IMPLANTACIÓN DE LA REFORMA EN MATERIA PETROLERA

El proceso de implantación de la reforma energética ha traído consigo la construcción de una nueva relación entre el Estado mexicano, Petróleos Mexicanos (Pemex) y los operadores privados del sector petrolero. Esta relación será fundamental para determinar el nuevo modo de regulación del sector, pieza angular a su vez del régimen de acumulación en el país, en virtud del peso específico que aún conserva la industria petrolera.

Uno de los retos de la nueva dinámica sectorial es volver compatibles un conjunto de decisiones cada vez más descentralizadas, en virtud de la paulatina aparición de nuevos actores y de cierto reparto del poder del Estado. Esta nueva y compleja relación implica la imbricación de la esfera meramente económica en un espacio de interacción más amplio, determinado por el marco legal, las expectativas económicas, los objetivos de producción, las construcciones ideológicas y la negociación política, en torno de cierta jerarquización de los objetivos explícitos de la reforma y el mejor método para alcanzarlos.

A lo largo de los más de tres años transcurridos desde que, en diciembre de 2013, se aprobó en el plano constitucional la reforma energética han surgido tensiones entre el Estado mexicano y su empresa productiva petrolera.

En términos ideológicos y políticos, queda claro que en el gobierno se han impuesto quienes, en nombre de la competencia y el mercado, buscan debilitar lo más rápido posible la posición de Pemex en el nuevo modelo sectorial.

Como si fuera un monopolio privado, Pemex sufre un trato que no han recibido los grandes grupos de telecomunicaciones, medios o minería. En el presente texto intentaré demostrar que la implantación de la reforma ha ido incluso más allá de lo establecido en el marco legal aprobado en 2013 y 2014 en cuanto al trato asimétrico hacia Pemex. Mucho de lo que podría beneficiar a la empresa petrolera se le escamotea o de plano se le niega; con ello se agudizan los rasgos de asimetría fiscal y regulatoria contenidos en la nueva legislación petrolera. En contraste, el Estado mexicano ha relajado paulatinamente las condiciones regulatorias, fiscales y económicas para la participación de los operadores privados en el sector.

Ronda Cero: las manos atadas de Pemex

El primer acto material de la reforma energética lo constituyó la coloquialmente conocida como Ronda Cero. Conforme al artículo sexto transitorio del decreto de reforma constitucional publicado en el Diario Oficial de la federación el 20 de diciembre de 2013, Pemex tenía 90 días para presentar ante la Secretaría de Energía (Sener) la solicitud de áreas para operar mediante asignaciones.

Pese a la evidente importancia de esta solicitud, pues a partir de ella se establecería el punto de partida que condicionaría el desarrollo futuro de la petrolera, en un primer momento el tema ni siquiera iba a ser tocado en el Consejo de Administración de Pemex. Finalmente se agregó de mala gana y a última hora, aprobándose por nueve votos a favor y uno en contra, la propuesta presentada por la consejera Lourdes Melgar (entonces subsecretaria de Hidrocarburos) para trasladar al Comité de Estrategia e Inversiones (CEI) de Pemex la responsabilidad de emitir una opinión favorable al planteamiento expuesto ante el propio comité por la Dirección de Pemex Exploración y Producción.

De haber una verdadera vida corporativa medianamente autónoma de los designios gubernamentales, la responsabilidad de aprobar la solicitud no habría sido delegada a una instancia diferente del pleno del Consejo de Administración de Pemex.

En primer lugar, porque se trataba de la decisión más estratégica que podía tomar Pemex. Estaba en juego ni más ni menos que el portafolio geológico de que dispondría Pemex y que condicionaría su transformación en empresa productiva del Estado y, en buena medida, su futuro. La continuidad, el crecimiento y el desarrollo de cualquier empresa en la industria petrolera dependen tanto de la cantidad y riqueza de los campos petroleros que explota como de las áreas que tenga a su disposición para transformar recursos prospectivos en hidrocarburos descubiertos, reservas y –finalmente– producción. La disponibilidad de recursos de bajo costo es determinante para la obtención de rentas económicas que convertidas en capital sirven para financiar la exploración de alto riesgo.

