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Drafts of Bidding Terms and Production Sharing Contracts for Round 2 Phase 1 –Shallow Waters, were published by CNH

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On July 20, 2016, the Mexican National Hydrocarbons Commission (CNH) published the drafts of the Bidding Terms and Production Sharing Contracts (PSC) for Round 2, Phase 1, for the Exploration and Extraction of Hydrocarbons in Shallow Waters. Below is a summary of the most important terms and conditions of the drafts of the bidding terms and the PSC.

Shallow Water Blocks

The CNH will bid 15 shallow water blocks, 4 of which are located in the Tampico-Misantla oil province, 1 in Veracruz and 10 in Cuencas del Sureste oil province.

Bidding Terms

  • Interested oil companies may participate in the bid of the 15 blocks, as individual bidders or in consortium.

  • Interested parties and bidders should not be in contact with any official from the CNH or the government that is in any manner related to the Round 2 bids, as bidding terms and contracts should not be subject to negotiation. However, any interested party should be able to make comments related to the bidding terms and contracts through the CNH’s webpage.

  • All stages of the bidding process will take place in Spanish, unless there is a specific provision that states the contrary.

  • Bidding and contract terms, excluding prequalification requirements, might be subject to change at any point in time before their final publication.

  • The bidding process will occur in the following stages: i) publication of bidding terms, ii) access to data rooms, iii) registration, iv) clarifications to the bidding terms, iv) prequalification, v) filing of proposals, vi) awarding of contracts and vii) execution of contracts.

  • The following payments will apply:

    Registry fee – $750,000 MXP.

    To have access to the data rooms – Information worth at least $8,000,000 MXP.

  • Bidding day is set for March 22, 2017. The chart below illustrates the timeline for the bidding process:

  • To prequalify for the bidding process companies have to demonstrate, among others, the following:

  • Legal origin of funds.

  • Organization Chart

  • Information regarding companies that have control of the company.

  • In case of SPVs, their corporate and business structure must be detailed, indicating who has significant control or influence. Also Tax Returns and Audited Financial Statements of those that incorporated the SPV, corresponding to the last 2 years, should be filed.

  • Some of the requirements will be waived for those that successfully prequalified to Round 1, Phases 1, 2 and 4, as long as they are still the same members of the successfully prequalified bidder in the past phases.

  • Technical requirements are as follows:

    Experience as an operator in projects from 2011 to 2015 through (i) the participation in at least three projects of exploration and/or extraction of hydrocarbons, or (ii) capital investments in exploration and/or extraction projects that together amount at least USD $1 billion. . It is not required that the interested company participated as an operator in these projects.

    2.Experience as (i) an operator in at least one project of exploration and/or extraction of hydrocarbons in shallow waters and/or deep water or (ii) having participated as partner in at least two projects of exploration and/or extraction of hydrocarbons in shallow waters and/or deep waters in the last 5 years.

    3.Experience in industrial and environmental, health and safety programs during the last five years in exploration and/or extraction projects in shallow waters and/or deep wat

  • As for the financial requirements, the operator shall demonstrate economic capacity, meaning the contractor owns assets of at least USD $10 billion and have an investment credit rating or has shareholder’s equity of at least USD $1 billion. If the operator does not meet the above mentioned financial criteria on a stand-alone basis, the operator could participate in a Consortium demonstrating a shareholder’s equity of USD 600,000,000, as long as the other members of the Consortium demonstrate an aggregate shareholders’ equity of USD 400,000,000.

  • Bidders will be able to participate as an individual bidder and/ or as part of one or more consortiums, however, the one bidder cannot participate in more than four consortiums. Proposals are limited to one per contractual area. There are no restrictions for any company to partner with major oil companies, international oil companies or national oil companies, including Pemex.

  • The weighted average of the offer or biding factor to determine the winner will be calculated considering the value of the Participation of the State in the Operating Profit, and the additional investment factor related to the minimum work program, according to the formula provided in the bidding terms.

  • The additional investment factor is related to the additional investment commitment during the exploration period. The variable corresponding to the investment factor could be 1.5 in case of making an additional investment commitment of working units equivalent to two exploratory wells, 1 in case of committing to working units equivalent to 1 exploratory well and 0 if no additional investment commitment is made.

  • Minimum values to be accepted will be determined by Hacienda before the CNH publishes the final version of the bidding terms and contracts, and at that point Hacienda will also define when such values will be public.

  • A USD $500,000 letter of credit should be submitted as bid bond for each offer.

  • Contracts will be awarded on March 24, 2017 and should be executed within 90 days after they are awarded.

Production Sharing Contracts for the Exploration and Extraction of Hydrocarbons in Shallow Waters

  • Production Sharing Contracts will be applicable. Contractors will perform Oil and Gas activities under the PSC, within the contractual area, at their own cost and risk, in exchange of a consideration from the State.

