Los contratos mixtos de Pemex, la principal apuesta del Gobierno para revertir la declinación de la producción petrolera, muestran señales de fracaso al no lograr atraer a empresas para desarrollar proyectos estratégicos.
Expertos señalaron que el problema está en un diseño que limita los incentivos para las grandes empresas del sector, restringe la flexibilidad financiera y dificulta la recuperación de inversiones en exploración y producción.
La cancelación del contrato mixto Nobilis-Maximino, un campo en aguas profundas presentado como la estrella de los 21 proyectos con los que Pemex busca elevar su producción, evidenció las dificultades del modelo para captar inversión especializada.
Javier Estrada, director de Analítica Energética, explicó que los contratos tienen una inversión limitada para los privados, lo que reduce su atractivo para las petroleras.
En algunos proyectos, la participación privada es menor a 20 por ciento, como en Tamaulipas Constituciones y Sini-Caparroso, mientras que en otros no alcanza 50 por ciento, como Agua Fría y Cuervito, según Pemex.
En contraste, esquemas de licitación como las rondas petroleras atrajeron a jugadores de talla internacional como Talos, operador del campo Zama, que a la fecha no ha producido un solo barril debido a que Pemex obstaculizó su avance.
Estrada manifestó que existe incertidumbre sobre la estructura de pagos, ya que los retrasos previstos en mecanismos como pagarés pueden afectar la renta.
Pemex firmó cuatro contratos para rehabilitar más de 500 pozos en Tabasco, Veracruz y Tamaulipas con los que busca incrementar la producción de crudo, pero le costarán 35 por ciento más que hacerlo directamente.
Además, especialistas consideraron que este programa no ayudará a revertir la caída de la producción, pues en el mejor de los casos, aportarán entre 12 mil y 20 mil barriles diarios.
En este esquema, Pemex pagará a los operadores a través de una tarifa vinculada al volumen de producción de crudo y de gas recuperado, mientras que las compañías privadas asumirán la inversión, ingeniería, operación y mantenimiento de los pozos.
Los activos adjudicados son Macuspana-Muspac, al consorcio SCJ Constructora-Trident OGX-BHDC; Poza Rica-Altamira, otorgado a Grupo Vordcab-Suministros Marinos e Industriales de México; Samaría-Luna, entregado a Apoyo Técnico Operativo Aniqpac-Ingeniería y Servicios a Pozos; y Bellota-Jujo, que ganó Dowell Schulemberger, de acuerdo con datos de Pemex.
La petrolera pagará entre 21.33 y 27.17 dólares por barril de crudo que se extraiga, según los fallos.
Francisco Barnés de Castro, director de Cifra2 Consultoría, consideró que este precio es atractivo para las empresas, pues es mayor que el costo que se requiere para rehabilitar un pozo.
Gonzalo Monroy, director de GMEC, dijo que se trata de un contrato de servicios de intervención de pozos que, en condiciones financieras óptimas, podría hacerlo Pemex a un menor costo.
Expertos señalaron que el problema está en un diseño que limita los incentivos para las grandes empresas del sector, restringe la flexibilidad financiera y dificulta la recuperación de inversiones en exploración y producción.
La cancelación del contrato mixto Nobilis-Maximino, un campo en aguas profundas presentado como la estrella de los 21 proyectos con los que Pemex busca elevar su producción, evidenció las dificultades del modelo para captar inversión especializada.
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Los contratos mixtos de Pemex, la principal apuesta del Gobierno para revertir la declinación de la producción petrolera, muestran señales de fracaso al no lograr atraer a empresas para desarrollar proyectos estratégicos.
Expertos señalaron que el problema está en un diseño que limita los incentivos para las grandes empresas del sector, restringe la flexibilidad financiera y dificulta la recuperación de inversiones en exploración y producción.
La cancelación del contrato mixto Nobilis-Maximino, un campo en aguas profundas presentado como la estrella de los 21 proyectos con los que Pemex busca elevar su producción, evidenció las dificultades del modelo para captar inversión especializada.
Javier Estrada, director de Analítica Energética, explicó que los contratos tienen una inversión limitada para los privados, lo que reduce su atractivo para las petroleras.
En algunos proyectos, la participación privada es menor a 20 por ciento, como en Tamaulipas Constituciones y Sini-Caparroso, mientras que en otros no alcanza 50 por ciento, como Agua Fría y Cuervito, según Pemex.
En contraste, esquemas de licitación como las rondas petroleras atrajeron a jugadores de talla internacional como Talos, operador del campo Zama, que a la fecha no ha producido un solo barril debido a que Pemex obstaculizó su avance.
Estrada manifestó que existe incertidumbre sobre la estructura de pagos, ya que los retrasos previstos en mecanismos como pagarés pueden afectar la renta.
Pemex firmó cuatro contratos para rehabilitar más de 500 pozos en Tabasco, Veracruz y Tamaulipas con los que busca incrementar la producción de crudo, pero le costarán 35 por ciento más que hacerlo directamente.
Además, especialistas consideraron que este programa no ayudará a revertir la caída de la producción, pues en el mejor de los casos, aportarán entre 12 mil y 20 mil barriles diarios.
En este esquema, Pemex pagará a los operadores a través de una tarifa vinculada al volumen de producción de crudo y de gas recuperado, mientras que las compañías privadas asumirán la inversión, ingeniería, operación y mantenimiento de los pozos.
Los activos adjudicados son Macuspana-Muspac, al consorcio SCJ Constructora-Trident OGX-BHDC; Poza Rica-Altamira, otorgado a Grupo Vordcab-Suministros Marinos e Industriales de México; Samaría-Luna, entregado a Apoyo Técnico Operativo Aniqpac-Ingeniería y Servicios a Pozos; y Bellota-Jujo, que ganó Dowell Schulemberger, de acuerdo con datos de Pemex.
La petrolera pagará entre 21.33 y 27.17 dólares por barril de crudo que se extraiga, según los fallos.
Francisco Barnés de Castro, director de Cifra2 Consultoría, consideró que este precio es atractivo para las empresas, pues es mayor que el costo que se requiere para rehabilitar un pozo.
Gonzalo Monroy, director de GMEC, dijo que se trata de un contrato de servicios de intervención de pozos que, en condiciones financieras óptimas, podría hacerlo Pemex a un menor costo.
Expertos señalaron que el problema está en un diseño que limita los incentivos para las grandes empresas del sector, restringe la flexibilidad financiera y dificulta la recuperación de inversiones en exploración y producción.
La cancelación del contrato mixto Nobilis-Maximino, un campo en aguas profundas presentado como la estrella de los 21 proyectos con los que Pemex busca elevar su producción, evidenció las dificultades del modelo para captar inversión especializada.
Diario MX
