La industria naviera 
está en terapia intensiva

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El incumplimiento de pagos, además del ajuste y cancelación de contratos por parte de Petróleos Mexicanos (Pemex), ha colocado al transporte marítimo mexicano en una situación crítica, lo que ha ocasionado caídas de ingresos de hasta 50% y despidos de hasta 40% en las plantillas de personal de las empresas navieras que aglutina la Cámara Mexicana de la Industria del Transporte Marítimo (Cameintram), de acuerdo con Armando Rodríguez, director del organismo privado.

Pemex sostiene que ejecuta su último tramo de pagos pendientes a proveedores, dentro de los que se encuentra buen número de agremiados de la Cameintram, pero “los pagos se están dando a cuentagotas, según lo que se me reporta. Se les está pagando a algunos y no todo lo que se les debe”, reveló a El Economista el directivo gremial, quien lidera negociaciones para lograr condiciones fiscales que le permitan a la industria lidiar con la crisis.

Asolada por el desplome en los precios del crudo, la empresa estatal concluyó el año pasado con adeudos atrasados a proveedores cercanos a los 150,000 millones de pesos, monto que se ha ido reduciendo paulatinamente luego de sucesivos programas de pago —en los que se privilegió a las pymes—, pero según cifras de la propia estatal hasta la semana pasada, aún se adeuda alrededor de 50,000 millones de pesos.

Además de la falta de pagos, la Cameintram lamentó la falta de planeación y compromiso por parte de la estatal, pues, acusó, ésta no honró su palabra cuando a principios del año pasado prometió prolongar los contratos de servicios marítimos a cambio de obtener reducciones en tarifas. Todo lo contrario: de junio del 2015 a enero de este año, la Dirección Corporativa de Procura y Abastecimiento (DCPA) de Pemex “informó a los navieros de la reducción del número de contratos y por lo tanto la continuidad de los contratos ofrecida por la DCPA en el 2015 no se llevó a cabo; además, un gran número de facturas no se cubrió”, denunció Rodríguez García.

Desde principios del 2015, Pemex también había extendido los periodos de pago de facturas de 20 hasta 90 y 180 días, hecho nunca antes visto en la historia de la Cámara, y que inició con la descapitalización de los proveedores.

En adición a lo anterior, en junio pasado Pemex solicitó a las navieras un descuento aún más drástico en sus tarifas y comenzó la cancelación de contratos y suspensión de los mismos, lo que en palabras del representante de la Iniciativa Privada tiene a la industria en un estado de “terapia intensiva”. “Yo en lo personal estoy muy preocupado (…) Esperemos que esta ola nos deje salir, porque sí la veo muy difícil”, externó.

Satélites petroleros

La Cameintram representa a 90% de la industria naviera nacional y como cámara se conforma en más de 90% de empresas vinculadas al sector petrolero —fundamentalmente Pemex—, por lo que la condición de la empresa productiva del Estado es, hasta que no exista una industria petrolera mexicana con diferentes participantes, su principal indicador de sobrevivencia.

Y el panorama no es alentador para los proveedores de la petrolera, pues la empresa ejecuta para este año un recorte presupuestal de 100,000 millones de pesos, que se reflejará en la reducción de alrededor de 100,000 barriles diarios de petróleo en la plataforma productiva de este año.

Estimaciones de la industria indican que más de 80 de las 138 embarcaciones de los miembros de la Cameintram se encuentran en la actualidad sin contrato (más de 40 prestaban servicios directamente a Pemex), lo que significa que alrededor de 65% de la flota nacional está en paro y hayan disminuido hasta 50% los ingresos de las navieras. Se habla de un riesgo para inversiones de más de 1,200 millones de dólares.

“Nos han reportado casos de despidos de hasta 40% en las plantillas de personal de las empresas”, lamentó Armando Rodríguez, quien, pese a todo, sostiene que su gremio no pide un “rescate”, pues es evidente que la realidad del mercado petrolero cambió radicalmente, pero demanda más flexibilidad en su trato fiscal y con el pago de derechos ante las autoridades portuarias, pues, en un escenario como éste, “a todos nos toca poner y estamos conscientes de que debemos reinventarnos, pero junto con Pemex”.

