemex. Al respecto, indica: “Los recursos que le serán asignados a Pemex le permitirán seguir siendo una empresa líder en la producción de hidrocarburos en aguas someras”. Tendrá, además, “la posibilidad de asociarse con otras empresas en las áreas conferidas en aguas profundas y lutitas”. Es esta la imagen que la autoridad tiene de Pemex: empresa capacitada para extraer crudo en tierra y aguas poco profundas, que sólo asociándose con terceros podrá trabajar en aguas profundas y yacimientos no convencionales.

B. Resolución de Sener/CNH sobre las asignaciones
a Pemex

Los párrafos tercero, incisos a) y b), y cuarto del artículo sexto transitorio se refieren a la respuesta de la autoridad a la solicitud de asignaciones formulada por Pemex. En esencia, se establece que:

a) Dentro de los 180 días de recibida la solicitud, la Sener, “con la asistencia técnica” de la CNH, emitirá una resolución en la que se establecerá “la superficie, profundidad y vigencia de las asignaciones procedentes”;

b) Para alcanzar su resolución, la Sener/CNH deberá tener en cuenta, entre otros, los siguientes criterios:

• Para asignaciones de exploración: en las áreas en las que, a la fecha de entrada en vigor del decreto de reforma, Pemex haya realizado descubrimientos comerciales o inversiones en exploración, será posible que, “con base en su capacidad de inversión y sujeto a un plan claramente establecido de exploración de cada área asignada, continúe con los trabajos [por] un plazo de tres años, prorrogables por un periodo máximo de dos años, en función de las características técnicas del campo de que se trate y del cumplimiento de dicho plan de exploración, y en caso de éxito, que continúe con las actividades de extracción”. Se advierte que, de no cumplirse con el plan de exploración, “el área en cuestión deberá revertirse al Estado” y, aunque no se señala en forma explícita, quedará disponible para ser contratada con particulares.

• para asignaciones de extracción: Pemex “mantendrá sus derechos en cada uno de los campos que se encuentren en producción” a la fecha de entrada en vigor del decreto. “Deberá presentar un plan de desarrollo de dichos campos que incluya descripciones de los trabajos e inversiones a realizar, justificando su adecuado aprovechamiento y una producción eficiente y competitiva”.

c) Para estas mismas asignaciones de extracción “se considerará la coexistencia de distintos campos en un área determinada”. De este modo, “se podrá establecer la profundidad específica para cada asignación, de forma que las actividades extractivas puedan ser realizadas, por separado, en aquellos campos que se ubiquen en una misma área pero a diferente profundidad, con el fin de maximizar el desarrollo de recursos prospectivos en beneficio de la nación”.

Respecto de estos puntos, cabrían las siguientes observaciones:

• A la autoridad (Sener/CNH) se le concede, para resolver sobre la solicitud de asignaciones de Pemex, el doble (180 días) del plazo concedido a la “empresa productiva del Estado” para formularla. Lo anterior puede deberse al reconocimiento de que la dupla Sener/CNH quizá no disponga de la capacidad para resolver sobre las áreas de exploración y los campos en operación que deban asignarse a Pemex. No sería remoto que se acudiera al auxilio de consultores externos.

• A lo arriba señalado respecto de las zonas adyacentes a las áreas en que Pemex realiza trabajos de exploración o tiene previsto realizarlos, debe agregarse que los requisitos establecidos para las asignaciones de exploración parecen excesivos –y la legislación secundaria podría endurecerlos aún más, toda vez que el lenguaje usado es muy genérico.

• Establecer un plazo máximo de cinco años (tres iniciales mas dos de prórroga condicionada) será en muchos casos insuficiente. Un estudio reciente8 señala que “es esencial entender el tiempo que transcurre entre la exploración inicial y el inicio de la extracción […] Mientras que en los setenta y los ochenta ese lapso solía ser de dos o tres decenios, ahora se ha reducido a entre ocho y nueve años”. Ejemplos: Shell, 9-10 años; Chevron, 8-9; Lukoil, 6-7. Así, los plazos señalados no parecen corresponder a la experiencia internacional.

• La amenaza de extinguir la asignación si no se cumple el plan exploratorio revela la intención de disponer del mayor número posible de áreas promisorias para ofrecerlas a los particulares.

• Nuevamente cabe preguntarse si las condiciones de los contratos con particulares incluirán exigencias al menos equivalentes.

• En cuanto a las asignaciones de extracción se parte de que Pemex recibirá la asignación de todos los campos que se encuentren en producción. Se plantea la exigencia de elaborar y presentar (probablemente a Sener/CNH) el plan de desarrollo de dichos campos, con detalle de los trabajos e inversiones a realizar, asegurando el aprovechamiento del recurso y una producción eficiente y competitiva. Lamentablemente, nada se dice de los criterios o estándares con los que se juzgarán estos extremos.

• La insuficiente información divulgada sobre la solicitud de Pemex no permite constatar si, en efecto, solicitó la asignación de todos los campos “que se encuentren en producción”. De haber omitido algunos, por la clara inhibición con que se formuló la solicitud, correspondería a la autoridad asignárselos, para evitar que un particular pueda beneficiarse, vía contratación, de inversiones ya realizadas por Pemex.

