Opinión

Ronda Uno, dudas
y certezas

De acuerdo con lo anunciado desde que se aprobaron las leyes secundarias de la reforma energética, la semana pasada la Sener, la SHCP y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dieron a conocer el arranque de la instrumentación de la denominada Ronda Uno. Como estaba previsto, la primera fase de licitaciones para la participación de la inversión privada en exploración y extracción de petróleo y gas inició en áreas y campos de aguas someras (en los que es factible extraer hidrocarburos a menos de 500 metros de profundidad), así como en los que se presume que existe aceite extra pesado, todos marinos.

Las autoridades jugaron a lo seguro, buscando garantizar el éxito en esas licitaciones. Sólo se incluyeron 14 de los 183 bloques a licitar en la Ronda Uno y en los que la probabilidad de extraer hidrocarburos es muy alta, dado que se trata de áreas cercanas a las ya exploradas y explotadas por Pemex en el pasado. En todo caso, lo que requerirán las empresas privadas es delimitar los campos, pero no realizar actividades exploratorias desde cero, lo que implicará menores riesgos e inversiones. Además, de acuerdo con la información de la CNH, se calcula que el costo promedio de producción en esas zonas será del orden de 20 dólares por barril; si se considera que el costo de Pemex en áreas similares en 2013 fue de menos de seis dólares, las perspectivas de rentabilidad son elevadas, aún en el contexto actual de precios del petróleo a la baja. Aquí surge la duda de si se le van a resarcir a Pemex todos los gastos en los que incurrió para generar la información de esos campos y que se pondrá a disposición de las empresas privadas en el “cuarto de datos” para integrar sus ofertas. Seguramente no.

Por otra parte, para esas 14 licitaciones se optó por el esquema de producción compartida, en el que la variable para definir al ganador será la proporción de crudo y gas que se quedará el Estado, después de recuperar los costos (autorizados) en los que se incurra. Si bien dicho esquema es común a nivel internacional, también es complejo de administrar desde el punto de vista del gobierno, ya que requiere estrictas auditorías no sólo de gastos sino de medición de los hidrocarburos extraídos. En este ámbito, la experiencia en México es nula, lo que requerirá una capacitación intensa y a muy corto plazo de los funcionarios responsables de realizarlas.

Además, la infraestructura de recolección, transporte y almacenamiento de hidrocarburos no está diseñada para cuantificar la participación de varios operadores, en la medida que la construyó y la controla Pemex de manera integrada. Ello requerirá nuevas inversiones, pero también una clara definición de las reglas de acceso, uso y pago de contraprestaciones para la infraestructura de transporte existente, hoy propiedad de la Empresa Productiva del Estado. Todo un reto regulatorio.

Otro aspecto que se pondrá a prueba será el denominado “contenido nacional”; esto es, la proporción de insumos (bienes, servicios, mano de obra, inversiones y capacitación) que las empresas tendrán que adquirir en México. Para las actividades de exploración se determinó un mínimo de 13 por ciento y para las de extracción de 25 por ciento. No sólo será un tema de cómo medirlo y auditarlo, sino de que la industria nacional tenga la capacidad de respuesta para atender la nueva demanda que se generará por el incremento de la actividad en el sector.

En cuanto a los requisitos de participación, además de los técnicos (experiencia, restricciones de asociación, etcétera), se establecieron parámetros financieros elevados: capital contable mínimo de mil millones de dólares y/o activos por 10 mil millones de dólares. No muchas empresas mexicanas los cumplen, por lo que para participar estarán obligadas a asociarse con otras empresas nacionales o internacionales, las cuales tendrán “el sartén por el mango” para fijar sus condiciones.

Así, la reforma energética inicia con algunas certezas pero también con muchas dudas. Todo a prueba.

Twitter: @ruizfunes