  • The term of the Contracts will be 30 years. The term may be extended for 2 more periods of 5 years each.

  • Contracts include an initial transition phase of up to 120 days. In such period the Contractors must document the status and integrity of the fields and equipment and initiate a social impact and environmental study to establish the base line.

  • Contracts include an initial exploration period of up to 4 years. In such period

  • Contractors will be obliged to finish the minimum work program. The exploration period may be extended for an additional period of 2 years (conditions apply). This additional period could be extended if for causes non attributable to the contractor he is not able to finish the corresponding activities.

  • Contractors will have to file an exploration plan for approval within 120 following the execution date of the contract. CNH will have 120 days to approve it. If the plan is not filed within the established term, a late fee USD 10,000 per day will apply The exploration plan may be adjusted subject to CNH’s approval.

  • Contractors shall file a performance guarantee to cover their obligations related to the minimum work program. The amount of said guarantee will be the result of multiplying the reference value of the work unit by 75% of the work units corresponding to the minimum work program and its increase, or by the number of working units corresponding to the increase of the minimum work program not performed in the initial exploration period and the additional commitment for the additional exploration period.

  • Contractors will have to inform the CNH in case of a discovery within the subsequent 30 days the discovery is confirmed. Once that the Contractors notify the CNH, they will have 60 days to file the appraisal plan.

  • The appraisal plan will have duration of up to 12 months, that could be extended for another 12 months when technical or commercial conditions require it, subject to CNH previous approval.

  • The appraisal plan in case of a nonassociated Natural Gas discovery will have last of up to 24 months that could be extended for 12 additional months when technical or commercial conditions require it, subject to CNH previous approval.

  • Within 60 days after the ending of any appraisal period, contractors will have to inform if the discovery is a “commercial discovery”.

  • Within 1 year after the confirmation of a commercial discovery contractors will have to file the corresponding development plan which shall be approved within 120 days Provisions related to the relinquishment of areas and unifications are included. These provisions will not be understood as a decrease in the Contractor’s obligations to comply with work commitments for the exploration period or its obligations regarding relinquishment activities and other activities set down in the Contract.

  • Contractors will have to keep an Operating Account where transactions related to the contract should be recorded. Additionally, contractors will have the obligation to file budgets of the costs to be incurred during the implementation of each work program and shall comply with the requirements set forth in the PSC.

  • Items included or excluded in the cost recovery and the applicable procedure are properly described in annex 4.

  • Costs resulting from the exploration and production activities will be considered as recoverable costs as long as they comply with the applicable legislation and the guidelines established by Hacienda.

    Among the non-eligible and hence, non-recoverable costs established in the PSC, are the following: i)those not included in the budgets and work programs approved by the CNH or those in excess of the costs that were established in the budget elevate it in more than 5% or elevate the budget contemplated for the activity pursuant to the account catalogue over 10%, ii) financial costs, iii)donations, iv)costs for servitudes, rights of way and lease or acquisition of land, v) overhead expenses and vi) arbitration and dispute resolution costs, among others.

    Overhead expenses related to services received or activities carried out outside the Mexican territory will be recoverable up to a 1.5% of the authorized budget.

  • The volume of hydrocarbons will be measured at the measurement point which may be inside or outside the blocks. Simultaneous to the filing of the development plan, contractors will have to propose the procedures to store, measure and monitor the quality of the hydrocarbons.

  • Assets generated or acquired by the contractors to carry out the exploration and extraction activities should be transferred to the Government when the contract is terminated. Movable assets, lease assets or assets owned by subcontractors are exempted from the transfer to the extent the transactions were not carried out with related parties.

  • Contractors will be able to commercialize the production by themselves or through third parties.

  • Government take will include the i) Contractual quota for exploration phase, ii) royalties and iii) the percentage of the operating profit that will be adjusted according to an R-factor included in the Contracts.

  • The amounts corresponding to royalties will be determined pursuant to the formulas and values established in the Hydrocarbon Revenue Law (HRL) and will depend on the type of hydrocarbon.

  • The PSC includes a sliding scale system based on IRR (before tax) with an initial benchmark of 25% that starts decreasing the Contractor share until the IRR reaches a benchmark of 40%, leaving a final Contractor share to 25% of the bid value. For computing the IRR, the PSC allows the Contractor to recognize four times its costs linked to the minimum work program and to the increase of the minimum work program.

  • The consideration for the contractor will include i) cost recovery and ii) remaining percentage of the operating profit.

  • The percentage of cost recovery will be 60%. However, if in the contractual area only non-associated natural gas discoveries are made, the percentage will be 80%.In addition, for the determination of the recoverable costs, the eligible costs established in the minimum work program and its increase will be recognized at an additional 25% value.

  • The Contracts include provisions to determine the value of hydrocarbons similar to the ones included in prior rounds.

