Listado de la etiqueta: PEMEX

Mexico Opens Last Round Of Oil Bidding Before Election

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From: Oil Price / Oxford Business Group / 28 April 2017

 

The latest round of open bidding for exploration rights in Mexico’s energy sector received mixed interest, with two further rights sales to take place later in the year.

Of the 35 shallow offshore blocks on offer in the March 27 auction, 16 were sold, with the strongest interest seen in blocks in the Sureste Basin – in the south-eastern portion of the Gulf of Mexico – where all eight offerings found buyers.

Mexico’s state-owned oil producer, Petróleos Mexicanos (Pemex), won seven of the blocks on offer, one in its own right and six more in partnership with overseas energy firms.

Fourteen oil majors were pre-qualified to bid alongside 22 consortia. France’s Total was the biggest winner in the Sureste Basin, coming away with the largest share of three blocks coverin­­g a total of 2342 sq km. It received two of these as part of a consortium with Pemex, and one with BP and Pan American.

The Ministry of Energy estimates that developing and operating the 16 blocks will require investment of $8.6 billion over the lifetime of the deposits.

Related: How High Can Trump Push Oil Prices?

Overall response to the auctions was slightly muted, with local and international majors showing some caution when making offers, partly due to the upcoming presidential election in July 2018, which has sparked concerns about potential changes to energy sector policy and rising supply in the market.

Auctions for shale deposits set for September

Indeed, the March auction was the first of up to three rights sales to be staged this year, with the remaining two land bids scheduled for late July and early September. The former will cover a total of 37 contractual areas in Burgos, Tampico-Misantla-Veracruz and the Sureste Basin.

The September round of bidding will be particularly notable, as it will be the first time that development rights for shale deposits have been auctioned off in Mexico.

Depleting natural gas reserves and high potential for shale – the country has 545trn cu feet of technically recoverable sources of shale gas, according to the World Resources Institute – have driven Mexico to accelerate development of the industry.

Early last month the energy sector regulator, the National Hydrocarbons Commission (Comisión Nacional de Hidrocarburos, CNH), called for bids on nine blocks in the Burgos Basin – located in the state of Tamaulipas, in the north-west of the country – to be auctioned off in September.

The blocks contain an estimated 1.1 billion barrels of oil equivalent (boe), and winning bidders will have the right to conduct exploratory work for conventional oil and gas, as well as any shale deposits identified.

Energy reform supports private sector development

The successive rounds of auctions for exploration and production rights are the keystone of Mexico’s energy reform policy. Launched in 2013, the reforms ended Pemex’s upstream and downstream monopoly, and offer the country the potential to generate $1trn of foreign direct investment by 2040, according to the Mexican Association of Hydrocarbons Companies.

 

From: Oil Price / Oxford Business Group / 28 April 2017

 

 

 

 

Mexican Oil Giant Pemex Seeks Partners to Drill in 7 Southern Areas

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FROM: Sputnik News / 27 April 2017

 

MEXICO CITY (Sputnik) – Mexico’s state oil giant Pemex is looking for partners in joint ventures that will drill at seven onshore areas in the country’s south, the national hydrocarbons authority said Thursday.

Contracts for drilling in the states of Veracruz, Chiapas and Tabasco will be signed for a period of 35 to 40 years with a possibility of a ten-year extension, according to the National Hydrocarbons Commission.

Mexico has been overhauling its energy sector since late 2013. The reform ended almost 80 years of Pemex’s monopoly by allowing foreign investments and contracts with private businesses.

 

FROM: Sputnik News / 27 April 2017

 

El gigante petrolero mexicano PEMEX busca socios para perforar en 7 áreas del sur del país

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FROM: News-Front / 27 Abril 2018

La petrolera estatal mexicana Pemex está buscando socios en empresas conjuntas que perforarán en siete áreas terrestres en el sur del país, informó el jueves la autoridad nacional de hidrocarburos.

Los contratos de perforación en los estados de Veracruz, Chiapas y Tabasco se suscribirán por un período de 35 a 40 años con la posibilidad de una prórroga de diez años, de acuerdo con la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

México ha estado revisando su sector energético desde fines de 2013. La reforma puso fin a casi 80 años del monopolio de Pemex al permitir inversiones extranjeras y contratos con empresas privadas

FROM: News-Front / 27 Abril 2018

Petróleo mexicano se acerca a los 61 dpb

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FROM:  Notimex y Reuters / El Financiero  19 de Abril  del 2018 

La mezcla mexicana registró su tercer aumento consecutivo y llegó a un nuevo máximo desde el 2 de diciembre de 2014, cuando su cotización superaba los 61 dólares el barril.

