La paraestatal también adelantó que en los siguientes meses prevé realizar modificaciones a los esquemas de deducibilidad de las inversiones en proyectos para producción de crudo en Chicontepec y en otros campos maduros.

“Esperamos que en el corto plazo salga un nuevo cambio en las líneas de Chicontepec, también para campos maduros o abandonados; el punto es el régimen fiscal, dado que depende de las características geológicas en un momento del tiempo, debemos pensar que el régimen fiscal es dinámico”, indicó Juan José Suárez Coppel, director general de Pemex.

En conferencia telefónica con analistas, el funcionario aseguró que “falta revisar” los costos tope para la deducción de los proyectos de inversión, que en algunos casos no dejan que dichas obras sean rentables.

Actualmente el límite de deducción de costos es de 6.5 dólares por barril extraído; sin embargo, para proyectos como Chicontepec y aguas profundas, donde los gastos de inversión son muy elevados, el costo de producción se eleva hasta más de 13 dólares, con lo que dejan de ser rentables.

En octubre del año pasado, se aprobaron modificaciones al régimen fiscal de Pemex, entre los que destaca la reducción de la tasa aplicable sobre el valor de la producción, menos deducciones autorizadas a 30 por ciento, tanto para Chicontepec como para aguas profundas, aunque aumentará a 36 por ciento cuando la producción acumulada supere los 240 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

El Ejecutivo aseguró que el plan operativo que la empresa trazó para este año cambiará en función del plan para la mejora de la extracción que enviará al Consejo de Administración de Pemex a mediados de año para su aprobación.

“Una vez aprobados, los haremos públicos, nosotros tenemos un programa operativo para este año. Esto no sólo reflejaría algún cambio en las expectativas de producción, sino que nos llevaría a aumentar la eficiencia y la capacidad tecnológica de la empresa”, dijo.

Por su parte, la subsidiaria Pemex Exploración y Producción informó que durante 2009 se descubrieron nuevas reservas probadas de crudo y gas, suficientes para sustituir 74.9 por ciento de la producción en 2009. Aun así se mantienen por debajo de 100 por ciento que tiene como meta la Estrategia Nacional de Energía para el año 2024.

Además, se espera que con el proyecto piloto de Laboratorios, el cual tiene como objetivo determinarar mejores formas de extracción, se incremente la producción de la zona.