CERAWEEK-Mexico eyes U.S. market for Trion project’s crude, natural gas
A pipeline network with spare capacity could allow Mexico to export oil and gas from its flagship offshore Trion project to the United States, the head of Mexico’s oil regulator said on Thursday.
The deep water Trion development, with prospective reserves of almost 500 million barrels of oil, was farmed out in December by state-run Pemex to Australia’s BHP Billiton , which became the operator of the $11 billion project.
The ailing Mexican oil firm, which kept a 40-percent stake, jointly shares for the first time the risks and rewards of a potentially lucrative project with a private producer.
Although a development plan has yet to be submitted, the consortium could use a cheaper and quicker option of getting production to the United States by using pipelines that serve the neighboring Great White field on the U.S. side of the Gulf of Mexico, Juan Carlos Zepeda, head of the national hydrocarbons commission (CNH), said on the sidelines of CERAWeek energy conference in Houston.
The Great White field, which is operated by Royal Dutch Shell Plc, BP Plc and Chevron Corp, is producing around 70,000 barrels per day (bpd), leaving 50 percent available capacity in a crude line and a gas line connected to the U.S., Zepeda said.
«There are only 39 kilometers (24 miles) from the Trion field to the Great White’s facilities,» Zepeda told Reuters, noting that building a pipeline to Mexico’s shore would be more expensive and would take more time.
The pipelines from Great White field on the U.S. side of the Perdido Fold Belt, the world’s second-deepest oil and gas production hub, are operated by U.S.-based Williams Companies as part of its 1,370-mile (2,200-km) network of gas and crude lines in the Gulf of Mexico.
Other options for Trion production include building pipelines to the nearest ports, most likely Mexico’s Tampico or Brownsville in Texas, or setting up a Floating Production, Storage and Offloading (FPSO) facility to handle the output.
Another block awarded to Pemex and China’s state-controlled offshore oil producer CNOOC, which in December gained a foothold in Mexico’s deepwater, is even closer to Great White.
«The (Pemex and BHP) consortium must submit an appraisal in the coming 180 days, including test wells, to confirm the field’s extension and then a development plan must also be submitted,» Zepeda said.
Early production of light crude from Trion is expected for 2023, Pemex’s director Jose Antonio Gonzalez Anaya said earlier this week in Houston.
«For Pemex this is historic deal. For 80 years, Pemex never had a partner with whom to share risks or equity,» he said.
The project had been put aside in early 2016 due to the company’s budget cuts and resumed nine months later as part of Mexico’s long-waited oil reform.
MORE LICENSES COMING
The CNH, which oversees contracts and runs oil auctions in Mexico, is offering 15 blocks for exploration and production in shallow water under profit sharing agreements and 26 onshore blocks under licenses, with results expected in June and July.
A new deep water bidding round in the coming months is expected to offer blocks mostly in the same basins of Perdido and Salina. As in previous offshore auctions, licenses will be offered by the government to operate these blocks, Zepeda detailed.
The last bidding round in the short term will be the first for so-called unconventional resources.
Onshore blocks with shale oil and shale gas reserves close to the Eagle Ford basin in Texas will be offered, as well as areas in the Tampico Misantla formation, which is estimated to hold some 35 billion barrels of oil, mostly in shale rock.
Reporting by Marianna Parraga in Houston. Additional reporting by David Alire in Mexico City; Editing by Marguerita Choy / Reuters
March 9
Petroleras internacionales firman su llegada a México
A nombre del Estado mexicano, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) firmó con privados los últimos contratos de la Ronda Uno, para siete bloques exploratorios en aguas profundas del Golfo de México, con lo que ingresan como operadores a la exploración y extracción petrolera del país cinco de las empresas grandes del mundo en el ramo: China Offshore Corporation, la francesa Total, la noruega Statoil y la malaya PC Carigali y la estadounidense Murphy Oil.
El secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, aseguró al concluir la firma de estos contratos que junto con el que se celebró hace casi dos semanas para el campo que operará la estadounidense Chevron en consorcio con Petróleos Mexicanos y la japonesa Inpex, se detonará una inversión de 34,000 millones de dólares, casi cinco veces más de lo que se obtuvo con las tres primeras licitaciones de la Ronda Uno.
En los consorcios para desarrollar estos campos ubicados en las provincias del Cinturón Plegado Perdido y Cuencas Salinas del Golfo durante al menos 35 años y hasta por medio siglo, participarán un total de nueve empresas de siete países; ello, ya que en los distintos consorcios hay firmas como las gigantes Exxon Mobil y BP, la británica Ophir y la mexicana con capital del fondo estadounidense BlackRock, Sierra Oil & Gas.
En estos contratos, la regalía para el Estado mexicano una vez que arranque la comercialización de los hidrocarburos será de 15.2% en el promedio de los siete contratos de licencia, según las ofertas de adjudicación del concurso en diciembre pasado.
Los últimos siete bloques adjudicados tienen una superficie conjunta de 17,000 kilómetros cuadrados y recursos prospectivos por 2,400 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es decir, 10 veces los recursos prospectivos adjudicados en las primeras tres licitaciones de la Ronda Uno y casi una décima parte del total estimado en aguas profundas del Golfo de México. “Estos datos sirven para ilustrar por qué los expertos llamaron a esta licitación ‘la joya de la corona’”, dijo el titular de Energía.
Balance de la Ronda Uno
El presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Juan Carlos Zepeda, dijo que, con la firma de estos siete contratos, concluyó la primera ronda de licitaciones petroleras en la historia del país, en la cual se licitaron 55 áreas contractuales, de las que resultaron adjudicadas 38: cinco mediante contratos de producción compartida en aguas someras, 25 mediante contratos de licencia para campos terrestres y los ocho contratos de licencia en aguas profundas.
El presidente del regulador petrolero mexicano aseguró que durante estas cuatro licitaciones que en conjunto tardaron poco más de dos años “ninguna de las 93 empresas que participaron en los procesos de licitación se inconformó, es decir, en ningún caso se recibió alguna impugnación”.
Así mismo, todos los eventos de presentación, apertura de propuestas y declaración de ganador fueron realizados con absoluta transparencia, ante notario público y del titular del Órgano Interno de Control de la CNH y fueron transmitidos íntegramente en vivo por Internet.
La Ronda Dos petrolera mexicana está en marcha, con la licitación de 15 contratos de producción compartida en aguas someras, que se llevará a cabo en junio, y 25 más de licencia que se subastarán en julio de este año.
Karol García / El Economista
Mar 12, 2017 |22:41
Mexico signed seven deepwater exploration and production contracts with private oil
Mexico’s National Hydrocarbons Commission (CNH) presided over the signing of seven deepwater exploration and production contracts on Friday, bringing an end to the country’s historic Round One series of oil auctions.
The contracts were for blocks located in the Gulf of Mexico: three in the Perdido Fold Belt, a 40,000 sq.-kilometer (15,450 sq.-mile) area located in the northwestern part of the Gulf; and four in the Saline Basin, situated in the southern part of the Gulf.
The blocks were all awarded in early December.
The seven contracts are in addition to one signed last week by Mexican state oil company Petroleos Mexicanos (Pemex), American oil supermajor Chevron Corp. and Japan’s Impex that marked the first time Pemex had formed a consortium to compete for a block under a 2013 energy-sector overhaul ending the company’s nearly eight-decade monopoly.
Each of the contracts has a 35-year life span, but they can be extended for additional periods of 10 years and then five years.
In the Perdido Fold Belt, a unit of China National Offshore Oil Corporation signed contracts for Block 1 and Block 4, while a consortium made up of the local unit of France’s Total and the United States’ Exxon Mobil Exploration signed one for Block 2.
In the Saline Basin, a consortium made up of Norway’s Statoil, the United Kingdom’s BP Exploration and Total’s local unit signed contracts for Block 1 and Block 3.
