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Pemex simplifica proceso en farmouts

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From: La Razón Online / 12 de Diciembre de 2017

El director general de Petróleos Mexicanos (Pemex), Carlos Alberto Treviño Medina, aseguró que buscarán simplificar los procesos de farmouts o asociaciones.

En una reunión con representantes de medios de comunicación, sostuvo que llega a la empresa con toda la energía para continuar con los cambios, mejoras, disciplinas de operación y el manejo de presupuesto, implementadas por José Antonio González Anaya.

“Cerramos a tambor batiente, con mucha expectativa con lo que viene el año que entra, estamos decididos a simplificar los procesos de los farmouts; a seguir aprovechando la Reforma Energética y a mantener esta disciplina del manejo de los recursos”, afirmó. Treviño Medina.

El director de la empresa productiva del Estado manifestó que esto le ha brindado a Pemex un par de años muy positivos, al cumplir metas y generar flujos positivos.

Por lo que resaltó que “cerramos con un año de continuidad y ofreciéndole al equipo de Pemex esta plataforma de mucha mejor relación con las autoridades federales, como son las secretarias de Hacienda y Energía”.

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From: La Razón Online / 12 de Diciembre de 2017

Pemex Likely to Return Very Small Amount of Fields to State: CEO

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By Adam Williams and Lucia Kassai

«Petroleos Mexicanos plans to develop most of the 120 oilfields the government granted the state-owned company, returning «only a very low percentage,» according to the company’s chief executive officer.

The production regions were given to Pemex, as the company is known, when Mexico’s oil industry opened to private competition in 2014. Pemex had three years to invest in the fields or return them to the regulator to be auctioned in future bidding rounds.

As the three-year deadline nears, Pemex is likely to maintain the majority of these fields, Jose Antonio Gonzalez Anaya, the company’s CEO, said in a Bloomberg Television interview from Houston.

«We are trying to make progress to make sure we meet the regulator’s requirements, especially the ones where we know there is oil and where there is production,» he said. «I think we will develop the fields that have been assigned to us.»

Appointed as Pemex’s CEO last year, Gonzalez Anaya’s impact on the company’s ailing financial standing has been immediate. After four years of losses, Pemex yesterday reported first-quarter earnings of 87.9 billion pesos ($4.6 billion).

«The last time we posted a profit the price of oil was $100 per barrel. To post a profitable result when the price of oil is around $40 is important,» Gonzalez Anaya said. «This is no small achievement.»

Production Growth

Pemex, which has seen oil output fall every year since 2004, hopes production will stabilize this year and possibly increase as soon as 2018, he said. In addition to joint ventures planned in onshore, shallow and deep waters fields, Pemex is also looking to «cluster small allocations and small fields so that we can migrate them together,» he said.

The company is counting on a recently implemented oil price hedge — independent of the Mexican government’s hedging program — to give Pemex «some degree of certainty to our investment and to our planning,» Gonzalez Anaya said. Pemex, which hadn’t hedged independently from the government in 11 years, will likely use the tool again next year, he said.

Pemex will also seek additional hydrogen unit joint ventures at its refineries, similar to the partnership signed with Air Liquide SA in February at the Tula refinery, he said.

“This model will be replicated for other refineries, and I think things will run much better,” Gonzalez Anaya said of the additional partnerships planned for refineries.»

4 de mayo de 2017 13:04 GMT-5

Bloomberg

Down 10%, Mexico Oil Reserves Gone in 9 Years without New Finds

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«Mexico’s existing oil reserves are dwindling so fast the country could go dry within nine years without new discoveries.

That’s the message from the National Hydrocarbons Commission, which said Friday that the reserves fell 10.6 percent to 9.16 billion barrels in 2016, from 10.24 billion barrels a year earlier. Once the world’s third largest crude producer, Mexico’s proven reserves have declined 34 percent since 2013.

The decline in proven reserves is driven by record-low drilling activity the last three years, according to CNH Commissioner Hector Acosta. State-owned producer Petroleos Mexicanos drilled 21 wells last year, a record low, after averaging 31 per year since 2010.

«If there isn’t drilling, it is going to be difficult to incorporate new finds,» Acosta said. «The production figures and indicators that we are observing, tell us that there are flaws in the drilling activities being carried out by Pemex.»

