Los Terceros Autorizados por ASEA también deben estar asegurados.

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La Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección del Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (ASEA) fue creada en el contexto de la Reforma Energética con el mandato específico de regular y supervisar, en materia de seguridad industrial, seguridad operativa y protección del medio ambiente, las instalaciones  y actividades del Sector Hidrocarburos.

En la regulación de ASEA se incluyó la figura de Terceros Autorizados, como una forma de colaborar  con la Institución en el ejercicio de sus atribuciones  para realizar las inspecciones y auditorías en las áreas su competencia.

Así quedó establecido en el artículo 5, fracción IX de la Ley de la ASEA, según el cual la Agencia puede autorizar a sus servidores públicos y acreditar a personas físicas y morales para que lleven a cabo las actividades de supervisión, inspección y verificación, evaluaciones e investigaciones técnicas, así como de certificación y auditorías.

Hasta la fecha, la ASEA ha emitido diversas convocatorias para acreditar a terceros autorizados para realizar actividades, entre ellas:

1) Auditorías externas a la operación y el desempeño de los sistemas de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección Ambiental de las actividades del Sector Hidrocarburos;

2) Dictámenes técnicos y evaluaciones  para las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos en yacimientos convencionales y no convencionales;

3) Dictámenes y Evaluaciones Técnicas para las actividades de transporte terrestre por medio de ductos de petróleo, petrolíferos y petroquímicos.

En cada una de ellas, se establecen requisitos específicos de acuerdo con la especialidad de que se trate, como son la formación  y experiencia de los responsables técnicos, quienes llevarán a cabo los informes.

Asimismo, existen requisitos generales para  todas las convocatorias, como la conformación de un sistema de calidad conforme a la ISO 9001 o equivalente y la contratación de una póliza de seguro de responsabilidad civil profesional, para amparar los trabajos desarrollados como Tercero Autorizado.

La contratación de una póliza de seguro es muy importante para aquellos que deseen acreditarse como terceros autorizados, tomando en consideración las actividades que se desempeñan en el sector hidrocarburos, definido como de alto riesgo, toda vez que cubre  la responsabilidad civil en que  incurra el tercero autorizado por los daños causados a sus clientes en el ejercicio de su actividad profesional.

En NRGI Broker, somos expertos en seguros de responsabilidad civil profesional para los terceros autorizados del Sector Hidrocarburos.  Acércate a nosotros, con gusto te atenderemos.

 

Mexico’s finance minister isn’t worried about a ‘plan B’ for NAFTA

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FROM: CNBC / Natasha Turak / 25 de Enero de 2018

 

Mexico’s Finance Minister Jose Antonio Anaya appeared confident in the future of the North American Free Trade Agreement (NAFTA), telling CNBC Wednesday that dialogue between the trade partners was ongoing.

«Our central scenario is that this will go to a good deal,» Anaya said while at the World Economic Forum at Davos. «We believe trade is good for all three nations, and that’s what we’re hoping for.»

Asked about a potential «plan B» if the U.S. chooses to terminate the deal, Anaya stuck to a positive note, avoiding any doomsday scenarios.

Anaya’s Davos appearance coincides with the sixth and penultimate round of NAFTA negotiations currently underway in Montreal, Canada.

The 24-year-old agreement is now in jeopardy unless Canada and Mexico satisfy U.S. demands for changes to the deal. President Donald Trump maligned NAFTA during his presidential campaign, claiming it hurt American jobs, and threatened to abandon it altogether if his administration’s needs are not met.

NAFTA, which eliminated tariffs across territory encompassing 450 million people, has been a lifeline for Mexican jobs. Asked about the likelihood of a U.S. pullout, Anaya was vague.

«It’s hard to say, but … What we can say about the NAFTA negotiations is that there’s dialogue and there’s a process,» he said. Anaya took up the ministerial position in late 2017, after two years at the helm of state-owned oil company Pemex.

He echoed Canadian Finance Minister Bill Morneau, who spoke to CNBC earlier in the week, expressing confidence in the agreement’s preservation.

«Let us work on plan A,» Anaya said. «Plan A is that NAFTA has been good for Mexico, good for the United States, and good for Canada. That’s the way we see it, and we’re going to continue to work on a new version that is also good for all of us.»

«We want to keep it as a trilateral deal, and we’ve always worked on that front,» the minister continued. «The dialogue is going on, and that’s what we should bet on.»

Since the deal’s signing in 1994, U.S. foreign direct investment (FDI) into Mexico has increased from $15 billion to more than $100 billion, and regional trade has expanded from $290 billion to $1.1 trillion. Some 14 million American jobs depend on trade with Mexico and Canada, according to the U.S. Chamber of Commerce.

