BOLIVIA
Doctrina
Título:La implementación de la reforma energética en México. Análisis jurídico de la ronda uno de licitaciones para la exploración y extracción de hidrocarburos.
Autor:Sánchez, Iván Lázaro
País:
México
Publicación:Revista Jurídica Derecho (UMSA) - Número 7
Fecha:01-12-2017 Cita:IJ-DXXXIII-808
Indice Voces
Sumarios

En México, se está conformando un cambio estructural, dentro del cual, la reforma energética resulta uno de los pilares esenciales, y en donde los cambios constitucionales, han modificado el paradigma sobre el alcance en la inclusión de los particulares nacionales e internacionales, para invertir y realizar trabajos de exploración y extracción de hidrocarburos en nuestro país. Hoy ante la conclusión de la denominada Ronda Uno de licitaciones, es pertinente un análisis de su implementación. Es por ello que, mediante el presente trabajo de investigación, aportamos consideraciones y datos objetivos, para una mayor comprensión de la implementación de esta primera etapa de la reforma energética.


In Mexico, a structural change is taking shape, within which, the energy reform is one of the essential pillars, and where constitutional changes have modified the paradigm on the scope in the inclusion of national and international private individuals in order to invest and carry out works of exploration and extraction of hydrocarbons in our country. Today, at the conclusion of the so-called Round One of tenders, it is pertinent an analysis of its implementation. That is why, through this research, we provide objective considerations and data for a better understanding of the implementation of this first stage of the energy reform.


Introducción
La ronda uno
Análisis del contexto en el que fueron celebradas las relaciones contractuales derivadas de las licitaciones en la ronda uno
Conclusión
Fuentes de información bibliografía

La implementación de la reforma energética en México


Análisis jurídico de la ronda uno de licitaciones para la exploración y extracción de hidrocarburos.


The implementation of energy reform in Mexico


Legal Analysis of Round One of Tenders for the Exploration and Extraction of Hydrocarbons


Iván Lázaro Sánchez* 


Introducción [arriba] - 


La reforma realizada a la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, publicada por ejecutivo federal el 20 de diciembre del año 2013, modificó estructuralmente, una de las áreas más importantes de la Nación mexicana, relacionada esta, con los hidrocarburos y la energía. La cual representa una de las fuentes de mayor ingreso para el país.


Hoy a tres años y medio de este nuevo esquema constitucional, se ha concluido con la Ronda Uno de licitaciones, e inició el proceso de la Ronda Dos y Tres. Razón por la cual, el análisis de lo hecho en la primera ronda es primordial para evaluar resultados y aportar al perfeccionamiento de los esquemas económicos y jurídicos estructurados y planteados. Licitaciones en las cuales se convocó a particulares y empresas productivas, para la realización de exploración y producción de hidrocarburos, mediante la firma de contratos de producción compartida y de licencia, sin que hasta el momento en esta nueva etapa de la industria energética, se haya utilizado alguna de las otras dos figuras contractuales, utilidad compartida y servicios, también previstas en el marco jurídico constitucional y legal.


Hemos abordado este trabajo, a través del método de análisis económico del derecho y mediante un estudio cuantitativo-cualitativo, enfocándonos en las licitaciones realizadas en la ronda uno, las figuras contractuales utilizadas y elegidas por el gobierno federal, su contenido, estructura y pertinencia a la luz del sustento jurídico en su elección y construcción.


La ronda uno [arriba] - 


La Ronda Uno de Licitaciones (R1), fue un proceso administrativo, que comprendió cuatro convocatorias para licitaciones públicas de carácter internacional, realizadas por el Gobierno de México, con la participación de la Secretaría de Energía (SENER), Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHYCP) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos(CNH) en su calidad de ente regulador, instituciones facultados para ellos por la Ley de Hidrocarburos (LH,2014) que, tuvo como finalidad, la adjudicación de contratos para realizar actividades estratégicas de exploración y extracción de hidrocarburos, dentro de áreas específicas del territorio de los Estados Unidos Mexicanos. En este sentido, en uso de la facultad concedida en el párrafo II artículo 29 de la Ley antes mencionada (LH) y en cumplimiento del término señalado en su reglamento, la SENER aprobó y emitió el Plan Quinquenal (SENER, 2015). En el cual, el diseño original de la Ronda Uno, consideraba un balance de oportunidades de exploración, el cual incluía áreas que ya se encontraban en producción y áreas poco exploradas, así como recursos de yacimientos convencionales y no convencionales de alto potencial prospectivo de acuerdo con el gobierno federal (Plan Quinquenal, 2015).


Dicho documento oficial, contemplaba en un inicio 109 bloques de exploración y 60 campos de extracción que, abarcaban una superficie cercana a 28,500 km2, y finalmente se determinó licitar 96 áreas de exploración y 237 campos de extracción que suman una superficie de 235,070.0 km2. Al respecto la SENER señaló que, los criterios utilizados para definir la Ronda Uno, fueron:


El potencial para incrementar la producción de petróleo y gas natural en el corto plazo.