Pemex informó que el barril de petróleo de exportación subió 1.18 por ciento –equivalente a 71 centavos– para llegar a los 60.85 dólares. En las últimas tres sesiones, la mezcla acumula una ganancia de 2.33 dólares.

Los precios del petróleo se mantuvieron al alza luego que un panel técnico de miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y estados externos al bloque diera a conocer que el exceso global de suministros ha sido virtualmente eliminado, gracias en parte a los recortes en los niveles de extracción liderados por el cartel desde enero de 2017.

Una fuente con conocimiento del tema dio a conocer sobre una reunión entre la OPEP y sus aliados en Arabia Saudita, en donde los asistentes coincidieron en que el mercado de crudo se reequilibrará durante el trimestre.

Por su parte, Banco Base explicó en una nota de análisis que el incremento en el precio del petróleo se dio ante la expectativa de que los fundamentales se reequilibrarán en el corto plazo, luego de que la Administración de Información Energética (EIA) reportara que durante la semana pasada los inventarios de crudo en Estados Unidos disminuyeron 1.07 millones de barriles.

Otro factor que impulso los precios fue que en la reunión también se mencionó que Arabia Saudita está buscando llevar el precio del Brent, tipo de crudo parecido al producido por los saudís, a 100 dólares por barril, mientras que Rusia no buscará cambios en el acuerdo de recorte en la producción, a pesar de que el objetivo original del acuerdo está cerca.

Este escenario llevó el precio del Brent a 73.78 dólares el barril, luego de un alza de solo 30 centavos; en tanto que el crudo tipo West Texas Intermediate (WTI) observó una pérdida de 18 centavos y se vendió en 68.29 dólares.

FROM:  Notimex y Reuters / El Financiero  19 de Abril  del 2018 

LOS SEGUROS QUE SE REQUIEREN EN LA MIGRACIÓN DE LOS CONTRATOS DE PEMEX

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La Reforma Energética, le dio la facultad a Pemex de elegir entre las diversas alternativas existentes,  la más conveniente para operar los campos  que recibió en la Ronda Cero.

Toda vez que se trata de operar en un esquema distinto al que utilizo por muchos años, el término elegido para referirse a estas alternativas, es el de “migración”, de tal manera que Pemex puede elegir entre “migrar sin socio” o “migrar con socio”.

La migración sin socio implica únicamente adoptar las nuevas características de los contratos de exploración y extracción, lo que para Pemex implica obtener mejores condiciones fiscales.

La migración con socio, se puede realizar por dos vías: 1) A través de asociaciones estratégicas con empresas petroleras “Farmouts”, para lo cual es necesaria la realización de un proceso de licitación pública, organizado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH)  o, 2) mediante la conversión de los Contratos Integrales de Producción y Servicios (CIEPS) y Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) -que son contratos de servicios que se pagan en efectivo y no están ligados a la producción- a Contratos de Exploración y Extracción (CE&E) para operar bajo las modalidades de licencia, utilidad compartida o producción compartida.

Este último esquema es opcional para los contratistas, toda vez que de conformidad con el artículo transitorio vigésimo octavo de la Ley de Hidrocarburos, los CIEP´s y COPF´s“… no sufrirían modificación alguna en sus términos y condiciones”, pero las partes están en su derecho de solicitar conjuntamente a la Secretaría de Energía (SENER), la migración de la asignación a un CE&E, sin necesidad de agotar un procedimiento de licitación, sino simplemente con base en los lineamientos técnicos y condiciones económicas establecidos por la SENER y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, respectivamente.

La migración, entonces, implica adoptar un nuevo esquema contractual con ciertas ventajas (como las fiscales), pero también con todas las obligaciones derivadas del CE&E. Una de ellas es la contratación de los seguros.

Si bien es cierto, que los contratistas de Pemex debían contar con seguros aún en el esquema anterior, ahora la obligación que nace del CE&E está regulada a través de las Disposiciones  Administrativas de Carácter General en materia de Seguros (DACGS), donde se establecen los elementos, características y montos con los que deben contar los seguros.

Es importante poner especial atención en la contratación de seguros en los esquemas con socios, ya que si bien la obligación formal de la contratación de los seguros recae en el operador, los socios deberán realizar su aportación de acuerdo con su porcentaje de participación.

