Listado de la etiqueta: CNH

Over 20 Oil Companies Register for Auction Mexican Gulf Blocks

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

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

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

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

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

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

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

Copyright: Prensa Latina

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

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

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

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

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

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

Fuente: Proceso

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

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

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

The Guidelines include the following attachments:

  1. Glossary of defined terms.

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

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

  4. Guidelines for well-permitting applications.

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

  6. Format to request administrative registration of wells.

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

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

Copyright: Haynes boone

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

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

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

Shallow Water Blocks

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

Bidding Terms

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

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

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

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

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

  • The following payments will apply:

    Registry fee – $750,000 MXP.

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

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

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

  • Legal origin of funds.

  • Organization Chart

  • Information regarding companies that have control of the company.

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

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

  • Technical requirements are as follows:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Copyright: Rondas Mexico

Carlos Slim participará en Ronda 2 con Grupo Carso

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Grupo Carso, conglomerado de Carlos Slim, ve oportunidades de negocio en los campos petroleros que se licitarán en la segunda ronda en aguas someras que organiza la Secretaría de Energía con la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

En conferencia con analistas, Arturo Spínola, director de finanzas y administración en Grupo Condumex y Carso Infraestructura y Construcción (CICSA), destacó que proyectan que las subastas serán importantes para apuntalar el negocio energético.

“Vamos a continuar participando en el sector de petróleo y gas, quiero decir, la segunda ronda que es la que viene para el próximo año. Estamos buscando en México negocios con el fin de mantener y hacer crecer la cartera de CICSA”, destacó el directivo.

Esta semana la Secretaría de Energía anunció que serán 15 bloques los licitados en contratos de producción compartida para la exploración y extracción de hidrocarburos en aguas someras del Golfo de México como parte de la Ronda 2.1, que tendrá su apertura y fallo el 22 de marzo de 2017.

Se espera que este concurso genere inversiones por 11 mil 250 millones de dólares, dado que en cada una de las áreas se espera una inversión de 750 millones de dólares.

CICSA presentó ingresos por ocho mil 933 millones de pesos en el primer semestre de 2016, un aumento de 9.4 por ciento comparado con igual periodo del año pasado; esto principalmente por mejores resultados en instalación de ductos, donde las ventas subieron 51.2 por ciento.

Fuente: El Financiero

Autoridades cambian bases de la Fase 4 de la Ronda Uno

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Los modelos de contrato y las bases de licitación de la cuarta fase de la Ronda Uno para la exploración y extracción de hidrocarburos en aguas profundas fueron modificadas, anunciaron las autoridades gubernamentales y regulatorias.

Las modificaciones se realizaron sobre el documento dado a conocer el 16 de mayo pasado.

Precisaron que causales de rescisión administrativa se modifican para iniciar el procedimiento al contratista y no a las empresas participantes miembros del consorcio o de la asociación en participación, de acuerdo con un comunicado conjunto de las secretarías de Energía y de Hacienda, así como la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) divulgado el viernes.

Lo anterior, sin modificar los periodos de cura ni las agravantes, además se ajusta la definición de accidente grave conforme a las mejores prácticas de la industria.

Además, se hace explícita la posibilidad para que el contratista tenga la opción de sustituir a la empresa participante que haya incumplido para la mayoría de las causales de la rescisión contractual.

También aclara que el contratista deberá pagar a la nación daños directos e inmediatos, además de que la CNH emitirá la constancia de cumplimiento al contratista en un plazo no mayor a 60 días posteriores a que concluyan los compromisos de trabajo para cada periodo de exploración.

Además, alínea el contrato al proyecto de lineamientos de la CNH que regularán las cesiones que impliquen los cambios de control de operación o corporativo y de gestión cuando impacten sólo al contratista y no a cada una de las empresas participantes miembro del consorcio o asociación en participación.

Las autoridades establecen disposiciones para ampliar el plazo de los Períodos de Exploración Inicial y Primero Adicional, con el objeto de permitir la conclusión de actividades en proceso de ejecución.

También se fija el monto de la pena convencional en caso de retraso en la presentación del Plan de Exploración, y se amplía la duración de dicha etapa (de 90 a 120 días) y se detallan los requisitos que deberá cumplir el contratista respecto a la Evaluación de Impacto Social.

Paralelamente se ajustan las obligaciones adicionales, incluyendo la relativa a comunicar a la CNH sobre procedimientos judiciales o administrativos en los que esté involucrado –ahora de manera semestral–, distintos a los iniciados ante juzgados federales.

Fuente: Expansión CNN

Mexico’s Pemex must take Minimum 45 pct Stake in Deep Water Venture

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Mexico’s oil regulator on Wednesday said state-owned oil company Pemex must take a minimum 45 percent stake in its first-ever proposed joint venture with would-be private partners to develop oil reserves in the Gulf of Mexico’s deep waters.

Global oil majors are widely expected to bid in the December auction to help develop the Trion light oil field in the Perdido Fold Belt just south of Mexico’s maritime border with the United States.

Companies such as Royal Dutch Shell and Exxon Mobil operate lucrative developments in nearby U.S. waters while Mexico has yet to achieve commercial production on its side of oil-rich Perdido due to a lack of technical expertise to tap such fields.

The call for bids to partner with cash-strapped Pemex on Trion follows the constitutional energy reform enacted in 2013 which promised to reverse a decade-long slump in crude production by luring new players to explore for and produce oil.

The regulator said the Trion joint venture will be bid out in the form of a license contract, which is similar to a concession, and will include two operators, one of which must have between a 30 to 45 percent stake in the project.

Interested bidders have until Sept. 15 to pre-qualify for the auction by meeting both financial and technical minimum requirements, while the final version of the contract and bid terms will be published on Sept. 30.

The license contract to partner with Pemex on the project will be awarded on Dec. 5. Mexico will also auction 10 separate deep water fields, including four that surround Trion, in December.

Under the terms of the energy reform, Pemex can partner with companies in exploration and production projects, but rather than being allowed to pick its partners, they will instead be selected by an auction run by the oil regulator, known as the National Hydrocarbons Commission.

The partnership will allow Pemex to share the investment needed to successfully develop the field, the company’s first major deep water oil project.

The Trion field holds some 480 million barrels and will require about $11 billion worth of investment.

The field covers about 483 square miles (1,250 square km) and is located under more than 8,202 feet (2,500 meters) of water.

Copyright: Rig Zone

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

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