Fluvio Ruiz Alarcón, ex consejero profesional independiente de Petróleos Mexicanos (Pemex), consideró que una de las flexibilizaciones efectuadas al contrato modelo para la licitación de 14 bloques en aguas someras del Golfo de México de la ronda uno, linda los terrenos de la concesión innecesaria y sólo explicable por el afán de que ninguna licitación quede desierta.

De acuerdo con una de las modificaciones efectuadas el viernes 29 de mayo por la Secretaría de Energía (Sener), Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), resalta la que a la letra dice: “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 por ciento el (sic) monto original incluido en los presupuestos y programas de trabajo aprobados por la CNH”.

El especialista dijo: Esto es un subsidio que merecería mejores destinos y explicaciones. Estimó que estos cambios se impulsaron porque el fantasma de la disminución del interés de los operadores privados en la ronda uno recorrió las diversas instancias encargadas de su puesta en marcha a partir de la pronunciada caída en los precios internacionales del petróleo.

Un regalo

Lo que sí me parece excesivo, dijo, es que a la hora de los costos recuperables les van a reconocer 25 por ciento sobre el monto adicional. Esto quiere decir que el contratista, cuando obtenga el volumen contractual, la empresa va a poder reclamar un monto de 25 por ciento adicional al que se autorizó inicialmente en el presupuesto de trabajos. Eso es un regalo y, en términos económicos, eso es un subsidio que están acordando Sener, SHCP y la CNH para quienes además tengan éxito en la producción.

Sin embargo, son contratistas que no lo necesitan porque la explotación compartida en los 14 bloques de aguas someras en el Golfo de México les va a permitir ahora reconocer 25 por ciento adicional al monto de sus costos.

Este subsidio, dijo, es absolutamente innecesario porque estamos hablando de aguas someras, donde Pemex es el mayor y mejor operador del mundo, entonces no existe lógica que privilegie a un operador privado cuando estás hablando del terreno donde mejor se desempeña el operador nacional (Pemex).

Además, la ley no impide que en caso de que quedara desierta alguna área de la primera licitación de la ronda uno, y que las autoridades no quisieran diferir mucho tiempo por la producción, sea asignada a Pemex. Si en algún terreno ha demostrado su capacidad técnica es en aguas someras, subrayó.

Consideró que estos cambios obedecen a que el gobierno se ha impuesto el flujo de inversión privada efectiva como el parámetro de éxito de la reforma energética y entonces en éstas que van a ser las primeras áreas que se van a entregar y que conoceremos sus resultados el próximo 15 de julio, no quieren que ninguna quede desierta, pero esto podría resultar contra el patrimonio nacional.

En ese afán de que ninguna área quede desierta se puede terminar cediendo condiciones excesivas como las que apuntarían en este segmento particular y no ser en el interés del país, advirtió.

Recordó que se mantiene el límite de deducibilidad de costos para los contratistas de 60 por ciento, pero en la práctica lo están incrementando en 25 por ciento y se podría recuperar hasta 72.5 por ciento de sus gastos como máximo.

Destacó que las condiciones económicas y fiscales para el Estado mexicano en una asignación son las mejores posibles porque el régimen fiscal de Pemex no va a ser obviamente el mismo régimen para los privados en ningún caso. Para la petrolera es el máximo para el Estado, pues paga 74 por ciento de sus ingresos.

Otros rubros que fueron modificados y cuyos cambios tienen por denominador común una mayor flexibilidad y tolerancia del Estado mexicano hacia los eventuales contratistas estipula una etapa de análisis previa al inicio de cualquier rescisión administrativa; se introduce un nuevo mecanismo de conciliación antes de un procedimiento legal por diferencias o controversias relacionadas con el contrato; incluso, se amplían los periodos para la presentación de los planes de exploración (de 60 a 120 días) y de desarrollo (de 120 días a un año), entre otros.