En otras palabras, el portafolio geológico condiciona la capacidad de autofinanciamiento y, por ende, los resultados consolidados en todas las cadenas de valor de la entidad en cuestión. Aunque la resolución final era potestad de la Sener, la decisión de qué áreas solicitar resultaba trascendental porque traduciría el tamaño y perfil de la empresa que Pemex quería ser en el futuro. Era en ese sentido una decisión existencial.

Además, la Ley de Pemex entonces vigente encargaba al Consejo de Administración las decisiones estratégicas, la conducción central y la dirección estratégica de la paraestatal, incluidos los organismos subsidiarios. Al efecto, la ley señalaba que el consejo establecería, en congruencia con el Programa Sectorial de Energía, las políticas generales relativas, entre otras, a la exploración, la producción y el desarrollo tecnológico. Si cualquier petrolera decidiera vender o transferir un tercio o más de su portafolio geológico, sin duda la decisión respectiva sería tomada por su consejo de administración, no sólo por el alto valor económico en sí asociado a tal decisión sino, también, por un elemental ejercicio de transparencia.

Por otro lado, no había legislación secundaria (ni de ningún tipo) que regulara el proceso de la Ronda Cero. La reforma constitucional estableció directrices generales para que Pemex solicitara y la Sener otorgara las áreas por operar mediante asignaciones. Sin embargo, no instruyó a nadie para elaborar una normativa específica, por lo cual ésta nunca se redactó.

Frente al vacío legal, la solicitud que presentara Pemex ante la Sener necesitaba el pleno respaldo de su máximo órgano de gobierno. Se requería el mayor e irrestricto apoyo institucional que sólo podía otorgar una resolución inequívoca del pleno del consejo. Pero esto no ocurrió. Delegar la solicitud de áreas a un organismo auxiliar del consejo transformó en mero trámite administrativo lo que en realidad era el inicio de un proceso de transformación radical de la naturaleza misma del sector petrolero nacional. Al escudarse en formalismos procedimentales, la mayoría del Consejo de Administración de Pemex, a instancias de la Sener, optó por una vía burocrática para eludir una responsabilidad histórica.

La composición del cei (cuatro consejeros del gobierno y uno profesional) representó también una forma indirecta y apenas velada de propiciar mayor control de las decisiones propias de Pemex por el gobierno federal. Con ello se establecieron condiciones para la endogeneización de una porción significativa de la responsabilidad final que tenía la Sener de establecer las fronteras geológicas para la actividad inicial de Pemex en el nuevo contexto institucional. De manera natural, colocó el objetivo gubernamental de atraer inversión privada al sector por encima de la necesidad de Pemex de hacerse de una base material sólida para consolidarse como el operador dominante en el futuro.

Finalmente, en la sesión del cei, el entonces encargado de la Dirección de Pemex Exploración y Producción presentó dos escenarios para su análisis: uno denominado “de expansión”; y otro –menos ambicioso–, “de continuidad”. Por unanimidad y sin sorpresa, el cei optó por el segundo escenario, el cual implicó una solicitud por 83 por ciento de las reservas 2P y 31 de los recursos prospectivos. La Sener resolvió en agosto de 2014 que adjudicaría a Pemex todas las reservas 2P solicitadas y el equivalente a 21 por ciento de los recursos prospectivos del país. A contrapelo de lo expresamente señalado en el sexto transitorio de la reforma constitucional, a Pemex no se otorgaron todos los campos en producción: varios de ellos fueron licitados en la Ronda 1.3.

Adicionalmente, la Sener dejó a Pemex 95 “campos en resguardo”, mientras éstos son licitados por el Estado. Pemex ha tenido que asumir los costos del mantenimiento de estos campos que no le fueron asignados en la Ronda Cero. La figura de “campo en resguardo” no aparece en ninguna disposición emitida por el Poder Legislativo. A la fecha, Pemex mantiene varias decenas de campos en resguardo.

