Busca Pemex ahorros con alianza para suministrar hidrógeno en refinería

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Pemex informó que concretó su primera alianza con una empresa para proveer servicios, en este caso a la refinería de Tula ‘Miguel Hidalgo’; Air Liquide proveerá por 20 años hidrógeno.

La petrolera presentó a su nueva socia, la francesa Air Liquide México, como la que suministrará hidrógeno a su refinería Miguel Hidalgo, ubicada en la ciudad de Tula, que produce 315,000 barriles por día.

La estrategia de buscar alianzas para actividades auxiliares en transformación industrial forma parte del Plan de Negocios hacia el 2021 de la estatal -que contempla que este segmento de negocio -que es el más grande junto con Exploración y Producción-, dejará de reportar pérdidas en el 2025.

El contrato, del que no se informó el monto, señala que Air Liquide operará la planta existente e invertirá en una segunda planta para suministrar el total del hidrógeno requerido para los proyectos de ampliación de la refinería de Tula.

La firma mexicana anunció el año pasado que buscaría asociaciones para los servicios auxiliares en sus refinerías, las cuales están procesando por debajo de su capacidad en medio de una menor producción de petróleo.

 

 

Turi Mendosa / Tribu Magazine  

24 Febrero 2017, 12:44

Mexico’s Pemex Jan crude output drops 10.6 pct from a year ago

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Mexican national oil company Pemex produced 10.6 percent less crude oil in January than in the same month last year, the company said.

January crude output averaged 2.02 million barrels per day (bpd), down from 2.26 million bpd during the same month in 2016, according to company data released on Friday.

Meanwhile, crude oil exports were down 3 percent in January compared to the year-ago period.

Shipments for the month averaged nearly 1.09 million bpd, compared to 1.12 million bpd exported in January 2016.

About half of Mexico’s crude exports currently go to the United States.

The Mexican government is in the midst of implementing a sweeping energy reform finalized in 2014 that ended the decades-long production monopoly enjoyed by Pemex, formally known as Petroleos Mexicanos.

The reform also paved the way for first-ever oil auctions open to private and foreign producers, four of which were concluded last year. While a range of oil companies won the blocks on offer, significant streams of new output are not expected for at least several years.

Mexico’s oil regulator, the administrator of the auctions, is expected to oversee three auctions covering a mix of shallow water and onshore fields, in addition to a deep water auction over the course of this year.

Mexican crude output has declined over the past dozen years from a peak of 3.4 million barrels per day in 2014.

The government expects crude production to average 1.94 million bpd this year, and between 1.9 million to 2.0 million bpd in 2018.

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Reuters (Reporting by David Alire Garcia; Editing by David Gregorio) / Hellenic Shipping News

27/02/2017

CNH niega solicitud de fuerza mayor a Renaissance Oil

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El regulador del sector petrolero mexicano negó el martes a la canadiense Renaissance Oil una solicitud de fuerza mayor para llevar a cabo actividades petroleras en un área terrestre debido a daños ambientales en la zona, alegando que la petición de la empresa no tenía sustento y era extemporánea.

De acuerdo al órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Renaissance Oil alegó que existen daños ambientales en Pontón, un área de 12 kilómetros cuadrados fuera de operación con 14 pozos cerrados y/o taponados, lo que le impide llevar a cabo sus actividades.

El regulador informó que la empresa, que suscribió el contrato para desarrollar Pontón -en el estado Veracruz- en agosto del año pasado, dijo que el daño se encuentra en el área alrededor de los pozos 13 y 16, en las que se tienen expectativas de recursos prospectivos de hidrocarburos.

Sin embargo, la CNH resolvió que la solicitud de la empresa es extemporánea y no cumple con los requisitos de ley para ser considerada como tal, además de que no ha presentado la línea base ambiental requerida en el contrato para evaluar la posible existencia de daños previos a que la firma se hiciera cargo de la zona.

