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Para el Estado, 83.7% de las utilidades de ENI
En caso de que el pozo Amoca-2 de la italiana ENI en aguas someras derive en producción comercial, el Estado recibirá 83.75% de las utilidades de este proyecto sin comprometer presupuesto ni recurrir a endeudamiento, aseguró la Secretaría de Energía.
En caso de que el pozo Amoca-2 de la italiana Ente Nazionale Idrocarburi (ENI) en aguas someras derive en producción comercial, el Estado recibirá 83.75% de las utilidades de este proyecto sin comprometer presupuesto ni recurrir a endeudamiento, aseguró la Secretaría de Energía. Sin embargo, la tasa impositiva de este privado, que fue la más alta de la Ronda 1.2, queda por debajo de lo que tributa Petróleos Mexicanos (Pemex).
La Subsecretaría de Hidrocarburos y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) adelantaron en la adjudicación de este contrato de producción compartida, en septiembre del 2015, que la producción de todo el bloque adjudicado a ENI puede llegar a 15,000 barriles diarios de crudo en el 2021 (0.75% de la producción actual de Pemex).
Por tanto, después de su comercialización, con esta tasa de retorno al llegar al punto pico de producción en el campo de ENI, las ganancias para el Estado mexicano equivaldrían a la comercialización de alrededor de 12,500 barriles diarios.
Según los pronósticos de la Agencia Internacional de Energía, en los próximos cinco años el precio internacional del crudo puede llegar a un promedio de 60 dólares por barril. Así, por concepto de government take (que incluye todas las regalías e impuestos que los contratistas deben tributar por extraer recursos en un territorio) el Estado obtendría como máximo 750,000 dólares diarios, o 270 millones de dólares anuales, como ingresos de parte de ENI durante la etapa más productiva del bloque al que accedió en aguas someras mexicanas.
El Plan de Evaluación de ENI, para el bloque que obtuvo y contiene los campos Amoca, Tecoalli y Mizton, contempla la perforación de un pozo nuevo Amoca-3 y de dos pozos delimitadores Mizton- 2 y Tecoalli-2 en el 2017, que deben aumentar sus expectativas de producción, dado que son campos con reservas probadas y probables, con 50% de posibilidad de éxito comercial, certificada antes de la adjudicación.
Este potencial incremento en la producción petrolera nacional y los ingresos al Estado por parte de privados se darán luego de que la extracción de crudo de Pemex llegó a su nivel más bajo por lo menos en tres décadas al producir 2.153 millones de barriles diarios en el 2016.