Las inversiones no reconocidas

Con objeto de resarcir a Pemex el valor de las inversiones hechas en las áreas que finalmente no retuviera, tras la Ronda Cero, el párrafo quinto del artículo sexto transitorio de la reforma constitucional en materia energética establece:

En caso de que, como resultado del proceso de adjudicación de asignaciones para llevar a cabo las actividades de exploración y extracción del petróleo y de los hidrocarburos sólidos, líquidos o gaseosos a que hace mención este transitorio se llegaran a afectar inversiones de Petróleos Mexicanos, éstas serán reconocidas en su justo valor económico en los términos que para tal efecto disponga la secretaría del ramo en materia de energía. (…)

Pese al mandato expreso del artículo sexto transitorio de la reforma constitucional, durante casi dos años la Sener no emitió ninguna disposición tendente a reconocer el “justo valor económico” de las inversiones de Pemex afectadas por la Ronda Cero. Por eso, en la discusión de la Ley de Ingresos de la Federación (LIF) para el Ejercicio Fiscal de 2016, el Congreso de la Unión adicionó a la iniciativa presentada por el Ejecutivo el artículo décimo segundo transitorio, que instruyó a la Sener para “emitir los lineamientos con los términos a que se refiere el citado transitorio a más tardar el último día de febrero de 2016”. Asimismo, dispuso que durante ese ejercicio fiscal Pemex recibiera al menos lo “correspondiente a sus inversiones que hayan resultado afectadas con motivo de las adjudicaciones de contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos efectuadas por la Comisión Nacional de Hidrocarburos derivados de las licitaciones” efectuadas en 2015.

Pemex identificó la posible afectación en sus inversiones en la nota 12e de sus estados financieros dictaminados correspondientes al ejercicio fiscal de 2015. El monto estimado de las inversiones hechas en las áreas no retenidas, conforme a esta nota, supera 70 mil 600 millones de pesos, considerando los campos en producción y las áreas exploratorias.

La intención del Poder Legislativo fue resarcir a Pemex por todas las inversiones hechas a lo largo de los años en las áreas no retenidas tras la Ronda Cero, pues su resultado (infraestructura o reservas) pasó a formar parte del patrimonio de Pemex o directamente de la nación. En el caso de la incorporación de reservas, patrimonio de ésta, el valor de las inversiones no es el monto de los gastos exploratorios sino la disminución obtenida del riesgo geológico, variable fundamental en la industria petrolera.

En el artículo 2, fracciones II y V, de los lineamientos emitidos por la Sener, en cumplimiento de la LIF de 2016, se establecieron las siguientes definiciones:

II. Áreas consideradas: Las áreas en exploración y campos en producción que hayan sido incluidos en la solicitud de Ronda Cero por Petróleos Mexicanos y que no fueron otorgadas en las asignaciones adjudicadas por la secretaría en dicha ronda;

V. Inversiones afectadas: Los activos fijos que se encuentren dentro de las áreas consideradas, en las que Petróleos Mexicanos acredite que existió afectación como consecuencia de la Ronda Cero;

Al definir de esta manera las inversiones y las áreas por considerar para resarcir a Pemex el justo valor económico de sus afectaciones, los lineamientos reducen todo a las inversiones en activos fijos en las áreas que la empresa del Estado solicitó y no obtuvo en la Ronda Cero. Estas definiciones caen en una contradicción evidente con lo establecido en el segundo párrafo del artículo duodécimo de la LIF, pues las áreas objeto de las tres licitaciones a que se hace referencia en él no fueron incluidas por Pemex en su solicitud de Ronda Cero.

De acuerdo con la Sener, a la empresa productiva se reconocerían sólo alrededor de 4 mil 600 millones de pesos y no los poco más de 70 mil 600 millones que le corresponderían a partir de sus estados financieros dictaminados.

En virtud de esta discrepancia, el tema volvió a ser parte de la discusión del paquete económico para el ejercicio fiscal de 2017. Pese a la reticencia inicial de los funcionarios de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), quienes sostenían que el asunto había quedado saldado, los representantes del Poder Legislativo demostraron que los lineamientos emitidos por la Sener no cumplían a cabalidad la letra y el espíritu de la reforma constitucional.