The diminished production comes from a combination of reduced investment and the continued maturation of fields, said Cesar Alejandro Mar, Adjunct Director of Reserves. He set 8.9 years as a time frame for the reserves to run out if no new exploration occurs.

Pemex, meanwhile, said in an e-mailed statement that it added 684 million barrels of probable crude to the reserves last year, and “will continue working to increase reserves and restitution rates to higher levels.»

Monopoly End

Mexico ended Pemex’s production monopoly in 2013 to let private operators develop oil in the country for the first time since the 1930s. Production is set to fall below 2 million daily barrels this year, the lowest levels since 1980, Pemex has said. Overall, crude production has declined every year since 2004.

Given increased crude development activity anticipated in the deep waters of the Gulf of Mexico by private producers, the country’s production is forecast to climb to 3.4 million barrels a day by 2040, according to a report by the International Energy Agency.

Italian producer Eni SpA, which won rights to develop a Gulf of Mexico field in 2015, recorded the country’s offshore find by a foreign company in more than seven decades on March 23.

“Mexico isn’t the only country that has seen its reserves diminished during a difficult time for the industry worldwide,” said Juan Carlos Zepeda, a CNH Commissioner, when the numbers were released. “International oil companies are just now starting to return to an improved investment rhythm.»

by Adam Williams /  Bloomberg

31 de marzo de 2017

 

 

 

 

Hoy, convocatoria para segunda asociación de Pemex

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Luego de las firmas de los contratos tanto de licencia con el Estado como de operación conjunta con su primer socio para desarrollo de un campo en Trión, Petróleos Mexicanos (Pemex) lanzará este lunes la convocatoria de su segundo farmout para llevar a cabo actividades de exploración y extracción en el área Ayín-Xulum mediante un contrato de producción compartida en aguas someras mexicanas.

Durante la aprobación de la migración de estas dos asignaciones a contratos el órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) detalló que en estos campos, ubicados en la Sonda de Campeche, la asociación permitirá aumentar 2.8 veces las inversiones, al pasar del escenario sin socio de 831 millones de dólares a 2,335 millones de dólares para la extracción de 51,000 barriles (2.5% de la producción actual) en el pico de producción de los campos en el 2026. En estos campos sólo se ubica el pozo exploratorio Batsil y el plan de migración contempla la perforación de nueve pozos más en estas áreas que no han tenido producción.

Dado que ya existe una perforación en el área, que, según la dirección de Pemex Exploración y Producción (PEP), tiene un costo de alrededor de 100 millones de dólares, habrá un acarreo para el potencial socio de Pemex.

Si se realiza el mismo proceso de adjudicación que tuvo el campo Trión, la segunda licitación para encontrarle socio a Pemex en Ayín-Xulum se llevará a cabo el 15 de junio a la par del evento de adjudicación y fallo de los 15 contratos de producción compartida también en aguas someras.

Firma De Contratos

Asimismo, se concretará la firma del resto de los contratos de licencia de la cuarta licitación de la Ronda Uno -ya que la semana pasada se firmó el del bloque 3 Norte de Cinturón Plegado Perdido con el consorcio entre Pemex, Chevron e Inpex-, por lo que también este lunes la CNH instruirá que se lleven a cabo los de las áreas 1, 2 y 4 del Cinturón Plegado Perdido, adjudicadas a China Offshore Oil Corporation, al consorcio entre la francesa Total y la estadounidense Exxon Mobil y, nuevamente, a la estatal China Offshore, respectivamente.

El regulador también aprobará las firmas en las áreas ubicadas en la Cuenca Salina del Golfo, donde los bloques 1 y 3 fueron adjudicados al consorcio integrado por la noruega Statoil, la británica BP y la francesa Total; el bloque 4 quedó en manos del consorcio entre la malaya PC Carigali y la mexicana Sierra Offshore, y el bloque 5 será operado por otro consorcio, en el que participan PC Carigali y Sierra, junto con la estadounidense Murphy Energy y la británica Ophir.