El potencial para incorporar nuevas reservas; y,


El potencial para incrementar los recursos prospectivos


Primera Licitación (CNH- R01-L01/2015)


Esta primera licitación, fue emitida en los términos y alcances establecidos en plan quinquenal establecido por la SENER, y con fundamento en los artículos 24 y 31 de la Ley de Hidrocarburos y 38 de su reglamento, la Comisión Nacional de Hidrocarburos, suscribió las bases de la misma, asignándole el número CNH- R01-L01/2015 (DOF, 2014). Convocatoria en la que se contempló licitar 14 áreas contractuales para la exploración y extracción de hidrocarburos en aguas someras, bajo la modalidad de Contrato de Producción Compartida (CPC)


Sobre este contrato histórico, por ser el primero en esta nueva etapa constitucional de México, se realizaron diversas juntas de aclaraciones, en las que los interesados y agentes económicos de la industria, acordaron adecuar algunos elementos de las bases y del contrato propuesto, modificándose en 12 ocasiones, antes el contrato definitivo. Las modificaciones se relacionaron con (SENER, 2014):


a. Principales modificaciones a las Bases de Licitación


Se elimina la restricción que obligaba a que el operador del contrato tuviera imperativamente la mayor participación en un consorcio. Lo anterior para permitir a los demás licitantes que precalifiquen, que en el caso que así lo requieran o por estrategia, puedan modificar su participación, manteniendo el operador como mínimo una tercera parte de la participación económica en el Consorcio. Se determinó, permitir al operador, que forme parte de un grupo de licitantes agrupados, pueda ser también un licitante Individual, pudiéndose mantener como operador del licitante agrupado, presentar propuestas como licitante agrupado e Individual para áreas contractuales distintas. Y se clarificó el hecho de que dentro del sobre en el que se presentaría la propuesta económica en la licitación, se debía incluir la oferta de pago en efectivo, la cual solo se abrirá y se haría efectiva en caso de empate con otra propuesta. Se eliminó la restricción de presentar propuestas hasta por cinco áreas contractuales y se omitió la obligación del licitante de destruir la información del cuarto de datos, siempre que se abstenga de comercializarla.


b. Principales modificaciones al Contrato propuesto por el gobierno.


Se analizaron y plasmaron en el documento, diversas modificaciones en cuanto a los alcances y mecanismos para el cálculo de las contraprestaciones relacionadas con los términos fiscales, con el propósito de adecuar el equilibrio económico del contrato y dar un mayor reconocimiento al riesgo que se asumirán en las actividades de exploración. Modificaciones que también tenían la intención de impulsar la competencia en la licitación, para que así el Estado, pudiera lograr mejores condiciones en términos de ejecución, inversiones e ingresos. Se precisó con mayor énfasis que, los costos que los contratistas presentaran para su reconocimiento al Fondo Mexicano del Petróleo (FMP), deberían ser los estrictamente relacionados previamente con los presupuestos aprobados por la CNH. Así mismo, sobre el proceso de rescisión administrativa, se determinó que en la hipótesis de que la CNH conociera de posibles incumplimientos, previo al inicio de cualquier procedimiento formal de rescisión administrativa del contrato, se realizaría una etapa de investigación con respecto a las posibles causales de rescisión. Con esto, la CNH deberá proceder a obtener toda la información requerida para sostener, fundar y motivar su posible decisión en un término no menor a 30 días. Después de ello, la contratista tendrá 30 días más para presentar las pruebas que considere oportunas en beneficio de su defensa o aclaración.


Así mismo, se acordó incluir en el contrato, un nuevo mecanismo para dar oportunidad para que las partes, puedan intercambiar puntos de vista, con la finalidad de intentar resolver cualquier diferencia con respecto a sus deberes o contraprestaciones, esto previo la instauración de un proceso formal. Poniéndose como único requisito que él especialista que participe como conciliador, deberá acreditar independencia frente a las partes y como mínimo, diez años de experiencia en esta actividad. Esta modificación, se realizó para armonizarse con la práctica internacional, la debida operatividad de los trabajos y del contrato mismo, por lo cual se acordó que, en un consorcio, cualquiera de sus integrantes podrá asumir las obligaciones en caso de que uno de ellos enfrente un estado de quiebra.


Por otro lado, se determinó la conveniencia de ampliar los plazos para la presentación de los Planes de Exploración, que aumentaron de 60 a 120 días y de Desarrollo de 120 días a un año. Por otro lado, se abona a la posibilidad de que las partes, puedan realizar juntas para resolver de buena fe las diferencias con relación a las observaciones emitidas por la CNH a los programas y planes presentados, con independencia de la facultad de aprobación que está siempre conservara. Se previó, que, en caso de ocurrir un Caso Fortuito o Fuerza Mayor, y este se extienda por más de un año, la CNH podrá otorgar hasta cuatro ampliaciones trimestrales al plazo del contrato. Y este se extendiera por más de 2 años, cualquiera de las partes podrá declarar la terminación anticipada del contrato.


Se estableció un procedimiento de transición para determinar las condiciones preexistentes ambientales, sociales y operativas en el área contractual, para dar certeza de las condiciones que deberá cumplirse en la devolución a la terminación del contrato por la causa de que se trate. Igualmente se acuerda sobre las condiciones para asegurar que el contratista se encuentre respaldado por un garante suficientemente capitalizado. Asimismo, se prevé la reducción gradual de las garantías de cumplimento conforme el Contratista demuestre haber ejecutado los programas de trabajo comprometidos. Licitación, en la que, se declararon ganadoras a:


Consorcios Ganadores en la Primera Licitación


Consorcio Sierra Oíl & Gas, Talos Energy y Premier Oíl


Área 2


Litoral Tabasco


Consorcio Sierra Oíl & gas, Talos Energy y Premier Oíl.