Así, de nuevo se adicionó un artículo transitorio a la LIF, ahora para 2017. Conforme a ese precepto, el vigésimo primero, la Sener “deberá determinar durante el ejercicio fiscal de 2017 el justo valor económico de las inversiones afectadas solicitado por Petróleos Mexicanos”. Al efecto, se “deberán considerar todas las inversiones hechas en las áreas en exploración y campos en producción que Pemex tuviese antes de la entrada en vigor del decreto mencionado que en el proceso de la Ronda Cero hubiera solicitado y que no le fueron otorgadas como asignaciones”.

También se instruye para que a Pemex se resarzan en 2017 las inversiones afectadas por la cuarta convocatoria de la Ronda Uno, cuyos resultados se dieron a conocer en diciembre de 2016.

El regateo continúa: si bien ya se acepta que deben reconocerse todas las inversiones de Pemex y no sólo las hechas en activos fijos, se insiste en que sean únicamente las situadas en áreas solicitadas por Pemex y no otorgadas a ella. Parece que alguien en la Sener piensa que el “proceso de adjudicación de asignaciones” a que se refiere la reforma inició con la entrega de la solicitud de Ronda Cero. No es así: arrancó con la promulgación del decreto que instruyó a Pemex para integrar su solicitud de Ronda Cero.

Como hemos visto, a lo largo de este proceso la Sener ha sido juez y parte: propuso el mecanismo para que Pemex integrara su solicitud de Ronda Cero; incidió de modo sustantivo en la definición de ésta (formal e informalmente); decidió las asignaciones de Pemex; sin una clara base jurídica le dejó en “resguardo” campos que irá licitando de manera paulatina; no le otorgó todos los campos en producción; omitió cumplir el mandato constitucional de reconocer el “justo valor económico” de las inversiones hechas por Pemex en las áreas no retenidas en la Ronda Cero; y, por último, ante el mandato recibido del Congreso, pretende circunscribir dicho reconocimiento a las inversiones en activos fijos hechas en las áreas solicitadas y no otorgadas en la Ronda Cero.

Asimetría fiscal entre Pemex y los contratistas

Uno de los aspectos modificados con la reforma energética fue el régimen fiscal de Pemex. En la última reforma importante del régimen, hecha en 2005, se estableció un límite de 6.50 dólares por barril producido a las deducciones que podía hacer la petrolera. Conforme evolucionó este régimen, se definieron algunas zonas de extracción que por su complejidad, pudieron contar con límites de deducción más elevados. Sin embargo, la inmensa mayoría de la producción se mantuvo sujeta al límite de 6.50 dólares, llegando a provocarle a Pemex “costos” fiscales por más de 100 mil millones de pesos en los años previos a 2014, pues los de producción fueron aumentando en toda la industria.

Ahora bien, con la nueva Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LISH), aprobada en 2014, la asimetría entre Pemex y sus competidores es muy fuerte y el origen muy obvio: las condiciones del mercado internacional de petróleo cambiaron radicalmente justo después de la aprobación de la reforma energética. No está de más recordar que la legislación secundaria se analizó y aprobó en un lapso en el que el precio de la mezcla mexicana de exportación oscilaba entre 95 y 98 dólares por barril. Aparentemente, esta circunstancia de precios altos llevó a que se aprobara un régimen fiscal para Pemex donde el límite de deducción pasó de ser un número fijo, establecido a partir de la complejidad geológica (6.50 para campos terrestres y aguas someras, 16.50 para aguas profundas y 32.50 en Chicontepec), a un porcentaje del valor de la producción.

Así, conforme a la LISH, el límite de las deducciones que puede hacer Pemex por barril producido, que en 2019 será de 12.5 por ciento del precio del crudo, este año se eleva apenas a 11.55 por ciento del valor de la producción. Con el precio del crudo en alrededor 45 dólares, Pemex puede deducir de su base gravable sólo unos 5.20 dólares por barril producido. Éste es un valor incluso muy inferior a los 6.50 dólares por barril que podía deducir desde 2005 y hasta antes de la reforma de su régimen fiscal de 2010 (cuando se hizo la diferenciación para aguas profundas y Chicontepec). Ello provoca una profunda asimetría fiscal con los contratistas ganadores de las primeras dos licitaciones, quienes podrían recuperar costos hasta por 60 por ciento del valor de la producción: unos 27 dólares por barril producido, siempre considerando un precio de venta de 45.