  • Decommissioning provisions are included. Contractors will have to incorporate an abandonment fund once the development plan is approved. The contractor shall deposit ¼ of the annual amount at the end of each quarter.

  • Local content obligations are included: 15% during the exploration period; 17% during appraisal period and for the development period the percentage will start at 26% and will increase yearly until it reaches 35% in 2025.

  • Contractors shall have insurance policies that cover civil liability, well control and damage to the materials generated or acquired during the exploration and production activities.

Administrative and contractual rescission clauses are included in the Contracts as well as provision related to dispute resolution mechanisms under ICC rules as in prior rounds.

Copyright: Rondas Mexico

Ronda Uno genera 16 flamantes petroleras

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A un año de la celebración de la primera licitación petrolera en la historia de México, producto de la Reforma Energética, existen ya 16 petroleras diferentes a Pemex con operaciones en el país, de las cuales al menos nueve ya comenzaron a producir petróleo, mientras que las restantes ya entregaron su plan de trabajo para comenzar a perforar, de acuerdo con datos de la subsecretaria de Hidrocarburos, Lourdes Melgar y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

A la fecha la CNH ha celebrado tres convocatorias de licitación (Rondas 1.1, 1.2 y 1.3) en las que subastaron 44 áreas, de las cuales 30 fueron asignadas y en 24 casos ya se firmaron los contratos.

“Hay 30 contratos adjudicados, 24 de los cuales han sido suscritos. Ahora hay 16 nuevos operadores (debido a que varias petroleras obtuvieron más de un contrato), cuando hace un año únicamente teníamos a Pemex como operador y hay contratos que ya están produciendo crudo, ya que en el caso de la segunda y tercera licitación había reservas certificadas 2P y en la 1.3 había campos en producción”, aseguró en entrevista con El Financiero la funcionaria.

Adicionalmente a la fecha nueve petroleras que participaron en la Ronda 1.3 -que incluía campos en producción-, comenzaron a generar sus primeros barriles, con lo que ya aportan regalías al Estado.

Se trata de las petroleras Canamex Energy, Consorcio Manufacturero Mexicano, Consorcio Petrolero 5M del Golfo, Diavaz, Dunas Exploración y Producción, Grupo Mareógrafo, Renaissance Oil, Lifting de México y Strata.

Luis Miguel Labardini, del despacho Marcos y Asociados destacó que a un año de la primer licitación petrolera en México, estamos frente al nacimiento de una nueva industria.

“Hay varias compañías que ya están produciendo crudo aparte, por su cuenta, sin Pemex y esto es un paso histórico, estas compañías producen y pagan en promedio más del 70 por ciento de sus ingresoscomo regalías al Fondo Mexicano del Petróleo y eso es un gran avance para reconocer el valor que tiene el hecho de que haya muchos operadores en lugar de uno solo, que era Pemex”, dijo Labardini.

En tanto Gonzalo Monroy, fundador de la consultora energética GMEC, consideró que en el ámbito petrolero, pasó algo muy positivo, porque se pusieron las bases para diversificar los participantes. 

“Hoy hay 24 nuevas empresas petroleras, además de Pemex, se verá un nuevo aprendizajes y formas de hacer las cosas, Pemex no podría haber hecho estas inversiones que hará hoy el sector privado”, aseveró.

Ambos expertos destacaron la transparencia del proceso.

2.1 y 2.2 TRAERÁN CRUDO PRONTO

Las licitaciones de la Ronda 2.1 y 2.2, que serán anunciadas en breve, incluirán bloques de extracción y exploración en aguas someras y campos terrestres, en los que la expectativa es que su producción se registre en los dos o tres primeros años.

“El enfoque es que estas dos convocatorias están diseñadas para poder producir petróleo relativamente rápido, para empresas con experiencia y áreas geológicas en los que veamos barriles de petróleo en los próximo dos o tres años”, señaló Melgar.

Detalló que en la Ronda 2.1 se licitarán 15 bloques de exploración en aguas someras y para la 2.2 serán 12 bloques en campos terrestres.

Melgar agregó que aprovecharán el aprendizaje de la primera Ronda para tratar de reducir los tiempos de implementación y los costos burocráticos de algunos procesos con miras a tener mejores resultados.

Fuente: El Financiero

Guidelines for Drilling Wells for the Exploration and Production of Hydrocarbons in Mexico

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The National Hydrocarbons Commission (“CNH”) submitted a draft of the Guidelines for Drilling Wells for Exploration and Production of Hydrocarbons (“Lineamientos de Perforación de Pozos para las Actividades de Exploración y Extracción”; the “Guidelines”) to the Federal Commission for Regulatory Improvement (“COFEMER”).

