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KKR’s Mexican Oil Deal Kicks Off New Era in Funding for Pemex
The biggest corporate issuer of bonds in emerging markets appears to be taking a breather.
Petroleos Mexicanos, the state-owned oil company known as Pemex, is finding new ways to raise cash – including a deal with private-equity firm KKR & Co. – as it seeks to limit how much in liabilities it takes on. The company has sold just $8.15 billion in peso and foreign-currency bonds in 2016, and its chief executive said late last month that it’s almost done with selling notes for the year, putting it on course for its lowest issuance in four years, data compiled by Bloomberg show.
It makes sense that Pemex would scale back its bond issues, analysts say, given that its $95 billion debt load is already raising red flags after 14 straight quarterly losses and 11 years of falling output. But the shift in its financing strategy comes with a price.
Pemex agreed to an implied interest rate of 8 percent in a $1.2 billion sale-leaseback deal with KKR last month, according to a person familiar with the deal. While that allows it to raise capital without technically adding to its liabilities, it compares with a 5.125 percent coupon on its most recent issue, a seven-year 900 million-euro bond. The yield on that bond has since fallen to 3.73 percent.
“If things were perfect, they wouldn’t have gone down this road,” said Luis Maizel, who helps manage $5.5 billion of assets, including Pemex bonds, as co-founder of LM Capital Group in San Diego. He said the KKR deal and others like it take seniority over bonds. Even so, “at the end of the day, we all want the company to move forward, keep selling, keep producing and so we bite the bullet.”
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La industria naviera está en terapia intensiva
El incumplimiento de pagos, además del ajuste y cancelación de contratos por parte de Petróleos Mexicanos (Pemex), ha colocado al transporte marítimo mexicano en una situación crítica, lo que ha ocasionado caídas de ingresos de hasta 50% y despidos de hasta 40% en las plantillas de personal de las empresas navieras que aglutina la Cámara Mexicana de la Industria del Transporte Marítimo (Cameintram), de acuerdo con Armando Rodríguez, director del organismo privado.
Pemex sostiene que ejecuta su último tramo de pagos pendientes a proveedores, dentro de los que se encuentra buen número de agremiados de la Cameintram, pero “los pagos se están dando a cuentagotas, según lo que se me reporta. Se les está pagando a algunos y no todo lo que se les debe”, reveló a El Economista el directivo gremial, quien lidera negociaciones para lograr condiciones fiscales que le permitan a la industria lidiar con la crisis.
Asolada por el desplome en los precios del crudo, la empresa estatal concluyó el año pasado con adeudos atrasados a proveedores cercanos a los 150,000 millones de pesos, monto que se ha ido reduciendo paulatinamente luego de sucesivos programas de pago —en los que se privilegió a las pymes—, pero según cifras de la propia estatal hasta la semana pasada, aún se adeuda alrededor de 50,000 millones de pesos.
Además de la falta de pagos, la Cameintram lamentó la falta de planeación y compromiso por parte de la estatal, pues, acusó, ésta no honró su palabra cuando a principios del año pasado prometió prolongar los contratos de servicios marítimos a cambio de obtener reducciones en tarifas. Todo lo contrario: de junio del 2015 a enero de este año, la Dirección Corporativa de Procura y Abastecimiento (DCPA) de Pemex “informó a los navieros de la reducción del número de contratos y por lo tanto la continuidad de los contratos ofrecida por la DCPA en el 2015 no se llevó a cabo; además, un gran número de facturas no se cubrió”, denunció Rodríguez García.
Desde principios del 2015, Pemex también había extendido los periodos de pago de facturas de 20 hasta 90 y 180 días, hecho nunca antes visto en la historia de la Cámara, y que inició con la descapitalización de los proveedores.
En adición a lo anterior, en junio pasado Pemex solicitó a las navieras un descuento aún más drástico en sus tarifas y comenzó la cancelación de contratos y suspensión de los mismos, lo que en palabras del representante de la Iniciativa Privada tiene a la industria en un estado de “terapia intensiva”. “Yo en lo personal estoy muy preocupado (…) Esperemos que esta ola nos deje salir, porque sí la veo muy difícil”, externó.
