La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) emitió una opinión para que la Secretaría de Energía modifique 112 de los 489 títulos de asignación de campos petroleros de Pemex, con exigencias de contenido nacional que van en un rango de entre 3 y 38 por ciento.
Pemex deberá someterse a las reglas de contenido nacional acordadas por las secretarías de Energía y de Economía para los contratos de exploración y extracción petrolera.
Las 112 asignaciones de Pemex deberán tener un contenido mínimo de 38% en campos convencionales y de 35% en no convencionales para el 2025. De igual forma, el contenido para campos en aguas profundas deberá llegar a 10 por ciento.
En diciembre de 2013, el Congreso de México modificó los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución, permitiendo la inversión privada, tanto nacional como extranjera, en el sector energético. Antes, desde 1938, Pemex era la única organización con derecho a llevar a cabo actividades en el sector petrolero.
Los cambios permiten a las empresas privadas participar en los servicios de exploración y producción (upstream), procesamiento, almacenamiento y transporte (midstream) y refinación y tratamiento (downstream) en los sectores de gas y petróleo.
La CNH partió del análisis de que en las contrataciones de Pemex se llegó a 15% de contenido nacional en exploración en aguas someras, a la vez que en extracción fue de 17% hasta el 2015.
En campos terrestres, este indicador llegó a entre 26 y 27%, mientras que en Chicontepec se ubicó en 27% en exploración y 24% en extracción.
Para las proyecciones en aguas profundas, donde sólo hay exploración, en el 2015 se estimó 3%, con planes de llegar a 8% en el 2016, explicó la CNH.
La nueva propuesta, obligatoria también para los contratistas de la Ronda Uno, contempla que en campos terrestres convencionales se partirá de un mínimo de 26% en el periodo de exploración y 27% en extracción, con un incremento anual hasta llegar a 38% en el 2025 en ambas actividades.
En campos no convencionales, de shale o Chicontepec, principalmente, se arrancará en 25% en el 2015 hasta llegar a 35% en el 2025.
En aguas someras, se partirá de 15% en la exploración, deberá aumentar a 25% en el primer año de extracción y luego alcanzar 35% en el 2025.
Finalmente, en aguas profundas, los primeros cuatro años deberán cumplir con 3% en exploración, aumentar a 6% en los siguientes tres años y ascender a 8% en un trienio adicional, para que en el periodo de desarrollo arranque con al menos 4%, que debe aumentar a tasa constante hasta 10% en el 2025.