The Guidelines regulate well permitting, design, construction, integrity, maintenance, and abandonment standards and requirements for all oil, gas, and injection wells in Mexico, whether on-shore or off-shore, conventional or non-conventional, and which apply to both private industry and state productive companies.  They regulate best oil field practices and standards for various activities; provide for inspection, audit, and enforcement; and, include provisions on operator and non-operator liability. Operators and non-operators are liable for all damages related to their activities (well drilling, design, construction, completion, and abandonment, etc.), regardless of whether their underlying exploration contracts with CNH or “entitlements” are in effect.

The Guidelines include the following attachments:

  1. Glossary of defined terms.

  2. Regulatory requirements on best practices for the design, construction, termination, integrity, maintenance, and abandonment of wells.  These requirements are considered to be hierarchically one step below official Mexican standards (NOMs), which means that the latter have control over CNH’s referenced regulatory requirements.

  3. Guidelines for registering oil and gas wells and reservoirs/fields.

  4. Guidelines for well-permitting applications.

  5. Guidelines for ensuring well integrity (e.g., casing and cementing requirements and standards).

  6. Format to request administrative registration of wells.

  7. Format to apply for drilling and completion well permits.

  8. Format for applications to modify previously granted well permits.

Copyright: Haynes boone

Hay 23 empresas interesadas en la licitación de la Ronda 1.4: CNH

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Atlantic Rim, BHP Billton, Chevron, China OffShore Oil Corporation, ExxonMobil, Hess México, Inpex, Mitsubishi, Mitsui, Murphy Sur y NBL México, entre otras 12 empresas, se mostraron interesadas en la licitación de la Ronda 1.4 de aguas ultraprofundas en el sector petrolero mexicano.

Así lo informó este viernes el presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Juan Carlos Zepeda Molina, y precisó que las compañías podrán asociarse y formar diversos consorcios: unos con la etiqueta de operadores y otros con la de financieros.

De acuerdo con Zepeda, la CNH ejecutará la licitación y publicará las bases en el marco de la convocatoria de la Ronda 1.4 que se celebrará el próximo 5 de diciembre.

El secretario de Energía Pedro Joaquín Coldwell, quien informó que la licitación de este campo en aguas ultraprofundas se realizará por licitación y cambiará a contrato de licencia, destacó que será la Secretaría de Hacienda la que defina el régimen fiscal a aplicar en dicho contrato.

Las otras empresas que solicitaron entrar al proceso de precalificación hasta el momento son: ONGC Videsh, Ophir Mexico, PC Carigali, PetroCanadá, Petrobras, Pemex, Repsol, Shell, Sierra Oil and Gas, Statoil y Total.

Fuente: Proceso

Over 20 Oil Companies Register for Auction Mexican Gulf Blocks

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For the auction of 10 blocks in waters of the Gulf of Mexico 21 oil companies have registered to participate, among them Spanish Repsol, Norwegian Statoil and French Total, together with Mexican Pemex, it was known today.

British BP, Anglo-Dutch Shell, Chevron and Exxon Mobil, both of the United States have also registered.

These four international megacorporations, which in the past made up the influential group known as The Seven Sisters, and for decades were owners of the Mexican crude, attempt to recover the exploitation of oil fields, says daily La Jornada.

Through the license contract, the National Commission of Hydrocarbons (CNH) allows winner companies to exploit oil deposits.

Up to 1938, before nationalization of the oil industry, decreed by president Lazaro Cardenas, seven foreign companies -five of the U.S. and two British- were owners of Mexican oil.

As it transcended, the seven transnationals were baptized by Enrico Mattei, considered father of the Italian energy industry, as the Seven Sisters.

The opening date for presentation of proposals for handing concessions on exploitation of a máximum period of 50 years of the 10 auctioned blocks, located in deep waters of the Gulf of Mexico, will be set on December 5, 2016.

Copyright: Prensa Latina

Aguas mexicanas del Golfo, la región más explorada hoy

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La Reforma Ergética mexicana del 2013-2014 detonó una revolución en materia de exploración y estudio del subsuelo marino mexicano, al grado de que, en los últimos dos años, la porción mexicana del Golfo de México —55% de las aguas de éste— se ha convertido en la región con mayor actividad exploratoria de hidrocarburos en el mundo, reveló Juan Carlos Zepeda, presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

Lo anterior, gracias a los permisos de exploración superficial que el órgano regulador ha otorgado hasta ahora a 14 grandes empresas geofísicas del mundo —que a la fecha suman ya 34—, lo que ha sido posible gracias al rompimiento del monopolio de exploración que detentaba Petróleos Mexicanos (Pemex), quien en los últimos años careció de recursos financieros suficientes para realizar una mayor y más meticulosa prospección, sobre todo en atractivas zonas como aguas profundas y cuencas complejas como las subsalinas.

“Ésta es la punta de lanza de la reforma energética; si a mí se me pregunta por un dato duro con el cual medir el éxito de la reforma energética, una respuesta es el número de permisos para exploración y la actividad prospectiva que han detonado”, asevera enfático Zepeda Molina, en entrevista con El Economista.

