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La reforma energética en México y la producción de crudo

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La Reforma Energética mexicana, ha sido calificada por Faith Birol (Director de la Agencia Internacional de Energía) como una de las más “profundas y amplias” que han sido implementadas en los últimos años a nivel mundial y a su vez aseguró que no sólo era el mejor camino para México sino el único posible, pues con el modelo anterior en el que Petróleos Mexicanos (Pemex) era un monopolio, llegaría el momento en que no sería capaz de satisfacer las necesidades energéticas del país a mediano y largo plazo.

Sin embargo ante el aumento de la producción que se prevé con las 11 licencias de exploración y producción en aguas profundas del Golfo de México, dentro de la cuarta licitación de la Ronda Uno y la asociación de un privado con Pemex en el campo Trión se presenta otra problemática relacionada con el transporte, recepción y almacenamiento de crudo y derivados en puertos mexicanos ya que se va a requerir aumentar su capacidad en un 72%, lo cual equivale a una inversión de 62,000 millones de pesos

En el 2015, la capacidad total de los puertos nacionales permitió recibir, almacenar y transportar tierra adentro 290 millones de toneladas; el plan con las adjudicaciones de las rondas petroleras será llegar a 500 millones de toneladas anuales, para lo cual se necesita ampliar la capacidad de almacenamiento y las vías de transporte en tierra, principalmente de los puertos de Tuxpan, Matamoros, Tampico, Altamira y Veracruz.

Cabe mencionar que los resultados de esta reforma ya están entrando en actividad, eso lo vimos el pasado 31 de Octubre, cuando Pan American empezó con actividades de perforación en el bloque de Hokchi ubicado en el estado de Tabasco.

De igual manera hemos visto algunos cambios que se han hecho para la licitación de la asociación de una empresa privada con Pemex para la explotación del bloque de Trión.

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Presentan bases definitivas para licitantes de Trion

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La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) publicó finalmente la versión definitiva de las bases de licitación, el contrato de licencia y el de operación conjunta con Petróleos Mexicanos (Pemex) en el campo Trion en aguas profundas, en que el operador tendrá la misma participación que la estatal, 40%, incluso en consorcio, además de que no deberá presentar una garantía corporativa en caso de incumplimiento para asociarse con la petrolera mexicana, que a su vez sólo podrá tener una presencia máxima de 10% de los trabajadores en la operación de este primer farmout.

Así, el 5 de diciembre podrán presentar propuestas licitantes en lo individual, que tendrán una participación de 60% en el contrato, contra 40% de Pemex; también podrán presentar consorcios de hasta tres participantes en los cuales se aumentó de 30 a 40% la participación del operador líder del proyecto, con lo que un socio con experiencia en operación podrá tener 20% o repartir su participación con un posible socio financiero.

En sesión extraordinaria del regulador, Pemex desistió finalmente de pedir la garantía corporativa de 10,000 millones de dólares en cartas de crédito cobrables en caso de incumplimientos de sus socios, ya que, a decir del director jurídico de la estatal, Jorge Eduardo Kim Villatoro, se estaría duplicando, pues se tiene que presentar para que las empresas se asocien con el Estado.

También se modificó la facultad de Pemex de remover por sí solo al operador; ahora deberán estar de acuerdo los socios no operadores, en una votación en que se supere 80% del consenso. Finalmente, se redujo a 10% la presencia máxima de trabajadores de la estatal, que siguen contratados por Pemex y sólo podrán permanecer hasta dos años en la operación de Trion.

Las reglas definitivas para 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 40% 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.

Las firmas presentarán una garantía por 10,000 millones de dólares por incumplimiento, únicamente ante la CNH.

El plan de negocios de Petróleos Mexicanos (Pemex) 2016-2021 considera medidas que revitalizarán la actividad petrolera en el mediano y largo plazo, con lo cual retomará la fuerza como generador de crecimiento e incidirá positivamente en los niveles de competitividad de la economía del país, aseguró el sector privado.

El Centro de Estudios Económicos del Sector Privado (CEESP) destacó que el nuevo plan busca un saneamiento financiero que permitirá alcanzar un superávit primario de 8,400 millones de pesos en el 2017, después de cuatro años seguidos con déficit.

También anuncia que su balance financiero negativo en 149,000 millones de pesos se espera para este año se revierta para que en cinco años se obtenga un superávit de 43,000 millones de pesos.

Expuso que, además de la estrategia de reducción de costos, la estrategia de farmouts contribuirá para que la producción se incremente 15% hacia el 2021.

El CEESP destacó que también será posible que con la mayor actividad privada, la recaudación y el flujo de recursos de Pemex se incrementen, lo que fortalecería su situación financiera.

