El Secretario de Hacienda, Arturo Herrera, dijo en una entrevista que se estarían analizando nuevas formas de ayudar a Pemex, además de las incluidas en el Paquete Económico 2020. Entre ellas se encontraría la de modificar regímenes fiscales a campos que en este momento no están produciendo.
Estamos viendo que hay algunos campos cerrados que Pemex no explota porque tendría que pagar impuestos, lo cual le generaría una pérdida (…) estamos explorando migrar estos campos hacia un régimen fiscal que les permita tener una utilidad y hacer esta migración no tendría efecto en las finanzas públicas, porque hoy no están produciendo
Arturo Herrera, Secretario de Hacienda, en entrevista con El Heraldo Radio
Arturo Carranza, analista del sector, explicó que los regímenes fiscales dependen en gran medida de los modelos de contrato. Normalmente, el régimen más alto se encuentra en los contratos integrales, por lo que convendría migrar a un esquema de utilidad compartida o producción compartida.
La actual administración había favorecido los modelos de contratos integrales, pero ahora parece abierta a modificar los contratos de estos campos. Qué contrato resulta mejor dependerá de las condiciones de cada uno de los yacimientos, por lo que Hacienda deberá analizar sus opciones caso por caso.
Se trata de campos abandonados, explicó Miriam Grunstein, cuyas reservas no se conocen al 100% porque Pemex los dejó de explorar cuando se descubrió Cantarell. “ENI empezó a trabajar un campo que se suponía maduro y tuvo hallazgos importantes, entonces se tendría que confirmar las condiciones de los pozos”.
El problema es que los costos están acotados para Pemex por la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos. Estos campos, por la cantidad de trabajo que se les debe meter, no logran cubrir los costos de las deducciones y es por lo que terminan perdiendo dinero. Entonces en estos momentos está en el mejor de los intereses de Pemex no producirlos y que no generen renta.
Gonzalo Monroy, director, GMEC
En la entrevista, Herrera no dejó claro cuántos de los campos abandonados están siendo analizados para su puesta en producción, pero las condiciones de estos campos y las necesidades de exploración, aunadas a la incertidumbre de las reservas podría resultar en un impacto muy contenido en la producción de la empresa estatal; al menos en los primeros años.
Monroy advirtió que el impacto de estos campos es menos preocupante que la habilidad de Pemex de detener las caídas de producción que ha experimentado recientemente. Ku-Maloob Zaap, por ejemplo, disminuyó su producción en 50,000 barriles en el último año, por lo que una tendencia similar podría afectar las metas de producción de la administración.
A la baja de Ku-Maloob Zaap se unen los campos Chuc, Kuil, Chuhuk, Ixtal, Artesa, Guaricho, Puerto Ceiba, Ayocote, Shishito y Rabasa, que también han sufrido un declive natural debido a su edad de producción.
En el mes de julio, la producción de crudo de Pemex se mantuvo en 1.671 millones de barriles diarios. La meta de la administración es alcanzar los 2.4 millones para finales del sexenio.