—¿Qué es lo que piden?

Se le pidió a la Secretaría de Hacienda que se otorguen beneficios fiscales: básicamente se solicita un tratamiento de acumulación del ingreso hasta el momento en el que sean cobrados los servicios, no cuando éstos sean prestados o cuando se emita la factura, que entendemos es el criterio que se tiene con otros sectores, como el de la construcción. Porque nosotros facturamos todo el 2015 y tuvimos que enterarlo en marzo pasado. Tuvimos que pagar 35% del impuesto de la renta, sin haber un solo peso de ingresos. También buscamos una reunión con el coordinador de Puertos y Marina Mercante de la SCT para que las embarcaciones que están paradas no paguen al puerto como si el barco estuviera atracado, operando, porque se quieren cobrar derechos como si estuvieran comercialmente activos.

—¿Existe la expectativa de que Pemex siga incumpliendo?

Lo que pasa es que es lo que vemos. Lo que nosotros queremos es, en caso de que siga esta situación, darle a la industria marítima estas alternativas. Si el actual entorno no sigue, pues obviamente no operarían estas condiciones. No se trataría de un régimen especial para el sector marítimo.

Fuente: El Economista

Problemas de productividad en pozos petroleros

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La productividad de un pozo puede verse afectada por diversos factores, los cuales pueden ser:

 

Imputables al pozo
  • Conexiones sub-superficiales de control. Esto hace referencia a los elementos de conexión en el aparejo , los sistemas artificiales de producción, accesoria y empacadora.
  • Conexiones superficiales de control. Se refiere a los factores tales como las presiones de la formación y en la superficie, situación ambiental del pozo, fugas, temperatura, velocidad de erosión, corrosividad, volúmenes, toxicidad, y abrasividad de los fluidos esperados imputables al yacimiento.

 

Daño a la formación.

Esto puede ser por causa natural o inducida por las propiedades petrofísicas de la roca de formación. Hay tres mecanismos que se identifican en el daño a la formación: 

  1. Reducción de la permeabilidad absoluta de la formación, provocada por la presencia de finos y arcillas propios de la formación, sólidos de los fluidos de perforación o terminación, incrustaciones de asfáltenos o parafinas y depósitos complejos de orgánicos e inorgánicos.
  2. Reducción de permeabilidad relativa a los fluidos de la formación.
  3. Aumento de viscosidad de los fluidos del yacimiento. 

De igual manera podemos clasificar los tipos de daño en:

  1. a)    Daño por bloqueo de agua.
    b)    Daño por bloqueo de aceite.
    c)    Daño por bloqueo de emulsiones.
    d)    Daño por cambio de mojabilidad.
    e)    Daño por precipitación secundaria.
    f)    Daño asociado con la producción.
    g)    Daño por invasión de sólidos. 

 

Inherentes a fenómenos físico-químicos
  • Precipitación y depositación de parafinas y asfáltenos. Esto provoca problemas de obstrucción en las líneas de conducción ocasionando caídas de presión.
  • Hidratos de Metano. Son compuestos sólidos cristalinos semejantes al hielo, estos causan obstrucciones en las tuberías, esto se puede evitar con inhibidores termodinámicos.  

 

La gestión de riesgos y control de pozos significa no dejar que los pequeños problemas se conviertan en grandes, en NRGI Broker contamos con un equipo experto en la industria de hidrocarburos que le brindará soluciones integrales, con productos comprobados, que se adaptan a la medida de sus necesidades

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KKR’s Mexican Oil Deal Kicks Off New Era in Funding for Pemex

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The biggest corporate issuer of bonds in emerging markets appears to be taking a breather.

Petroleos Mexicanos, the state-owned oil company known as Pemex, is finding new ways to raise cash – including a deal with private-equity firm KKR & Co. – as it seeks to limit how much in liabilities it takes on. The company has sold just $8.15 billion in peso and foreign-currency bonds in 2016, and its chief executive said late last month that it’s almost done with selling notes for the year, putting it on course for its lowest issuance in four years, data compiled by Bloomberg show.

