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México 2018: un nuevo capítulo de la Reforma Energética

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A cuatro años de su implementación, los avances de la Reforma Energética en México son indudables: 1) se han creado 66 empresas de exploración y producción (E&P); 2) se han firmado 70 nuevos contratos de E&P a través de las 7 licitaciones realizadas, lo que representa inversiones comprometidas por 77,000 mdd; 3) 11 empresas de gasoductos se encuentran operando para aumentar la eficiencia del transporte, así como 45 empresas de almacenamiento actividad que se ha vuelto estratégica ante hechos como la libre importación de combustibles; 4) 18 nuevas marcas de gasolineras y, por último, 5) Pemex ha encontrado socios para la explotación de los campos Trión, Cárdenas Mora y Ogarrio, a través de los farmouts, además de que cierra el año con la buena noticia sobre el descubrimiento del campo Ixachi, que se encuentra muy cerca de la prolífica zona de la “Faja de Oro”.

 

En 2018, empezará a escribirse un nuevo capítulo de la Reforma Energética, en el que habrá que darle continuidad a los objetivos plasmados en el Plan Quinquenal de Licitaciones 2015-2019 y en donde el principal desafío será la sucesión presidencial, sobre todo para evitar que la efervescencia habitual de los procesos electoral y pos-electoral impida el incumplimiento de las acciones programadas en tiempo y forma.

 

En primer lugar, se deberán concretar las licitaciones que ya se encuentran en progreso, tales como la Ronda 2.4 (aguas profundas) y los farmouts Ayin-Batsil y  Maximino-Nobilis, cuyos términos de licitación serán replanteados por la CNH en el transcurso del año.

 

Asimismo, se llevarán a cabo las licitaciones correspondientes a la Ronda 3, cuya primera emisión ya está publicada (Ronda 3.1. Aguas someras) y la Ronda 2.5, para campos terrestres no convencionales (shale) que, aunque no estaba prevista, se llevará a cabo antes de que finalice la presente administración.

 

Todo lo anterior, nos deja ver que 2018 será un año muy dinámico para la industria de los hidrocarburos y petrolíferos: las empresas participantes deberán poner en marcha o continuar con sus operaciones y cumplir con la diversidad de obligaciones establecidas en su contrato y en la regulación aplicable, tales como la contratación de seguros; la elaboración de la Línea Base Ambiental y la conformación e implementación del Sistema de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección Ambiental (SASISOPA). Para ello, se requiere la asesoría de expertos en dichos temas que garanticen resultados exitosos.
 

NRGI Broker es experto en seguros para la industria de los hidrocarburos y además cuenta con alianzas estratégicas con empresas líderes en servicios legales, consultoría ambiental y control de pozos. Acércate a nosotros, con gusto te atenderemos.

 

México 2018: un nuevo capítulo de la Reforma Energética

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A cuatro años de su implementación, los avances de la Reforma Energética en México son indudables: 1) se han creado 66 empresas de exploración y producción (E&P); 2) se han firmado 70 nuevos contratos de E&P a través de las 7 licitaciones realizadas, lo que representa inversiones comprometidas por 77,000 mdd; 3) 11 empresas de gasoductos se encuentran operando para aumentar la eficiencia del transporte, así como 45 empresas de almacenamiento actividad que se ha vuelto estratégica ante hechos como la libre importación de combustibles; 4) 18 nuevas marcas de gasolineras y, por último, 5) Pemex ha encontrado socios para la explotación de los campos Trión, Cárdenas Mora y Ogarrio, a través de los farmouts, además de que cierra el año con la buena noticia sobre el descubrimiento del campo Ixachi, que se encuentra muy cerca de la prolífica zona de la “Faja de Oro”.

En 2018, empezará a escribirse un nuevo capítulo de la Reforma Energética, en el que habrá que darle continuidad a los objetivos plasmados en el Plan Quinquenal de Licitaciones 2015-2019 y en donde el principal desafío será la sucesión presidencial, sobre todo para evitar que la efervescencia habitual de los procesos electoral y pos-electoral impida el incumplimiento de las acciones programadas en tiempo y forma.

En primer lugar, se deberán concretar las licitaciones que ya se encuentran en progreso, tales como la Ronda 2.4 (aguas profundas) y los farmouts Ayin-Batsil y  Maximino-Nobilis, cuyos términos de licitación serán replanteados por la CNH en el transcurso del año.

Asimismo, se llevarán a cabo las licitaciones correspondientes a la Ronda 3, cuya primera emisión ya está publicada (Ronda 3.1. Aguas someras) y la Ronda 2.5, para campos terrestres no convencionales (shale) que, aunque no estaba prevista, se llevará a cabo antes de que finalice la presente administración.