«La problemática expuesta, si bien es cierto resulta en una serie de dificultades para operar, también lo es que en las mismas no reúne los elementos constitutivos de la fuerza mayor en términos de lo establecido en el propio contrato, máxime que la línea base ambiental (…) no ha sido presentada», dijo el abogado de la CNH, Marco de la Peña.

Agregó que mientras no se tenga el estudio ambiental no se podrá determinar si los daños que alega la empresa son responsabilidad de la estatal Pemex, que tenía la zona antes de entregársela a Renaissance Oil.

«No está definida la línea base ambiental y la base por la cual se define la fuerza mayor en este caso se hace consistir en los daños ambientales, por lo que consideramos es necesario que la empresa presente los estudios», dijo De la Peña.

Un portavoz de Renaissance dijo a Reuters que analizarán los términos de la resolución del regulador una vez que reciban una notificación oficial de la misma.

Pontón es una de las 25 zonas maduras en tierra asignadas en contratos de licencia de 25 años el año pasado tras una licitación realizada en diciembre del 2015.


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El Economista

 21.02.2017

Mexican Shallow Water E&P: On The Road Again?

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Too much fanfare and accompanied by voluminous industry coverage, Mexico recently concluded Round 1.4, the country’s first ever deepwater licensing round. However, Mexico’s shallow waters may yet have a future too: Bay of Campeche reserves remain considerable and indeed, the country’s third shallow water bid round is ongoing. It is therefore worth reviewing the current state of shallow water E&P in Mexico.

Veering Off Course

Mexican offshore oil is currently produced entirely from shallow water fields, as has always been the case. The key sources of Mexican offshore oil have been several large field complexes such as Cantarell and Ku-Maloob-Zaap. As these fields and others came online, the country’s offshore oil output grew with a robust CAGR of 6.6% from 1980 to 2004, reaching a peak of 2.83m bpd in 2004. As the graph implies, four complexes accounted for 93% of this production. Decline set in thereafter at ageing fields (production at Cantarell began at the Akal field in 1979). Pemex – the sole operator of Mexican offshore fields prior to 2014 – tried to halt production decline, but with little success, given budget and technical constraints. Thus by 2013, offshore oil production at the four key field complexes had fallen to 1.31m bpd, accounting for 69% of Mexico’s offshore oil production of 1.90m bpd.

 

Getting Back On Track

This situation prompted President Peña Nieto’s government to initiate energy sector reforms in 2013, opening up the country’s upstream sector to foreign companies for the first time since 1938. Pemex was granted 83% of Mexican 2P reserves in “Round Zero” in 2014. The first shallow water round, Round 1.1, followed in December 2014. Only two of 14 blocks were awarded though, reportedly due to unfavourable fiscal terms inhibiting bidding by oil companies. The authorities then improved terms before launching Round 1.2 (shallow water), Round 1.3 (onshore) and Round 1.4 in 2015. Round 1.2 was better received than 1.1: as per the inset, 60% of blocks were awarded (75% of the km2 area on offer). One of the round’s victors, Eni, has already been granted permission to drill four appraisal wells on Block 1.

Turning Things Around?

In light of these positives, there are high hopes for Round 2.1, a shallow water round launched in July 2016. Indeed, 10 out of the 15 Round 2.1 blocks are in the prolific Sureste Basin, home to the Cantarell complex. Eight of these ten areas are unexplored, so there is sizeable upside potential, and have been mapped with 3D seismic, so operators could begin drilling promptly. Moreover, the surface area of the blocks in Round 2.1 are twice that of Round 1.1. It should also be noted that according to a 2016 IEA study, Mexico’s shallow waters still account for 29% of the country’s remaining technically recoverable oil resources. Finally, with rates for a high spec jack-up in the GoM assessed at about $85-90,000/day in January 2017, down 45% on three years ago, some oil companies might be tempted to make a move on a round that could offer a relatively low cost means to grow oil reserves and production.

So arguably, Mexican shallow water E&P is on the road again. There are potential hazards of course, such as oil price volatility or Mexico’s relationship with the US. But it is not implausible to think that Mexican shallow water oil production might speed up again in the coming years.