It makes sense that Pemex would scale back its bond issues, analysts say, given that its $95 billion debt load is already raising red flags after 14 straight quarterly losses and 11 years of falling output. But the shift in its financing strategy comes with a price.

Pemex agreed to an implied interest rate of 8 percent in a $1.2 billion sale-leaseback deal with KKR last month, according to a person familiar with the deal. While that allows it to raise capital without technically adding to its liabilities, it compares with a 5.125 percent coupon on its most recent issue, a seven-year 900 million-euro bond. The yield on that bond has since fallen to 3.73 percent.

“If things were perfect, they wouldn’t have gone down this road,” said Luis Maizel, who helps manage $5.5 billion of assets, including Pemex bonds, as co-founder of LM Capital Group in San Diego. He said the KKR deal and others like it take seniority over bonds. Even so, “at the end of the day, we all want the company to move forward, keep selling, keep producing and so we bite the bullet.”

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Copyright: Rig Zone

Privados ganan 30% del mercado de gas LP a Pemex

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El valor de las importaciones de gas Licuado de Petróleo (LP) de Petróleos Mexicanos (Pemex) cayó 37% de un año a otro en el acumulado de los primeros cinco meses del año, ubicándose en 325 millones de dólares, gracias a que el volumen de estas compras al exterior por parte de la estatal se redujo 16%, debido a que la libre importación por parte de privados (que arrancó a inicios del año) ya abastece 30% de la demanda nacional.

Como muestran los indicadores de Pemex, la importación por cuenta propia de los privados que arrendaban su infraestructura a la estatal antes de este cambio legal arrancó con mayor fuerza en el mes de abril, en que se importó un volumen de 29,000 barriles diarios, en comparación con los 102,400 que se importaron el mes anterior y con los 110,000 barriles por día importados en el mismo mes del 2015; en mayo se redujo incluso a 26,43 0 barriles por día la compra de gas LP al exterior de Pemex, restándole esta carga que Pemex tenía antes de los cambios legales, al ser el único autorizado para importar gas LP.

Por tanto, en términos financieros, la estatal pasó de gastar 87 millones de dólares en marzo de este año a 24.29 millones en abril y a 24.28 millones en mayo en compras de gas LP; en comparación con los mismos meses del año pasado, la estatal gastó en este concepto 78% menos en abril y 70% menos en mayo.

En tanto, la demanda se ha mantenido estable por encima de los 275,000 barriles diarios, y gracias a las nuevas posibilidades legales, empresas como Soni, Tomza, Global Gas y Nieto —que según la Asociación de Distribuidores de Gas LP (ADG) son las arrendatarias de terminales marítimas de almacenamiento, buques y hasta un ducto que daba servicio a Pemex— han sustituido en una tercera parte las ventas de la petrolera estatal, según la Asociación Mexicana de Distribuidores de Gas Licuado y Empresas Conexas (Amexgas).

“Las ventas de Gas LP de Pemex han disminuido en más de 30%, particularmente las que se originan como importaciones. La empresa productiva del Estado ha sido rápidamente remplazada en este tipo de operaciones por un gran número de importadores privados que ya cuentan con infraestructura propia”, dijo Octavio Pérez Salazar, presidente ejecutivo de la Amexgas.

Menores precios

Además, el presidente de la Amexgas aseveró que los precios del gas LP ya han disminuido en varias ciudades y regiones del país, lo que ha permitido que los consumidores de gran volumen del energético, que lo utilizan en México para producir bienes de consumo indispensables y proporcionar servicios básicos para la población, tales como la floreciente agroindustria de los invernaderos, las tortillerías, los restaurantes, los hoteles y las cadenas comerciales, ya reciban descuentos sobre el precio máximo autorizado mayores al 10 por ciento.