Todo lo anterior, nos deja ver que 2018 será un año muy dinámico para la industria de los hidrocarburos y petrolíferos: las empresas participantes deberán poner en marcha o continuar con sus operaciones y cumplir con la diversidad de obligaciones establecidas en su contrato y en la regulación aplicable, tales como la contratación de seguros; la elaboración de la Línea Base Ambiental y la conformación e implementación del Sistema de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección Ambiental (SASISOPA). Para ello, se requiere la asesoría de expertos en dichos temas que garanticen resultados exitosos.

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3 empresas que ‘prenderán’ la subasta de farmouts de Pemex

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FROM:  El Financiero / Axel Sánchez / 02.10.2017 Última actualización 05:00 AM

De las siete compañías interesadas en participar, tres concentran el 81 por ciento del capital total de la inversión: Ecopetrol, China Offshore Oil Corporation (CNOOC) y Murphy Sur.

Mañana se realizará la subasta de tres convenios de asociación con Pemex, conocidos como farmouts, organizada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y donde participarán siete petroleras públicas, las cuales suman recursos en caja por 6 mil 600 millones de dólares.

Los farmouts son convenios entre el titular del campo petrolero, en este caso Pemex, con una petrolera privada, donde la empresa productiva del estado ofrece a su socia parte de las ganancias de la explotación de dicho campo, a cambio de los servicios para operarlo.

De las siete compañías interesadas en participar, tres concentran el 81 por ciento del capital total mencionado: Ecopetrol, China Offshore Oil Corporation (CNOOC) y Murphy Sur, además de que su nivel de apalancamiento promedio (medido por la razón deuda neta a EBITDA) es de 1.8 veces, cuando en la industria está en un máximo de 2.5 veces.

Estas tres empresas ya ganaron contratos en las subastas petroleras conocidas como Rondas 1 y 2, también organizadas por la CNH; incluso Ecopetrol obtuvo uno en asociación con Pemex.

Pemex planea ofrecer más de 14 proyectos bajo esta modalidad, de los cuales uno ya fue ofertado y tres más se lanzarán el miércoles.

En marzo pasado la empresa productiva del estado firmó con BHP Billiton su primer farmout, en el campo Trion, ubicado en el llamado Cinturón Plegado Perdido en aguas profundas del Golfo, donde el gobierno estimó una inversión de 11 mil millones de dólares durante la vida del contrato prevista en un mínimo de 35 y máximo de 50 años.

En esta subasta, los recursos de las siete petroleras interesadas son suficientes para cubrir los 6 mil 250 millones de dólares que estima el gobierno federal como inversión para explotar las áreas Ayin-Batsil (proyecto en aguas someras), Cárdenas-Mora y Ogarrio (campos en tierra), según el portal gubernamental proyectosmexico.gob.mx.

La inversión se ejecutará durante el tiempo que tenga vigencia el contrato de asociación de Pemex con las petroleras, que generalmente es superior a los 35 años.

“Pemex apuesta de manera decidida por los farmouts o asociaciones que le permitan complementar sus capacidades operativas y compartir riesgos financieros, tecnológicos y geológicos. Estas asociaciones aumentarán la disponibilidad de recursos para acelerar la recuperación financiera de la empresa”, dijo el director general de Pemex, José Antonio González Anaya, en una reunión reciente con inversionistas en Houston, Texas.

 

 

FROM: El Financiero / Axel Sánchez / 02.10.2017 Última actualización 05:00 AM

Regulación obligatoria para exploración y extracción en aguas profundas

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El 5 de diciembre de 2016, se dieron a conocer los ganadores de la cuarta licitación de la Ronda 1 (Ronda 1.4), para realizar actividades de exploración y extracción en aguas profundas, entre los que se encuentran grandes empresas como China Offshore Corporation y el consorcio conformado por Statoil, BP Exploration y Total. La exploración y explotación del campo Trión la realizará Pemex en asociación con la empresa australiana BHP Billiton.

 

Para regular dichas actividades, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (ASEA), emitió las Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen los Lineamientos en Materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente para realizar las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y Extracción de Hidrocarburos (DACGS E&E).

 

La exploración y extracción que se lleva a cabo en aguas profundas es aquella que se realiza en áreas geográficas ubicadas costa afuera cuyos tirantes de agua son iguales o superiores a 500 metros y menos de 1500 metros, por lo que se trata de actividades de gran complejidad técnica y sujetas a diversos riesgos.

 

En este sentido, el conjunto de normas establecidas en las DACGS E&E están enfocadas en el establecimiento de estándares y parámetros de alcance internacional en materia de seguridad industrial y protección ambiental, con la finalidad de reducir riesgos, proteger la vida, el medio ambiente y las instalaciones.