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Clarkson Research Services Limited /Hellenic Shipping News

27/02/2017

Los ingresos petroleros apenas aportaron 16.3% del total en el 2016

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Durante el 2016 los ingresos petroleros del país apenas representaron 16.3% de los ingresos presupuestarios, con un total de 789,601 millones de pesos, una reducción de 9%, en términos reales y respecto al 2015.

Este 16.3% es el nivel más bajo que se haya visto desde 1990, año hasta donde tiene registro la Secretaría de Hacienda, con lo que los ingresos petroleros cada vez tienen una menor aportación a las finanzas públicas del país.

Expertos comentan que si bien los ingresos petroleros del país se vieron afectados por los bajos precios del crudo a nivel internacional, también impactó la disminución en la producción de Petróleos Mexicanos (Pemex), pues no ha logrado regresar a los niveles de producción que tenía en el 2000.

“Hace 10 años producíamos 3.2 millones de barriles diarios y hoy 2.1 millones de barriles diarios, y, con la reducción en los precios del petróleo a nivel mundial, México tuvo una tormenta perfecta (…), lo bueno es que el gobierno pudo diversificar sus fuentes de ingresos en la parte fiscal”, expuso Luis Miguel Labardini, socio de Marcos y Asociados.

Recordó que para el 2017 la situación será peor pues se tiene contemplado una producción de 1.9 millones de barriles diarios, es decir, 200,0000 barriles menos que en el 2016. “Estamos hablando de una caída muy significativa en la producción, que es alrededor de 10%, lo que a su vez representa menores ingresos para el país”.

En el 2004 Pemex alcanzó su mayor nivel de producción con 3.38 millones de barriles diarios, pero, para el 2017, se estima una producción de 1.9 millones de barriles diarios, es decir, en 13 años, la producción petrolera se reducirá en 1.4 millones de barriles al día.

Labardini comentó que los efectos de la reforma energética, en el sentido de que empiecen a generar mayores inversiones y beneficios al país, se reflejarán hasta los próximos 12 años. “Vamos a ver inversión privada tanto en la producción de petróleo como en la fabricación de combustibles. La contribución del sector petrolero va a ser más diversificada”.

De acuerdo con información de Hacienda, cuando inició el gobierno de Enrique Peña Nieto los ingresos petroleros representaban 40% del total, con un total de 1.3 billones de pesos, pero, para este año, representarán 15.7%, con un total de 769,900 millones de pesos.

Los ingresos presupuestarios del 2017 serán por 4.8 billones de pesos, la mayoría (56%) será solventada con los impuestos como el IVA, ISR y el IEPS, que, se estima, serían por 2.7 billones de pesos.

Jaime Reusche, analista soberano de México de Moody’s, mencionó que si bien es bueno que el gobierno deje de depender tanto de los ingresos petroleros, todavía hay retos pendientes en materia tributaria para que se pueda solventar 100% el gasto público.

“Se debe profundizar más la base tributaria. Si bien se ha hecho bastante en ese campo y el progreso es notable, todavía queda mucho por hacer, porque aún hay un alto nivel de informalidad”.

Refirió que también sería conveniente una reforma al gasto público que ayude a que sea menor y más eficiente. “Las autoridades han podido controlar el gasto de capital y de bienes y servicios, pero el otro gasto (no programable) es difícil de controlar, y no es tanto un tema de manejo macrofiscal, sino es un tema más político”.

Precios no regresarán a $100

Raúl Feliz, profesor del Centro de Investigación y Docencia Económica (CIDE), comentó que las diferencias entre Estados Unidos y la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se han relajado, lo que ha generado que el mercado del petróleo se vaya equilibrando.

“Con la reducción en la producción de más de 1.2 millones de barriles diarios (en el mundo), los precios se irán equilibrando y ésos son los que van a prevalecer los próximos dos o cuatro años”.

Para el caso del Brent, refirió, los precios estarán entre 50 y 60 dólares, lo cual quiere decir que los precios serán estables para la mezcla mexicana, la cual se ubicará en alrededor de 45.40 dólares por barril.

