Al ubicarse en 1.692 millones de barriles por día y luego de una caída de más de 36% en la producción petrolera de los últimos 10 años, con lo que Petróleos Mexicanos (Pemex) extrae 1 millón de barriles menos que en el 2009, la actual administración ha establecido la meta de que Pemex por sí misma produzca más de 2.64 millones de barriles diarios al 2024, con modelos contractuales y una relación distinta a la de gobiernos anteriores con la IP. 

En junio, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) canceló finalmente la última de las licitaciones para campos petroleros dirigidas a empresas privadas, luego de que tanto la estatal como la Secretaría de Energía retiraron los siete bloques terrestres en los que se buscaría adjudicar contratos de asociación entre Pemex y privados. 

La secretaría manifestó que el presupuesto asignado a Pemex ha aumentado y se encuentra enfocado en las tareas de exploración y producción, permitiendo la atención de un mayor número de proyectos; además de que evaluarán nuevos esquemas de negocio en estas asignaciones que le permitan a la empresa el desarrollo de las actividades petroleras.

El comisionado de la CNH, Sergio Pimentel, dijo que “no hay forma de alcanzar la meta de producción que el gobierno federal se ha fijado (...) sin contar con el apoyo de la Iniciativa Privada”, dijo en la sesión del órgano de gobierno de la CNH en la que se hizo el anuncio y fue transmitida por internet.

No a las alianzas, sí a las subcontrataciones

De ahí que, a finales de abril pasado, el director de Pemex, Octavio Romero Oropeza, presentó el Programa Oportunidades de Inversión en Campos Maduros: Incremento en el factor de recuperación”, en el cual se estará trabajando en nuevas modalidades de coinversión que hagan viable la ejecución de proyectos de exploración y extracción mediante la participación de la Iniciativa Privada.

Por lo tanto, aseguró, se propone incorporar en los contratos elementos específicos como: trabajar con la Secretaría de Hacienda para mejorar el régimen fiscal en estos campos maduros; constituir fideicomisos o cuentas segregadas para depositar los ingresos de manera separada de las cuentas bancarias propias de Petróleos Mexicanos; buscar la relación entre tarifas y el precio de la mezcla mexicana de exportación para permitir los ajustes correspondientes conforme los precios se modifiquen y compartir las condiciones de mercado entre Pemex y las empresas prestadoras de servicios; además de considerar la recuperación de costos en las actividades exploratorias y de evaluación, así como en pruebas piloto de proyectos de recuperación secundaria, para lo cual Pemex asumiría buena parte del riesgo en los componentes de mayor incertidumbre en los proyectos.

“Si en el pasado los procedimientos concursales se desarrollaban en 130 días, ahora se llevan a cabo en 51, lo cual representa una reducción en los plazos de cerca de 60%”, aseguró. 

Romero Oropeza explicó que este 2019 hay un monto aprobado de 273,000 millones de pesos, es decir, un incremento de 68,000 millones de pesos respecto del año pasado. Además de que, por primera vez en 10 años, Pemex no ha realizado emisiones de deuda de largo plazo, es decir, no se ha contratado deuda pública nueva.

Planes Hacendarios

En las próximas tres semanas, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público presentará esquemas que permitirán mayor inversión privada en actividades del gobierno, incluyendo el sector energético, que involucra la participación de Pemex, anunció el subsecretario de Hacienda, Arturo Herrera. Detalló que las asociaciones pueden ser para periodos largos que pueden abarcar desde la contratación de servicios, Asociaciones Público Privadas, hasta asociaciones de cuasicapital. 

Cabe recordar que además de los tres contratos de licencia y producción compartida que la CNH adjudicó en la administración pasada mediante procesos de farmout para contratar socios a Pemex en los bloques Trión, en aguas profundas, y Cárdenas Mora y Ogarrio, en tierra, la estatal tiene planes de participación de privados en la producción acelerada de sus 22 nuevos campos en desarrollo, luego de que, según el director general de la empresa, Octavio Romero Oropeza, a finales del mes pasado concluyó con la licitación de servicios y equipos de los 20 campos iniciales de su estrategia con la cual pretende llegar al 2024 con una producción de 2.64 millones de barriles gracias a hasta 40 desarrollos nuevos anuales en la presente administración.

Para la construcción de siete plataformas y siete ductos por un monto de 562 millones de dólares, se contrató a consorcios como Eseasa-Permaducto, para los campos Xikin, Suuk, Pokche, Tetl, Cahua, Octli, Teekint, Uchbal y Tlacame. Para otras seis plataformas y siete ductos, el consorcio que realizará las actividades será el constituido como Bosnor-Permaducto, por un monto total de 465 millones de dólares, para los campos Esah, Jaatsul, Cheek, Koban, Hok, Mulach y Manik. Para los dos campos adicionales de desarrollo que arrancarán este año se contratarán dos plataformas y dos ductos adicionales y el fallo de licitación será el próximo 2 de julio. 

Pero, a inicios de junio, la calificadora Fitch Ratings redujo un nivel las calificaciones crediticias de Pemex, que de bajar un nivel más dejarían a la estatal en un rango especulativo, luego de las reacciones negativas de los inversionistas a los distintos anuncios en materia de apoyos fiscales e inversiones para exploración y producción de la empresa.

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