Independientemente del aceptable desempeño de la Ronda Uno de licitaciones petroleras hasta ahora, afirma, es la intensificación de la actividad exploratoria lo que refleja la apuesta de largo plazo de la industria petrolera global en México, “porque si las petroleras están financiando estudios de millones de dólares, es porque están apostándole a que México no sólo va a sacar la Ronda Uno, sino que la información recabada va a servir para las licitaciones que vienen”.

Datos duros: hasta el momento, sólo para exploración superficial, definida ésta como la generación de conocimiento sísmico o, como describe Juan Carlos Zepeda, “un ultrasonido del subsuelo” que permite saber qué recursos hay debajo, las grandes firmas geológicas como TGS, PGS, Schlumberger, EON, entre otras, habrán invertido más de 2,500 millones de dólares en los siguientes tres años, tiempo en el cual lograrán obtener nada menos que 71% de la información sísmica en dos dimensiones (2D) que acumuló Pemex en toda su historia como monopolio de exploración y 3.2 veces la sísmica en tres dimensiones (3D) que logró.

—¿Qué es importante saber sobre la CNH que no ha sido bien conocido hasta ahora?

Cuando vemos a la CNH siempre nos preguntamos por el tema de las licitaciones y eso es muy importante, pero la CNH no es sólo el administrador de contratos y el regulador del sector de hidrocarburos, por ley somos también la agencia del gobierno federal encargada de desarrollar la información, el conocimiento y la inteligencia que le dé el apoyo para definir una política de hidrocarburos de futuro.

Esto se traduce en que la ley refiere que la CNH tiene que crear una instancia que se llama el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH), que en principio tiene como mandato constituirse al migrar toda la información técnica, sísmica, de rocas, fluidos, etcétera, que Pemex ha generado en su historia en materia de exploración y producción —lo cual se concluirá este mes de agosto—, pero hacia adelante recabará toda la información que tanto Pemex como los privados sigan generando. El propósito es contar con la mejor información para fundamentar y emitir recomendaciones robustas al Estado sobre cuáles bloques de hidrocarburos licitar.

—¿Cuál es la naturaleza legal de la nueva información que generen los privados?

La reforma constitucional en materia energética abrió la industria petrolera a la participación de los privados, mexicanos y extranjeros, pero con ello se abrió también la industria de la información, que es la punta de lanza de la reforma. Si una empresa de geofísica dice que hay interés en estudiar tal área, ahora se puede.

No obstante, por ley, toda la información generada será propiedad de la nación, si bien los privados pueden recuperar su inversión gracias a una licencia que les da el derecho de comercializarla por 12 años. Sin embargo, la CNH puede utilizar y explotar la información en beneficio del Estado inmediatamente, para definir si hay potencial para realizar alguna licitación.

—¿Cómo funciona la industria de la información sísmica?

Es otra industria dentro de la industria petrolera. Están las petroleras, Pemex, Shell, Exxon, Total, etcétera, y son ellas las que evalúan los proyectos, toman la decisión y arriesgan el capital, dicen: “vamos a explorar aquí, vamos a perforar, hágase un pozo aquí”. Si encuentran ganancia, bien, pero si no, asumen el costo. Una empresa petrolera es la que arriesga el capital, pero las petroleras no ejecutan, no perforan y no exploran, todo eso lo hacen subcontratistas especializados.

En materia de información, quienes van con los aparatos para generar una onda acústica que genere una reflexión y tener la sísmica tampoco son las petroleras, sino empresas de servicio. Éstas son las que se acercan a partir de la reforma y le dicen a la CNH: “yo quiero un permiso para explorar aquí”, pero cuando se acercan, antes de eso, fueron con las petroleras para preguntarles en dónde les gustaría que les diera el servicio de hacer un estudio sísmico, para lo cual les dan un prefondeo, dado que al final terminarán vendiéndoles la información.

—¿Qué tan rápido se está explorando México?

Lo que la industria me dice, me atrevería a apostar, porque es lo que se dice en la industria, que no hay una zona del mundo que se esté explorando tanto como México ahorita. Estaba en un foro y me decían algunos escépticos de la reforma, “oye es que con la reforma se decía que habría un boom de exploración”, y yo les digo, “¿Qué crees?, que es algo que efectivamente está ocurriendo”. Hay una explosión de información. No hay ninguna otra zona que se explore hoy en el mundo como México.

—¿Hay antecedentes de lo que hoy sucede en México?

En general, todo es práctica internacional, si bien existen innovaciones propias en el diseño mexicano. Esta explosión de información igual ocurrió en Brasil en 1997, seis años después de la apertura de su sector petrolero habían incrementado su acervo de información 50 por ciento.