A consortium made up of a unit of Malaysia’s Petronas, PC Carigali Mexico Operations; and Mexico’s Sierra Offshore Exploration signed a contract for Block 4, while a consortium made up of US energy company Murphy Oil’s local unit, the UK’s Ophir Energy, PC Carigali and Sierra Offshore inked another for Block 5.
Mexico’s energy sector, which has suffered a steady decline in crude output for more than a decade, will receive a major boost from oil production giants as a result of the Round One auctions, Energy Secretary Pedro Joaquin Coldwell said.
The companies that signed the contracts “are fully qualified and have the capital and experience to undertake projects of these dimensions (in which) there is no room for experimentation or error,” Coldwell said.
The seven blocks encompass a total area of 17,000 sq. kilometers and contain prospective hydrocarbon reserves estimated at 2 billion barrels of crude oil equivalent.
Petroleumworld
03-13-2017
Las nuevas atribuciones de la SEMAR y el papel de las capitanías de puerto como representantes de la Autoridad Marítima Nacional
El mar es un espacio estratégico para el Estado mexicano, pues en él confluyen diversos intereses, como son la soberanía, la seguridad y las actividades comerciales. Se trata también de un ámbito en el que se adquieren diversos compromisos derivados de los convenios o tratados internacionales de los que México es parte.
Las dependencias de la Administración Pública Federal que intervienen en el rubro marítimo son principalmente la Secretaría de Marina (SEMAR) y la Secretaría de Comunicaciones y Transportes (SCT), de acuerdo a las facultades establecidas en la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal (LOAPF) y en otros ordenamientos como la Ley de Navegación y Comercio Marítimos (LNCM).
El 19 de diciembre de 2016, se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF), un Decreto a través del cual se reformaron diversas disposiciones de las mencionadas leyes. En la exposición de motivos correspondiente se señala que debido a las constantes modificaciones que han sufrido algunos instrumentos internacionales emitidos por la Organización Marítima Internacional (OMI), como SOLAS (Convenio Internacional para la Seguridad de la Vida Humana en el Mar, 1974) o MARPOL (Convenio Internacional para prevenir la contaminación por los Buques), se requiere de mayor cooperación entre estados para procurar la seguridad y protección marítimas, así como la prevención de la contaminación.
En este sentido, se designó a la SEMAR como la única Autoridad Marítima Internacional , encargada de ejercer la administración marítima en México y ser el enlace para cumplir con compromisos nacionales e internacionales.
Ello significó hacer una reingeniería sobre la estructura, funciones y organización de las dependencias que intervienen en el rubro marítimo, para evitar confusiones o duplicidad de funciones. Específicamente se transfirieron a la SEMAR las capitanías de puerto (que anteriormente dependían de SCT) y se fortalecieron sus facultades, para asignarle las siguientes:
- Cumplimiento de la legislación nacional e internacional, así como la normatividad en materia de seguridad y protección marítima y portuaria.
- Salvaguarda de la vida humana en el mar.
- Prevención de la contaminación marina.
- Salvamento en caso de accidentes o incidentes de embarcaciones.
Como se puede ver las principales modificaciones están destinadas a propiciar mayor seguridad en la navegación, salvaguardar la vida humana en el mar y la prevención de la contaminación; lo anterior, considerando que es fundamental evitar la ocurrencia de accidentes en el mar, los cuales pueden ser de graves consecuencias para personas, instalaciones y medio ambiente, además de que los costos para la reparación pueden implicar elevadas sumas económicas.
De ahí que todas las embarcaciones que naveguen en zonas marinas mexicanas deban contar con un seguro por los daños que pudieran causar con sus actividades.
En NRGI Broker somos expertos en programas de administración de riesgos y en esquemas integrales de Seguros para el Sector Marítimo. Acércate a nosotros.
[1] Con fecha 3 de marzo de 2017, la SEMAR emitió un Acuerdo publicado en el DOF a través del cual creó la Dirección General de Capitanías de Puerto y Asuntos Marítimos, como unidad administrativa encargada de ejercer la Autoridad Marítima Nacional.