En un intento de paliar la situación, en abril del año pasado la SHCP emitió un decreto donde daba a Pemex la posibilidad de optar entre la deducción con base porcentual o con un límite fijo de 6.10 dólares por barril producido en aguas someras y de 8.30 en campos terrestres. Estos valores, de suyo insuficientes y aún muy por debajo de la recuperación de costos de los operadores privados, fueron incluidos en el paquete económico de 2017, como iniciativa de reforma de la LISH, que fue aprobada.

Pero la asimetría fiscal también se pone de manifiesto en otras disposiciones. Por ejemplo, mientras el artículo 39 de la LISH señala que Pemex debe pagar por los hidrocarburos extraídos “incluyendo el consumo que de estos productos efectúe”, así como por “las mermas por derramas o quema de dichos productos”, la cláusula 14.1 del contrato de licencia señala que el “contratista podrá utilizar hidrocarburos producidos para las actividades petroleras (incluido su uso como parte de cualquier proyecto de recuperación avanzada), como combustible o para inyección o levantamiento neumático, sin costo alguno, hasta por los niveles autorizados por la CNH en el plan de desarrollo aprobado”.

Por otro lado, en los contratos de producción compartida de exploración (convocatorias 1 y 2 de la Ronda Uno) se establece el siguiente beneficio que no tiene Pemex:

Ajuste por riesgo exploratorio:

• Recuperación de costos del programa mínimo exploratorio: 125 por ciento

• Disminución de costos del programa mínimo exploratorio en roc: 3x

Así, en el anexo 3 se indica:

El cálculo del resultado operativo del contratista se hará de acuerdo con la siguiente fórmula: 𝑅𝑂𝐶𝑡 = 𝑈𝑂𝑡 × 𝑆𝐶𝐴𝑡 + 𝐶𝑅𝑡 − 𝐶𝑡 − 3 ×  , Donde: 𝑅𝑂𝐶𝑡= Resultado operativo del contratista en el periodo 𝑡. 𝑈𝑂𝑡= Utilidad operativa en el periodo 𝑡. 𝑆𝐶𝐴𝑡= Participación del contratista en el periodo 𝑡 determinada con base en el mecanismo de ajuste. 𝐶𝑅𝑡= Costos reconocidos recuperados en el periodo 𝑡. 𝐶𝑡= Costos elegibles registrados en el mismo periodo conforme al anexo 4, distintos de los contemplados en el programa mínimo de trabajo y en el incremento del programa mínimo. 𝑃𝑀𝑡= Costos Elegibles registrados en el mismo periodo conforme al anexo 4, y que son contemplados en el programa mínimo de trabajo y en el incremento del programa mínimo.

Ése es todo un subsidio que, por supuesto, no resulta aplicable ni pensable siquiera para Pemex.

Hay otros aspectos de trato asimétrico, tanto fiscal como regulatorio, entre Pemex y los operadores privados; pero los aquí mostrados dan cuenta de que, sin duda, “el piso no está parejo” para la competencia que enfrenta la paraestatal. Las razones de este trato tan contrastante se encuentran en una concepción muy ideologizada e idealizada sobre las bondades del mercado frente a las imperfecciones del Estado como actor económico. En esta lógica, incluso un instrumento como la posibilidad de Pemex de establecer alianzas para compartir el riesgo geológico puede terminar desnaturalizándose. No es lo mismo aliarse como parte de una estrategia integral para compartir riesgos, tener acceso a nuevas tecnologías, formar cuadros técnicos, mejorar la capacidad de gestión o aprender a operar en condiciones geológicas distintas de las del país que hacerlo sólo como resultado de una visión financiera de corto plazo y de las restricciones derivadas de una pesada carga fiscal y la ausencia de verdadera autonomía presupuestal.

En el último caso, si todas las nuevas inversiones se hicieran a través de alianzas (como se ha dado a entender por distintos voceros gubernamentales), en lugar de un instrumento de apoyo, las alianzas se volverían un mecanismo de cesión en el mediano y largo plazos de una porción creciente de la renta petrolera.