“Los cambios han obligado a Pemex a competir, el cual era uno de los propósitos de la reforma energética y Pemex ha reaccionado con una estrategia come

Fuente: El Economista

Big Oil’s $45 Billion of New Projects Signal Spending Revival

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Two projects worth $45 billion announced this month show the world’s largest oil companies are regaining the confidence to make big investments, emboldened by rising crude prices and low costs that promise to trigger more expansion ahead.

Chevron Corp. gave the go-ahead to a $37 billion expansion in Kazakhstan, the industry’s biggest undertaking since crude started tumbling two years ago. BP Plc signed off on the $8 billion expansion of a liquefied natural gas plant in Indonesia. Two more big projects are likely to get a green light this year, according to industry consulting firm Wood Mackenzie Ltd. and Jefferies International Ltd. — BP’s Mad Dog Phase 2 in the Gulf of Mexico and Eni SpA’s Coral LNG development off Mozambique.

Crude’s recovery from a 12-year low and a decline in project expenses have emboldened executives to start spending again after cutting more than $1 trillion in planned investments planned investments amid sinking earnings. While protecting balance sheets is important, explorers need to at least begin a new phase of investment in exploration and production to ensure future growth.

“We have seen a recent pick-up, demonstrating that projects deemed strategically important are still going ahead,” said Angus Rodger, a Singapore-based principal analyst for upstream research at Wood Mackenzie. He expects about 10 decisions on midsize to large projects this year from fewer than 10 last year, though still well below the annual average of 40 before oil crashed.

While the price slump hit profit hard, it has also driven down costs of services and equipment, including rigs. Drillers have renegotiated contracts to get better deals from suppliers as reduced demand creates a buyers’ market. 

BP has knocked more than half the cost off its Mad Dog Phase 2 project. Estimated at $20 billion four years ago, it’s now expected to cost less than $9 billion, Chief Executive Officer Bob Dudley said last month. Rig-rental rates are likely to stay down because of an oversupply, while low steel prices are reducing the cost of other equipment, he said.

Chevron and its partners including Exxon Mobil Corp. approved the Tengiz expansion after postponing the decision last year as oil prices were falling. Like BP, Chevron estimates it has been able to bring costs down far enough to make the investment viable. Output is expected to start in 2022. 

Tengiz “has undergone extensive engineering and construction planning reviews and is well-timed to take advantage of lower costs of oil industry goods and services,” Jay Johnson, executive vice president for upstream at Chevron, said in a statement. 

Protecting Dividends

Chevron’s and BP’s investment decisions “are a signal that they’re more confident of their ability to pay their dividend,” said Jason Gammel, a London-based analyst with Jefferies. “It’s showing more confidence” in cash flows.

As earnings fell, companies faced a choice between protecting dividends and cutting investment. The biggest opted to protect payouts, canceling projects and firing thousands of people. While some analysts criticized that strategy, bosses including Ben Van Beurden of Royal Dutch Shell Plc said they were doing what shareholders wanted. 

Brent crude rose 0.8 percent to $46.76 a barrel on the London-based ICE Futures Europe exchange on Friday. That’s less than half what it was two years ago. It means earnings remain under pressure and companies are still planning to keep overall expenditures low expenditures low to preserve their balance sheets.

“Big Oil is still going to be conservative in their spending,” said Brian Youngberg, an analyst at Edward Jones & Co. in St. Louis, Missouri. “Those days of several of these big projects going on at the same time are in the past.”

Crude Turnaround 

Some, including Ian Taylor, CEO of Vitol Group, the world’s largest independent oil-trading house, believe crude’s recent rise is unlikely to last as demand growth slows. Brent also climbed in the first half of 2015 before sliding more than 40 percent by year-end. 

Chevron’s and BP’s plans are for expansions of existing projects rather than something built from scratch. They are easier to push through because they maximize existing infrastructure, said Brendan Warn, a managing director at BMO Capital Markets in London. 

By contrast, Eni’s plans to exploit its giant Coral gas discovery off Mozambique include the first newly built floating LNG plant in Africa. Eni CEO Claudio Descalzi said in April he is “practically sure” the company will make a final investment decision this year.