 

Para ello, los operadores de aguas profundas están obligados a realizar la identificación de peligros y análisis de riesgos, de acuerdo a las Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen los Lineamientos para la Conformación, Implementación y Autorización de los Sistemas de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y de Protección al Medio Ambiente aplicables al Sector Hidrocarburos (DACGS-SASISOPA).

 

Algunas actividades deberán ser realizadas por terceros autorizados, como es el análisis de riesgo de la etapa de ingeniería de detalle que incluya los riesgos del proyecto y los generados por las actividades que realizan los contratistas, subcontratistas, prestadores de servicio y proveedores del operador (artículo 55 de las DACGS E&E). Los terceros que deseen ser autorizados por la ASEA deberán sujetarse a lo establecido en las Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen los Lineamientos para la autorización, aprobación y evaluación del desempeño de terceros en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (DACGS- Terceros).

 

Otra de las regulaciones que es aplicable a los operadores de la Ronda 1.4, son las Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen el requerimiento mínimo de seguros a los regulados que lleven a cabo obras o actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, tratamiento y refinación de petróleo y procesamiento de gas natural, donde se establece las coberturas de seguros y montos con los que deben contar para responder por los daños que lleguen a causar con sus actividades.

 

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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

BHP inks oil deal with Pemex Mexico

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BHP Billiton has signed a contract with Pemex Exploration & Production Mexico to finish work on the Trion discovery in the deepwater Gulf of Mexico.

BHP secured a 60 per cent interest in the resource in December last year with Pemex retaining the remaining 40 per cent stake.

Trion has an estimated recoverable resource of 45Mmboe and, after full appraisal, is set to become one of the top 10 fields discovered in the Gulf of Mexico in the last 10 years.

The new agreement includes the delivery of a Minimum Work Program, which consists of drilling one appraisal well, one exploration well and the acquiring additional seismic data.

The signing ceremony was held at the Official Residence of the president in Mexico City on Saturday, attended by Mexican president Enrique Peña Nieto, BHP CEO Andrew Mackenzie, and Pemex director general José Antonio González Anaya.

Mackenzie said the agreement was an historic moment for Mexico and the start of a new partnership between Pemex and BHP.

“It is an honour to be the first foreign company to partner with the people of Mexico in developing their significant petroleum resources for mutual benefit,” Mackenzie said.

Peña Nieto said the partnership with BHP will bring greater development for the country.

BHP president operations petroleum said the agreement aligned with the company’s plans to conduct oil exploration and development of deep water oil resources.

‘‘We have a long history as a top operator in the Gulf of Mexico and we are excited to bring our operational expertise to the partnership with Pemex,” Pastor said.

Sharon Masige / Oil&Gas Australian mining

March 6, 2017

Adjudicaciones de la Ronda 1 permitirán vencer declinación petrolera

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El sector hidrocarburos de México marcó el año 2016 un hito histórico con la licitación de contratos para la producción de aguas profundas, además de cerrar con broche de oro la Ronda 1, con la cual el país podrá revertir la declinación petrolera y aumentar su producción un 17.5 por ciento en 10 años.

De acuerdo con el socio líder de Energía y Recursos Naturales de KPMG, Rubén Cruz, en la actualidad se pierde alrededor de 3.8 por ciento de la producción anual, lo que representa que para la próxima década se haya reducido 38 por ciento, sin embargo, la expectativa es que con las actividades en aguas profundas se pueda recuperar el 43 por ciento.

“Se van a generar 900 mil barriles diarios de crudo si son exitosas de exploración en aguas profundas, lo que representa el 43 por ciento de la producción actual de Petróleos Mexicanos” (de dos millones 164 mil barriles diarios al mes de noviembre), afirmó el especialista en entrevista con Notimex.

Rubén Cruz destacó que esto significa un incremento de 5.0 por ciento en la producción petrolera de México, pero con las rondas anteriores se esperaba que genere producción adicional por 12.5 por ciento, por lo que en 10 años la producción nacional será un 17.5 por ciento más a la actual.

“Por primera vez se licitó contratos de producción en aguas profundas, eso rompió un hito en México muy importante, porque si bien ha sido uno de los principales países productores de petróleo en el mundo, se había quedado rezagado porque habían limitado sus actividades en aguas someras y tierra adentro”, resaltó.

De acuerdo con cifras de la Secretaría de Energía (Sener) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), estas adjudicaciones podrían detonar inversiones superiores a los 41 mil millones de dólares, durante la vigencia de los contratos, incluyendo la asociación entre Pemex y la empresa australiana BHP Billiton en el campo Trión.

En el caso de Trión, esto representa para la compañía una inyección de recursos frescos por 561.6 millones de dólares, mientras que el Fondo Mexicano del Petróleo recibirá 62.4 millones de dólares, además de no estar obligado a invertir recursos en el desarrollo del proyecto hasta que estos asciendan a mil 974 millones de dólares.