Regulación obligatoria para exploración y extracción en aguas profundas
El 5 de diciembre de 2016, se dieron a conocer los ganadores de la cuarta licitación de la Ronda 1 (Ronda 1.4), para realizar actividades de exploración y extracción en aguas profundas, entre los que se encuentran grandes empresas como China Offshore Corporation y el consorcio conformado por Statoil, BP Exploration y Total. La exploración y explotación del campo Trión la realizará Pemex en asociación con la empresa australiana BHP Billiton.
Para regular dichas actividades, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (ASEA), emitió las Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen los Lineamientos en Materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente para realizar las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y Extracción de Hidrocarburos (DACGS E&E).
La exploración y extracción que se lleva a cabo en aguas profundas es aquella que se realiza en áreas geográficas ubicadas costa afuera cuyos tirantes de agua son iguales o superiores a 500 metros y menos de 1500 metros, por lo que se trata de actividades de gran complejidad técnica y sujetas a diversos riesgos.
En este sentido, el conjunto de normas establecidas en las DACGS E&E están enfocadas en el establecimiento de estándares y parámetros de alcance internacional en materia de seguridad industrial y protección ambiental, con la finalidad de reducir riesgos, proteger la vida, el medio ambiente y las instalaciones.
Para ello, los operadores de aguas profundas están obligados a realizar la identificación de peligros y análisis de riesgos, de acuerdo a las Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen los Lineamientos para la Conformación, Implementación y Autorización de los Sistemas de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y de Protección al Medio Ambiente aplicables al Sector Hidrocarburos (DACGS-SASISOPA).
Algunas actividades deberán ser realizadas por terceros autorizados, como es el análisis de riesgo de la etapa de ingeniería de detalle que incluya los riesgos del proyecto y los generados por las actividades que realizan los contratistas, subcontratistas, prestadores de servicio y proveedores del operador (artículo 55 de las DACGS E&E). Los terceros que deseen ser autorizados por la ASEA deberán sujetarse a lo establecido en las Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen los Lineamientos para la autorización, aprobación y evaluación del desempeño de terceros en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (DACGS- Terceros).
Otra de las regulaciones que es aplicable a los operadores de la Ronda 1.4, son las Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen el requerimiento mínimo de seguros a los regulados que lleven a cabo obras o actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, tratamiento y refinación de petróleo y procesamiento de gas natural, donde se establece las coberturas de seguros y montos con los que deben contar para responder por los daños que lleguen a causar con sus actividades.
En NRGI Broker somos expertos en Seguros para la Exploración y Explotación de hidrocarburos costa afuera, así como en la regulación y normatividad aplicable. Acércate a nosotros.
Crudo aprovecha debilidad del dólar
El petróleo subió el viernes gracias al debilitamiento del dólar y cerró una semana de vacilaciones atribuidas a temores por el futuro de la oferta.
El barril de light sweet crude (WTI), para entrega en abril, ganó 72 centavos a 53.33 dólares en el mercado de Nueva York.
En la plaza de Londres, el precio del Brent del mar del Norte subió 82 centavos a 55.90 dólares.
Tim Evans, analista de Citi, dijo que los intercambios de la jornada tendieron a un “prudente reequilibrio” luego de la fuerte caída de más de un dólar del jueves.
El crudo fue golpeado en la sesión previa por el pesimismo sobre el cumplimiento de los compromisos de reducir la producción que habían iniciado la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y Rusia.
En el balance semanal, el crudo acumuló una leve baja pero se mantiene desde fines del 2016 en un rango de precio de más de 50 dólares.
En ese contexto “el debilitamiento del dólar (..) ayudó a sostener el mercado”, indicó Evans.
El billete verde, cuya fortaleza pesa sobre los precios petroleros debido a que se fijan en esa moneda, perdió terreno este viernes por tomas de beneficios y porque la presidenta de la Reserva Federal, Janet Yellen, consideró posible que las tasas de interés estadounidenses suban este mes, lo cual, en teoría, vigorizaría al dólar.