“¿Veremos precios de 120 o 140 dólares en el corto plazo? Ojalá no, esto sólo sería posible si hay una guerra del Medio Oriente, especialmente entre Estados Unidos e Irán, que pudiera llevar a un tema geopolítico que eleve los precios a los 120 o 130 dólares”.

Elizabeth Albarrán / El Economista

Feb 19, 2017 |22:58

Proposed border tax could harm U.S.-Mexico energy trade: official

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A border tax floated by aides to U.S. President Donald Trump is «not a good idea» for bilateral energy trade, a senior Mexican official said on Wednesday, also confirming that Mexico’s second-ever deepwater oil auction would happen this year.

A 20 percent border tax on Mexican imports to the United States has been pitched by the Trump administration as one way to force Mexico to pay for a new border wall, a top campaign promise.

Separately, a so-called border adjustment tax has been proposed by the new administration and its Republican allies in Congress that in theory would tax imports but not exports.

Both proposed taxes face opposition from U.S. oil refiners and automakers, among other sectors, warning they would raise consumer prices.

«We don’t see this kind of a tax as a good idea,» said Aldo Flores, Mexico’s deputy energy minister for hydrocarbons.

«Our position continues to be that free trade and the free flow of these goods has benefited both countries, strengthening the energy security of both,» he said.

Relations between the United States and Mexico are especially tense as Trump has threatened to upend nearly a quarter century of free trade, deport millions of illegal immigrants and build his signature border wall while getting Mexico to pay it, something the Mexican government has said it will not do.

For decades, the two neighbors have nurtured a robust cross-border energy trade, with crude oil produced by state company Pemex sold to U.S. refiners, while American producers sell natural gas and fuels like gasoline and diesel to Mexican buyers.

Last year, the total value of U.S. energy exports to Mexico totaled $20.2 billion, while Mexico exported mostly crude oil worth $8.7 billion to the United States, in a reversal of the historic balance of energy trade between the two countries, according to U.S. Energy Information Administration data.

Similarly, Mexico’s crude shipments could be pressured if the United States approves the new Trump-backed permit for TransCanada’s (TRP.TO) proposed Keystone XL pipeline and the project brings new supplies of Canadian heavy crude to U.S. refineries.

«Supposing that (the pipeline) is completed, that changes the competitive playing field for Mexican crude,» said Flores, adding that producers of oil in Mexico would have to be more creative in how they market their output.

 

DEEPWATER AUCTION

Mexican and Canadian heavy crudes have competed for years for buyers among U.S. Gulf coast refineries.

While Mexico’s oil regulator is planning three new oil auctions later this year, covering shallow water and onshore fields, a new deepwater auction is also planned.

«It will be toward the end of the year,» said Flores, who also sits on the Pemex board and took over as deputy energy minister in August.

He declined to specify where the deepwater blocks would be located.

Flores added that a first-ever auction of shale oil and gas blocks would «probably» be scheduled, noting that necessary regulations would be published before the end of the year.

Last year, Mexico concluded four first-ever oil auctions, part of a landmark energy opening finalized in 2014 that ended Pemex’s decades-long monopoly, including a December deepwater auction that awarded 10 blocks to a wide range of international oil majors.

While Mexican crude output has declined over the past dozen years from a peak of 3.4 million barrels per day, Flores said he expected output to total 1.9 million to 2.0 million bpd in 2018, similar to a forecast of 1.94 million bpd for this year.

 

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David Alire Garcia and Adriana Barrera / Reuters

Wed Feb 15, 2017 | 8:09pm EST

Menor producción aumenta dependencia

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La elaboración de gasolinas de Petróleos Mexicanos (Pemex) ha disminuido 29% en la última década, lo que ha obligado a que las importaciones de ésta se hayan incrementado 147% en el mismo periodo, aumentando la dependencia del país hacia los combustibles externos y obligando a que la estructura nacional de precios obedezca más a la volatilidad internacional que a los costos de producción que el gobierno podría tomar.