Área 7


Litoral Tabasco


Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos.


Resultando desiertas en propuestas, las áreas 1, 8, 9, 10, 11, 13 y 14, en virtud de que no se recibieron propuestas, y se declararon igualmente desiertas las áreas 3, 4, 6, 12, en virtud de que las propuestas presentadas resultaron por debajo de los valores mínimos establecidos por la SHYCP.


Contratos que fueron debidamente suscritos por la CNH y los licitantes ganadores, el 04 de septiembre del 2015


Segunda Licitación (CNH- R01-L02/2015)


Con fecha 27 de febrero del 2015, fue publicada la convocatoria para la segunda licitación de la Ronda Uno (DOF, 2015). Convocatoria que comprendió, nueve campos agrupados en cinco áreas contractuales, ubicadas en aguas someras del Golfo de México, dentro de la provincia petrolera denominada Cuencas del Sureste. Convocatoria para la cual, fue elegido como modalidad, el Contrato de Producción Compartida.


Bases de licitación publicadas que, esencialmente tiene la misma estructura que las publicadas para la primera licitación de la ronda uno, sin embargo, a diferencia de la primera, estas bases y contrato, fueron observadas por los agentes económicos interesados y modificadas con acuerdo de la autoridad, quince veces hasta su versión final del 15 de agosto del 2015, más dos fe de erratas por imprecisiones en su transcripción. Adecuaciones que consistieron en (SENER, 2015):


a. Modificaciones a las Bases de Licitación


Se modificó la fecha en que se daría a conocer los valores mínimos para las variables de adjudicación por cada área contractual que determinó la Secretaría de Hacienda y Crédito Público y se acordó reducir la cantidad fijada como garantía de seriedad de la propuesta que presentarían las empresas licitantes durante el evento de adjudicación.


b. Modificaciones Significativas al Contrato


Se consideró positivo permitir al contratista, el poder realizar actividades exploratorias, en adición a las actividades de extracción previstas en el contrato. En armonía con las buenas prácticas internacionales, se flexibilizaron las condiciones para la presentación de las garantías, las que se podrían ejercer en última instancia por la autoridad para reclamar el cumplimiento oportuno de las obligaciones del contratista. En cuanto a la cláusula de rescisión administrativa, se clarifican determinados conceptos incluidos como causales de esta rescisión, afín de dar la mayor certidumbre al contratista y al Estado. Relevante resulta el hecho de que se haya previsto la posibilidad de que los contratantes, puedan nombrar de forma mutua un experto independiente, que participe en la investigación previa a la rescisión. Así mismo, se precisó extender el plazo para la identificación de los pasivos ambientales que pudieren existir en el área contractual, previo al inicio de las operaciones del contratista, para determinar la línea base ambiental. Se especificó la debida cobertura para cualquier responsabilidad civil requeridos previamente para la realización de las actividades pactadas en el contrato.


En relación con el programa mínimo de trabajo, se determinó flexibilizar las condiciones para la ejecución de los compromisos mínimos de trabajo durante el período de evaluación. Se acordó extender el plazo del contratista para la presentación del plan de evaluación. Se realizaron cambios a los plazos para que los contratantes puedan realizar el nombramiento de los árbitros y la aceptación de su nombramiento, conforme al Reglamento de Conciliación de la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional. Asímismo se previó la posibilidad de que la empresa contratista, pueda solicitar arbitraje relacionado con algún conflicto derivado de la fijación del monto de daños y perjuicios que puedan sobrevenir de la improcedencia de la rescisión administrativa resuelta por los Tribunales Nacionales, o las diferencias que las partes tengan en relación con el finiquito del contrato. Licitación que se realizó el 30 de septiembre del 2015, y en donde, después de la apertura de las propuestas presentadas, se declaró como licitantes ganadoras a:


Empresas Ganadoras en la Segunda Licitación


ENI International


Área 1 Litoral Tabasco


Consorcio Pan American Energy, E&P Hidrocarburos


Área 2 Litoral Tabasco


Fieldwood Energy


y Petrobal


Área 4


Campeche/ Tabasco


Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos


En esta segunda convocatoria, resultaron desiertas, por ausencia de propuestas, las áreas 3 y 5


Contratos que fueron suscritos en las siguientes fechas:


El contrato correspondiente al Área Contractual 1, se firmó el día 30 de noviembre de 2015.


Los contratos correspondientes a las Áreas Contractuales 2 y 4, se firmaron el día 07 de enero del 2016.


Tercera Licitación (CNH- R01-L04/2015)


Siguiendo el proceso de licitaciones previstas para la Ronda Uno, con fecha 12 de mayo del 2015, fue emitida la tercera convocatoria, mediante la cual se ofrecieron en licitación veinticinco campos de extracción de hidrocarburos en tierra, ubicados en tres zonas geográficas, identificadas como Campos


Burgos; Campos Norte y Campos Sur. Las cuales, de acuerdo con la SENER, abarcan una superficie cercana a 777 km², y contienen 27 Mil Millones de Barriles de Petróleo Crudo Equivalente (en lo sucesivo MMbpce) en reservas 1P, 55 MMbpce en reservas 2P y 68 MMbpce de reservas totales. Decidiendo el gobierno que las mismas se contratarían mediante Contratos de Licencia (SENER, 2015).