Un trato tan asimétrico y el recurso excesivo a las alianzas podrían convertirse en sí mismos en una limitación de orden político para el gobierno, en la medida en que las consecuencias económicas, fiscales, presupuestarias, industriales e incluso sociales o ambientales vayan siendo claramente percibidas por la opinión pública.

Jugando con los ingresos del Estado

En su afán de licitar cuando el precio del crudo no favorece las inversiones, la shcp ha reducido los mínimos aceptables de participación del Estado en las utilidades derivadas de los contratos otorgados. Así, por ejemplo, en las licitaciones de áreas exploratorias y de producción, los mínimos establecidos para la regalía adicional se han reducido tanto que difícilmente cumplen el mandato del artículo 26 de la LISH: “maximizar los ingresos del Estado para lograr el mayor beneficio para el desarrollo de largo plazo”. Esta frase, por cierto, constituyó la clave para que la Suprema Corte de Justicia impidiera que la reforma energética fuera sometida a consulta.

Sin embargo, la SHCP, encargada por ley de fijar los términos fiscales de las licitaciones internacionales, ha hecho un manejo muy flexible –por decir lo menos– de ese mandato fundamental.

Para la Ronda 1.4, realizada en diciembre pasado, la shcp estableció como variable de adjudicación la oferta de regalía adicional a la básica prevista en la ley (7.5 por ciento a los precios actuales del crudo). La dependencia fijó como valores mínimos aceptables 3.1 por ciento para las primeras cuatro áreas contractuales y 1.9 para las restantes seis. Es decir, la suma de la regalía básica y la adicional para un operador podría ser tan baja como 9.4 o 10.6 por ciento del valor de los hidrocarburos explotados, muy por debajo de lo que estaría pagando Pemex al momento en que las áreas licitadas empezaran a producir.

Por supuesto, para defenderse el gobierno dice que el resultado del proceso licitatorio desembocó en la mayoría de los casos en valores mucho más elevados que los mínimos establecidos por Hacienda, como ocurrió también en la tercera convocatoria. De cualquier manera, ello significa dejar a un proceso licitatorio, es decir, al mercado, lo que por ley es responsabilidad de la shcp, amén de que, como también vimos en la Ronda 1.3, tras proponer un alto valor como regalía adicional, algunos operadores se arrepintieron, y el valor ofertado por el siguiente licitante resultó muy inferior. Otros más, claramente buscan la forma de abandonar las áreas obtenidas en la licitación.

Pero sin duda, la omisión más grave en que ha incurrido el Estado mexicano atañe al llamado “bono a la firma”, contraprestación muy socorrida en el ámbito petrolero internacional.

En efecto, el artículo cuarto transitorio de la reforma constitucional de diciembre de 2013 dispone que “la ley establecerá las contraprestaciones y contribuciones a cargo de las empresas productivas del Estado o los particulares, y regulará los casos en que se les impondrá el pago a favor de la nación por los productos extraídos que se les transfieran”. En este supuesto caen, conforme al mismo artículo transitorio, los contratos de licencia, como los adjudicados en la tercera y cuarta convocatorias de la Ronda Uno.

El artículo 6 de la LISH señala “un bono a la firma” como la primera de las contraprestaciones en favor del Estado por establecer en los contratos de licencia. Más aún, el artículo 7 indica que el “bono a la firma a que se refiere la fracción I del Apartado A del artículo 6 de esta ley será determinado por la secretaría para cada contrato y su monto, así como sus condiciones de pago, se incluirá en las bases de la licitación para su adjudicación o en los contratos que sean resultado de una migración. Dicho bono será pagado en efectivo por el contratista al Estado mexicano a través del Fondo Mexicano del Petróleo”.

Sin embargo, en la tercera y cuarta convocatorias de la Ronda Uno de licitaciones de contratos de exploración y extracción de hidrocarburos, la shcp decidió no pedir un bono a la firma de estos contratos de licencia. Ello es ilegal: si bien el artículo 26 de la LISH faculta a la dependencia para escoger en cualquier tipo de contrato alguna de las contraprestaciones mencionadas en la propia ley, en realidad establece la posibilidad de que en los contratos de producción o utilidad compartida también se pueda pedir un bono a la firma. No al revés, pues entonces carecería de sentido especificar la obligatoriedad del bono a la firma en los contratos de licencia. No habría en la ley una diferenciación entre las contraprestaciones de los diferentes tipos de contrato, con una obligación expresa de imponer un bono a la firma en los contratos de licencia. Simplemente, habría un catálogo de contraprestaciones de entre las cuales podría escoger la SHCP, con independencia del tipo de contrato licitado.

