El Economista.
Petróleos Mexicanos (Pemex) pretende migrar en el 2018 entre 40 y 50 de las 237 asignaciones de campos petroleros que obtuvo en la Ronda Cero a contratos de exploración y producción del nuevo régimen, como producción o utilidad compartida y licencias, ya sea para mejorar su régimen fiscal o para encontrar socios que aporten tecnología sobre todo en recuperación mejorada de hidrocarburos.
El proyecto de la estatal se enfoca en seguir con los planes diseñados en la dirección pasada, dijo a El Economista el recientemente nombrado director general de la empresa, Carlos Treviño Medina.
“En nuestro plan de negocios lo único que hay que descubrir es petróleo, el resto es continuidad a lo que ya se venía realizando y vamos a concretar en los próximos meses”, dijo.
Destacó que uno de los campos que migarán en 2018 será nada menos que Akal, el mayor productor de crudo en la historia del país, ubicado en Cantarell, y cuya producción cayó de 1.5 millones de barriles en 2007 a sólo 55,000 en octubre de este año.
Pero, además, aseguró luego del éxito en la migración y posterior proceso de farmout que concluyó con una sociedad con la australiana BHP Billiton en el campo de aguas profundas Trión —para el cual ya cuentan con un equipo de análisis en Estados Unidos que determina la localización de los pozos a perforarse— ahora buscarán migraciones en campos de otros tipos, como no convencionales y campos maduros donde puede convenirle a empresas mexicanas asociarse con extranjeras y realizar recuperación mejorada que para Pemex sería muy costoso llevar a cabo por sí misma.
“Fue un aprendizaje difícil y doloroso, literalmente fue echarnos un clavado en aguas profundas y ahora sigue replicar estas enseñanzas hacia todos los espacios que ahora nos permite la reforma energética”, aseguró.
La plataforma de producción de Pemex cerrará en el 2017 en 1.941 millones de barriles diarios, mientras que para el 2018 planean elevarla ligeramente a 1.951 barriles por día y con ello llegar al punto de inflexión de la caída y comenzar a elevarla.
PRODUCCIÓN RENTABLE
Sin embargo, como empresa productiva ya no pueden producir lo que no es rentable, por lo que estas migraciones permiten elevar la base extractiva que si bien tendrá una menor tasa recaudatoria, termina por beneficiar tanto a las finanzas públicas como a la propia empresa, dijo.
“Aumentaríamos la producción, disminuimos la tasa recaudatoria y mantenemos la rentabilidad del campo, repartiendo riesgos si es conveniente asociarnos o si no, migramos sin socio. Es un esquema que a todos conviene”, aseveró.
Este año, la Secretaría de Hacienda autorizó a Pemex que la extracción de más de 140,000 barriles por día en distintos campos se mantuviera en un cost cap o derecho por la utilidad compartida de 11.5% del valor de los hidrocarburos y en 2018 se llegará a 12.5%, con lo que la tasa de 67.5% del valor extraído basado en el precio del petróleo no impidió que se siguieran explotando estos campos, donde de la otra forma los costos hubieran sobrepasado los ingresos por barril.
Así, mediante los mejores modelos contractuales, con los mecanismos del nuevo marco legal y con inversiones propias, Pemex buscará primero mantener y luego elevar el actual volumen de producción petrolera pero no extraerá petróleo cuyos costos de producción sean mayores que el precio de venta del mismo, detalló Treviño Medina.