En Brasil, platicando con mis homólogos de la Agencia Nacional del Petróleo brasileña, me comentaban, por ejemplo, que gracias a los permisos de exploración que dieron se generaron los indicios para descubrir el megayacimiento Presal.

—¿En qué grado de prioridad estaba la exploración en Pemex?

La inversión en exploración que históricamente tenemos es bajísima respecto de cualquier parámetro internacional. Lo que ocurre es que teníamos una de las macrocuencas petroleras más importantes del mundo, el Golfo de México, y más de la mitad de éste, 55% de jurisdicción mexicana, estaba cerrado al mundo y Pemex lo exploraba, pero a un ritmo completamente inferior en relación con el potencial de la macrocuenca.

—¿Qué tanto ha evolucionado la tecnología de exploración y cuál es su impacto?

Muchísimo. La gente puede decir que cómo es posible que la industria internacional esté volcada a explorar México cuando se supone que ya estaba explorado. Sí, pero cuando sales a explorar, a buscar, cada que cambia la tecnología quieres salir a buscar otra vez. Si se te pierde una moneda en el jardín de tu casa puedes salir a buscarla con una lamparita en la noche y es difícil que la encuentres, pero luego si te traen un detector de metales, es obvio que quieras salir otra vez.

Eso pasa en la industria petrolera. Pemex ha tenido mucha información, pero tiene cosas recientes y cosas que son de muchos años atrás. La de aguas profundas es la sísmica más reciente que tomó y es sísmica tridimensional, pero por ejemplo, de la tercera fase de la Ronda Uno, la de campos maduros en tierra, mucha de la información sísmica era de archivos PDF, porque la información era viejísima.

Siete puntos a saber sobre las empresas de la industria de la información sísmica:

A través de ondas de sonido, desarrollan imágenes sobre la geología debajo del subsuelo marino, con el propósito de identificar la presencia de hidrocarburos.

Son independientes de las empresas petroleras, que les pagan para realizar los servicios de exploración superficial.

En México, hasta antes de la reforma energética, sólo Pemex decidía qué se exploraba, pero el sector actualmente se encuentra abierto.

En nuestro país, toda la información que generan pertenece al Estado, pero éste les puede otorgar licencias de comercialización por 12 años.

Las áreas de exploración en México no son exclusivas, por lo que más de una empresa puede obtener información sísmica de una sola área.

Con la información sísmica que recaba, la CNH desarrolla la inteligencia para sugerirle a la Secretaría de Energía qué áreas son atractivas para licitación.

Algunas empresas que ya realizan exploración superficial en el país son Schlumberger, TGS, PGS, Dolphin Group y Petroleum Geo Services.

Ronda 1.4, la más informada

La cuarta fase de licitaciones petroleras de la Ronda Uno (Ronda 1.4), en la que se concursarán bloques de aguas profundas, es la que mayor y más completa información sísmica ha contenido hasta el momento dentro de la ronda, lo que se refleja en el amplio interés mostrado por las petroleras para acceder al cuarto de datos de la licitación, siendo 23 empresas petroleras las que han pagado la entrada.

“Los cuartos de datos de esta licitación son muy grandes; además de que hay información nueva en el mercado. Ésta es la licitación donde hay mucha más inversión en conocimiento”, dijo Juan Carlos Zepeda, presidente de la CNH.

Se trata de la información más reciente recabada por Petróleos Mexicanos (Pemex) mientras aún era el monopolio petrolero del país, la cual incluye proyecciones tridimensionales. El costo del paquete mínimo de información es de 2.5 millones de dólares.

Zepeda Molina dijo que además del acceso básico, diversas petroleras solicitaron adquirir licencias de toda la información sísmica de aguas profundas que México tiene. “Estas empresas entre los paquetes de datos y el pago de la información de aguas profundas a través del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos han pagado 119 millones de dólares. Ése es un dato tremendo”.

El próximo 5 de julio vence el plazo para la entrega de documentación para la precalificación de los interesados en participar en esta licitación y el 24 de agosto se publica la lista de los precalificados. El 4 de noviembre es la fecha límite para modificar la estructura de los licitantes y el concurso se llevará a cabo el 5 de diciembre.

Entre las empresas que han iniciado ya su proceso de precalificación figuran Chevron, Shell, Total, Exxon Mobil, Statoil, British Petroleum, BHP Billiton, Petronas y Pemex.

Farmouts, clave para revertir caída productiva.

Las asociaciones de Petróleos Mexicanos (Pemex) con privados para la exploración y producción petrolera, los llamados farmouts, son el eje de la instrumentación de la reforma energética, pues estas actividades se desarrollarán en las mejores áreas prospectivas, las que se le dieron a Pemex en la Ronda Uno, y de ellas dependerá revertir en lo más próximo la caída de la producción petrolera del país, afirmó Juan Carlos Zepeda, presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

“Estamos en un entorno internacional muy competido, difícil para captar inversiones. Las mejores oportunidades de inversión, en donde están las reservas en donde podemos generar un aumento en los próximos años que revierta la caída de la producción, son las áreas que se le dieron a Pemex”, afirmó el funcionario.