Satélites petroleros
La Cameintram representa a 90% de la industria naviera nacional y como cámara se conforma en más de 90% de empresas vinculadas al sector petrolero —fundamentalmente Pemex—, por lo que la condición de la empresa productiva del Estado es, hasta que no exista una industria petrolera mexicana con diferentes participantes, su principal indicador de sobrevivencia.
Y el panorama no es alentador para los proveedores de la petrolera, pues la empresa ejecuta para este año un recorte presupuestal de 100,000 millones de pesos, que se reflejará en la reducción de alrededor de 100,000 barriles diarios de petróleo en la plataforma productiva de este año.
Estimaciones de la industria indican que más de 80 de las 138 embarcaciones de los miembros de la Cameintram se encuentran en la actualidad sin contrato (más de 40 prestaban servicios directamente a Pemex), lo que significa que alrededor de 65% de la flota nacional está en paro y hayan disminuido hasta 50% los ingresos de las navieras. Se habla de un riesgo para inversiones de más de 1,200 millones de dólares.
“Nos han reportado casos de despidos de hasta 40% en las plantillas de personal de las empresas”, lamentó Armando Rodríguez, quien, pese a todo, sostiene que su gremio no pide un “rescate”, pues es evidente que la realidad del mercado petrolero cambió radicalmente, pero demanda más flexibilidad en su trato fiscal y con el pago de derechos ante las autoridades portuarias, pues, en un escenario como éste, “a todos nos toca poner y estamos conscientes de que debemos reinventarnos, pero junto con Pemex”.
—¿Qué es lo que piden?
Se le pidió a la Secretaría de Hacienda que se otorguen beneficios fiscales: básicamente se solicita un tratamiento de acumulación del ingreso hasta el momento en el que sean cobrados los servicios, no cuando éstos sean prestados o cuando se emita la factura, que entendemos es el criterio que se tiene con otros sectores, como el de la construcción. Porque nosotros facturamos todo el 2015 y tuvimos que enterarlo en marzo pasado. Tuvimos que pagar 35% del impuesto de la renta, sin haber un solo peso de ingresos. También buscamos una reunión con el coordinador de Puertos y Marina Mercante de la SCT para que las embarcaciones que están paradas no paguen al puerto como si el barco estuviera atracado, operando, porque se quieren cobrar derechos como si estuvieran comercialmente activos.
—¿Existe la expectativa de que Pemex siga incumpliendo?
Lo que pasa es que es lo que vemos. Lo que nosotros queremos es, en caso de que siga esta situación, darle a la industria marítima estas alternativas. Si el actual entorno no sigue, pues obviamente no operarían estas condiciones. No se trataría de un régimen especial para el sector marítimo.
Fuente: El Economista
Mexico’s Pemex must take Minimum 45 pct Stake in Deep Water Venture
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.
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Ven varias alianzas en transporte y el almacenamiento
Pemex debe por ley abrir sus instalaciones de transporte y almacenamiento, un proceso en camino, en el que Guillermo Bilbao, director general de PA Consulting, identificó ya tres oportunidades donde la estatal necesitará de un socio cuanto antes.
La primera es la zona de Burgos donde a pesar de que transportar gas por pipa es hasta cinco veces más caro que mediante un ducto, la petrolera lo sigue haciendo así, reveló el director de la consultora británica dedicada a temas de seguridad y energía.
Esto si se considera el panorama financiero de Pemex, pues Burgos es una de las áreas de mayor producción de gas asociado por lo que podría ser uno de los principales sitios para una alianza en este sector de la cadena, conocida como mid-stream, o aguas medias.
“La pipa es muy cara, entonces aquellos transportes que en la zona de Burgos que hoy se llevan por pipa se puedan sustituir por una nueva instalación, algún otro ducto es una oportunidad bastante interesante. Hoy las finanzas de Pemex, quizás no sean las mejores de su historia, poder asociarse con alguien para poder sustituir esas pipas podría tener mucho sentido económico”, indicó.
Una segunda oportunidad son las terminales de almacenamiento y reparto de la zona sur del país que incluso en los últimos meses han sufrido desabasto por temas ajenos a Pemex y relacionados con el conflicto magisterial.