En el 2006, Pemex reportó un promedio anual de 456,246 barriles diarios de gasolinas producidas en sus seis centros refinadores -Salamanca, Tula, Minatitlán, Madero, Cadereyta y Salina Cruz-, volumen que al cierre del 2016 cayó hasta 325,267 barriles por día, luego de que en el 2015 la producción fue de 381,412 barriles diarios.

Con ello, la estatal dejó de producir 130,000 barriles por día en 10 años, volumen que hoy en día equivaldría a cerrar completamente las refinerías de Salina Cruz y Salamanca juntas. Del cierre del 2015 al del 2016, se dejaron de producir 56,145 barriles por día, que es más de lo que produce diariamente cualquiera de los centros ubicados en Cadereyta, Madero, Minatitlán o Salamanca.

Mientras tanto, hace 10 años, las importaciones de gasolinas fueron por un volumen de 204,235 barriles diarios y hoy se ubican en 504,703 barriles por día, esto es 300,468 barriles más en una década. Ello implica que para satisfacer el crecimiento de la demanda, luego de las caídas en la producción, Pemex ha aumentado en 2.4 veces sus importaciones de combustibles automotrices.

Del 2015 al 2016, las importaciones mantuvieron su ritmo de crecimiento al pasar de 426,638 barriles por día a 504,703 barriles diarios, es decir 78,065 barriles por día en promedio más, volumen que supera por 8,000 barriles a lo que produce la mayor refinería del país: Salina Cruz.

Cabe recordar que el proceso de crudo de Pemex cayó en el promedio anual del 2016, 12.3% en comparación con el del año anterior, ubicándose por primera vez desde que existen registros en menos de 1 millón de barriles diarios.

Promete inversión histórica

Para incrementar esta capacidad de proceso y la elaboración de gasolinas, Pemex aseguró que realizará este año una inversión histórica de 20,000 millones de pesos, que equivalen a 5% de su presupuesto anual, con el fin de dar mantenimiento y mejorar la operación en las refinerías que conforman el sistema nacional y con ello, llegar a 1.2 millones de barriles diarios en su proceso de crudo, luego de que cerró el 2016 con un promedio de 933,062 barriles diarios.

Carlos Murrieta Cummings, director de Pemex Transformación Industrial, previó que la división que preside destinará a mantenimiento y operación del sistema de refinación esta cantidad significativamente mayor a la de años previos y la más alta en la historia de la subsidiaria, que representa 93.5% del gasto etiquetado como inversión física de la subsidiaria para el 2017.

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Karol García / El Economista

Feb 19, 2017 | 23:19

Mexico, NAFTA and energy on the same side

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When it comes to NAFTA and energy, there is no doubt that Mexico gets the better end of the deal with a series of special carve outs for its national industry. The result has been an unbalanced, incongruous relationship between the United States, Mexico and Canada. In other words, when it comes to energy, NAFTA is anything but free trade .

Take the following examples from chapter six of NAFTA, addressing energy trade:

An American company is permitted to open a power plant in Mexico to generate power for Texas, but, according to the provisions carved out for Mexico’s nationalized energy industry, the power plant would have to sell all of its excess power to Mexico’s Federal Electricity Commission (CFE) at the rate negotiated by CFE. ( Annex 602.3(5) ) If a cogeneration plant is built in Mexico with the express purpose of providing power for a Canadian company’s factory in Mexico, then, according to NAFTA, it must sell any excess power to CFE. ( Annex 602.3(5)(b) ) In both cases, the American and Canadian operations face a disadvantage in price negotiations because they are required to sell excess power to CFE only.

When it comes to oil and gas exploration, NAFTA includes a provision requiring the three countries to maintain incentives to encourage companies to find new energy reserves. ( Article 608.1 ) However, in the special provisions, Mexico is exempted from incentivizing – or even permitting – private exploration and development. This special provision makes clear that “the Mexican State reserves to itself” all E&P, nuclear power, foreign trade, transportation, storage, distribution and electrical supply within its own borders. ( Annex 602.3(1) ). In the U.S. and Canada, free trade in energy exploration must be promoted. In Mexico, the government can do what it chooses .