Bases de Licitación y Proyecto de contrato a los que, en juntas de aclaraciones y recepción de propuestas, se les realizaron adecuaciones, que conllevo a la publicación en la plataforma de la CNH de 15 proyectos del mismo documento, hasta su versión final y una fe de erratas. Adecuaciones relevantes (SENER, 2015):


a. Adecuaciones a las Bases de Licitación


En las modificaciones realizadas a las bases de licitaciones, se contempló la obligación para los contratistas de presentar un plan provisional para dar continuidad a los trabajos en los campos que se encontraban produciendo dentro de las áreas licitadas, y conforme estas fueran adjudicadas. Plan que se estableció como requisito para la firma del contrato respectivo. Así mismo se incluyó la obligación de detallar las actividades que se realizarían para la continuidad operativa en los campos, así como la forma en que se instrumentaría la entrega y recepción de los hidrocarburos. Por otra parte, también se modificó, lo relativo al ajuste del calendario, con la intención de alargar los términos para la revisión de documentos presentados por los licitantes que desearan tramitar su precalificación, modificándose por igual la forma y tiempos de publicación de la lista de Interesados precalificados; el límite temporal para incorporar socios financieros no precalificados y las visitas a las áreas contractuales.


b. Modificaciones realizadas al contrato


Con respecto a este proyecto de contrato, que sería el primer contrato de licencia, utilizado por el gobierno dentro de este nuevo esquema constitucional y legal, se acordó con los agentes económicos, adecuaciones y modificaciones relativas a clarificar el alcance del concepto de línea base ambiental, para fortalecer la certeza para dar al contratista sobre su contenido y finalidad, considerando la trascendencia del impacto ambiental que pudiere causarse y del cual para saber su magnitud implica necesariamente establecer cómo se encontraba al momento de que el contratista inició los trabajos contratados.


Por otro lado, se consideró la obligación del contratista, de presentar sus programas de trabajo y presupuestos a la CNH. Se detalló que estos deberían incluir las actividades que se planean desarrollar, tiempo y costo proyectado. También se previó en estas modificaciones, el alcance económico de las coberturas de seguros para las áreas contractuales, así como la obligación del licitante ganador, de ajustar estos montos de acuerdo con las disposiciones administrativas que, de acuerdo a su competencia, emita la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección del Ambiente del Sector Energético en donde se deberán considerar los riesgos específicos de cada área. Licitación en la cual, con fecha 15 de diciembre del 2015, se llevó a cabo la apertura de las propuestas presentadas por los licitantes y se declararon ganadores a:


Empresas y Consorcios Ganadores en la Tercera Licitación


 


Área


Campo


Ganador


23


Tajón


Compañía Petrolera Perseus, S.A. de C.V


7


Cuichapa-Poniente


Servicios de Extracción Petrolera Lifting de México, S.A. de C.V.


14


Moloacan


Canamex Dutch B.V. en consorcio con Perfolat de México, S.A. de


C.V. y American Oil Tools S. de R.L.


de C.V.


1


Barcodón


Diavaz Off shore, S.A.P.I. de C.V.


15


Mundo Nuevo


Renaissance Oil Corp S.A. de C.V.


16


Paraíso


Roma Energy Holdings, LLC en consorcio con Tubular Technology,


S.A. de C.V. y Gx Geoscience


Corporation, S. de R.L. de C.V.


6


Catedral


Diavaz Off shore, S.A.P.I. de C.V.


25


Topen


Renaissance Oíl Corp S.A. de C.V.


13


Mayacaste


Grupo Diarqco, S.A. de C.V.


11


Malva


Renaissance Oíl Corp S.A. de C.V.


18


Peña Blanca


Strata Campos Maduros, S.A.P.I. de C.V.


2


Benavides- Primavera


Sistemas Integrales de Compresión, S.A. de C.V. en consorcio con Nuvoil, S.A. de C.V. y Constructora Marusa, S.A. de C.V.


9


Fortuna Nacional


Compañía Petrolera Perseus, S.A. de C. V


20


Ricos


Strata Campos Maduros, S.A.P.I. de C.V.


12


Mareógrafo


Consorcio Manufacturero Mexicano, S.A. de C.V.


5


Carretas


Strata Campos Maduros, S.A.P.I. de C.V.


 


 


 


19


Pontón


Geo Estratos, S.A. de C.V. en consorcio con Geo Estratos Mxoil Exploración y Producción, S.A.P.I. de C.V.


24


Tecolutla


Geo Estratos, S.A. de C.V. en consorcio con Geo Estratos Mxoil Exploración y Producción, S.A.P.I. de C.V.


22


Secadero


Grupo R Exploración y Producción, S.A. de C.V. en consorcio con Constructora y Arrendadora México, S.A. de C.V.


8


Duna


Construcciones y Servicios Industriales Globales, S.A. de C.V.


21


San Bernardo


Sarreal, S.A. de C.V.


3


Calibrador


Consorcio Manufacturero Mexicano, S.A. de C.V.


10


La Laja


Geo Estratos, S.A. de C.V. en consorcio con Geo Estratos Mxoil Exploración y Producción, S.A.P.I. de C.V.


4


Calicanto


Grupo Diarqco, S.A. de C.V.


17


Paso de Oro


Geo Estratos, S.A. de C.V. en consorcio con Geo Estratos Mxoil Exploración y Producción, S.A.P.I. de C.V.


Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos


Cabe mencionar que, en esta fase de las licitaciones, fueron adjudicadas la totalidad de las áreas contempladas en el proceso de licitación.


Con fecha 25 de agosto del 2015, se realizó la ceremonia formal de suscripción de los contratos de licencia para la totalidad de las áreas adjudicadas.


Cuarta Licitación (CNH- R01-L04/2015)


Posteriormente, el día 17 de diciembre del 2015, fue publicada la cuarta convocatoria de licitación de la Ronda Uno (DOF, 2015), mediante la cual, el gobierno de México daba otro paso sin precedente, al poner en oferta pública, diez áreas para realizar exploración y extracción de hidrocarburos en las zonas denominadas Cinturón Plegado Perdido y Cuenca Salina, mediante la celebración de contratos de licencia, las cuales son consideradas de aguas profundas y ultra profundas del Golfo de México. Áreas que, para muchos, eran los campos más esperados por las compañías petroleras. “Serán 10 campos contractuales los que se licitarán en la cuarta convocatoria de la Ronda Uno, llamada “la joya de la corona” por ser la más esperada por analistas y las grandes empresas de la industria como Exxon, Shell, Chivaron o British Petrolean, etc.” (Meana, 2015).


Durante el proceso, y conforme a los tiempos establecidos, los agentes económicos y las autoridades de la CNH, acordaron adecuaciones a las Bases de Licitación y al Contrato propuesto. Las que se analizan y señalan a continuación (SENER, 2015):


a. Modificaciones a las Bases de Licitación


De acuerdo con las adecuaciones realizadas a las bases de licitación, los licitantes podrían modificar su estructura hasta 15 días antes de la declaración de ganadores. Adicionalmente, se ampliaron los plazos para el acceso al cuarto de datos, que se había establecido desde el 06 de enero hasta el 15 de abril del 2016, corriéndose esta última fecha para permitir el acceso al cuarto de datos desde la misma fecha inicial, pero ahora, hasta el 2 de diciembre del mismo año 2016. Y para agilizar el proceso de precalificación se permitió poder demostrar la experiencia del operador a través de proyectos de aguas profundas o aguas someras.


b. Modificaciones al contrato propuesto


Dentro de las modificaciones al proyecto de contrato propuesto por el gobierno de México, se acordó que era pertinente en el mismo, aclarar que la determinación del precio contractual sería establecida, primeramente, por el valor de mercado que provenga de información objetiva y demostrable, que presente el contratista o el comercializador que para tales efectos contrate el Estado. Las variables para determinar los precios de los hidrocarburos incluidas en el contrato sólo se utilizarán cuando no se haya observado un precio de mercado. Así mismo, se propuso esclarecer más detalladamente, los métodos y reglas para que, en el precio contractual, se incluyan los costos necesarios para transportar los hidrocarburos, desde el punto de medición hasta el punto de venta.


En las modificaciones contractuales, también se determinó aclarar el hecho de que en caso de que costos recuperables fueran mayores al 60% del valor de los hidrocarburos, la cantidad de la contraprestación que correspondiera a la recuperación de estos no podría ser superior a este límite fijado. Por otro lado también se pactó la debida prelación para la recuperación de los costos, definiéndose claramente la diferencia entre los costos elegibles, que serían aquellos que son necesarios para las actividades petroleras, y de acuerdo con lo previsto en el presupuesto que debía aprobar el órgano regulador y los costos recuperables, que serían considerados aquellos que, siendo elegibles, serán considerados para el proceso de recuperación de costos, de acuerdo con los lineamientos y procedimientos contables aplicables.


En relación con los mecanismos de ajuste, se estimó que el margen a considerar para los ajustes, se debían armonizar y así permitir mejorar los incentivos del contrato. Por esto, se acordó aumentar en cinco puntos base el nivel de la rentabilidad antes de impuestos, es decir 15% a 20%, que el contrato ofrecía antes de que el mecanismo de ajuste comience a funcionar. En la previsión de que el contrato pudiera ser más rentable, este mecanismo de ajuste disminuirá el porcentaje de la producción compartida que inicialmente se fijó para el contratista, hasta un nivel mínimo, lo que implicaría que cuando la rentabilidad antes de impuestos sea superior a 35%, el nivel mínimo deberá ser equivalente a 25% del porcentaje de la producción compartida para el contratista, previsto en el proceso de licitación.


En la estructura del contrato inicial, se incluyó, lineamiento para realizar el pago de las contraprestaciones, para que los hidrocarburos se distribuyan de una forma ininterrumpida en el punto de medición. Y para asegurar la mayor certeza en los pagos que correspondan, se fijó que cada final mes, se deberá realizar una conciliación entre los volúmenes distribuidos y la contraprestación aplicable para determinar las compensaciones que correspondan. En cuanto a los procesos contables del contrato, y con la intención de dar la mayor certidumbre al registro contable, se incluyó una serie de actividades y cuentas contables en armonía con las prácticas internacionales, estableciéndose una mecánica de asignación de costos, conforme a las Normas de Información Financiera.