En 2017 México va por más

Para este año que comienza, el gobierno mexicano alista las siguientes licitaciones pertenecientes a la Ronda 2, de las cuales la presentación de propuestas de la licitación 2.1 relacionada a aguas someras se dará el 19 de junio de 2017; la 2.2 de campos terrestres el 14 de julio y la 2.3 se prevé para el 12 de julio.

En noviembre pasado, el titular de la Sener, Pedro Joaquín Coldwell, señaló que se asignará el primer semestre de 2017 a concluir las tres licitaciones que tiene en marcha y previó que antes de que acabe el sexenio se podrán hacer tres licitaciones más; una hacia el otoño de 2017, otra en el otoño de 2018 y una al final en el invierno de ese mismo año.

«Estamos considerando más campos de aguas profundas, aguas someras, bloques terrestres y la primera licitación de no convencionales», dijo en su momento el secretario de Energía.

A su vez, el director de Exploración de Pemex Exploración y Producción, José Antonio Escalera Alcocer, indicó a Notimex que la empresa seguirá participando en las licitaciones que vienen, por lo que están revisando las ofertas del Estado en estos procesos, para ver si complementan su portafolio y le agregan valor.

“Primero lo que tenemos que ver es que vamos a participar siempre y cuando estas oportunidades complementen nuestro portafolio por la parte exploratoria”, agregó el funcionario.

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Copyright: 20 minutos.com

Pemex lays out the map for the road ahead

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Mexico’s state oil company Pemex has laid out the broad strokes of a new strategy that could dramatically expand its use of partnerships in the Mexican exploration and production sector over the next five years.

The plans open up the possibility of more than 160 new opportunities for private companies over the next two years.

Pemex has already announced plans for the farm-down this year of an interest in the deep-water Trion discovery, and said 2017 would also bring other farm-outs in the shallow-water area of Ayin-Batsil and the onshore areas of Ogarrio and Cardenas-Mora. The company’s latest 2016-2021 business plan also labels 2017 as its target date for partnerships in the extra-heavy oil field of Ayatsil-Tekel-Utsil and the tricky but promising region of Chicontepec, as well as seven more unspecified onshore areas in the northern and southern parts of the country.

The strategy also sets out ambitious plans for 2018, with six deals proposed for shallow waters in the northern part of the country, 64 onshore agreements in the north and south and 86 natural gas contracts in the Burgos and Veracruz areas.

“Pemex’s business plan is a good roadmap, but short and medium-term challenges remain,” political risk consultancy Eurasia Group wrote in a note. “Operational challenges will remain substantial and many of the projects are likely to face delays.”

Pemex only recently gained the ability to take on operating partners in its projects as part of reforms passed in 2014 to end its nearly 80-year monopoly.

The state-led company has touted its new ability as being crucial to helping make up for its declining production curve and bringing in new technology and best practices.

A small number of farm-outs were announced with the passage of implementing legislation in 2014, but details since then have been scant other than Trion. Industry executives have called for more opportunities.

When it comes to exploration rights, by law Pemex must sign contracts for stakes in its projects via an open public bid round run by Mexican oil regulators, not just by direct negotiations.

Pemex did not provide many details on the projects mentioned, merely offering a list of “business opportunities” as part of its roadmap forward.

The strategy was unveiled as Pemex comes under pressure to show progress and activity on areas assigned in the process known as Round Zero.

That process divvied up what fields the Mexican player could retain following reforms but, without activity, acreage reverts back to regulators.

“The plan is very ambitious but I think it’s rightly so,” said Francisco Monaldi, adjunct professor of political economy of oil at Rice University in Houston, suggesting executives aim to position Pemex to take full advantage of the abilities offered by the energy reform.

Chiefly, Pemex will need to find a “winning formula” that can incentivise new operators to come in, and the process for the deep-water Trion block may end up being a model for that going forward, according to Luis Miguel Labardini, partner at Marcos y Asociados in Mexico City.

Ongoing discussions surrounding that joint operating agreement, with lots of feedback from international oil companies, led to the jettisoning of provisions that could have limited the autonomy of new partners, such as the ability of Pemex to unilaterally remove the new operator despite holding a minority stake in the project.

Some of the areas mentioned, notably the Ayatsil-Tekel-Utsil extra-heavy oil field and the Chicontepec region, also have higher production costs that could make economics difficult if lower oil prices persist.

Experts also acknowledged future political risk. The term of energy reform proponent President Enrique Pena Nieto is up in 2018, and the administration at present stands in a weak position due to multiple corruption scandals and its inability to stem violence from drug cartels.

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Copyright: Up Stream

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