Mexico is allowed to “restrict the granting of import and export licenses for the sole purpose of reserving foreign trade” in a variety of energy goods including (but not limited to): aviation fuel, gasoline, shale and tar sands, diesel oil, most forms of commercial gasses and kerosene. ( Annex 603.6 ). The U.S. and Canada must keep import and export licenses open.

These carve outs meant to favor Mexico’s national energy industries have not been kind to Mexico’s economy, energy supply or business development. Mexico has insisted one form or another of nationalized energy for almost a century . Basic tenants of capitalism explain that a closed, national energy regime prohibits competition, leading to misalignment of resources and prices. Absent a truly robust and well-managed system in Mexico, this is what happened.

In 2014, historically low levels of oil production, higher energy consumption and depleted oil reserves led Mexico amend its constitution to open Mexico’s state energy industries to foreign investment. These changes permitted the Mexican government to auction off certain oil and gas leases to foreign, private companies for development and to allow foreign companies to participate in owning pipelines, refineries, petrochemical plants and even electricity generation. Mexico also committed to bringing gasoline and natural gas prices in line with market prices rather than setting them artificially.

Although the process has not always been smooth – Mexico is experiencing gasoline shortages and spikes in gasoline prices, in part, as a result of these efforts – the overall trend towards liberalization in Mexico’s energy industry is promising. Many companies have bid for offshore leases to produce oil and gas in the Gulf of Mexico and the opportunities to invest in Mexican energy businesses are growing.

Since the Mexican state is no longer the only legal investor, owner, producer, buyer and seller of energy and energy products in Mexico, there is now a potential to renegotiate chapter six of NAFTA and eliminate the special provisions and carve outs for Mexico. This would not only help improve Mexico’s energy situation, but improve trade relations amongst the three North American trade partners.

Grupo México proyecta invertir en energía

Grupo México proyecta invertir en energía

Story by Ellen R. Wald, Ph.D. is a historian and scholar of the energy industry / Petroleumworld

02 17 2017

Distribución de hidrocarburos y petrolíferos por medios distintos a ductos

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Actualmente se encuentra en revisión en el portal de la Comisión Federal de Mejora Regulatoria (COFEMER) un Anteproyecto para emitir un Acuerdo que tiene como objetivo realizar una interpretación de la actividad de Distribución por medios distintos a ductos, así como de la Guarda. Lo anterior resulta relevante, toda vez que la actividad de Distribución en muchas ocasiones requiere la guarda de hidrocarburos y petrolíferos, sin que necesariamente implique Almacenamiento, de conformidad con la definición de ésta última establecida en la Ley de Hidrocarburos (LH).

 

En efecto, de conformidad con el artículo 35 del Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos, la Distribución comprende la actividad de adquirir, recibir, guardar y, en su caso, conducir gas natural y petrolíferos para su expendio al público o consumo final; mientras que el artículo 4, fracción XXXVIII de la LH, define Almacenamiento como la actividad de recibir hidrocarburos, petrolíferos o petroquímicos propiedad de terceros, en los puntos de recepción de su instalación o sistema, conservarlos en depósito, resguardarlos y devolverlos al depositante o a quien éste designe, en los puntos de entrega determinados en su instalación o sistema.

 

En este sentido, en el anteproyecto se establece que tanto la distribución como el almacenamiento son actividades logísticas reguladas llevadas a cabo a través de permisos otorgados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) pudiendo emplear infraestructura de tanquería para diversos productos, la cual puede ser la misma para ambas actividades, es decir, que ambas actividades se desarrollan en tanquerías que cuentan con una capacidad determinada y destinadas a recibir ciertos volúmenes de diversos productos por un periodo de tiempo.

