En aguas profundas, sólo entrarán las compañías con más experiencia como Exxon y Chevron, entre ellas, afirma el director de Pemex Exploración
Por Israel Rodríguez/ La Jornada
El director general de Pemex Exploración y Producción (PEP), Gustavo Hernández García, informó que las asociaciones para la explotación de crudo en aguas profundas del Golfo de México se realizarán con compañías que tienen experiencia en esta área, como Exxon, Chevron, Shell, British Petroleum y la brasileña Petrobras, entre otras.
En entrevista con La Jornada, el funcionario reveló que desde el 12 de agosto del año pasado estas empresas y otras se han acercado a Petróleos Mexicanos (Pemex) para ofrecer asociaciones y la infraestructura existente en el lado norteamericano del Golfo de México.
–Con 21 por ciento de los recursos prospectivos asignados a Pemex ¿se asegura su subsistencia y desarrollo a largo plazo?
–La solicitud que hicimos tenía 83 por ciento de las reservas probadas y probables (‘‘2P’’) y 31 por ciento de los recursos prospectivos, que eran del orden de 35 mil millones de barriles; de esa cifra nos dieron 67 por ciento, que abarca 22 mil 126 millones de barriles, y considero que tenemos lo suficiente en términos de producción y para continuar con el factor de recuperación en nuestros campos, incorporar nueva producción de los ya descubiertos y tener la posibilidad de crecer con la participación de capital adicional.
La inversión de PEP en los próximos años se va a mantener en el mismo orden de 2014, que es de 301 mil 500 millones de pesos, y va a tener ligeros crecimientos anuales para llegar a unos 350 mil millones hacia 2018, más la inversión del capital adicional de las empresas que logremos que se asocien.
–¿Cuáles son los grandes jugadores con los que Pemex pretende realizar asociaciones?
–Son diversos universos; ello depende del tipo de cuenca y de crudo, pero en aguas profundas hemos identificado 30 jugadores, entre los que destacan las grandes empresas internacionales como Shell, British Petroleum, Chevron, Exxon y otras como Statoil, Petrobras, Ecopetrol, Total, y luego otras empresas que se dedican sólo a la exploración, como Apache, Hess, BHP Billiton y Lukoi.
‘‘Pero de todas ellas, cuando las hemos analizado, y si tenemos la posibilidad de elegir, entonces sin duda vamos a escoger la que haya operado en el Golfo de México, porque esa tiene más parecido con lo que queremos hacer’’.
–¿Cuántas han operado y cuáles han sido exitosas?
–De esas 30, el universo se redujo a 18 que han operado en aguas profundas, y de ellas las que han operado en el Golfo de México son 12; las exitosas han sido 7 y así vamos acotando el universo. Vamos a buscar empresas que tienen experiencia y que dominen el área en la que queremos explotar y nos puedan redituar el mayor valor. Total, Shell, Apache, Statoil, Exxon, Ecopetrol, Chevron y Shell ya han trabajado.
–¿Cuál sería el régimen fiscal para estas empresas?
–Para que entren es necesario que Hacienda lo defina. Actualmente lo está haciendo. El régimen para las asignaciones será de 65 por ciento para Pemex, pero al buscar asociaciones se tiene que definir un régimen fiscal diferente, porque va a estar un jugador diferente.
‘‘Se espera que para la tercera semana de noviembre se tenga definido el régimen fiscal para aguas ultra profundas en el área de Perdido, cerca del activo estadunidense Great White (Gran Blanco). Es mucho trabajo para Hacienda, porque si les impone 65 por ciento ¿quién va a venir? Pero si le baja a 60 o menos los impuestos o derechos que tenga que pagar son más atractivos para las empresas.
–En aguas profundas ¿cuál será el papel de Pemex?
–Definitivamente no seríamos operadores e iríamos en asociación con un consorcio, porque no tenemos el dinero ni la experiencia. Aguas profundas será el proyecto que requiere más inversión.
Finalmente, el funcionario aseguró que Petróleos Mexicanos se mantiene con costos de producción muy competitivos, del orden de 8.9 dólares por barril, el más bajo de la industria. Confió en que a partir de 2015 la producción comience a revertir su tendencia descendente y ello se empezará a observar desde diciembre de 2014 y febrero del próximo año.
Actualmente se están produciendo 2 millones 414 mil barriles por día y la meta es mantener entre 2 millones 400 mil y 2 millones 500 mil, y a partir de 2016 la extracción mostrará un crecimiento sostenido.
Fuente: La Jornada