Disagreements persist over the negative impact of the trade pact on the American economy. Washington D.C.-based think tank Public Citizen has reported the deal led to the loss of up to 1 million U.S. jobs and a $181 billion trade deficit with Mexico and Canada.

The bulk of U.S. jobs lost were in former manufacturing hubs like Michigan and Texas, states that went to Trump in the 2016 election.

 

 

FROM: CNBC / Natasha Turak / 25 de Enero de 2018

Seguros para infraestructura petrolera

Mexico raises the bar on oil deals as Latin America vies for investment

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FROM: Reuters / Marianna Parraga, Adriana Barrera / 2 de Febrero de 2018

 

MEXICO CITY (Reuters) – Mexico has raised the bar on oil contracts in Latin America after sweetening terms to attract international energy firms, luring $93 billion in future investment in the region’s first big auction this year.

On Wednesday, Mexico awarded 19 of 29 deepwater blocks onoffer, comfortably more than the seven areas expected to be assigned. Anglo-Dutch oil major Royal Dutch Shell emerged as the biggest winner, with nine blocks.

Unique for generous terms such as setting a cap on royalties that oil firms can pledge to the government in bids, Mexico faces off this year with Brazil, Argentina, Ecuador and Uruguay.

They will all hold auctions for oil and gas fields in 2018 that require billions of dollars in investment from foreign firms.

Mexico is due to hold major auctions in March and July.

While Brazil’s prolific deepwater presalt oilfields are expected to attract aggressive bidding from oil majors, other regional rivals could be forced to revise the terms of their auctions if Mexico scores another win in its next auction for shallow water areas in March, analysts said.

Argentina and Ecuador have already changed their terms over the past year in preparation for their 2018 auctions. Argentina has lowered labor costs and some taxes, while Ecuador switched to production sharing from service contracts.

Oil prices have reached three-year highs near $70 per barrel in 2018, giving the world’s top energy companies a cash boost and improving the chances that they will have the funds needed for big-ticket projects in Latin American.

The industry is, however, emerging from a recession that cost tens of thousands of jobs and forced companies to slash spending on expensive projects such as those in deep waters. Oil majors have committed to keeping tight control on costs and will only bid for what they see as the most profitable projects.

Oil executives and industry specialists say the terms on offer in Mexico, as well as the potential for major finds in the country’s deep water, made it attractive on Wednesday.

At the auction, the decisive bidding parameter was the cash bonus that firms pledged. Shell won several bids with cash bonuses that drew surprised gasps from an audience mostly made up of executives from bidding firms and members of the media.

Mexico collected $525 million in cash.

While the government has limited its own take at the auction, the estimated $93 billion in investments pledged to develop the blocks auctioned is about 1.5 times greater than the amount involved in the previous eight auctions.

”COMPETITION FOR CAPITAL’

After the government of Mexico started auctioning oilfields in 2015, it tweaked the terms of the bidding process several times, following a historic energy reform that ended state oil firm Pemex’s 75-year monopoly over the sector.

The liberalization, the most ambitious plank of President Enrique Pena Nieto’s economic policy, started just as oil prices crashed in 2013-2014.

The government had to balance the need for a big enough take for the state to placate opponents of the reform with ensuring there was enough potential profit to attract foreign firms.

“Mexico understood how tough the competition for capital was in a very difficult oil price environment,” consultant Pablo Medina told Reuters.

After failing to award a large number of blocks in previous auctions, the government regarded the results of this week’s deepwater bidding round as a success.

As well as the limits on royalties, sweeteners included allowing foreign firms to propose areas to be included in the bidding rounds and relaxing the qualification process.

Mexico also put a stop to “additional investment pledges.” This makes it harder for small companies to win by making unrealistic promises, but further limits the mandatory investment in projects.

“What we are looking for is that the market tells us how big royalty should be and how much government take is possible to achieve,” Salvador Ugalde, head of the Mexican Finance Ministry’s Hydrocarbon Income Unit, said Wednesday.

Brazil, which plans a busy auction schedule for 2018, does not expect Mexico’s auctions will lower interest in its own offerings, said Marcio Felix, Brazil’s oil and gas secretary.

In Brazil’s last round in October, Shell and BP were the biggest winners.

“We have a set of companies that have an appetite for a certain type of asset,” Felix told Reuters on Thursday.

 

 

FROM: Reuters / Marianna Parraga, Adriana Barrera / 2 de Febrero de 2018

¿Participarás en consorcio con otras empresas en las Rondas de Licitación de CNH? Conoce de qué se trata la Responsabilidad Solidaria.

