15 de Diciembre de 2017

El país perdió independencia energética: Pemex

La empresa explica que por 76 años las industrias del petróleo y gas permanecieron sin cambios, a diferencia de naciones como Noruega.

La transformación de Pemex le permite contar con un marco legal flexible bajo los principios de la legislación privada. (eleconomista.com.mx)
La transformación de Pemex le permite contar con un marco legal flexible bajo los principios de la legislación privada. (eleconomista.com.mx)
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J. Jesús Rangel M./Milenio
MÉXICO, D.F.- Petróleos Mexicanos (Pemex) informó a los inversionistas de todo el mundo que “la Reforma Energética de 2013 abre totalmente la industria de petróleo y gas en México”, entre otras razones, porque el país “ha perdido independencia energética”.

En un descriptivo documento de 43 páginas, con mapas, gráficos y cronogramas, explicó el significado y alcance de la Reforma Energética en México y de la conversión de Pemex en empresa productiva, donde señaló que “por 76 años las industrias del petróleo y gas permanecieron sin cambios”, a diferencia de otros países, como Noruega, que en 1965 realizó una primera ronda de licitación con 22 licencias, o Brasil (1997) y Colombia (2003), que abrieron su industria.

Agregó que la transformación de Pemex le permite contar con un marco legal flexible “bajo los principios de la legislación privada”; un régimen especial para adquisiciones, compensaciones, deuda, subsidiarias y afiliadas, y un fortalecimiento del gobierno corporativo.

El documento revela cómo se perdió la “independencia energética”: en 2001 se empieza a separar el consumo de la producción de gas natural, tendencia que para 2013 significó que la producción nacional solo atendiera 66 por ciento del consumo doméstico; el faltante (2 mil 336 millones de pies cúbicos por día) se suplió con importaciones.

En cuanto a gasolinas, en 1997 la producción interna satisfizo 75 por ciento del consumo nacional pero para 2012 las importaciones lo hicieron con 49 por ciento, 395 mil barriles por día; en petroquímicos, durante 1997 se compró en el exterior 3.62 por ciento de la demanda interna, cifra que al cierre de 2012 subió 65 por ciento, un total de 14 mil 470 toneladas.

Un dato más: en 1996 México exportó 6.86 veces más productos energéticos que las importaciones realizadas. Para 2011, la razón exportaciones/importaciones es solo de 1.62. “México ha perdido el estatus de exportador neto”, precisó Pemex.

La empresa productiva explicó a los inversionistas el régimen fiscal que se aplicará en las asignaciones de zonas petroleras. 

Se pagarán tres derechos: 

  • De extracción de hidrocarburos (regalías), que será un porcentaje del valor extraído en hidrocarburos basado en los niveles de precios
  • De exploración de hidrocarburos, que es un monto fijo por kilómetro cuadrado y que se incrementa en el tiempo
  • Por la utilidad compartida, que es resultado del valor del hidrocarburo extraído menos deducciones permitidas por una tasa establecida que en 2015 será de 70 por ciento y disminuirá hasta el 65 por ciento a partir de 2019.

En impuestos se pagará el de actividad de exploración y extracción de hidrocarburos, que es un monto fijo en exploración por kilómetro cuadrado más monto fijo de la extracción por kilómetro cuadrado, y el ISR, que tendrá deducciones.

Se otorgará 100 por ciento de deducibilidad a la inversión en exploración, métodos de recuperación mejorada (MRM) y mantenimiento capitalizable; solo 25 por ciento de la inversión en extracción y desarrollo y solo 10 por ciento de inversión en infraestructura de transporte y almacenamiento.

Pemex también señaló que las reservas probadas alcanzan 13 mil 400 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce), y que 87 por ciento se localizan en el sureste del país; 8 por ciento en Tampico-Misantla, 2 por ciento en Burgos, 2 por ciento más en Veracruz y uno por ciento en aguas profundas.

En cuanto a la infraestructura industrial, destacó que existen 16 mil 800 kilómetros de ductos para gas natural; nueve mil 975 para crudo; ocho mil 357 para productos refinados y petroquímicos; tres mil 691 para crudo y gas; dos mil 97 para petroquímicos; mil 815 para gas LP; 820 para gasolina; 184 para combustóleo y 75 para turbosina.

El nuevo potencial

El informe puesto a disposición de los inversionistas explica las potencialidades de la apertura energética. Destaca que los análisis geológicos y geoquímicos realizados ya identificaron seis plays potenciales de crudo y gas de lutitas en Chihuahua, Sabinas, Burro-Picachos, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz, y que el potencial de Eagle Ford y Woodford en Estados Unidos tienen continuidad a lo largo de la frontera con México.

Explicó que la migración de asignaciones que tiene actualmente Pemex a contratos de producción compartida, utilidad compartida, licencias y/o servicios a terceros, se dividió entre tres plazos. La primera etapa a corto plazo con 22 contratos incluye los activos Poza Rica-Altamira y Burgos, y los de ATG y Burgos que tienen reservas 2P por 3 mil 208 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce) con una inversión esperada de 35 mil 300 millones de dólares.

A mediano plazo están los campos maduros (Rodador, Ogarrio y Cárdenas-Mora que son terrestres; Bolontikú, Sinán y Ek que son marinos) y los de crudo extrapesado en Ayatsil-Tekel-Utsil. Las reservas 2P alcanzan mil 208 MMbpce y las inversiones esperadas suman 14 mil 200 millones de dólares.

A largo plazo están las áreas de aguas profundas (gas natural) con los campos Kunah-Piklis, y del área Perdido con los campos Trión y Exploratus. La reserva 2P es de 212 MMbpce con inversiones por seis mil 800 millones de dólares, y la reserva 3P es de 539 MMbpce con 11 mil 200 millones de dólares en inversión esperada.

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