 

No obstante lo anterior, la diferencia estriba en que la distribución incluye la guarda -de un producto que es propiedad del permisionario- como una actividad operativa, para posteriormente entregarlo a los usuarios o consumidores finales, mientras que el almacenamiento implica la actividad de recibir y resguardar los productos de terceros, para devolverlos cuando se requiera.

 

Distinguir ambas actividades es fundamental, en virtud de las disposiciones regulatorias a las que están sujetas cada una de ellas y para el otorgamiento del permiso que le corresponda. Por ello, en el anteproyecto citado, se propone definir la Guarda como “el proceso operativo que se desarrolla como parte de la actividad regulada de distribución y que tiene como fin el resguardo temporal de hidrocarburos y petrolíferos propiedad del distribuidor, exclusivamente para su posterior entrega a un permisionario de expendio al público o bien, a un usuario final”. Por tanto, está prohibido almacenar productos propiedad de terceros.

 

Como se puede apreciar, la distribución de gas natural y petrolíferos es una actividad compleja que para ser llevada a cabo requiere de otras actividades logísticas como es la guarda, lo cual aumenta los riesgos en la operación.

 

Dichos riesgos deben ser adecuadamente administrados, a efecto de que no se conviertan en problemas que impidan la realización efectiva de la actividad.

 

En NRGI Broker, somos expertos en administración de riesgos y Seguros. Acércate a nosotros.

 

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Las temporadas abiertas en el transporte por ducto de hidrocarburos y petrolíferos

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De acuerdo con cifras de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), hasta el 6 de febrero del 2017, se han emitido 1648 permisos de transporte para petróleo, petrolíferos y petroquímicos, 249 de transporte de gas natural y 209 de gas licuado de petróleo (https://www.gob.mx/cre/acciones-y-programas/como-vamos-en-materia-de-hidrocarburos); una parte importante corresponde a ductos, toda vez que es uno de los medios más utilizados por su eficiencia y seguridad.

 

El transporte de ductos se puede llevar a cabo para usos propios, pero también con el fin de proporcionar servicios a terceros. En éste último caso, la CRE ha establecido ciertas condiciones, considerando que se trata de un servicio estratégico en la cadena de valor de los hidrocarburos y petrolíferos.

 

Para llevar a cabo la actividad de transporte por ducto, se requiere la realización de temporadas abiertas como un proceso en el que la empresa de transporte y operadora de un ducto ofrece al mercado la posibilidad de reserva de capacidad y transporte en el ducto, la cual de acuerdo con el artículo 4 de la Ley Hidrocarburos, tiene el propósito de brindar equidad y transparencia en la asignación o adquisición de capacidad disponible a terceros de un sistema o de un nuevo proyecto o con motivo de una renuncia permanente de capacidad reservada, que debe realizar un permisionario de transporte, almacenamiento o distribución de hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos para ponerla a disposición del público, a efecto de reasignar capacidad o determinar las necesidades de expansión o ampliación de capacidad”.

 

Actualmente la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Petróleos Mexicanos (PEMEX), son las principales empresas que están llevando a cabo las temporadas abiertas para ofrecer a terceros la infraestructura que tienen disponible.

 

En el caso de Pemex su temporada abierta para la infraestructura ubicada en el norte del país se encuentra vigente hasta el 17 de febrero (http://www.pemex.com/nuestro-negocio/logistica/temporadasabiertas/Paginas/default.aspx).

 

Al respecto, es importante destacar que uno de los requisitos de la CRE para otorgar los permisos de transporte por ducto es demostrar que se cuenta con los seguros suficientes para responder por los daños o perjuicios que se pudieran ocasionar en el desarrollo de sus actividades. En el caso de las temporadas abiertas, contar con seguros adquiere especial relevancia, toda vez que se trata de una forma de dar certeza a quienes deseen contratar capacidad y transporte en el ducto, que el sistema que les prestará el servicio se encuentra amparado.

 

En NRGI Broker somos expertos en Seguros para la Construcción y Operación de transporte por ductos de hidrocarburos y petrolíferos. Acércate a nosotros.

 

Gas pipeline in Wyoming