Pemex tiene un plan que trabajó a lo largo del 2015 y será aplicado ante la caída de los precios del petróleo.
La empresa se tiene que reestructurar rápidamente, hacerse más eficaz y tener menos costos para poder aprovechar las ventajas de asociación que le brinda la reforma energética ya sea para buscar socios, obtener tecnología y recursos financieros frescos o para mejorar su carga fiscal, afirmó Lourdes Melgar, subsecretaria de Hidrocarburos de la Sener.
Hay que analizar con referentes internacionales y de Pemex dónde hace más sentido invertir los pocos recursos que se tienen, dónde es más rentable y productivo. Ya el año pasado se avanzó en tener un diagnóstico y un plan de acción, aunque era con un nivel de precios diferentes, por eso es importante tomar una decisión de las prioridades en los siguientes tres meses, agregó.
“En los próximos tres meses, será muy importante avanzar lo más rápido posible en las peticiones que se requieran para fortalecer a Pemex”, indicó.
En ese periodo se revisarán los proyectos de la empresa, que incluyen la migración de campos asignados en la Ronda Cero a nuevos contratos, con un régimen fiscal diferente.
“En la ley ya existe la posibilidad de migrar una asignación a un nuevo tipo de contrato con un nuevo régimen fiscal, pero un paso previo a una migración masiva (de asignaciones de la Ronda Cero) es buscar la forma de reducir los costos”, explicó.
Melgar dijo que el Consejo de Administración de Pemex aprobó su plan de acción para el 2016, el cual ahora, dadas las circunstancias, se debe revisar para ver cómo mejorarlo. “El tiempo apremia, porque con los precios más bajos por unas semanas más, eso va a tener un impacto en las finanzas de Pemex”.
Añadió que la Secretaría de Hacienda ha discutido el régimen fiscal de las asignaciones de los campos y su postura es que primero haya mejores eficiencias y luego se defina qué se puede hacer en el margen de lo establecido por la ley.
“La ley prevé que se pueda pasar una asignación a un nuevo tipo de contrato para tener un régimen fiscal diferente, buscando o no un socio, y ésas son algunas de las soluciones que se están buscando”, destacó.
Pemex va a poder diferir proyectos que están costando más y se pueden buscar formas diferentes de financiarlos “pero tenemos mucha producción que es muy competitiva aún, hay proyectos en curso que no se pueden cancelar pero ahí pueden buscar esquemas de financiamiento, como puede ser el Fibra E”, abundó.
Costos bajos. La subsecretaria explicó que en Medio Oriente el costo total de un proyecto petrolero es menor a US$10 pero, frente a la producción de Colombia, Estados Unidos y Brasil, el crudo mexicano compite, y más ante, por ejemplo, Canadá, donde cuesta US$41, y Reino Unido, con US$52 por barril.
Consideró que una ventaja para la industria petrolera del país es que 80% de la producción está en 29 campos y su costo promedio es US$7; en otros yacimientos, como Chicontepec, es de US$16,54, y en aguas someras está debajo de US$10.
“Estamos entrando al momento más difícil de la crisis que hemos visto, ya llevamos 19 meses con precios del petróleo a la baja, empezamos desde muy arriba, con más de US$100 el barril y ahora tenemos una mezcla en US$22 […], pasaremos unas semanas muy difíciles y podría mejorar luego, pero no llegaremos a rangos de US$60 por barril sino hasta el año que entra”, dijo.
No habrá inversión en aguas profundas o ultraprofundas porque implican costos elevados de hasta US$52.
“No tiene sentido en este momento dedicar recursos a aguas profundas y lo que parece más viable es concentrarse donde los costos de producción son menores, sin duda en aguas someras. Pemex ha podido reducir sus costos […]; como cualquier empresa petrolera, deberá revisar su portafolio y ver qué proyecto difiere y en cuál invierte sus recursos, pero hay ventajas, hay yacimientos en producción con costos de producción debajo de los US$22 y muchos debajo de los US$10”, concluyó.
América Economía.