ENERGÍA HOY

Limita SCJN explotación petrolera

Ensayo ¿Qué ha pasado con los Contratos Incentivados?
Por Armando David Rodríguez

El 5 de enero de 2010 se publicaron, en el Diario Oficial, las nuevas normas de contratación que permitirían a PEMEX asociarse con otras empresas petroleras, a fin de desarrollar proyectos de prestación de servicios relacionados a la exploración, explotación y producción de hidrocarburos. En un principio, diversos expertos en la materia en cuestión –como el Dr. David Enríquez, académico del Departamento de Derecho del ITAM, y Miriam Grunstein, investigadora del CIDE—, se mostraron optimistas ante la posibilidad de implementar una pluralidad de modelos económicos de contratación, a la luz de la nueva regulación mexicana sobre hidrocarburos.1

De este modo, parecía que México, a pesar de sus restricciones constitucionales en materia económica, se emparejaba con las mejores prácticas internacionales de contratación en la industria petrolera mundial. Asimismo, estos nuevos lineamientos administrativos de contratación buscaban resolver un problema estructural que todavía rebasa la capacidad tecnológica y de inversión productiva de nuestra paraestatal del sector correspondiente: la acelerada declinación en la producción petrolera, así como en los niveles de reservas probadas. En este sentido, los “contratos incentivados” estaban llamados a fomentar –vía económica— la participación de aquellos consorcios empresariales (nacionales, extranjeros o multinacionales), cuya prestación de servicios de alta tecnología se estima necesaria para incrementar la productividad de la exploración y explotación petrolera desplegadas por PEMEX en zonas de alto riesgo (aguas profundas), a efecto de aumentar la renta nacional por concepto de hidrocarburos.

Para tal efecto, en opinión de los especialistas en la regulación del sector, estos nuevos esquemas de contratación contemplan mecanismos alternativos al proceso de licitación definitiva, como lo son la invitación restringida o la adjudicación directa, tratándose de la asignación de aquellos proyectos de prestación de servicios considerados “delicados”, de “urgencia” o de “prueba”; es decir, aquellos que requieren altos niveles de inversión, consultoría y especialización tecnológica (por ejemplo, aguas profundas en el Golfo de México). En consecuencia, esta medida busca resolver el problema de rigidez que, tradicionalmente, las leyes de adquisiciones y obra pública han impuesto a la capacidad de ejecución de PEMEX y sus subsidiarias.2

Ahora bien, desde febrero de 2010, PEMEX Exploración y Producción (PEP) presentó los primeros modelos de contratos incentivados (dirigidos a Chicontepec y la Cuenca de Burgos) para su licitación pública en los meses de febrero y marzo, aunque su adjudicación se conocerá hasta fin del mismo año. Ello en virtud de que, en octubre de 2009, un grupo de legisladores presentó ante la Suprema Corte de Justicia una controversia constitucional en contra del Reglamento de la reformada Ley de Petróleos Mexicanos.3

Según la Dra. Miriam Grunstein, la materia objeto del litigio versa sobre la fórmula de los precios de los contratos, que es precisamente el rubro comercial más atractivo de la reforma, pues establece una tarifa volumétrica de dólares por unidad de medida de la industria, no ligada a los precios del mercado.4 Así las cosas, por absurdo que parezca, el marco regulativo de los llamados “contratos incentivados” ya es objeto de una controversia jurisdiccional, a pesar de que estos proyectos de prestación de servicios todavía no han sido adjudicados a las empresas correspondientes.

Sin embargo, el optimismo inicial se ha convertido en decepción. Cada vez son más las voces expertas que señalan la falta de atractivo económico de estos contratos para las grandes petroleras internacionales –como Royal Dutch Shell, Statoil, Petrobras o Exxon Mobil—, dado que estas empresas buscan obtener una contraprestación referenciada al volumen de reservas de crudo comprobadas o producidas con motivo de sus servicios, a fin de mejorar su calificación crediticia en los principales mercados de valores en el mundo.5 Desafortunadamente, como es de sobra conocido, la reforma energética del 2008 no admitió esta forma de pago porque ella supondría una vulneración clara de las normas constitucionales que establecen tanto la rectoría económica del Estado, como la propiedad exclusiva y excluyente de la Nación en materia de hidrocarburos.

Además, como ya hemos mencionado arriba, se promovió un juicio constitucional que controvierte uno de los pocos “incentivos” de los nuevos modelos de contratación petrolera, y que aún no resuelve nuestro máximo tribunal. Finalmente, cabe añadir que –en opinión de los especialistas de la materia— estos proyectos suponen riesgos sumamente altos que nadie sabe cómo es que se van a repartir entre la paraestatal y los contratistas.6 Por lo anterior, la probabilidad de potenciales conflictos contractuales con el Estado mexicano, dado los altos costos de transacción que impone la incertidumbre jurídica de un marco regulativo como el descrito, es un factor que desalienta la inversión de los grandes consorcios petroleros.

Recientemente, el Dr. David Enríquez –quien también es abogado de la firma Goodrich, Riquelme y Asociados—, ha señalado que el primer modelo de contratación “incentivada”, elaborada por PEP, prescribe un paquete de compensación económica sumamente limitado, en virtud de la pluralidad de “pisos y techos” que se establecen en detrimento del contratista que presta sus servicios. Entre tales limitaciones, el académico destaca:

• ·En primer lugar, se establece, a favor de la empresa, un pago del 75% de los costos de producción durante el desarrollo del proyecto y el resto al término del contrato, lo cual dista de ser la regla internacional: pago del 100% de estos costos, ya que se presupone el control eficiente de los mismos por parte de las prestadoras de servicio.
  · En segundo lugar, se topa el monto de pago correspondiente a la contraprestación establecida a favor de la empresa contratista desde la firma del contrato, a pesar de que se trata de proyectos de prestación de servicios con una duración mayor a 10 años, en los que resulta muy probable la verificación de modificaciones en el tiempo.7

Así pues, han pasado ya casi dos años desde que entró en vigor la famosa reforma energética, y la instrumentación reglamentaria capaz de hacerla operativa permanece inacabada. Peor aún, las expectativas económicas que inicialmente despertaron los nuevos lineamientos administrativos en materia contratación petrolera se han ido reduciendo, gracias al escenario de incertidumbre jurídica y a los escasos retornos económicos para los inversionistas más importantes del sector a nivel mundial. De esta manera, es razonable esperar que este nuevo mercado que se abre siga siendo operado exclusivamente por las compañías de servicios petroleros que ya operan en el Golfo de México, y que tradicionalmente han trabajado con PEP en los principales campos petroleros en distintos esquemas contractuales: Schlumberger, Watherford, Halliburton, ICA y Grupo Carso.

1.Cfr. “Reforma Pemex contratos”, nota del Diario Reforma, Sección de Negocios, 7 de enero de 2010.
2.Cfr. “Podrá Pemex adjudicar directo”, nota del Diario Reforma, Sección de Negocios, 8 de enero de 2010. Es importante destacar que estos mecanismos alternativos a la licitación deben acompañarse de reglas en materia de transparencia que impidan la corrupción.
3.Cfr. “Van nuevos contratos pese a controversia”, nota del Diario Reforma, Sección de Negocios, 1o. de febrero de 2010.
4.Ídem.
5.Cfr. “Ven limitados los contratos de Pemex”, nota del Diario Reforma, Sección de Negocios, 3 de febrero de 2010.
6.Ídem.
7.Cfr. “Preludian fracaso de Pemex”, nota del Diario Reforma, Sección de Negocios, 9 de junio de 2010.