Economía 22-08-2017

El nuevo farmout de Pemex en aguas profundas captará inversiones de hasta US$10.000 millones

El nuevo farmout de Petróleos Mexicanos (Pemex) en aguas profundas captará inversiones de hasta US$10.000 millones durante la vida del contrato, según estimaciones de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) quien además recomendó que se aplique un contrato de licencia, en el cual pretenden aprobar que los contratistas paguen con petróleo y no sólo en efectivo las contraprestaciones que debe compartir con el Estado.

Según información de lacomunidadpetrolera el área Nobilis-Maximino se localiza en el Golfo de México frente al litoral del estado de Tamaulipas, en el área Perdido, con tirantes de agua de 2.500 a 3.600 metros. Dentro del Área Contractual se ubican los descubrimientos de aceite y gas Nobilis, Maximino, Supremus y Mirus. Estos descubrimientos son el resultado de la perforación de nueve pozos exploratorios por parte de Pemex Exploración y Producción (PEP) al amparo de las asignaciones correspondientes.

La migración de estas asignaciones deriva de la solicitud de PEP para complementar sus capacidades tecnológicas mediante la asociación con un operador que cuente con experiencia comprobable en aguas ultraprofundas, con la finalidad de acelerar la exploración y el desarrollo de los descubrimientos.

Al dar su opinión favorable para esta migración, la CNH consideró que el modelo de contratación de licencia es el más adecuado dado que ofrece flexibilidad operativa y aumenta las posibilidades de inversión del contratista para el desarrollo integral del proyecto. Sin embargo, en la definición de las características de cada uno de los contratos en la Ley de Hidrocarburos se establece que en el caso de las licencias los contratistas asociados pagarán al Estado una regalía sobre costos brutos una vez que arranque la comercialización de los hidrocarburos.

Farmouts en aguas someras y de tierra. En tanto, dentro de los procesos de asociación que se llevan a cabo en la actualidad hay 15 empresas que iniciaron la precalificación en el contrato de producción compartida Ayin-Batsil, ubicado en aguas someras dentro la parte oriental de la provincia Salina del Istmo y la porción marina de la provincia Pilar Reforma-Akal, así como en los de licencia para los bloques terrestres de Tabasco, Cárdenas-Mora y Ogarrio.

Entre éstas destacan la alemana Dea Deutsche Erdoel y la colombiana Ecopetrol, que ya tienen contratos en consorcio con Pemex en México, así como las que ya exploran las aguas someras mexicanas como las mexicanas Sierra Oil and Gas y Petrobal y el consorcio entre argentinas Hokchi Energy.

Entre las participantes que ya tienen contratos en México están: China Offshore Oil Corporation, la estadounidense Murphy Sur, además de las mexicanas Grupo R y la filial de Alfa, Newpek. También podrán concursar la filial del grupo argentino Techint, la egipcia Cheiron, la mexicana Gran Tierra, y la inglesa Galem Energy.

Estímulos de SHCP. La Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) dio a conocer una serie de estímulos fiscales para aquellos asignatarios de campos maduros y/o marginales de Pemex, con el fin de evitar una pérdida de ingresos y una disminución en el nivel de producción de hidrocarburos.

“En reconocimiento a los retos técnicos y financieros de las actividades de extracción en campos maduros y/o marginales realizadas por el Estado mediante asignaciones, es necesario dar mayor flexibilidad al régimen fiscal aplicable a dichas asignaciones, mediante el otorgamiento de un estímulo fiscal consistente en permitir que los asignatarios apliquen límites de deducción por concepto de costos, gastos e inversiones, mayores a los previstos en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos”, precisó a través del Diario Oficial de la Federación.

El gobierno federal ampliará los límites de costos deducibles para el Derecho por la Utilidad Compartida para campos marginales de la siguiente forma: en campos petroleros terrestres, el límite de costos como porcentaje del ingreso será de 40 y no de 20%; en campos petroleros en aguas someras será de hasta 35%; en campos de gas natural no asociado el límite es de 85%; y en los campos de Chicontepec será de 75 por ciento.

“El Estado debe implementar mecanismos para garantizar la continuidad de las actividades de extracción de hidrocarburos”, se lee en el decreto. La dependencia argumentó que otra de las razones por las cuales se amplían los estímulos es el nivel de los precios en este rubro a nivel internacional.

Energia 16