Contratos petroleros aportan 3% de la producción nacional

A pesar de que la producción de Petróleos Mexicanos (Pemex) ha caído 13% en dos años hasta abril del 2018, en ese mismo tiempo se ha incrementado la producción de los contratos petroleros tanto de los que la estatal petrolera migró desde asignaciones, como de los de empresas privadas, ya que en el 2016, cuando arrancaron operación, estos contratos representaban 0.7% de la producción petrolera del país; hoy con 51,409 barriles al día, son más de 3 por ciento.

Específicamente, las migraciones que ha hecho Pemex de sus asignaciones a contratos de exploración y producción —principalmente de producción compartida en los que comparte con el Estado a partir de utilidades operativas—, muestran cómo un cambio en el paradigma contractual —aún sobre campos que ya tenían una producción previa— hace la diferencia, según el análisis de Pulso Energético de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi).

Hasta ahora, la empresa productiva del Estado ha concretado cinco migraciones: Ek-Balam, Santuario-El Golpe, Misión, Ogarrio y Cárdenas Mora, con socios en algunos casos. En el tiempo que han operado estos proyectos, el crecimiento en la producción petrolera es de más de 50 por ciento.

Este incremento se explica, en parte, por la adición de nuevos campos, pues las cuatro áreas entraron a operar en momentos diferentes; sin embargo, en lo individual, cada campo también ha reflejado crecimientos.

Todas las áreas que estaban en producción en el 2014 y 83% de las reservas 2P (las que tienen 50% de probabilidad de ser extraídas) le fueron asignadas a Pemex en la Ronda Cero con la condición de que fuera bajo este régimen, para asegurar la continuidad de la industria.

En el 2014 la producción de asignaciones era de casi 2.5 millones de barriles diarios de petróleo. Cuatro años más tarde, en abril del 2018 —fecha del último dato disponible de producción— esta cifra se redujo a 1.83 millones de barriles.

Resultados de privados

Los contratos petroleros que están en fase de desarrollo o producción tienen resultados igualmente favorables. El caso que más ha destacado es el de la petrolera Lifting de México, que pasó de producir 388 barriles diarios, ahora produce 2,216 barriles. El crecimiento en los últimos 23 meses ha sido de hasta 111 por ciento.

En este momento hay 20 contratos con producción de hidrocarburos, en los cuales hay tanto empresas nacionales (que han pasado de ser contratistas en el sector a ser empresas operadoras) como internacionales que llegaron al país, tales como Diavaz, Grupo R y Strata.

Hasta el momento se han realizado 10 concursos a partir de las rondas petroleras. De estos, sólo hay producción en los 25 campos que se otorgaron en la Ronda 1.3 porque son los que tenían campos descubiertos al momento de la licitación.

Sin embargo, en los siguientes meses entrarán a producción distintos proyectos que eran puramente exploratorios cuando se adjudicaron —como aquellos de la Ronda 1.2— pero que en los últimos meses han avanzado en su proceso de evaluación y entrarán a producir pronto, detallaron los analistas de Pulso Energético.

Atractivo de contratos petroleros vs asignaciones

La reforma constitucional y legal del 2014 permitió a Petróleos Mexicanos (Pemex) la posibilidad de migrar del régimen de asignaciones de sus campos a contratos similares a los del resto de la industria, siempre y cuando justifique que con ello obtendrá mejores resultados. Así, los contratos en modalidades como licencia, producción y utilidad compartida pueden resultar más atractivos para algunas operaciones dado su régimen fiscal y la flexibilidad temporal, explicó la subdirectora de información de Pulso Energético, Alejandra López.

El cambio de una asignación a un contrato obedece más a las necesidades de administrar el campo, pagando los derechos correspondientes al Estado en cada una de las etapas. La lógica de administración de costos es distinta a los ordenamientos presupuestarios de las asignaciones y se justifica caso por caso en cada contrato. Así, Pemex revisa su portafolio de recursos y hace un análisis de rentabilidad para mantenerlos como asignación o migrarlos a contratos, explicó.

Aunque en ambos casos hay una carga fiscal, con rubros similares como el derecho a la extracción de hidrocarburos —como un porcentaje de su valor total dependiendo de su precio— por la utilidad compartida —con la aplicación de una tasa a la diferencia entre el valor de los hidrocarburos y un conjunto de deducciones permitidas, lo que equivale a la utilidad de la actividad—, además de cuota exploratoria progresiva en el tiempo, regalías básicas e ISR, para los contratos existen contraprestaciones a favor de los contratistas, como recuperaciones de costos y remanentes de la utilidad operativa, que si bien no influyen en que un campo tenga más o menos reservas, sí pueden ser un incentivo para su desarrollo.

kgarcia@eleconomista.com.mx