• Debe tenerse en cuenta que en 2012 Pemex explotó 449 campos, agrupados en 12 activos y “se observó un incremento en la producción de un amplio número de campos existentes”, al tiempo que incorporó a producción nuevos campos.9 El Informe detalla los trabajos de exploración, entre los que destaca la adquisición de información sísmica tridimensional con la que se evaluaron 26,533 km2; así como la terminación de 1,238 pozos (1,201 de desarrollo y 37 de exploración).

• Sería absolutamente irrazonable que, por ejemplo, las áreas en que se realizaron estos trabajos no fuesen asignadas a Pemex en la Ronda Cero, aun cuando se haya inhibido de solicitarlas.

• Llama la atención que se otorgue tal importancia a la coexistencia, en un área determinada, de mantos petrolíferos situados a diferentes profundidades. La literatura técnica sobre los multilayer fields es abundante. Lo que no parece ser tan común es que la explotación del campo la realicen dos o más empresas que operen en forma simultánea en la misma área.

• Adviértase que el enfoque adoptado en esta materia parece ser el de aumentar la extracción de crudo lo más posible en el menor tiempo.

C. Indemnizaciones y migración a contratos

Los tres párrafos restantes, cuarto a sexto, del artículo sexto transitorio del decreto de reforma constitucional en materia energética:

a) Establecen la hipótesis de que a Pemex no se le asignen en la Ronda Cero zonas para exploración y extracción en las que ya haya realizado inversiones y que éstas lleguen a verse afectadas. Al respecto, se dispone que las inversiones afectadas “serán reconocidas en su justo valor económico en los términos que para tal efecto disponga la Secretaría (de Energía)”.

b) Se dispone también que “el Estado podrá determinar una contraprestación al realizar una asignación” y que “las asignaciones no podrán ser transferidas sin aprobación” de la secretaría.

c) Pemex podrá solicitar a la secretaría que, con la asistencia técnica de la CNH, autorice “la migración de las asignaciones que se le adjudiquen a contratos” con particulares. Para determinar al contratista, la CNH “llevará a cabo la licitación en los términos que disponga la ley”.

d) La ley preverá que corresponde a la Sener establecer “los lineamientos técnicos y contractuales” y a la SHCP “las condiciones fiscales”. Además, “la administración del contrato estará sujeta a las mismas autoridades y a mecanismos de control que aplicarán a los contratos suscritos por el Estado”.

Caben las siguientes observaciones alrededor de estos puntos:

• Al dejar establecida la posibilidad de que lleguen a afectarse inversiones de Pemex, queda claro que la Sener/CNH no excluye que no se le asignen a Pemex, en la Ronda Cero, todas las áreas de exploración (y zonas adyacentes, como arriba se señaló) en las que realiza o ha realizado labor exploratoria y, probablemente, no todos los campos en explotación. Es de esperarse que este despojo, cuyos beneficiarios serían los contratistas privados, no llegue a realizarse.

• Hay una diferencia entre el valor contable de una inversión –conocido y expresado en los estados financieros– y el “justo valor económico” que correspondería determinar a la Sener en los términos que ella misma defina. Éste será resultado de una apreciación más o menos subjetiva y claramente discrecional.

• Habría que asegurar que las contraprestaciones que se fijen por, al menos, algunas de las asignaciones a Pemex en la Ronda Cero, no las tornen prohibitivas para la empresa y que, en todo caso, no sean superiores a las que se impondrían a los contratistas por el área de que se trate.

• La disposición de que las asignaciones a Pemex en la Ronda Cero no podrán ser transferidas sin autorización de la Sener es difícil de entender, porque la única entidad a la que eventualmente serían transferibles es a Pemex mismo, a menos que se considere la posibilidad de que Sener autorice la transferencia a particulares de asignaciones atribuidas a Pemex o que se establezca una segunda empresa productiva del Estado para explorar y extraer hidrocarburos a la que Pemex pueda transferirle algunas de las asignaciones recibidas.

• El tema de migración de las asignaciones a contratos es particularmente confuso y riesgoso:

– El incentivo para migrar sería que Pemex operase en mejores condiciones (administrativas, regulatorias, laborales y fiscales, cuando menos) con un contrato que con una asignación. De ser este el caso, se acepta que las condiciones de los contratos –que se celebrarán sobre todo entre el Estado, a través de la CNH, y los particulares– serán más ventajosas que las correspondientes a las asignaciones.

– Otro posible incentivo sería que Pemex encontrase ventajoso, sobre todo por razones operativas, contratar con una empresa determinada para operar un área que se le haya asignado para exploración o extracción. En esta hipótesis parecería que la figura de la asignación directa sería preferible a la de licitación.

– Parece preverse que los contratos entre particulares y Pemex originados en la migración de asignaciones tengan un régimen ad hoc, incluyendo su régimen impositivo, aunque los mecanismos de control y las autoridades competentes sean los mismos.