En el sector hidrocarburos, con la aprobación de las reformas petroleras, las empresas privadas asumirán el "riesgo operativo y financiero", por lo que si no encuentran petróleo, ya sea en mar o en tierra, no se les pagará, dijo a El Economista Carlos Morales Gil, director de Pemex Exploración y Producción (PEP).
En tanto, la paraestatal asumiría el riesgo geológico y de esa manera no incrementará su deuda, vía Pidiregas, añadió.
Los contratos que se aplicarían son Contratos de Servicios Incentivados y Morales adelantó que estarán listos a finales de este año, además de que garantizan una tasa de retorno arriba del 15% sobre la inversión, mientras que los actuales contratos que lleva a cabo Pemex otorgan una tasa de retorno de hasta 10 por ciento.
Las empresas interesadas serán: BP, Total, Petrobras, Shell y Exxon, además de que es un esquema que ya se lleva a cabo en países como Arabia Saudita, Kuwait y Rusia.
No es lo que establece el diagnóstico.
El funcionario consideró que las iniciativas de reforma enviadas por el Ejecutivo son las más viables para los propósitos de Pemex, pero admitió que lo ideal, como son las asociaciones, que al final del día se acercaban más a los contratos de producción compartida, no siempre se logra.
Morales Gil explicó que "los Contratos de Servicios Incentivados quieren decir que si alguien utiliza la tecnología que me beneficie a mí yo le pueda pagar un poco más" y se aplicarán en todas las áreas que exista petróleo, en especial en aquellas zonas que sustituirán la declinación de Cantarell, como son Chicontepec, aguas profundas y campos marginales, en donde se requieren inversiones y financiamiento del orden de 640,000 millones de dólares en un periodo de 20 años.
De esa cantidad en Chicontepec se requiere invertir 30,000 millones de dólares; en aguas profundas 600,000 millones de dólares y en campos marginales unos 10,000 millones de dólares. Ese dinero saldría de los privados, del presupuesto y de los bonos ciudadanos, pero primero hay que esperar que se apruebe; por el momento no se tiene "el porcentaje de esta proporción, pero dependerá mucho de los éxitos y de cómo logremos darle incentivo a ese tipo de contratos para generar ese financiamiento".
La paraestatal buscará que "quien financie la actividad sea el propio contratista, entonces eso ya no es una deuda para nosotros", precisó. Actualmente hay cuatro tipos de contratos que se usan en la industria petrolera: Los servicios puros que son los que hacemos todos los días; servicios incentivados que es lo que nos autorizaría la iniciativa de ser aprobada; Los contrato de producción compartida y las concesiones. Estas dos últimas están prohibidos por la Constitución.
Dentro de la Constitución.
En el caso de México, el nuevo modelo de "contrato es un brinco importante y sobre todo que está dentro de lo que marca la Constitución".
"Aquí, los contratistas harían actividades de perforación de pozos, tomarían información sísmica, podrían también procesar la información sísmica, construir las plataformas, terminar los pozos".
La diferencia con los actuales contratistas es que a las empresas perforadoras, Exploración y Producción les dice en dónde perforar y qué equipos usar y cómo usarla y con el nuevo modelo "ellos me dirían en dónde hay que perforar", precisó el funcionario. Además de que recibirán un incentivo en caso de que terminen el proyecto antes o entreguen un volumen mayor a lo previsto, mismo que puede ser un bono, un premio o un pago adicional, agregó.
"Entonces yo podría decir aquí hay un porcentaje adicional, pero ese dinero es lo que hay que determinar para cada caso".
En tanto, la paraestatal asumiría el riesgo geológico y de esa manera no incrementará su deuda, vía Pidiregas, añadió.
Los contratos que se aplicarían son Contratos de Servicios Incentivados y Morales adelantó que estarán listos a finales de este año, además de que garantizan una tasa de retorno arriba del 15% sobre la inversión, mientras que los actuales contratos que lleva a cabo Pemex otorgan una tasa de retorno de hasta 10 por ciento.
Las empresas interesadas serán: BP, Total, Petrobras, Shell y Exxon, además de que es un esquema que ya se lleva a cabo en países como Arabia Saudita, Kuwait y Rusia.
No es lo que establece el diagnóstico.
El funcionario consideró que las iniciativas de reforma enviadas por el Ejecutivo son las más viables para los propósitos de Pemex, pero admitió que lo ideal, como son las asociaciones, que al final del día se acercaban más a los contratos de producción compartida, no siempre se logra.
Morales Gil explicó que "los Contratos de Servicios Incentivados quieren decir que si alguien utiliza la tecnología que me beneficie a mí yo le pueda pagar un poco más" y se aplicarán en todas las áreas que exista petróleo, en especial en aquellas zonas que sustituirán la declinación de Cantarell, como son Chicontepec, aguas profundas y campos marginales, en donde se requieren inversiones y financiamiento del orden de 640,000 millones de dólares en un periodo de 20 años.
De esa cantidad en Chicontepec se requiere invertir 30,000 millones de dólares; en aguas profundas 600,000 millones de dólares y en campos marginales unos 10,000 millones de dólares. Ese dinero saldría de los privados, del presupuesto y de los bonos ciudadanos, pero primero hay que esperar que se apruebe; por el momento no se tiene "el porcentaje de esta proporción, pero dependerá mucho de los éxitos y de cómo logremos darle incentivo a ese tipo de contratos para generar ese financiamiento".
La paraestatal buscará que "quien financie la actividad sea el propio contratista, entonces eso ya no es una deuda para nosotros", precisó. Actualmente hay cuatro tipos de contratos que se usan en la industria petrolera: Los servicios puros que son los que hacemos todos los días; servicios incentivados que es lo que nos autorizaría la iniciativa de ser aprobada; Los contrato de producción compartida y las concesiones. Estas dos últimas están prohibidos por la Constitución.
Dentro de la Constitución.
En el caso de México, el nuevo modelo de "contrato es un brinco importante y sobre todo que está dentro de lo que marca la Constitución".
"Aquí, los contratistas harían actividades de perforación de pozos, tomarían información sísmica, podrían también procesar la información sísmica, construir las plataformas, terminar los pozos".
La diferencia con los actuales contratistas es que a las empresas perforadoras, Exploración y Producción les dice en dónde perforar y qué equipos usar y cómo usarla y con el nuevo modelo "ellos me dirían en dónde hay que perforar", precisó el funcionario. Además de que recibirán un incentivo en caso de que terminen el proyecto antes o entreguen un volumen mayor a lo previsto, mismo que puede ser un bono, un premio o un pago adicional, agregó.
"Entonces yo podría decir aquí hay un porcentaje adicional, pero ese dinero es lo que hay que determinar para cada caso".
Nota de Margarita Palma Gutiérrez, El Economista, 14 de abril.
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