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En 2014, México promulgó  la Reforma Energética y con ello abrió paso a un hecho histórico, por vez primera en 75 años se permitió a la inversión privada participar en las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos.

Las empresas y consorcios  interesados en participar en los concursos de licitación organizados por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) lo pueden hacer como licitante individual o licitante agrupado (consorcio). Aquellos que deciden participar como consorcio no están obligados constituir una nueva persona moral, sino simplemente a manifestar su voluntad de presentar una propuesta conjunta para la licitación y firmar el contrato correspondiente.

Al permitir este tipo de agrupación, se pretende promover la participación del mayor número de empresas  sin que se quede fuera el capital mexicano. Por eso, pueden licitar empresas que cuenten con experiencia y comprueben capacidad técnica (como operadores) -requisitos que en su mayoría van a cubrir empresas extranjeras- y empresas con capacidad económica y financiera (no operadores).

La participación en consorcio permite que las empresas reúnan las condiciones, que en conjunto  les aseguren mayores posibilidades de éxito. No obstante, es importante considerar que en cualquier caso las empresas adquieren una responsabilidad total solidaria  por las actividades que se ejecuten en el campo.

En primer lugar, será necesario definir su porcentaje de participación, lo cual no implica que asuman solamente en esa medida las obligaciones  establecidas en el contrato, pues las empresas participantes serán solidariamente responsables de todas y cada una de las obligaciones que asume el consorcio, independientemente de su porcentaje de su respectiva participación.

El operador, por su parte, tiene la obligación de cumplir con las obligaciones del contrato en representación de las empresas participantes. Específicamente, se encarga de todos los aspectos operacionales, pero en caso de algún incumplimiento de su parte, como ya dijimos no releva de su responsabilidad solidaria a las otras empresas.

La figura del operador es central, por eso se requiere que cuente por lo menos con una tercera parte de la participación en el consorcio y ningún otro miembro podrá tener una participación económicamente  mayor a  la suya.

En materia de seguros, por ejemplo, el operador es responsable de contratarlos y presentarlos ante la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA), de conformidad con lo establecido en las Disposiciones Administrativas de Carácter General   en materia de Seguros (DAGS] para las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, pero si en el momento de un siniestro las coberturas no fueran suficientes y/o adecuadas para responder por el daño, todos los participantes serán legalmente responsables de repararlo.

En NRGI Broker, somos expertos en materia de seguros, así como de la regulación en  materia ambiental, con la que deben cumplir los operadores petroleros. Acércate a nosotros, con gusto te atenderemos.

 

¿Participarás en consorcio con otras empresas en las Rondas de Licitación de CNH? Conoce de qué se trata la Responsabilidad Solidaria.

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Las empresas y consorcios interesados en participar en los concursos de licitación organizados por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) lo pueden hacer como licitante individual o licitante agrupado (consorcio). Aquellos que deciden participar como consorcio no están obligados constituir una nueva persona moral, sino simplemente a manifestar su voluntad de presentar una propuesta conjunta para la licitación y firmar el contrato correspondiente.

 

Al permitir este tipo de agrupación, se pretende promover la participación del mayor número de empresas sin que se quede fuera el capital mexicano. Por eso, pueden licitar empresas que cuenten con experiencia y comprueben capacidad técnica (como operadores) -requisitos que en su mayoría van a cubrir empresas extranjeras- y empresas con capacidad económica y financiera (no operadores).

 

La participación en consorcio permite que las empresas reúnan las condiciones, que en conjunto les aseguren mayores posibilidades de éxito. No obstante, es importante considerar que en cualquier caso las empresas adquieren una responsabilidad total solidaria por las actividades que se ejecuten en el campo.

 

En primer lugar, será necesario definir su porcentaje de participación, lo cual no implica que asuman solamente en esa medida las obligaciones establecidas en el contrato, pues las empresas participantes serán solidariamente responsables de todas y cada una de las obligaciones que asume el consorcio, independientemente de su porcentaje de su respectiva participación.

 

El operador, por su parte, tiene la obligación de cumplir con las obligaciones del contrato en representación de las empresas participantes. Específicamente, se encarga de todos los aspectos operacionales, pero en caso de algún incumplimiento de su parte, como ya dijimos no releva de su responsabilidad solidaria a las otras empresas.

 

La figura del operador es central, por eso se requiere que cuente por lo menos con una tercera parte de la participación en el consorcio y ningún otro miembro podrá tener una participación económicamente mayor a la suya.