En otras modificaciones, se definió en una forma más sencilla, la posible interacción y armonía entre las reglas de procura y las de contenido nacional, de modo que sea uno de los objetivos principales, el impulso a la contratación de bienes y servicios locales. Y también se da mayor flexibilidad a las acciones de procura en la adjudicación de contratos, de forma que los contratistas puedan también beneficiarse de la oferta de bienes y servicios integrales por región o internacional siempre y cuando se clarifique que son en mejores condiciones de precio y calidad. Adicionalmente, el plazo para que el contratista registre la información requerida se amplía a diez días hábiles. Por otro lado, se detalla el procedimiento aplicable a transacciones con partes relacionadas, así como el tratamiento que se dará a la enajenación de activos que hayan sido total o parcialmente recuperados por los mecanismos del contrato. Finalmente, al contrato prevé el procedimiento que la Secretaría de Hacienda seguirá al realizar la verificación de aspectos contables y financieros.


También se acordó la inclusión un nuevo sistema reconocido por la práctica internacional, sustentado en unidades de trabajo, mediante de las cuales es posible convertir un monto de inversión comprometido en actividades o trabajos específicos que deberán realizarse conforme a un programa establecido.


Esto, se considera, podrá facilitar el poder evaluar y medir la inversión con base en actividades específicas, por lo que propiciará la realización de trabajos útiles para la producción.


Se detalló de una forma más precisa, que las causales administrativas, deberán estar ligadas a causas consideradas graves en la Ley de Hidrocarburos, y que las causales de rescisión contractual, responderán a causas de incumplimiento que no se justifiquen. Incluyéndose la posibilidad de realizar un procedimiento para la resolución anticipada de estos procedimientos.


Algo importante, que se reconsideró por parte del órgano regulador, fue el hecho de disminuir la cantidad de autorizaciones requeridas por los contratistas, así como la especificación de plazos y criterios para emitir motivada y fundadamente una respuesta. Dentro de estas propuestas realizadas para la adecuación del contrato, se acordó que, el contratista podría cumplir con el respaldo de seguros, a través una filial con calificación crediticia de grado de inversión. Se flexibilizan los requerimientos sobre la garantía corporativa, la que se podrá acreditar mediante una empresa matriz del contratista.


Y de acuerdo con el calendario, previamente establecido, la apertura de las propuestas de los licitantes que asistieron a esta etapa se realizó el día 05 de diciembre del 2016, de la cual, el resultado se ordenó con referencia a la ubicación de los dos bloques, en donde se encuentran las áreas contractuales licitadas:


Cinturón Plegado Perdido


Cuenca Salina


Y de acuerdo con el informe oficial, emitido por la SENER, se asignaron ocho contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos en aguas profundas del Golfo de México. Los contratos asignados tienen una inversión asociada de aproximadamente 34.4 miles de millones de dólares durante los próximos 35 años. Y el Estado espera recibir, en promedio, entre 59.8% y 66.1% de las utilidades generadas en los contratos adjudicados (Boletin SENER, 2016). Declarándose desiertas por ausencia de propuestas en esta licitación, las áreas 2 y 6, ambas ubicadas en la zona denominada Cuenca Salinas.


Empresas y Consorcios Ganadores en la Zona Cinturón Plegado Perdido


Área


Ganador


1


China Offshore Oíl Corporation E&P México, S.A.P.I. de C.V.


2


Total, E&P México, S.A. de C.V ExxonMobil Exploración y Producción México S. de


R.L. de C.V.


3


Chevron Energía de México S. de R.L. de C.V. Pemex Exploración y Producción


Inpex Corporation


4


China Offshore Oíl Corporation E&P México, S.A.P.I. de C.V.


Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos


Consorcios Ganadores en la Zona Cuenca Salinas


Área


Ganador


1


Statoil E&P México, S.A. de C.V. BP Exploration México, S.A. de C.V.


Total, E&P México, S.A. de C.V.


3


Statoil E&P México, S.A. de C.V. BP Exploration México, S.A. de C.V.


Total, E&P México, S.A. de C.V.


4


PC Carigali México Operations, S.A. de C.V. Sierra Offshore Exploration, S. DE R.L. de C.V.


5


Murphy Sur, S. de R.L. de C.V. Ophir México Holdings Limited


PC Carigali México Operations, S.A. de C.V.


Sierra Offshore Exploration, S. DE R.L. de C.V.


Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos


Contratos que fueron suscritos y firmados por los licitantes ganadores y las autoridades competentes del Gobierno de México, el día 10 de marzo del 2017.


Análisis del contexto en el que fueron celebradas las relaciones contractuales derivadas de las licitaciones en la ronda uno [arriba] - 


Una vez concluido, las rondas de licitación correspondientes a la Ronda Uno, e iniciado el proceso denominado Ronda Dos y Tres que se realizarán a lo largo del 2017 y 2018, existen diversos y contradictorios análisis sobre los resultados que tuvo esta primera ronda, la eficiencia de los órganos encargados de materializar las reformas energéticas, y su pericia en la elección y construcción de los contratos.


A estas perspectivas, se le tiene que incluir los factores externos que coincidieron con la reforma estructural la apertura a la iniciativa privada para participar en la actividad considerada estratégica para el Estado mexicano, tales como el desplome de los precios del petróleo y gas: La evolución de los precios del crudo en 2014 muestra cómo, tras alcanzar máximos mensuales de 112 dólares por barril en junio, el Brent se situaba a principios de septiembre por debajo del promedio del periodo 2009-2013, para posteriormente, en noviembre y diciembre, caer por debajo del límite inferior de la banda de oscilación de precios registrada durante el periodo citado. El colapso del precio del petróleo iniciado en junio de 2014 será recordado como un acontecimiento histórico que puede marcar el fin de un supe ciclo (Carpio,2015).