Fuente: El Economista

Interesadas en Trión podrán participar individualmente

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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.

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Fuente: El Economista

Amplían plazos para analizar cambios en licitación de Trión

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La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) amplió el plazo para que los interesados en la licitación por la primera asociación o farmout de Petróleos Mexicanos (Pemex), en el campo de aguas profundas Trión, analicen los recientes cambios a las bases de licitación y al acuerdo de operación conjunta, aunque la fecha de apertura de propuestas se mantuvo para realizarse el 5 de diciembre.

Martín Álvarez Magaña, director general de Licitaciones de la CNH, explicó en sesión extraordinaria del órgano de gobierno del regulador que a solicitud del director general de Pemex, José Antonio González Anaya, se otorgará una semana más para que los interesados revisen las nuevas condiciones. Con ello, la fecha límite para que envíen preguntas pasó del 3 al 10 de octubre y la publicación final de las bases, contrato y acuerdo de operación conjunta cambió del 7 al 14 de octubre.

La semana pasada, se realizaron modificaciones a las bases de licitación y al acuerdo de operación conjunta del campo, y dado que fueron realizadas a solicitud de la industria, vuelven más atractiva la licitación.

Entre las modificaciones principales, se redujo de 45 a 40% la participación de Pemex Exploración y Producción, se ajustó de 20 a 15% el personal que Pemex podrá comisionar en el campo y se definió que las garantías financieras solicitadas a las empresas tendrán vigencia sólo durante el acarreo del contrato.

Además, se estableció que Pemex sólo podrá remover al operador durante la etapa de acarreo y por dos causas: si la CNH denuncia incumplimiento o si no subsana esta denuncia, además de que no podrá votar si no está al corriente en inversiones y tendrá un mecanismo para que los socios lo obliguen a pagar adeudos vendiendo parte de su participación; mientras que asumirá la responsabilidad y el pago por daños preexistentes en el área y la sede de arbitraje estará en Calgary, Canadá, y no en México.

Las empresas licitarán por un contrato de licencia que puede durar hasta 50 años, en el que se reconocerá a la estatal la inversión realizada hasta ahora de 464 millones de dólares, que se sumará a un acarreo que los socios harán a su nombre por el mismo monto, con lo que la estatal no invertirá en el campo al menos en los primeros seis años de operación.

Hasta el cierre de la precalificación, se encuentran interesadas en el proceso 10 trasnacionales: BHP Billiton, BP, Chevron, ExxonMobil, Inpex Corporation, Lukoil, Mitsubishi, PC Carigali, Shell y Total.

Conformación de consorcios

En total, se espera una inversión de hasta 11,000 millones de dólares en la explotación de este campo, que cuenta con 1,285 kilómetros cuadrados, a 2,500 metros de profundidad, con reservas totales de 485 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que son iguales a todos los recursos prospectivos adjudicados hasta ahora en la Ronda Uno mexicana.

 

Fuente: El Economista

 

 

El petróleo mexicano comienza su recuperación con nuevos hallazgos

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José Antonio González Anaya, director de Petróleos Mexicanos (Pemex), no puede ocultar su entusiasmo por los hallazgos de nuevos campos que le van a aportar producción «fresca» de crudo y gas a México, pero es cauto y reconoce que «esto no resuelve el problema de Pemex, pero es un muy buen principio».

En entrevista con El Universal, el funcionario señala que los seis descubrimientos «hay que tomarlos poco a poco, pero demuestra que Pemex está trabajando para materializar el potencial que se tiene en el Golfo de México».

«Hoy tenemos a Trión, cuyas reservas ascienden a 485 millones de barriles de crudo y ahora también a Nobilisi-1, con 160 millones, aunque soy optimista y es posible que ese número pueda aumentar, no sabemos cuánto y en qué momento, pero es posible porque no hemos terminado los trabajos», detalló.

La importancia de los descubrimientos y de la licitación de Trión para encontrar socio de Pemex, radica en que se está «configurando una serie de activos en Perdido, cerca de los límites marítimos con Estados Unidos, que van sumando importancia en la incorporación de reservas». Lo malo, enfatizó el director de Pemex, es que desarrollar este campo como Trión, «va a llevar tiempo, y es posible que su producción se dé en seis o siete años».

Lo bueno, es que el otro pozo, Teca-1, que se localizó a 30 kilómetros entre Veracruz y Tabasco con reservas mas pequeñas, estimadas en 60 millones de barriles de crudo equivalente, aportará producción antes, «en un año y medio».