 

En materia de seguros, por ejemplo, el operador es responsable de contratarlos y presentarlos ante la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA), de conformidad con lo establecido en las Disposiciones Administrativas de Carácter General en materia de Seguros (DAGS] para las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, pero si en el momento de un siniestro las coberturas no fueran suficientes y/o adecuadas para responder por el daño, todos los participantes serán legalmente responsables de repararlo.

 

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En 2017: México puso la mira en otros mercados; EU perdió terreno

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FROM: El Economista / Thamara Martínez Vargas / 5 de Febrero de 2018

El 2017 representó un año de diversificación, en pleno debate por la actualización del Tratado de Libre Comercio de América del Norte y el proteccionismo de Donald Trump para reducir el déficit comercial de su país con México.

Por primera vez en cinco años, las exportaciones no petroleras de México a destinos diferentes de Estados Unidos tuvieron un crecimiento y, en términos anuales, en 2017 representaron un alza de 15.8 por ciento. El 2017 representó un año de diversificación, en pleno debate por la actualización del Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLCAN) y el proteccionismo de Donald Trump para reducir el déficit comercial de su país con México.

Se calcula que México exportó al mundo cerca de 385,881 millones de dólares en mercancías no petroleras —que comprenden lo producido por el sector agropecuario y la industria manufacturera—, 8.7% más que en 2016. Pese a su discurso proteccionista, hacia Estados Unidos se dirigieron aproximadamente 314,618 millones de dólares, 7.2% más que un año antes.

Si restamos a las exportaciones totales las ventas a Estados Unidos, se puede observar que los envíos a otros destinos tomaron fuerza. Al terminar 2017 se exportó una cifra récord de 71,262 millones de dólares al mundo (excluyendo a Estados Unidos), con este monto se expone un incremento de 15.8%, la mayor expansión desde 2011.

Leticia Armenta, directora del centro de análisis económico del ITESM, refirió que, efectivamente, en 2017 se buscaron nuevas oportunidades de mercado, ya que incluso el gobierno federal hizo intensa promoción para este fin, abriendo mercados que no eran tan visibles, por ejemplo el mercado árabe.

“México tiene una canasta amplia de productos de exportación, una parte tiene que ver con el petróleo, que fue el campeón hasta los años 90, pero otra parte muy importante es el sector agropecuario”, dijo Armenta. Desde el agro, hay muchos productos ganadores que antes no se producían, como los frutos rojos o la estevia, que se han impulsado recientemente y que han resultado muy competitivos.

Diversificar destinos
La participación del mercado estadounidense en las exportaciones no petroleras de México se redujo cerca de un punto porcentual en 2017. Al terminar el año, 81.5% de las exportaciones no petroleras de México se dirigieron hacia Estados Unidos.

La participación de mercado de Estados Unidos bajó, pero aumentaron las exportaciones, dijo Valeria Moy, directora de México, ¿Cómo Vamos? “Algo interesante es que a pesar del discurso proteccionista de Estados Unidos y de otros lugares, las exportaciones crecieron y crecieron de forma importante, casi 9.0% en un año donde el proteccionismo se avivó”.

Moy dijo que pese al difícil año en la relación comercial entre ambos países, el comercio, que incluye importaciones y exportaciones, creció. Esto permitió que se exportara más hacia aquel país, aunque como porcentaje del total su participación se redujo, aumentando la participación de lo exportado a mercados como China, Japón o Alemania.

Las cifras más recientes señalan que entre enero y noviembre de 2017 las exportaciones totales con destino al mercado asiático crecieron al mayor ritmo en seis años, con un alza de 21.7 por ciento. Del monto total exportado en estos 11 meses, el continente asiático concentró 5.4% de las exportaciones de mercancías mexicanas.

“Se tiene que hacer un esfuerzo por diversificar, creo que vale la pena mantener una campaña y una visión de apertura, mantener una posición de México como un país abierto al comercio y abierto al mundo. Eso me parece una cuestión fundamental, sin que se nos olvide que el mercado más grande del mundo está al lado y es al que ya estamos conectados”, dijo Moy.

Armenta coincidió en que más allá de cómo queden las negociaciones del TLCAN, las cadenas productivas que ya están muy consolidadas difícilmente se van a deshacer en el corto plazo, por lo que van a ser una base de comercio en los próximos años.

