Ilustración de Víctor Solís, cortesía de Nexos.

 

México es el 11o lugar a nivel internacional en producción de petróleo y el 21o en gas natural (EIA, 2018). Decidir mantener este nivel de producción (o aumentarlo) sin atender a otras prioridades, como la regulación ambiental, genera conflictos socio-ambientales y mayores costos en el futuro por una contaminación invaluable a los ecosistemas. Las zonas de salvaguarda son instrumentos de política pública creados para el sector de hidrocarburos, el cual no es regulado mediante los ordenamientos ecológicos.

¿Quiénes estuvieron involucrados?

A partir de la reforma energética, fue creada la Ley de Hidrocarburos, que en su artículo 41 expresa que la Secretaría de Energía (Sener) deberá proponer al Ejecutivo Federal aquellas áreas de reserva en las que el Estado determine prohibir las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos (Zonas de Salvaguarda). También esta ley establece, en el artículo 42, que la Sener deberá proponer los dictámenes técnicos al Ejecutivo Federal; en este sentido, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dará su apoyo técnico, la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat) a través de la Comisión Nacional de Áreas Naturales Protegidas manifestará su conformidad y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) emitirá su opinión.

De tal manera que, una vez que la Sener propuso las zonas de salvaguarda y los dictámenes técnicos fueron aprobados, se crearon el 7 de diciembre de 2016 cinco zonas de salvaguarda:

1. Manglares y Sitios Ramsar
2. Selva Lacandona
3. Plataforma de Yucatán y Caribe mexicano (incluyendo Zonas arqueológicas y monumentos históricos)
4. Arrecifes de coral en el Golfo de México y Caribe Mexicano
5. Golfo de California- Península de Baja California- Pacífico subcaliforniano

¿Cuál es el problema?

Las fechas de aprobación de las zonas de salvaguarda estuvieron rezagadas respecto a las rondas de licitaciones para exploración y extracción de hidrocarburos. Para el 7 de diciembre de 2016 se habían realizado ya las rondas 1.1, 1.2 y 1.3, adjudicando 25 contratos (FMPED, 2018). Estos contratos claramente no estuvieron evaluados bajo el criterio de si ambientalmente era sostenible tener producción en dichas áreas contractuales.

Estas excepciones no han sido aclaradas públicamente probablemente porque los intereses de las empresas privadas que adquirieron dichos contratos se verían perjudicados y eso generó presión a las entidades gubernamentales; sin embargo, es más importante asegurar el mantenimiento de los ecosistemas mexicanos y garantizar su capacidad de resiliencia .

Los dictámenes técnicos utilizaron un estudio de costo-beneficio valorando tener algunas áreas contractuales como zonas de salvaguarda, dicho estudio está basado en el paper publicado por Groot, et. al. (Groot, y otros, 2012). El error ocurrió en su adaptación para el caso de México: fue utilizado un precio del barril cotizado en 100 dólares cuando el precio promedio por barril durante 2016 fue de 35.38 USD (el precio más bajo, correspondiente a enero, fue de 18.90 USD por barril mientras que el más alto fue de para 46.53 USD para el mes de diciembre) (Banco de México, 2018); así, se pudieron haber realizado dichas aprobaciones de excepciones a zonas de salvaguarda, argumentando su alto valor de la producción de hidrocarburos y sus posibles conversiones en ingresos al Estado.

Por último, también se aprobó la licitación de áreas contractuales con cercanía delicada a las zonas de salvaguarda, incluso ya un contrato adjudicado por las empresas Citla y Capricorn (CNH-R03-L01-G-TMV-01/2018) de la Ronda 3.1 tuvo que cambiar el tamaño de su área contractual por el riesgo, “no previsto” por el Estado, de perforar pozos para la extracción de hidrocarburos próximo a arrecifes y manglares coralinos en las costas de Tuxpan, Veracruz (Oil & Gas Magazine, 2018).

¿Qué sucederá con los contratos que de buena fe no tengan la misma voluntad? ¿En quién recaerá la responsabilidad del daño invaluable del ecosistema de dicha área contractual? Dichas preguntas son retos para la siguiente administración federal, la cual deberá marcar una pauta distinta para esta industria extractiva, sobre todo en una etapa donde varios países y empresas ya apuestan por la transición energética. Este es uno de los aspectos fundamentales que deben ser valorados para decidir el rumbo de la reforma energética impulsada por la administración federal saliente.

Aranxa Sánchez. Economista por la UNAM e integrante de Democracia Deliberada.
Twitter: @AranxaSanz


Referencias:

Banco de México. (12 de Septiembre de 2018). Gráficas de coyuntura. Obtenido de Precio de la mezcla mexicana del petróleo: http://www.anterior.banxico.org.mx/politica-monetaria-e-inflacion/estadisticas/graficas-de-coyuntura/produccion-ventas-y-precios/precios-spot-del-petroleo.html
EIA. (12 de Septiembre de 2018). Overview. Obtenido de U.S. Energy Information Administration Beta: https://www.eia.gov/beta/international/
FMPED. (12 de Septiembre de 2018). Contratos registrados ante el Fondo. Obtenido de Fondo Meciano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo: http://www.fmped.org.mx/administracion-contratos.html#contratos_registrados
Groot, R., Brander, L., Van der Ploeg, S., Constanza, R., Braat, B., Christie, M., . . . van Beukering, P. (2012). Global estimates of the value of ecosystems and their services. Elsevier, 50-61.
Oil & Gas Magazine. (2018). Citla y Capricorn renuncian a parte del campo ganado en ronda 3. Oil & Gas Magazine. Obtenido de https://www.oilandgasmagazine.com.mx/2018/08/citla-y-capricorn-renuncian-a-parte-del-campo-ganado-en-ronda-3/