La política energética implementada por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), de impulsar la producción del crudo, organización que pese a la oposición de algunos de sus países miembros, los cuales pedían un recorte de la producción para impulsar los precios al alza, Arabia Saudita, con el apoyo de las otras monarquías del golfo, impuso la decisión de mantener inalterada la producción del cartel, fijada en 30 millones de barriles diarios. El alcance de esta decisión no pasó inadvertido por los mercados financieros, de modo que el desplome de los precios iniciado a mediados de Junio se agravó (Carpio, 2015).


Estrategia de la OPEP que, entre sus diversos motivos, fue principalmente, el debilitar a la industria del aceite y gas de esquisto, que ha hecho de los Estados Unidos de Norteamérica una potencia productora de este tipo de hidrocarburos, como se observa en el discurso pronunciado en noviembre del 2014 por el ministro de Petróleo de Arabia Saudita Ali al-Naimi, quien dijo a sus colegas de la OPEP que debían combatir el auge del crudo de esquisto en Estados Unidos de Norteamérica, al oponerse a un recorte de la producción petrolera para deprimir los precios y debilitar la rentabilidad de los productores de dicho país (Lawler, 2014), la eliminación de las barreras políticas impuestas a Irán, para comercializar este recurso natural, y poder convertirse en un elemento importante en estas estrategias internacionales de producción e importación de los recursos naturales que aún mueven en mayor medida la industria mundial .


Sobre esta coyuntura, José L. García Mar, en entrevista con Carlos Pozos, explica que, el problema se detonó con los productores de medio oriente que implementaron una especie de dumping, forzando los precio a la baja, con el fin de sacar de la competencia el aceite-gas en lutitas y el crudo en aguas profundas, cuyo costo de producción en general es mayor que los costos de los productores de la OPEP (Pozos, 2017).


Factores que deben formar parte de la reflexión y comprensión de dichos resultados, de los que hace referencia Luis Vielma, al expresar que: factores intrínsecos a la licitación, tales como el tamaño de los bloques ofertados, las condiciones fiscales, que no fueron las que los inversionistas estaban esperando para poder mover capitales, la situación de volatilidad del mercado, el programa mínimo de trabajo y el tiempo del mismo, pudo haber limitado a inversionistas que han tenido ya experiencias, en otros países y que conocen la limitación de estos compromisos iniciales, para poder realizar una adecuada exploración (Vielma, 2015).


Y con respecto la estructuración y formulación de los contratos, más allá de sus modificaciones y adecuaciones, Vielma Lobo, señala: Asimismo está lo relacionado con los contratos, pues quienes han podido revisar los modelos de contratos preparados por la Secretaría de Energía, consideran que existe mucha injerencia del gobierno en los mismos, al extremo que cualquier contrato puede rescindirse por ¨faltas administrativas¨, un término que consideran indefinido; y que otorga a los funcionarios de la SHCP o la SENER un poder discrecional que preocupa a muchos inversionistas (Vielma, 2015).


Esto conllevó que en la primera licitación de la Ronda Uno, sólo se pudieran asignar mediante adjudicación solo dos de 14 bloques de exploración y extracción en aguas someras del Golfo de México, un nivel muy por debajo de los pronósticos que la propia Secretaría de Energía se había planteado. Tal como lo señaló, Vielma Lobo; lamentable que los resultados de la primera convocatoria de licitación de bloques exploratorios de la Ronda Uno recientemente realizada, no alcanzaron las expectativas creadas por los mismos representantes institucionales del sector, y esto es lo que más ha llamado la atención de los medios nacionales e internacionales (Vielma, 2015).


Miriam Grunstein, también opina que, “si los contratos y las expectativas económicas están fuera de parámetros de mercado, seguiremos teniendo procesos ágiles y transparentes en los cuales participarán poco y saldrán menos contratos” (Grunstein, 2015). Reflexiones que tuvieron eco en los órganos reguladores, por lo menos en la materialidad, ya que en la segunda licitación se adjudicaron tres de cinco contratos, en la tercera licitación se logró la adjudicación de la totalidad de las áreas, y en la cuarta y última licitación de la Ronda Uno, considerada la más importante por sus posibilidades de captación de recursos, se adjudicaron ocho de diez áreas licitadas.


Al ser contratos a largo plazo, pues de administrarse de forma adecuada durarán en promedio de 25 hasta 50 años en el caso de los contratos para aguas profundas, los análisis irán fluyendo, sin embargo, los contratos suscritos, si bien han pretendido estructurarse de acuerdo a los parámetros internacionales aceptados por la comunidad internacional, aun adolecen de una argumentación clara y objetiva del por qué en la elección de uno u otro, como es el caso de la elección de contratos de producción compartida para aguas someras en donde las estadísticas demuestran que existen poco riesgo geológico y si muchas posibilidades de encontrar petróleo,


En este contexto, Ruiz Alarcón manifestó que la producción en nuevos hallazgos en aguas someras como los anunciados pozos, Tsimin y Ayatsil en el Golfo de México, además de la aportación estable de pozos veteranos, permitiría elevar nuevamente su rendimiento con una meta de 3 millones de barriles de petróleo al día. De acuerdo con datos dados a conocer por Petróleos Mexicanos, ambos yacimientos producirán en conjunto 300.000 barriles de petróleo al día, una vez que hayan iniciado las operaciones (Industria Petrolera, 2017).


