El primer farmout o contrato de asociación con Petróleos Mexicanos (Pemex) para la explotación del campo Trión en aguas profundas del Golfo podrá tener sólo un operador con 60% de participación, además de la estatal mexicana, que tendrá una participación minoritaria de 40% restante, a pesar de que ello está fuera de sintonía con la práctica internacional para este tipo de campos.

Así lo aprobó la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) en su más reciente sesión extraordinaria, donde nuevamente realizó cambios a las bases de licitación y modelo de contrato de operación conjunta de este campo con el fin de atender las sugerencias de los participantes, que hasta el momento han enviado más de 240 solicitudes de aclaración y cambios.

Cuando arrancó este proceso, la subsidiaria Pemex Exploración y Producción (PEP) tenía una participación mayoritaria de 45% en la asociación, junto con un operador con una participación de 30%, otro socio con experiencia en operación con 10% y un posible socio financiero con hasta 10% adicional. Posteriormente, se redujo a 40% la participación de la estatal dejando la obligación de que participaran únicamente consorcios en que el operador tendría mínimo 30% y su socio, junto con un posible aliado financiero, el resto.

Ahora, PEP mantiene su 40% pero “debido a todos los acuerdos a los que tienen que llegar las empresas para poder formar consorcios, también nos pidieron la posibilidad de poderlo hacer de manera individual”, expuso Jorge Eduardo Kim Villatoro, director jurídico de Pemex, en la sesión del regulador, “lo único que se está haciendo es abrir esa opción”.

Práctica internacional

Este cambio se lleva a cabo a pesar de que al presentar el proceso el director general de Pemex, José Antonio González Anaya, aseguró que en la práctica internacional para este tipo de campos con tirantes de agua superiores a 1.5 kilómetros participan siempre consorcios entre al menos tres empresas, con el fin de repartir los enormes riesgos financieros, geológicos y ambientales de la operación.

Como se observa en los reportes de actividad offshore del Bureau of Safety and Environmental Enforcement de Estados Unidos y la organización Drillinginfo del 2015, todos los campos similares en el Golfo de México dentro del área de Perdido son operados por consorcios con entre tres y hasta seis socios.

La otra modificación que aprobó la CNH fue impedir la posibilidad de que PEP emita su voto en el comité operativo del campo si se encuentra en situación de incumplimiento de pago de obligaciones contractuales por más de 90 días en todos los casos, ya que antes se le permitía continuar votando en aspectos como el presupuesto y plan de trabajo.

Operadores de campos en el área de perdido en aguas profundas:

Great White, Tobago y Trident: Shell, Chevron y BP.

Lucius: Anadarko, Freeport-McMoRan, ExxonMobil, Petroleo Brasileiro, Eni e Inpex.

Phobos: Anadarko, Plains Exploration & Production Company y Exxon Mobil.

Jack y St. Malo: Chevron, Maersk, Statoil.

Gila, Guadalupe, Tiber: Chevron, BP y ConocoPhillips.

Trion, Maximino y Exploratus: contrato de Pemex en busca de socios.

Requisitos de participación

La Comisión Nacional de Hidrocarburos ha realizado 11 cambios a las bases de licitación para encontrarle a Pemex un socio en la explotación del campo Trión en aguas profundas, para determinar cómo pueden participar las empresas en el proceso:

Podrán participar empresas mexicanas o internacionales constituidas en México, con experiencia en la operación de este tipo de campos ya sea agrupados o en lo individual.

En consocio, con una participación de mínimo 30% para el operador designado, además de 10% del contrato para un socio con experiencia en este tipo de campos y un posible socio financiero, mientras Pemex tendrá 40% de participación.

En lo individual, con una participación de 60% y el restante 40% para Pemex Exploración y Producción.

Se mantiene la limitante de que una compañía sólo podrá presentar una propuesta a la vez, y no a través de varios consorcios.

El 5 de diciembre se realizará la subasta en que el criterio de adjudicación será la mayor regalía para el Estado, en contratos de hasta 50 años con un periodo inicial de acarreo en que los socios pagarán a nombre y cuenta de Pemex las inversiones realizadas hasta ahora, que son 464 millones de dólares.

Fuente: El Economista