Al confundir su papel y pretender convertirse en promotor de inversiones, la shcp juega con los ingresos del Estado. Interrogado sobre el tema, en una comparecencia ante la Cámara de Diputados, el subsecretario de Ingresos de la dependencia dio una serie de razones económicas que, aceptando sin conceder que fueran correctas, le podrían valer algún premio de economía pero no despejan las dudas sobre su legalidad. En su turno, el secretario de Energía sólo sonrió ante cuestionamientos similares.

Una mirada hacia adelante

En el debate de la reforma energética, muchos sostuvimos que su diseño implicaba de modo inevitable que el establecimiento de condiciones de competencia en el sector petrolero era un objetivo jerárquicamente superior al del fortalecimiento de Petróleos Mexicanos. Bastaba observar que en la lish, por un lado, el artículo 42 da trato de actor privado preponderante a Pemex, al conferir a la Sener la facultad de instruirla a efecto de que realice “las acciones necesarias para garantizar que sus actividades y operaciones no obstaculicen la competencia y el desarrollo eficiente de los mercados, así como la política pública en materia energética”. Pero por otro lado, conforme al artículo 122, la Sener misma puede instruir a Pemex a fin de que lleve “a cabo los proyectos que considere necesarios para la generación de beneficios sociales y como mecanismos de promoción de desarrollo económico”, como si continuara siendo un monopolio público.

Sin embargo, en su implantación, la reforma ha significado no sólo el acotamiento de Pemex a partir de regulaciones asimétricas sino, también, su debilitamiento por la vía de regatearle algunos beneficios o compensaciones establecidos en la misma reforma. La reticencia del Estado a reconocer a cabalidad a Pemex el justo valor económico de las inversiones hechas en las áreas no retenidas, tras la Ronda Cero, y el empecinamiento en someterla a un régimen fiscal aún más oneroso que el anterior son claro ejemplo de esto último.

El debilitamiento de Pemex frente a sus competidores cierra el ciclo de una forma de participación del Estado en el sector petrolero iniciado hace poco más de 100 años, con la creación de la Comisión Técnica del Petróleo. El alborozado y reiterado anuncio de que, antes que termine el presente sexenio, habrá seis licitaciones más deja ver la voluntad gubernamental de sentar las bases materiales para la irreversibilidad de la reforma energética. Se ha llegado al extremo de que, en la presentación de la actualización del plan quinquenal de licitaciones 2015-2019, la Sener anunciara el “sistema de nominaciones” de áreas de licitación, a través del cual los operadores privados podrán indicar cuáles bloques quieren que se liciten. Obviamente, lo harán quienes poseen información ventajosa sobre ellos, con independencia de que el Estado cedería a los intereses particulares una más de sus responsabilidades. Sin rubor alguno se anunció la gran liquidación por cierre de sexenio de nuestro patrimonio petrolero.

Si bien la continuidad del entramado jurídico de la reforma se pone en juego en cada elección, como la que tendrá lugar en 2018, los efectos materiales de su aplicación (contratos, permisos, acceso a infraestructura de Pemex) requerirían una compleja y costosa operación política y jurídica para ser desmontados o reducidos.

De la capacidad que tengan las fuerzas de izquierda para generar una respuesta popular unitaria y nacionalista dependerá si el nuevo sendero institucional del sector petrolero tiene o no retorno. Como el ingeniero Cuauhtémoc Cárdenas ha señalado, “se trata de formular y desarrollar, a partir de nuestras realidades, un proyecto de nación muy distinto del que nos han impuesto los intereses hegemónicos de afuera, con el sometimiento pusilánime y entreguista de los colaboracionistas locales” (Por México Hoy, 3 de octubre de 2015).