“Unless oil prices do something very drastic and go lower, these companies now have many projects in their portfolios to pick from,” said Iain Armstrong, a London-based analyst at Brewin Dolphin Ltd. “Times have improved.”

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Copyright: Bloomberg

BEST PRACTICES IN INSURANCE SHAPE THE NEW OIL INDUSTRY / INTERVIEW IN MEXICO OIL & GAS REVIEW 2016

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GRACIELA ÁLVAREZ HOTH

CEO of NRGI Broker

The country is developing in a new direction, so it only makes sense for companies to align themselves with this new phase. This was exactly the motivation behind Grupo Vitesse’s decision to create a specialized Energy Insurance Broker «NRGI Broker.» With over 25 years of acquired experience from PEMEX’s marine operations, the company has now chosen to reinvent itself in line with the new trends in onshore production and gas pipelines. The experience present in NRGI Broker dates back to the days when Cantarell was booming and the company has contributed in an active way by attracting international market leaders to the country.

The importance of a guide to help companies comply with the new Mexican procedures implemented by the Energy Reform is often overlooked, according to Graciela Álvarez Hoth, the company’s CEO. She explains that, before the reforms, PEMEX provided its contractors with wide coverages, so their only concern was the deductible, and as a result, clients became accustomed to the buffer that PEMEX represented. “Now, most of the companies are no longer contractors and have become operators, and naturally they need a broader experience in negotiating administrative hurdles with the authorities,” Álvarez explains.

NRGI Broker takes a proactive approach to the new regulations, allocating time to dialogues with risk managers to discuss the new market rules that will be launched, even if these have not yet been released. “Over the past year we have closely worked with the regulatory agencies in order to participate in the processes of issuing regulations that are new to the country,” Álvarez Hoth asserts. By becoming part of this group, she is confident that NRGI Broker can provide clients with integral and adequate solutions. “In this way, we can inform the regulators of global trends, and analyze how we can apply this information to Mexican laws and norms,” she suggests.

Accidents are unavoidable, but despite the fact that this constitutes a core part of NRGI Broker’s business, the company takes measures to mitigate risks. “When the insurance sector works with the regulatory agency as

a team, everyone’s experiences are enriched because every participant has something to offer,” expresses Álvarez Hoth. Guidelines are currently being established that will require operators to conform to certain security regulations involving studies that have to be carried out before initiating production, with the objective of ensuring production is as safe as possible.

“Due to the low oil price, the insurance sector is working in a soft market where there is plenty of capacity and few players due to companies that are unwilling to lose money having shut down their activities, which has generated an appetite and a surplus that has not been seen in the last 15 years,” Álvarez Hoth continues. This will allow new operators in Mexico access to a wide variety of coverage at extremely competitive prices.

Providing insurance for new deepwater projects will not be without its challenges, assures Álvarez Hoth, but she does not expect these to overwhelm NRGI Broker. “At the end of the day, insurance companies are more worried about onshore platforms than offshore platforms because onshore activity in Mexican territory entails various factors that can affect operations,” she points out. Dealing with social aspects is difficult and the onshore segment will require a gradual learning process because operations will vary greatly across regions. On the other hand, offshore operations are identical all over the world, and although some regions like the North Sea present higher risks due to the tides. From this perspective, the Gulf of Mexico presents relatively low risks. Deepwater operations are relatively expensive but the players are also bigger, and Álvarez Hoth predicts that companies like Shell and Exxon will enter the market when it makes sense for them from a financial perspective. “These operators will enter with international sophistication and experience from working in places with varying levels of infrastructure,” according to Álvarez Hoth. “The goal is to keep track of the country’s obstacles while keeping in mind that these types of situations have already been encountered in other parts of the world.”

Due to NRGI Broker’s breadth of experience in helping companies enter new markets, Álvarez Hoth believes that the company is uniquely positioned to welcome new players that will be attracted by the Energy Reforms. “NRGI Broker can offer these players an advisor that can speak their language and that deeply understand the country, including its laws and regulations in insurance and surety topics,” she argues.

 foto LGAH

Oil and Gas Review