A partir de la pronunciada caída en los precios internacionales del petróleo, el fantasma de la disminución del interés de los operadores privados en la Ronda 1, recorrió las diversas instancias encargadas de su puesta en marcha. Más allá del discurso que se quiso sereno y tranquilizador, sobre la base de las consideraciones de largo plazo -propias del sector-, y del indudable hito histórico de una apertura mexicana mucho tiempo esperada; lo cierto es que la decisión de invertir dependerá, como es natural, de la versión final de las bases de licitación y el modelo de contrato puestos a consideración de las compañías petroleras.
En el actual contexto de precios bajos, uno de los riesgos latentes es que el Estado mexicano ceda a pretensiones excesivas de parte de "jugadores" experimentados y conocedores de que, para una parte del Gobierno, resultaría muy decepcionante que varias de las áreas en proceso de licitación, no fueran otorgadas para su desarrollo.
El pasado viernes, a través de un boletín de prensa, las Secretarías de Hacienda y de Energía, así como la comisión Nacional de Hidrocarburos; informaron de modificaciones a las bases de licitación y al modelo de contrato para la primera licitación de la Ronda 1, cuya versión final se dará a conocer el 9 de junio. Se trata de contratos de producción compartida en aguas someras. De acuerdo al comunicado, los cambios "se basan en las mejores prácticas internacionales en la materia, así como en el interés del Estado mexicano de garantizar mayores inversiones, incrementar la generación de empleos y aumentar la producción de petróleo y gas natural".
A continuación, se enumeran una serie de rubros que fueron modificados y cuyos cambios tienen por denominador común, una mayor flexibilidad y tolerancia del Estado mexicano hacia los eventuales contratistas. Así por ejemplo, se establece una etapa de análisis previa al inicio de cualquier rescisión administrativa; se introduce un nuevo mecanismo de conciliación, previo a un procedimiento legal por diferencias o controversias relacionadas con el Contrato; incluso, se "amplían los períodos para la presentación de los Planes de Exploración (de 60 a 120 días) y de Desarrollo (de 120 días a un año)".
En general, parecieran modificaciones tendientes a fortalecer el clima de certeza y confianza entre el Estado mexicano y sus posibles contratistas. Sin embargo, un párrafo introducido en la Sección VII (De los Costos Recuperables en Contratos) del Anexo 4 del modelo de contrato, linda los terrenos de la concesión innecesaria y solo explicable por el afán de que ninguna licitación quede desierta. El párrafo en cuestión señala que:
"Para la determinación de los Costos Recuperables, los Costos Elegibles contemplados en el Programa Mínimo de Trabajo y en el Incremento del Programa Mínimo serán reconocidos con un valor adicional de 25% el (sic) monto original incluido en los presupuestos y programas de trabajo aprobados por la CNH, (...)".
¿Por qué habría de reconocerse un premio de 25% por encima del monto aprobado en el presupuesto? Esto es un subsidio que merecería mejores destinos y explicaciones. ¿Cómo explica esta generosidad la SHCP tan presta a tomar dividendos de Pemex a pesar de sus dificultades financieras? La CNH ¿no confunde su papel de regulador de la actividad petrolera con el de promotor de las inversiones?
Petróleos Mexicanos es el principal productor en aguas someras en el mundo. De manera que el Estado mexicano, en caso de que algunas áreas no fueran otorgadas, bien podría confiar en su operador entregándole las mismas por la vía de una asignación. ¿No se trataba también de fortalecer a Pemex? Al final de cuentas, las condiciones económicas y fiscales de una asignación son mucho más favorables para el Estado que las de un contrato.