El proceso de farmout 
para encontrarle socios a Pemex

 Después de que Pemex realiza la migración del modelo de asignación de alguno de sus campos a un contrato de extracción del nuevo régimen, solicita a la CNH que conduzca una licitación similar a la de las Rondas para encontrarle socio. El regulador publica la convocatoria, contrato y bases de licitación entre el Estado y la potencial sociedad, mientas que Pemex publica a su vez sus condiciones y el acuerdo de operación conjunta. El potencial socio oferta regalías mínimas porcentuales para el Estado junto con otros criterios de adjudicación, como bonos a la firma y asume las condiciones y la proporción de participación en el contrato que el gobierno y Pemex ofrezcan.

 

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Karol García / El Economista

 Mar 5, 2017 |23:26

Los líderes de México, Estados Unidos y Canadá hablan sobre reforma energética

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La reunión a celebrarse el próximo 29 de junio en Ottawa marcará el primer encuentro entre los líderes de México, Estados Unidos y Canadá

El vicepresidente de Estados Unidos, Joe Biden, dialogó vía telefónica con el presidente de México, Enrique Peña Nieto, sobre los prospectos de una integración energética más profunda entre ambos países, informó la Casa Blanca.

Durante su conversación telefónica, Biden y Peña Nieto pusieron de relieve la importancia que tiene México para Estados Unidos como un socio bilateral y líder regional en Latinoamérica.

“Los dos líderes discutieron el prospecto de una profunda integración energética, de cara a la Cumbre de Líderes de Norteamérica en Canadá”, apuntó la Casa Blanca en un comunicado.

La reunión a celebrarse el próximo 29 de junio en Ottawa marcará el primer encuentro entre los líderes de México, Estados Unidos y Canadá en el que participará el primer ministro canadiense Justin Trudeau.

En febrero pasado, durante el Diálogo Bilateral México-Estados Unidos sobre la integración de los sistemas energéticos Quadrennial Energy Review (QER), el secretario de Energía de México, Pedro Joaquín Coldwell, dijo que la reforma energética abre nuevas oportunidades de integración entre ambos países.

Como parte de esta integración energética, se construyen gasoductos de internación con Estados Unidos y se expande la red de líneas de transmisión eléctrica que permiten aumentar el comercio y asegurar la suficiencia de recursos energéticos entre los dos socios comerciales.

En tal sentido, informó que el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) está en pláticas con empresas estadunidenses para el desarrollo del proyecto de interconexión entre Nogales, Sonora (México), y Tucson, Arizona (Estados Unidos).

Además se revisa la realización de obras específicas para el cierre entre los sistemas de interconexión de Baja California y la Red Nacional, que afectarán de manera positiva el intercambio de energía y dará mayor estabilidad a los sistemas eléctricos de los dos países.

Frente a este escenario se estudia ya la viabilidad de construir una línea de transmisión que vaya del Este al Oeste de México, a lo largo de la frontera con Estados Unidos.

Biden y Peña Nieto abordaron además temas domésticos como la reforma judicial en México y reafirmaron la cooperación bilateral en materia antidrogas, de seguridad y comercio.

La conversación telefónica ocurre después de la que el mandatario mexicano sostuvo con su colega estadunidense Barack Obama la semana pasada en ocasión de la conmemoración de la batalla del 5 de mayo, y en anticipación de su próximo encuentro en Canadá.

 

Fuente: Uno más Uno 

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 

New provisions for the use of associated natural gas

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The new technical provisions emitted by CNH (National Hydrocarbons Commission) came into effect January 8th, which include the use and maximization of  the economic value of associated natural gas in the exploration and extraction of hydrocarbons.

The main objective of these provisions is the structuring of programs based on procedures, requirements and criteria to define the goal of taking advantage of natural gas associated by holders of allocations and contracts for exploration and extraction of hydrocarbons, both in non-conventional and conventional deposits.

For this purpose, the CNH will convene through hearings Petroleos Mexicanos (Pemex) that jointly review manifests or use programs delivered to the Commission. Whatever is derived from the review, a work plan will be established so that in 2016 Pemex can present the Programas de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado for each current assignment. PEMEX may refer to the Commission for consideration, modifications to use with the Programas de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado as a result of the presentation for approval or modification of plans.

Finally, it is important to mention that these provisions are of general observance and compulsory for oil operators carrying out activities of exploration and extraction of hydrocarbons, which involve extraction and utilization of associated natural gas.

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