Al ser cuestionado sobre las limitaciones presupuestarias para desarrollar la infraestructura que necesitan estos nuevos activos, González Anaya comentó que «lo óptimo es hacerlo vía asociaciones y así es lo cómo lo estamos percibiendo. No es una particularidad de Pemex, porque cualquier empresa petrolera del mundo que se encontrara con esto también se asociaría».

Asociarse con otra empresa

Esta última es una de las razones del porqué las asociaciones son tan importantes, porque una vez concretadas «no entramos con todo el monto de inversión, va a ser sustancialmente menor y eso nos va a permitir desarrollarlo a una velocidad óptima». Hasta el 9 de septiembre, hay 10 empresas interesadas en asociarse con Pemex para desarrollar el pozo Trión. Están en la etapa de precalificación para obtener el contrato de exploración y producción que se licitará el 5 de diciembre.

Entre ellas, las gigantes estadounidenses Chevron y ExxonMobil; la británica BP; la angloholandesa Shell; la francesa Total, y la rusa Lukoil, entre otras. Sobre el proceso y el posible ganador, el funcionario comenta que «es un proceso competitivo, trasparente y nosotros vamos a trabajar con el que gane».

Además, debemos considerar el escenario que se abre con los nuevos descubrimientos para que estas empresas intensifiquen su presencia en México.

En torno al problema de la caída de la producción, el director de Pemex aseguró que el objetivo de la empresa es estabilizar la producción y con un eventual repunte.

Los escenarios aportados por la Secretaría de Energía (Sener), advierten sobre un derrumbe del 24.3 por ciento en los niveles de extracción durante los seis años del actual Gobierno, lo que significa que el país habrá dejado de producir 620,000 barriles diarios de promedio.

Para 2018, se espera que México produzca 1,925,000 barriles diarios, 3,000 barriles menos que la plataforma prevista para 2017. No obstante, el director de Pemex estima que para 2018, laproducción de la plataforma puede ser un mayor.

Objetivo 2020

Los analistas de la Secretaría de Energía también estiman, basándose en información que les proporcionaron Pemex y la Comisión Nacional de Hidrocarburos, que no habrá una recuperación en la actividad petrolera hasta 2020 y que a partir de 2021 pueden incorporarse los efectos asociados a los campos adjudicados en las licitaciones de las Rondas 1 a 4.

De hecho, consideran que para 2022 México producirá 2,600,000 barriles diarios, 675,000 barriles más que los niveles registrados en el último año de esta administración, lo que significa que la aportación de los campos asignados a Pemex y a las empresas privadas, con la apertura del sector promovida por la Reforma Energética, apenas van a servir para compensar la caída de la producción durante el periodo 2012-2018. Mas aun, la producción de crudo que se alcanzara en 2022, es similar a la que el país producía en 2009 (2,601,000 barriles diarios en promedio).

En cuanto a la producción que se espera alcanzar en 2022, González Anaya afirmó que en 2017 y 2018 van a tratar de estabilizar la plataforma y el descenso de los campos. También reconoció que si no se encuentran nuevos yacimientos, la producción caerá porque campos como Cantarell y Ku-Maloob-Zaap están bajando rápidamente, «entonces para mantener la plataforma debes de tener producción incremental cada año, barriles frescos, y esto se va haciendo cada vez más difícil, pero nuestro objetivo es esta- bilizar la producción con perspectivas positivas hacia delante».,

En cuanto al futuro de la empresa, González se muestra seguro: «Yo veo un Pemex fuerte, eficiente, transparente, que fomente el sector energético y el desarrollo del país y que continúe siendo la empresa emblemática del país, pero que ya no va a ser la única».

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Fuente: El Economista

Proponen liberar precios de gasolina

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El Gobierno Federal propuso al Congreso de la Unión la liberalización del precio de las gasolinas y el diesel a partir de 1° de enero de 2017

En los Criterios Generales de Política Económica para la Iniciativa de Ley de Ingresos y el Proyecto de Presupuesto de Egresos de la Federación Correspondientes al Ejercicio Fiscal 2017, la propuesta de la SHCP señala que tras adelantar la libre importación de gasolinas para actores distintos a Pemex, en abril pasado aunque estaba prevista para 2017, ahora se deben liberar los precios.

“El siguiente paso que se propone, con el que se consolidaría la reforma energética en materia de combustibles fósiles, es la liberalización gradual y ordenada de los precios al público de las gasolinas y el diésel”, señalan los criterios.

En la propuesta reconocen que la liberación ocurriera a más tardar en el 2018 pero ahora se considera que ya están listas las condiciones fiscales y se están fortaleciendo las capacidades de la autoridad reguladora por lo que puede ser antes aunque de forma gradual y regional.