 

 

FROM: El Economista / Thamara Martínez Vargas / 5 de Febrero de 2018

Aguas profundas del Golfo de México serán el nuevo polo petrolero del país

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FROM: Economia hoy/ Laura Quintero/ 6 de Febrero de 2018

 

El sector energético de México tiene un panorama alentador tanto para la industria petrolera como la del gas natural, con el Golfo de México como protagonista de una nueva era en la que Petróleos Mexicanos (Pemex) deja de ser un monopolio y se avisora el ocaso del gran campo petrolero de Cantarell, es la lectura que Rene Santos, director senior de Análisis de Energía y Petróleo de S&P Global Platts, hace de la reciente licitación de 19 campos petroleros por parte del Estado mexicano, en donde gigantes como Shell, Carigali y Qatar se hicieron con lo que algunos se han aventurado a llamar «la joya de la corona» del petróleo mexicano.

«Es muy probable que el lado mexicano del Golfo (sobre todo en aguas profundas) sea similar al lado estadounidense, que ha sido muy prolífico. Puede haber también la posibilidad de desarrollar campos de ‘esquisto’ (shale) de crudo o de gas natural», dijo el especialista en entrevista con EconomiaHoy.mx.

Luego de que la Ronda 2.4 superara las expectativas al otorgar 19 contratos de las 29 áreas contractuales licitadas, lo que implicó una asignación del 65% de los bloques, las expectativas que hay para México son positivas. El especialista indicó que debido a la baja actividad de exploración de las últimas décadas el potencial que tiene el Golfo de México es muy grande, por lo que su exploración y explotación conseguirán un aumento eventual de la producción petrolera mexicana que lleva años en declive, lo que representará más ingresos fiscales al gobierno, incremento de empleos en el área petrolera y en otros sectores.

La producción de crudo de Pemex ha caído cada año desde el 2004, además de que actualmente tiene 100,000 millones de dólares en deuda financiera acumulada, por lo que ha fijado sus esperanzas de cambio en los socios de aguas profundas, y como parte de ello en esta licitación obtuvo cuatro contratos dos de manera individual y dos en consorcio, el primero de éstos de la mano de la holandesa Shell y el segundo con la estadounidense Chevron y la japonesa Impex.

Termina la era de Cantarell
Cantarell fue el segundo pozo más grande del mundo, ubicado en las costas de Campeche. Durante 30 años fue el proveedor de grandes riquezas petroleras, no obstante, en el 2000 se comenzó a observar una caída en la producción de crudo y gas natural de sus pozos, pero a partir del 2008 la caída en la producción de crudo se fue en picada, pues en 2017 obtuvo apenas un promedio de 85,000 barriles por día, cuando sus volúmenes de extracción eran superiores a los dos millones 136,000 barriles diarios.

No obstante, con los 19 campos licitados en la Ronda 2.4 se comenzará a producir crudo en el 2028 y se estima que podrían alcanzar una producción pico de 1.5 millones de barriles diarios para el 2032, lo que representa, 75% de la producción de crudo que actualmente tiene México.

Una oportunidad para Pemex

De acuerdo con Rene Santos la asociación de Pemex con compañías internacionales permite que la paraestatal tenga acceso a tecnología y capitales de inversión con los que no cuenta. «Sin las compañías extranjeras, tal vez Pemex nunca logre explotar todo el potencial petrolero de México por falta de dinero o de tecnología. Las compañías extranjeras comparten las ganancias que se derivan de la producción de los nuevos campos de crudo», afirmó.

Además, indicó que la asociación con firmas extranjeras va a dar a la paraestatal mexicana más acceso a nueva tecnología, aprendizaje (know-how) y manejo de grandes proyectos con inversiones de varios millones de dólares.

Cambio de fórmula y alza en el precio de la mezcla, factores a favor
Otros elementos que influyeron en el éxito de la Ronda fue la fórmula para ofertar los contratos y el alza en el precio de la mezcla mexicana.

«El gran logro de esta ronda fue el diseño de la fórmula para determinar quién gana, junto con el alza en los precios de la mezcla mexicana, si esta ronda hubiera sido a inicios del año pasado cuando el precio de la mezcla estaba en 30-40 dólares por barril no sé si hubiera tenido el mismo éxito», destacó Alejandro Limón Portillo especialista en temas de Energía y Finanzas públicas del Centro de Investigación Económica y Presupuestaria (CIEP).

De acuerdo con Limón Portillo el triunfo de esta ronda tuvo que ver en gran parte con el factor de inversión adicional. Explicó que la fórmula matemática para asignar los contratos de esta licitación dio más prioridad a la regalía adicional, es decir, en ésta influye el precio que tengan los hidrocarburos en el mercado.

Se espera que las áreas licitadas generen inversiones de hasta 93,000 millones de dólares, con lo cual México podría duplicar su producción actual.

 

 

FROM: Economia hoy/ Laura Quintero/ 6 de Febrero de 2018