Destacó que existe un atractivo particular en los yacimientos de aguas profundas, los de mayor complejidad y exigencia de recursos de inversión, y ejemplificó con el caso del Golfo de México de jurisdicción estadounidense, en donde se producen 1.4 millones de barriles diarios de petróleo y 80% corresponde a depósitos profundos o ultraprofundos.

“En México se producen cero barriles en aguas profundas y esto nos debe llamar la atención como una oportunidad de inversión porque la geología no conoce de fronteras políticas”, mencionó.

Para la instrumentación de los farmouts, que por ley se definen a través de una licitación (Pemex no puede elegir con quién asociarse), la CNH tiene la encomienda de organizar el concurso de modo transparente y ordenado, proveyendo de toda la información técnica a Pemex y a las secretarías de Energía y de Hacienda.

 

Fuente: El Economista

Firman contratos de fase 3 el 10 de mayo

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El 10 de mayo serán firmados los 25 contratos petroleros que se adjudicaron en la tercera fase de la Ronda Uno petrolera.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó la documentación que ofrecieron las empresas para la firma de los contratos de licencia que se adjudicaron el 15 de diciembre.

El Órgano de Gobierno de la dependencia aseguró que los planes que presentaron en marzo estas empresas permiten la continuidad de las operaciones.

Las empresas que obtuvieron los contratos ofrecieron una parte de sus ingresos brutos al Estado a cambio de enajenar la totalidad de la producción petrolera.

Estas empresas son, en su mayoría, contratistas de Petróleos Mexicanos (Pemex), por lo cual apostaron por los contratos.

La mayoría de los campos tienen producción actualmente y están bajo resguardo de Pemex, que deberá iniciar el proceso de entrega a los contratistas.

Los campos que desarrollarán se encuentran en tierra en estados como Tamaulipas, Nuevo León, Veracruz, Chiapas y Tabasco.

El Gobierno espera una producción pico de 36 mil barriles por día (bpd) de crudo y 205 millones de pies cúbicos por día (mmpcd) de gas. La primera producción se vería en tres años.

México está ejecutando una ronda licitatoria de áreas y campos de hidrocarburos pese a la baja de los precios del crudo que ha llevado a Pemex a recortar su presupuesto y reducir su expectativa de producción de petróleo a 2.13 millones de bpd para este año.

El 5 de diciembre está previsto anunciar los ganadores de los contratos de 10 áreas de exploración y extracción en aguas profundas, la joya de la ronda licitatoria y en donde se presume que existe el mayor potencial de crudo y gas.

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Fuente: Reforma

Nace el Consejo Mexicano de Energía

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La nueva clase empresarial del sector energético, producto de la reforma y la apertura en todo el sector, comienza a moverse y ahora crea un área de cabildeo, negociación, posicionamiento y probablemente de trabajo conjunto con el gobierno.

De la mano de Juan Acra, presidente de la Comisión de Energía de la Coparmex, y la bendición del secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, este martes se presentará en sociedad al Consejo Mexicano de Energía (CME), donde convergen los intereses de todos y cada uno de los empresarios de todos los sectores.

Este organismo cúpula será parte del Consejo Coordinador Empresarial y tendrá en sus filas, por ejemplo, a las comisiones de Energía de la Coparmex y de la Concamin, pero también a otros organismos de representación empresarial como son los gasolineros de la Onexpo Nacional, de José Ángel García; la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi), cuyo presidente es Enrique Hidalgo, de ExxonMobil, y en cuyo seno están todas las empresas petroleras que hay en México, incluyendo a Pemex Exploración y Producción; la Asociación Mexicana de Energía, a cargo de Jaime de la Rosa, y la Amexgas, distribuidores de gas LP, encabezados por Octavio Pérez, que van de la mano de la Asociación Mexicana de Gas Natural, que tiene a Ángel Lárraga, country manager de Gas Natural Fenosa, como cabeza visible.

Si bien se supone que los miembros votarán por el que será presidente de este organismo cúpula, lo que se sabe bien es que Juan Acra, que empezó este proyecto hace unos cuatro meses con varios de sus amigos, lleva mano.

La razón de ser de organizarse en una cúpula empresarial del sector energético tiene que ver directamente con la capacidad de fomentar una interacción cercana entre empresarios y gobiernos, la definición de una agenda pública entre industrias que son complementarias en un área totalmente nueva, y desconocida, para todos. El consejo, lo mismo va a pedir citas con la Comisión Nacional de Hidrocarburos que con la Comisión Reguladora de Energía, dos de los nuevos actores de la reforma, y trabajará en temas conjuntos con la CFE y Pemex.