“En la zona del Sur ya hay instalaciones que tienen una amortización más que cumplida y renovarlas es algo que en efecto sería muy interesante en términos económicos”, resaltó el especialista de PA Consulting.
La terminal de Dos Bocas a donde podría llegar mucho del producto extraído por privados ganadores de las rondas petrolera -incluso de la Ronda 1.4 donde participarán las “grandes empresas”-, es quizá la mayor oportunidad de inversión por su tamaño y lo que se requerirá hacer en exportaciones e importaciones.
“En aguas profundas por supuesto va a ser falta colaboración en transporte, pero la terminal marítima de Dos Bocas, probablemente hayan nuevas opciones para mejorar. Es una instalación inmensa que tiene mucha oportunidad”, dijo.
La expectativa es que antes de que termine este mes se anuncie la forma en la que se abrirá la infraestructura de Pemex para uso privado, algo que se prometió desde el año pasado, indicó un empresario que no quiso ser citado.
El precio de cuánto deberán pagar los privados por usar las terminales es lo que está deteniendo está operación, agregó la fuente.
José Antonio González Anaya, director general de Pemex, advirtió recientemente al respecto que debe ser el valor justo para Pemex. “Tiene que haber un precio justo porque esa infraestructura le pertenece a la empresa y si alguien más la quiere utilizar va a pagar un precio justo que determinarán las diferentes instancias que se crearon alrededor de la reforma”, dijo.
Fuente: El Financiero
Hacienda fija las condiciones para los socios del bloque de Trión
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.
Fuente: Expansión
Mexico 2017 Budget Cuts To Squeeze Pemex, Primary Surplus Eyed
Mexico’s government on Thursday set out plans for a bigger-than-anticipated cut in public spending in 2017, with struggling state oil company Pemex earmarked for a 100 billion peso ($5.36 billion) reduction in funding.
New Finance Minister Jose Antonio Meade said the budget foresaw planned spending cuts of 239.7 billion pesos ($12.83 billion), targeting a primary surplus of 0.4 percent of gross domestic product (GDP) in 2017. It would be the first such surplus since 2008.
Of the cuts, 100 billion pesos fall on Pemex, which is already facing a funding squeeze and has racked up multi-billion dollar losses for years. Since the government ended its oil and gas monopoly nearly three years ago, Pemex has faced stiff competition from the private sector.
«Pemex is making the biggest contribution to the cuts,» Meade said, presenting the budget proposal to Congress a day after he was sworn in as finance minister following the resignation of Luis Videgaray.
In late 2013, the government threw open the industry to private capital to reverse a protracted slide in oil production, but falling crude prices have undermined those efforts.
Currently running at some 2.16 million barrels per day (bpd), Mexican oil production will slip to an average of 1.928 million bpd in 2017, the budget forecasts. The last time Mexican crude output fell below 2 million bpd was in 1980.
Still, the budget does foresee changes aimed at easing Pemex’s heavy tax load.
Less than two years remain before the next presidential election, and President Enrique Pena Nieto’s government is struggling to ramp up economic growth, having fallen well short of its original ambition to achieve annual rates of 5-6 percent.
Hurt by uneven U.S. demand for its goods, Mexico’s economy shrank in the second quarter for the first time in three years.
Next year, the budget foresees growth of between 2 and 3 percent, compared with 2.0-2.6 percent in 2016.
Despite the 2017 cuts – well above the 175.1 billion the government eyed in April – non-discretionary spending was expected to rise by 144.3 billion pesos, inflated by higher financing costs and a slide in the peso’s value.
Next year the government foresees an overall deficit of 2.9 percent of GDP, 0.6 percentage points less than the 2016 target.
The budget foresaw the peso averaging 18.2 per dollar in 2017, and an average price of $42 per barrel for Mexican crude, in line with the government’s hedging program. ($1 = 18.6600 Mexican pesos)
Copyright: Rig Zone
El petróleo mexicano comienza su recuperación con nuevos hallazgos
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».
Fuente: El Economista
Amplían plazos para analizar cambios en licitación de Trión
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