Mezcla mexicana, en 45.43 dólares
En este cierre de semana, el crudo mexicano de exportación registró un incremento de 24 centavos, en comparación con la sesión pasada, al venderse en 45.43 dólares por barril, informó Petróleos Mexicanos.
Banco Base indicó que el petróleo finalizó la semana con pérdidas debido a que el aumento en la producción de inventarios de petróleo en Estados Unidos ha contrarrestado el esfuerzo de la OPEP de eliminar la sobreoferta mundial.
En lo que va del año, la producción de crudo en Estados Unidos aumentó en 2.99% (262,000 barriles diarios). A pesar de que el alza en la producción se encuentra muy por debajo al recorte que miembros de la OPEP realizan durante el año, las preocupaciones sobre el desequilibrio en los fundamentales aumentan.
información de AFP y Notimex / El Economista
Mar 5, 2017 |18:39
Mexico ETF Begins to Rebound Follow Trump Punishment
After being punished last year on speculation that now President Donald Trump could win the 2016 presidential election, the iShares MSCI Mexico Capped ETF (NYSEArca: EWW) is rebounding in earnest this year.
EWW, the largest Mexico ETF trading in the U.S., is higher by more than 9% year-to-date and has surged almost 7% over the past month.
With the peso also sliding in the wake of Trump’s win, the Mexico’s central bank could move forward with more rate hikes to stem the currency’s slide.
Although Mexico’s central bank said the first rate hike earlier this year was not the start of a new tightening cycle, the central bank surprised global investors last month when it boosted borrowing costs by 50 basis points to 4.75%, which is good for the country’s highest interest rate since 2009.
However, some investors believe Mexican stocks still offer value, particularly for investors willing to be patient with EWW.
“The central bank will hold its first $1 billion auction of non-deliverable forward contracts on Monday, offering a way for businesses with expenses in dollars but revenue in local currency to hedge against further declines in the peso. Fitch Ratings has said companies including America Movil SAB and TV Azteca SAB are among the most vulnerable to a weaker peso as their overseas debt gets more expensive in local-currency terms,” reports Isabella Cota for Bloomberg.
Investors who believe the Mexican peso may continue to depreciate but anticipate the markets will improve can look to currency-hedged ETF strategies to diminish the currency risks. For instance, the Deutsche X-trackers MSCI Mexico Hedged Equity Fund (NYSEArca: DBMX) and the recently launched iShares Currency Hedged MSCI Mexico (NYSEArca: HEWW) provide exposure to the Mexico’s market without the added currency risk of a depreciating peso currency.
The peso is an important part of the Mexico investment thesis because exports account for over a third of GDP in Latin America’s second-largest economy. So are oil prices because Mexico is one of the largest non-OPEC producers in Latin America.
The peso is “trading near the average price of the past 200 days — a technical indicator that, when breached, may indicate more gains. Trading volume is lower than average ahead of the auction, according to traders,” reports Bloomberg.
Tom Lydon / ETF TRENDS
March 6, 2017 at 10:29 am
Hoy, convocatoria para segunda asociación de Pemex
Luego de las firmas de los contratos tanto de licencia con el Estado como de operación conjunta con su primer socio para desarrollo de un campo en Trión, Petróleos Mexicanos (Pemex) lanzará este lunes la convocatoria de su segundo farmout para llevar a cabo actividades de exploración y extracción en el área Ayín-Xulum mediante un contrato de producción compartida en aguas someras mexicanas.
Durante la aprobación de la migración de estas dos asignaciones a contratos el órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) detalló que en estos campos, ubicados en la Sonda de Campeche, la asociación permitirá aumentar 2.8 veces las inversiones, al pasar del escenario sin socio de 831 millones de dólares a 2,335 millones de dólares para la extracción de 51,000 barriles (2.5% de la producción actual) en el pico de producción de los campos en el 2026. En estos campos sólo se ubica el pozo exploratorio Batsil y el plan de migración contempla la perforación de nueve pozos más en estas áreas que no han tenido producción.