Son diversas las particularidades de la contratación de seguros para las migraciones, por eso NRGI Broker, te ofrece la asesoría que necesitas para cumplir sin contratiempos ante las autoridades reguladoras.

En NRGI Broker, somos expertos en seguros para exploración y extracción. Acércate a nosotros, con gusto te atenderemos.

Los seguros que se requieren en la migración de los contratos de Pemex

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Pemex tiene la facultad de elegir entre diversas alternativas la forma de operar los campos que recibió en la Ronda Cero.

 

Toda vez que se trata de operar en un esquema distinto al que utilizó por muchos años, el término elegido para referirse a estas alternativas, es el de “migración”, de tal manera que Pemex puede elegir entre “migrar sin socio” o “migrar con socio”.

 

La migración sin socio implica únicamente adoptar las nuevas características de los contratos de exploración y extracción, lo que para Pemex implica obtener mejores condiciones fiscales.

 

La migración con socio, se puede realizar por dos vías:

  1. A través de asociaciones estratégicas con empresas petroleras “Farmouts”, para lo cual es necesaria la realización de un proceso de licitación pública, organizado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH)
  2. Mediante la conversión de los Contratos Integrales de Producción y Servicios (CIEPS) y Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) -que son contratos de servicios que se pagan en efectivo y no están ligados a la producción- a Contratos de Exploración y Extracción (CE&E) para operar bajo las modalidades de licencia, utilidad compartida o producción compartida.

 

Este último esquema es opcional para los contratistas, toda vez que de conformidad con el artículo transitorio vigésimo octavo de la Ley de Hidrocarburos, los CIEP´s y COPF´s“… no sufrirían modificación alguna en sus términos y condiciones”, pero las partes están en su derecho de solicitar conjuntamente a la Secretaría de Energía (SENER), la migración de la asignación a un CE&E, sin necesidad de agotar un procedimiento de licitación, sino simplemente con base en los lineamientos técnicos y condiciones económicas establecidos por la SENER y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, respectivamente.

 

La migración, entonces, implica adoptar un nuevo esquema contractual con ciertas ventajas (como las fiscales), pero también con todas las obligaciones derivadas del CE&E. Una de ellas es la contratación de los seguros.

 

Si bien es cierto, que los contratistas de Pemex debían contar con seguros aún en el esquema anterior, ahora la obligación que nace del CE&E está regulada a través de las Disposiciones Administrativas de Carácter General en materia de Seguros (DACGS), donde se establecen los elementos, características y montos con los que deben contar los seguros.

 

Es importante poner especial atención en la contratación de seguros en los esquemas con socios, ya que si bien la obligación formal de la contratación de los seguros recae en el operador, los socios deberán realizar su aportación de acuerdo con su porcentaje de participación.

 

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Energy Reform Could Generate $1T in Foreign Investment for Mexico by 2040

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FROM:  Natural Gas Intelligence / Ronald Buchanan / 19 de marzo de 2018

 

Mexico’s energy reform could generate $1 trillion of direct foreign investment by 2040, said leaders of the industry lobby, Mexican Association of Hydrocarbon Companies, earlier this month.

The association, known by its Spanish acronym Amexhi, was presenting its Agenda 2040, a huge volume that reviews the industry’s past, from its origins at the beginning of last century; the present, including current uncertainties; and a future through 2040 that would «transform Mexico.»

Amexhi President Alberto de la Fuente admitted that the investment goal is ambitious.

The Agenda presupposes that power and hydrocarbons would account for  4% of gross domestic product by the target date. And, de la Fuente emphasized, it would require accurate instrumentation of the reform’s precepts, «as well as the resolution of challenges that are a legacy of the previous model.»

The defense of the Agenda would require four watchwords, he added: «Steadfastness, competence, transparency and knowledge.»

Amexhi has taken pains to remain neutral during the current campaigns for Mexico’s July 1 presidential election.

«All the candidates have shown interesting elements in their policy statements,» said Enrique Hidalgo, president of ExxonMobil Exploracion y Produccion Mexico, and the coordinator of Agenda 2040.

Some of the industry group’s sympathizers, however, have claimed that the pronouncements of the current leader in the race, Andres Manuel Lopez Obrador, who helms the left wing nationalist Morena party, has been less than steadfast in support of the reform. They also claim that his proposal for new refineries show a lack of understanding of the industry.