En cuanto a los campos terrestres y en aguas profundas, señalamos que la decisión de elegir el tipo contractual de licencia, no fue suficientemente sólido, y aun cuando el argumento utilizado fue que, este tipo de contratos, es conveniente para la exploración y extracción en aguas profundas, por el riesgo inherente y sus costos de inversión, lo que impone una mayor flexibilidad y amplio manejo de las operaciones por parte del contratista, que se verá reflejado en la forma de obtener sus contraprestaciones y la recuperación de los costos. Sin embargo, estos argumentos no son objetivos ni interdisciplinarios, sobre todo si los trasladamos a la justificación de su elección para los campos terrestres, áreas donde el riesgo geológico o de incertidumbre es mínimo, pues aun que si bien, son pozos maduros, que han entrado en fase de declinación, lo cierto es que no se aclaró ni analizó nunca, si esta declinación fue por causas de agotamiento por exceso de explotación, falta de tecnología adecuada u otros factores externos.


Sabemos que la elección de los contratos, aunque si bien pareciera es una decisión unilateral del gobierno mexicano, también lo es que en esto subyacen elementos políticos y económicos para atraer la inversión en tiempos convulsos, y también el poder económico de las compañías petroleras de pugnar con el mayor margen posible de discrecionalidad en la realización de las actividades que a pesar de conservar el nombre de estratégicas, hoy pareciera que su contenido más bien es de actividades prioritarias en las que el Estado se abstiene de participar directamente y solo pretende regular una industria que resulta ser de las más poderosas del orbe.


Pues ha sido evidente desde los años ochenta hasta la fecha, tal como lo afirma Alicia Puyana, en el manejo de la riqueza petrolera instrumentada por el gobierno mexicano aparecen dos estrategias, por lo menos a partir de los grandes descubrimientos de la década de los setenta: por una parte, extraer de Pemex la mayor renta posible, sin miramientos sobre sus necesidades de reproducción de su capacidad productiva y captar recursos externos incrementando sus exportaciones (Puyana, 2008).


Y en concordancia con la autora antes citada, Octavio Lara considera que, si a lo largo de los pasados años, el aumento en el comercio exterior y la inversión extranjera no ha resultado en las condiciones sociales esperadas en tiempos de bonanza petrolera, no tenemos razón para creer que con un barril de petróleo debajo de los 40 dólares estas puedan mejorar. Así, esta es una oportunidad más, para fortalecer el mercado interno, a través de su planta productiva, que el gobierno no se puede dar el lujo de despreciar, como no lo han hecho el resto de los países (Lara, 2015).


Conclusión [arriba] - 


Hoy en México, se está ante un nuevo paradigma constitucional y legal, en donde las exclusiones constitucionales sobre participación de particulares en la exploración y extracción de los recursos hidrocarburíferos, han desaparecido, mediante las reformas de los años 2013- 2014, fragmentándose el monopolio del Estado sobre su aprovechamiento total, para dar acceso a las trasnacionales para su captación, industrialización y comercialización. No podemos soslayar que esto abona al mantenimiento de su hegemonía e influencia mundial, que les permite el poder económico acumulado, por lo que debemos tener presente que este sector económico, transita, entre intereses aparentemente irreconciliables, entre el bienestar social, la concentración de riqueza y las consecuencias ambientales de la extracción y trasformación de los hidrocarburos. Por lo que el fortalecimiento institucional de los órganos reguladores, CNH, CRE y ASEA, es urgente e imprescindible para dar certeza y legitimidad a la implementación de la reforma.


Y como una aportación específica, señalamos que es necesario, para abonar a la eficiencia en la elección del tipo contrato para un área de exploración y producción en las siguientes licitaciones, que dicha elección se debe realzar bajo un ejercicio interdisciplinario, en el cual de forma abierta, pública, clara, objetiva y científica, se expliquen los argumentos y fundamentos que acrediten que el instrumento contractual elegido, es el idóneo y más adecuado, de acuerdo a las necesidades y objetivos del Estado mexicano, y que a su vez, permite armonizarlo con los objetivos de las empresas contratistas, que por su naturaleza será preponderantemente económico, pero que no puede ser ajeno ni opuesto al carácter de interés público que implica el desarrollo, estabilidad y sustentabilidad de la explotación de los recursos naturales en beneficio de todos los Mexicanos.


 


Fuentes de información bibliografía [arriba] - 


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Secretaría de Energía: https://www. gob.mx/sener


Secretaría de Hacienda y Crédito Público: http://www.gob.mx/ hacienda


Comisión Nacional de Hidrocarburos: https://www.gob.mx/cnh


Instituto de Investigaciones Jurídicas de la UNAM: https://www.juridicas. unam.mx/


Diario Oficial de la Federación: http://www.dof.gob.mx/


Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico: http://www.oecd.org/ centrodemexico/laocde/


 


 


* Doctor en Estudios Jurídicos, Director del Instituto de Investigaciones Jurídicas de la Federación Mexicana de Colegios de Abogados A.C. (FEMECA), Profesor Investigador en la División Académica de Ciencias Sociales y Humanidades (DACSYH) de la Universidad Juárez Autónoma de Tabasco (UJAT), Integrante de la Academia Mexicana de Derecho Energético (AMDE) y de la Barra Tabasqueña de Abogados, Colegio de Abogados A.C.


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