Dado que ya existe una perforación en el área, que, según la dirección de Pemex Exploración y Producción (PEP), tiene un costo de alrededor de 100 millones de dólares, habrá un acarreo para el potencial socio de Pemex.
Si se realiza el mismo proceso de adjudicación que tuvo el campo Trión, la segunda licitación para encontrarle socio a Pemex en Ayín-Xulum se llevará a cabo el 15 de junio a la par del evento de adjudicación y fallo de los 15 contratos de producción compartida también en aguas someras.
Firma De Contratos
Asimismo, se concretará la firma del resto de los contratos de licencia de la cuarta licitación de la Ronda Uno -ya que la semana pasada se firmó el del bloque 3 Norte de Cinturón Plegado Perdido con el consorcio entre Pemex, Chevron e Inpex-, por lo que también este lunes la CNH instruirá que se lleven a cabo los de las áreas 1, 2 y 4 del Cinturón Plegado Perdido, adjudicadas a China Offshore Oil Corporation, al consorcio entre la francesa Total y la estadounidense Exxon Mobil y, nuevamente, a la estatal China Offshore, respectivamente.
El regulador también aprobará las firmas en las áreas ubicadas en la Cuenca Salina del Golfo, donde los bloques 1 y 3 fueron adjudicados al consorcio integrado por la noruega Statoil, la británica BP y la francesa Total; el bloque 4 quedó en manos del consorcio entre la malaya PC Carigali y la mexicana Sierra Offshore, y el bloque 5 será operado por otro consorcio, en el que participan PC Carigali y Sierra, junto con la estadounidense Murphy Energy y la británica Ophir.
El proceso de farmout para encontrarle socios a Pemex
Después de que Pemex realiza la migración del modelo de asignación de alguno de sus campos a un contrato de extracción del nuevo régimen, solicita a la CNH que conduzca una licitación similar a la de las Rondas para encontrarle socio. El regulador publica la convocatoria, contrato y bases de licitación entre el Estado y la potencial sociedad, mientas que Pemex publica a su vez sus condiciones y el acuerdo de operación conjunta. El potencial socio oferta regalías mínimas porcentuales para el Estado junto con otros criterios de adjudicación, como bonos a la firma y asume las condiciones y la proporción de participación en el contrato que el gobierno y Pemex ofrezcan.
Karol García / El Economista
Mar 5, 2017 |23:26
BHP inks oil deal with Pemex Mexico
BHP Billiton has signed a contract with Pemex Exploration & Production Mexico to finish work on the Trion discovery in the deepwater Gulf of Mexico.
BHP secured a 60 per cent interest in the resource in December last year with Pemex retaining the remaining 40 per cent stake.
Trion has an estimated recoverable resource of 45Mmboe and, after full appraisal, is set to become one of the top 10 fields discovered in the Gulf of Mexico in the last 10 years.
The new agreement includes the delivery of a Minimum Work Program, which consists of drilling one appraisal well, one exploration well and the acquiring additional seismic data.
The signing ceremony was held at the Official Residence of the president in Mexico City on Saturday, attended by Mexican president Enrique Peña Nieto, BHP CEO Andrew Mackenzie, and Pemex director general José Antonio González Anaya.
Mackenzie said the agreement was an historic moment for Mexico and the start of a new partnership between Pemex and BHP.
“It is an honour to be the first foreign company to partner with the people of Mexico in developing their significant petroleum resources for mutual benefit,” Mackenzie said.
Peña Nieto said the partnership with BHP will bring greater development for the country.
BHP president operations petroleum said the agreement aligned with the company’s plans to conduct oil exploration and development of deep water oil resources.
‘‘We have a long history as a top operator in the Gulf of Mexico and we are excited to bring our operational expertise to the partnership with Pemex,” Pastor said.
