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El 20 de marzo, fecha en que se reunió el Comité de Estrategia e Inversiones de Pemex, para presentar los proyectos de las áreas de exploración, explotación y producción de hidrocarburos que interesaban a Pemex en la ronda cero, los integrantes de dicho consejo presentaron dos escenarios. Uno consideraba 19 áreas exploratorias en el yacimiento Perdido (dividido en 52 áreas), localizado en aguas profundas y otro con 11 áreas.
Por mayoría, los integrantes del Comité de Estrategia e Inversiones conformado por un Consejero Profesional que lo preside, dos integrantes de la Secretaría de Hacienda y dos funcionarios de la Secretaría de Energía (la subsecretaria de Hidrocarburos y el director de Planeación Energética), decidieron presentar a la Secretaría de Energía para la ronda cero el escenario con menos áreas exploratorias y extractivas, por citar un ejemplo, relató el consejero independiente, Fluvio Ruíz Alarcón.
La ronda cero en Brasil
A esa misma reunión asistieron funcionarios de Pemex Exploración y Producción y un consejero profesional más quienes tienen voz, pero no voto en ese Comité.
Ruíz Alarcón explicó que en 1995 Brasil realizó su reforma constitucional para permitir la participación privada en el sector de hidrocarburos, casi tres años después; en 1998 se llevó a cabo el proceso de la ronda cero. En México nos dimos tres meses para el mismo proceso, dijo.
En Brasil, en dicho esquema de selección de áreas se procuró que la empresa petrolera nacional (Petrobras) conservara la mayor cantidad de áreas exploratorias, ya que esto aseguraba el abasto de petróleo y la seguridad energética a través de la empresa nacional y no mediante terceros.
Casi, de manera inmediata a la ronda cero se realizó el proceso denominado “bloques azules”, en el cual se le permitió a Petrobras elegir con que empresas asociarse para realizar la exploración y extracción de petróleo y gas, agregó.
Qué se debe cuidar en la ronda cero
A pesar de que en Brasil, la apertura del sector de los hidrocarburos a la inversión privada inició hace 19 años, Petrobras aporta el 92 por ciento de la plataforma de producción petrolera. El restante ocho por ciento lo arrojan Shell, Stat Oil, Chevron, BP Energy, y OGX.
Considerando la experiencia de Brasil en el sentido de que a mayores cantidades de áreas exploratorias en manos de la empresa petrolera nacional, incrementan las probabilidades de que en el futuro, la empresa nacional sea la proveedora mayoritaria de crudo en el mercado; es que Pemex debió elegir el escenario con la mayor cantidad de áreas exploratorias y no el menor, opinó el consejero independiente de Pemex.
Relató que a pesar de que él objetó esta decisión del Comité, por mayoría de votos se aprobó pedir a la Secretaría de Energía sólo 11, de las 52 áreas exploratorias en que está dividido el yacimiento Perdido en aguas profundas.
Lo que falta en las leyes secundarias
Para el consejero independiente, lo preocupante de la ronda cero es que si la Secretaría de Energía no asigna a Pemex el total de áreas solicitadas, existe la posibilidad de que otras empresas elijan esas áreas en rondas subsecuentes a la cero. Esto debe quedar regulado en las leyes secundarias, comentó.
Para las petroleras con experiencia en aguas profundas, como las que participan en la industria de Brasil, las áreas no asignadas a Pemex son, hasta cierto punto garantía de éxito al haber sido ya estudiadas por Pemex; de lo contrario no hubieran sido solicitadas, aseveró Ruíz Alarcón.
Una preocupación adicional, comentó, es que en la legislación secundaria en materia energética, que en breve comenzará a discutirse en el Congreso, debe ponerse con toda claridad el establecimiento de criterios y metodologías para a retribuirle a Pemex el “justo valor económico” de las áreas que no retenga con independencia de que hayan sido solicitadas o no en la ronda cero.
Si bien la reforma energética terminó con el monopolio de Estado, todavía no queda clara la profundidad de la apertura. Esto se debe a que las leyes secundarias en la materia aún no están definidas, finalizó
Milenio
