El director general de Petróleos Mexicanos (Pemex), Octavio Romero Oropeza, encabezó en Ciudad del Carmen, Campeche la presentación del “Programa Oportunidades de Inversión en Campos Maduros: Incremento en el factor de recuperación”, con el fin de producir más de dos millones 400 mil barriles diarios al final del presente sexenio.
Octavio Romero Oropeza en el mensaje que dio a representantes de más de 130 empresas Operadoras, de Servicios y de Sector Financiero nacionales y extranjeras afines a la industria petrolera, que se reunieron en el Centro de Convenciones “Carmen XXI”, reiteró que para aumentar la producción se habrá de desarrollar nuevos campos sin perder de vista que existe un gran potencial en los campos maduros a los cuales se habrá de incrementar el factor de recuperación.
Asimismo, agregó que, para ello, se estará trabajando en nuevas modalidades de coinversión, que busca optimizar esquemas de contratación que hagan viable la ejecución de proyectos de exploración y extracción mediante la participación de la iniciativa privada.
Por lo tanto, se propone incorporar en los contratos elementos específicos como: trabajar con la Secretaría de Hacienda para mejorar el régimen fiscal en estos campos maduros; constituir fideicomisos o cuentas segregadas para depositar los ingresos de manera separada de las cuentas bancarias propias de Petróleos Mexicanos; buscar la relación entre tarifas y el precio de la Mezcla Mexicana de Exportación para permitir los ajustes correspondientes conforme los precios se modifiquen y compartir las condiciones de mercado entre Pemex y las empresas prestadoras de servicios; además de, considerar la recuperación de costos en las actividades exploratorias y de evaluación, así como en pruebas piloto de proyectos de recuperación secundaria, para lo cual Pemex asumiría buena parte del riesgo en los componentes de mayor incertidumbre en los proyectos.
El director general de Pemex reiteró que, en la actual administración, la contratación de bienes y servicios se ha simplificado. “Si en el pasado los procedimientos concursales se desarrollaban en 130 días, ahora se llevan a cabo en 51, lo cual representa una reducción en los plazos de cerca del 60 por ciento.”
Romero Oropeza, ratificó la fortaleza de Pemex al incrementarse por primera vez en los últimos cuatro años los recursos de inversión pública, contando para este 2019 de un monto aprobado del orden de 273 mil millones de pesos, es decir un incremento de 68 millones de pesos respecto del año pasado. Además de que por primera vez en diez años Pemex no ha realizado emisiones de deuda de largo plazo, es decir no se ha contratado deuda publica nueva.
Durante su intervención, el director de Recursos, Reservas y Asociaciones de Pemex Exploración y Producción (PEP), Ulises Hernández Romano, explicó que la principal característica de este modelo de contrato de servicios es que Pemex mantiene la titularidad de la asignación y es el operador.
Explicó que los campos que se está considerando incluir en este modelo son grandes con reservas significativas en aguas someras, otros que requieren recuperación secundaria, principalmente en tierra; así como complejidad técnica y marginales con reservas bajas.
Al participar en el evento, el ingeniero Francisco Javier Flamenco López, de la subdirección de Especialidad Técnica de Explotación, realizó una descripción técnica de los campos representativos a licitar, en la cual expresó que existe un gran potencial petrolero en la zona.
En el evento estuvieron además presentes el presidente municipal de Ciudad del Carmen, Óscar Rosas González; el gerente del Consejo Coordinador Empresarial de Carmen, Miguel Ángel Pech Jiménez; y el secretario de Energía y Desarrollo Sustentable de Campeche, Ricardo Ocampo Fernández.
f) IEPS (considerando el último de cada mes). Disminuye la carga fiscal al consumidor al aumentar el precio del barril. En noviembre se mantiene el mismo precio al público que abril, pero bajo el valor en IEPS en noviembre (alto estimulo), debido a que noviembre se mueve más carga en carreteras. Menor al mercado el costo directo de la TAR, comparado con noviembre, debido que el costo de refinación en EUA bajó. Aplicará el estímulo ante un precio de barril alto y ante el incremento en próximos meses del estímulo para mantener precio objetivo fijado en 2019.