At the moment, the No. 2 in the race is Ricardo Anaya, leader of the National Action Party, the traditionally pro-business PAN. But Anaya has yet to issue any policy statements on energy.

Anaya also has embraced policies of left-wingers with whom he has formed an alliance. With them, he signed a statement of «No to the gasolinazo» — the liberation of gasoline prices.

Running third in the opinion polls is senior technocrat Jose Antonio Meade of the incumbent Institutional Revolutionary Party, the PRI. Meade was hand-picked by President Enrique Pena Nieto.

Meade’s loyalty to the energy reform has not been questioned. However, his loyalty to Peña Nieto has so far placed a political millstone around his neck. Pena Nieto is said to be the most unpopular Mexican president since political opinion polls were first published in the nation late in the 20th century as its democratic era began to dawn.

The democratic dawn has begun late for the former state monopolies of oil and natural gas, Petroleos Mexicanos (Pemex) and power, Comision Federal de Electricidad, the CFE.

Neither is free to set a budget, as Congress and the Finance ministry keep a tight grip on their spending. The Pemex and CFE unions, particularly that of Pemex, have corporate powers that go well beyond the defense of the interests of the workers in terms of pay and conditions.

The challenge are considerable, said senior analyst Arturo Carranza of Mexico’s National Institute of Public Administration. But, he added, the rewards are realistic.

Agenda 2040 proposes 15 bid rounds to lease oil and gas acreage. Since the 2013-14 reform was enacted, there have been two rounds featuring eight separate completed lease auctions. Three auctions are currently underway for the third round.

«But the pace has been stepped up and it can be pushed further,» Carranza said. «The country’s potential is beyond question for the industry. And the government has to do its part by identifying opportunities that the companies can grasp. In return, it can reap the benefits, such as royalties, on behalf of the nation.

«At the same time, the government has to cast off the restrictions on the budgets of Pemex and the CFE,» he added.

De la Fuente said at the presentation that about 80% of the nation’s oilfields are currently in decline, «but the best tool that’s available to revert the trend is the energy reform.»

 

 

FROM:  Natural Gas Intelligence / Ronald Buchanan / 19 de marzo 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

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

Pemex prepara nuevos campos para asociarse con empresas privadas

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FROM: Expansion MX / Edgar Sigler / 8 de Enero de 2018

CIUDAD DE MÉXICO (Expansión) -Pemex prepara una nueva ronda de campos, que busca agrupar en siete clústers, en los que buscar nuevos socios a través de los llamados ‘farm outs’ o asociaciones con empresas privadas.
La petrolera mexicana planea poner al mercado estos grupos de campos durante 2018, según datos de una presentación a inversionistas. A ellos se sumará de nuevo el bloque Ayín-Batsil, que el año pasado no logró encontrar socios en una licitación.

Todos los campos se encuentran en zonas terrestres entre Tabasco, Chiapas y Veracruz, y suman unas reservas 3P —las reservas totales, incluyendo las que quizá no puedan extraerse— de 392 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. El monto de estos clústers, que se componen a su vez de pequeños campos, es similar a los 359 millones de barriles de reservas 3P de Ayín-Batsil, un bloque en aguas poco profundas que Pemex licitó sin éxito el año pasado.

Estos son los bloques que pueden salir a concurso este año:

Los farmouts de Pemex en 2018

Los farmouts de Pemex en 2018  La petrolera mexicana busca socios para explotar estos siete clústers de campos en tierra.

 

La presentación de la petrolera no detalla en qué momento piensa lanzar a concurso estos clústers, y anticipa que el bloque Ayín-Batsil debe salir para el primer semestre del año. Pemex no estuvo disponible de inmediato para responder a la petición de entrevista de Expansión.

La compañía que ahora dirige Carlos Treviño, tras la salida de José Antonio González Anaya a finales del año pasado, ya ha logrado hacerse con tres socios a través de los proceso de ‘farm outs’, uno en aguas profundas, con el campo Trión, y otros dos en aguas someras.

Pemex espera que estas asociaciones le permitan impulsar la exploración y explotación de áreas a las que no ha podido destinar la suficiente inversión. La petrolera mexicana quiere repuntar sus niveles de producción, que llevan declinando desde 2004.

La petrolera mexicana agrupará pequeños campos en tierra, entre Tabasco, Chiapas y Veracruz, para lanzar licitaciones este año con las que buscará asociarse con empresas privadas.

pemex mc

FROM: Expansion MX / Edgar Sigler / 8 de Enero de 2018