Uno de los objetivos de los empresarios, el más importante, es cualitativo: consolidar la reforma energética. Dicho en otras palabras, convertirla en irreversible, blindada por los hechos y las oportunidades generadas, en todo caso, que sea imposible dar marcha atrás en cada una de las decisiones tomadas por los empresarios y los organismos reguladores.

Aterrizarla plenamente, sin lugar a dudas, ésa es la meta. Se ha mencionado como un plazo perentorio el primer año del consejo para dar resultados palpables de la cooperación entre las empresas y los reguladores; este trabajo conjunto debe dibujar un panorama muy diferente a través de los resultados obtenidos entre todos.

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Copyright: El Economista

Pemex abrirá a privados 13% de su producción

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La estatal espera el visto bueno de la autoridad para extraer, a través de alianzas, casi 300,000 barriles diarios de petróleo.

Petróleos Mexicanos (Pemex) pondrá a disposición de privados, mediante asociaciones, una producción de 296,940 barriles diarios de crudo, equivalente a 13% de su producción actual, en las migraciones de contratos de exploración y producción (CIEP) y de obra pública financiada (COPF), así como en licitaciones para los farmouts con contratos del nuevo régimen.

La estatal ha solicitado ya la aprobación para producir con terceros en 18 contratos un total de reservas probadas más probables (2P, con un potencial de 50% de éxito comercial) de 4,406 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es decir, 19% de las reservas de este tipo en el país.

La producción de los campos donde Pemex pretende asociarse con contratos del nuevo régimen, ya sea producción, utilidad compartida o licencias, equivale a 34% de lo que extrae hoy en día el mayor activo productor de la estatal: Ku Maloob Zaap, así como a 1.2 veces la producción del gigante Cantarell, según los reportes desagregados por campo de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), al último mes del 2015.

De acuerdo con la Secretaría de Energía, a diciembre del 2015, Pemex ha solicitado la migración de ocho CIEP, dos COPF y el visto bueno para ocho áreas en las cuales la CNH conducirá licitaciones similares a las de la Ronda Uno para encontrarle un socio a Pemex con criterios de experiencia y capacidad técnica en esquemas que se conocen en la industria como farmouts.

El objetivo de estos nuevos contratos será incrementar la inversión de Pemex con apoyo de socios, utilizando los nuevos instrumentos de la reforma energética. Cabe recordar que Pemex sufrió un recorte de 20% de su presupuesto para el 2016, que son 100,000 millones de pesos menos. El año pasado, la estatal redujo en 48% sus ingresos por la caída del precio internacional del petróleo, además de que tuvo un recorte de 62,000 millones de pesos u 11% de su presupuesto, lo que llevó a una caída interanual de 6.9% de su producción petrolera y de 49% de la perforación de pozos.

La nueva dirección de Pemex, encabezada por José Antonio González Anaya, asegura que pretende potenciar los instrumentos de la reforma energética y capitalizar a la estatal, por lo que estos procesos deberán llevarse a cabo a lo largo del 2016.

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Fuente: El Economista 

Ronda 1.4 en aguas profundas seduce a 19 gigantes: CNH

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Las grandes petroleras globales Chevron y Hess Oil and Gas de EU, la noruega Statoil; la anglo-holandesa Shell y la francesa Total, son algunas de las interesadas que ya iniciaron el proceso de precalificación,asegura CNH.

Hasta el momento, 19 empresas distintas han manifestado interés por participar en la cuarta convocatoria para la licitación de 10 contratos de licencia para exploración y producción petrolera en aguas profundas del Golfo de México dentro de la Ronda Uno mexicana, de las cuales siete ya solicitaron acceso a los cuartos de datos y cinco iniciaron el proceso de precalificación, según la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

Caida Petróleo

Las cinco majors globales que iniciaron el proceso de precalificación para concursar por un contrato son: las estadounidenses Chevron y Hess Oil and Gas; la noruega Statoil; la anglo-holandesa Shell, y la francesa Total.

Todas estas firmas cuentan con reservas probadas superiores a 1,300 millones de barriles de petróleo crudo equivalente; las cinco cotizan mediante acciones o capacidad crediticia en los mercados de deuda de Nueva York, Oslo, Londres y París, respectivamente, y todas participaron en lo individual en las dos primeras convocatorias para aguas someras en México, aunque sus ofertas sólo les otorgaron segundos lugares en algunos campos.

A estas cinco firmas, se suman las también estadounidenses Noble Energy —que participó en consorcio en la primera fase y dejó la contienda en la segunda fase— y 
Atlantic Rim —que dejó la contienda de la primera convocatoria a la par de Petróleos Mexicanos, antes de concluir su precalificación— que ya cuentan con acceso a la información geofísica disponible para esta convocatoria, ya sea a través de una licencia de uso del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos o por haber comprado un paquete de datos de la licitación.

Fuente: Economista