Se propone la CRE con la opinión de la Comisión Federal de Competencia Económica (COFECE), determinen el ritmo de la liberalización de los precios para las distintas regiones del país y mientras no sean liberalizados los precios al público de las gasolinas y el diésel se propone que la SHCP determine los precios máximos al público aplicables. 

Para proteger a los consumidores se proponen medidas que complementen las facultades de las dos autoridades que podrán monitorear de manera continua los precios al público.

Durante 2017 y 2018, cuando la CRE, previa opinión de la COFECE, informe a la SHCP que se han presentado aumentos desproporcionados en los precios al público de las gasolinas o el diésel, dicha Secretaría podrá establecer precios.

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Fuente: El Economista

Hacienda fija las condiciones para los socios del bloque de Trión

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La dependencia presentó un mecanismo para resolver un probable empate entre los aspirantes a participar en la explotación del bloque.

La Secretaría de Hacienda informó en un comunicado que determinó los valores mínimo y máximo para la regalía adicional y los mecanismos a adoptar en caso de empate entre los participantes en el proceso de licitación para ser socios de Pemex en la explotación del campo petrolero de Trión.

El 27 de julio se dio a conocer la convocatoria para seleccionar a los socios con quienes Pemex llevará a cabo las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en el bloque de Trión, ubicado en aguas ultraprofundas del Golfo de México. El proceso de licitación ocurrirá en diciembre.

Según puntualiza el comunicado, las actividades petroleras se llevarán a cabo al amparo de un contrato de licencia donde el Estado recibirá ingresos a través de distintos instrumentos, entre ellos Impuesto sobre la Renta y la Regalía Básica establecida en ley.

De acuerdo con el comunicado de Hacienda, debido a las condiciones imperantes en la industria a nivel internacional además de las condiciones del bloque de Trión y los requerimientos operativos y de ejecución del proyecto, los valores mínimos y máximos para la Regalía Adicional serán de 3% y 4%.

En caso de presentarse un empate entre dos o más licitantes, un 10% del monto en efectivo que ofrezca el consorcio ganador deberá pagarse al Estado y el resto deberá destinarse a inversiones y gastos adicionales en favor de Pemex.

Hacienda apunta que los valores establecidos promoverán el desarrollo óptimo del bloque Trión

La inversión para Trión, uno de los campos con mayor potencial de extracción, está proyectada en 11,000 millones de dólares para los siguientes 10 ó 15 años.

El bloque Trión, ubicado en el Cinturón Plegado Perdido, cerca de la frontera con Estados Unidos, tiene un área de 22.6 kilómetros cuadrados y reservas probadas, probables y posibles (3P) de 305 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Bloque de Trión

Fuente: Expansión

La convocatoria de la segunda fase de la Ronda 2 será presentada el martes 23

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El regulador energético aprobará el 23 de agosto las bases para licitar 12 contratos en el sureste del país y la Secretaría de Energía publicará la convocatoria.

México anunciará el martes próximo las bases de licitación de 12 contratos que conforman la segunda fase de la llamada Ronda 2 en el marco de la apertura petrolera emprendida por el país, dijeron portavoces del sector.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobará ese día las bases y poco después la Secretaría de Energía lanzará la convocatoria oficial.

México subastará 12 contratos de campos que se ubican en la Cuenca de Burgos y cuencas del sureste, precisó una de las fuentes.

El mes pasado, México lanzó la licitación de 15 bloques en contratos de producción compartida para la exploración y extracción de hidrocarburos en aguas someras del Golfo de México.

Los resultados de la licitación, la primera de la llamada Ronda 2, se conocerán el 22 de marzo del 2017.

Fuente: Expansión

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

Petroleras que ven los beneficios de la reforma energética

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Los contratos otorgados durante la tercera licitación de la ronda uno comienzan a generar los primeros ingresos de dinero para las petroleras, luego de la firma de los contratos el 10 de mayo pasado.

Los campos licitados durante la licitación 1.3 ya se encontraban en operación por parte de Pemex Exploración y Producción, quien ahora se encarga de la gestión administrativa durante los 90 días de transición que marca la ley, los cuales inician a la firma del contrato y terminan el 10 de agosto.

Pese a que Pemex es aún el operador de los pozos, los contratos firmados estipulan que las empresas tiene los derechos y obligaciones de los campos en producción, es por ello que las empresas comienzan a recibir utilidades.

Las petroleras privadas que ya comenzaron a recibir beneficios económicos de estos campos son: Renaissance Oil, Strata, Lifting de México, Mareógrafo, Dunas Exploración y Producción, Diavaz, Canamex Energy, Consorcio Manufacturero Mexicano y Consorcio Petrolero 5M.

Fuente: Oil and Gas Magazine