El petróleo es un líquido formado por una mezcla de hidrocarburos. En las refinerías se separan del petróleo distintos componentes como gasolina, gasoil, fueloil y asfaltos, que son usados como combustibles.

Desarrollo de negocios en las áreas de exploración y extracción de hidrocarburos

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La punta de lanza para la generación de nuevos negocios se encuentra en la exploración y extracción de hidrocarburos, donde se requiere la participación de empresas preparadas para extender sus servicios y de otras dispuestas a innovar para satisfacer los requerimientos de los contratistas petroleros.

 

En el primer grupo podemos mencionar, por ejemplo, a las empresas dedicadas a la perforación que si bien, previamente ya venían desarrollando estas funciones, ahora lo harán de forma más intensiva ante la multiplicidad de campos que ya se encuentran en las etapas de exploración o extracción.

 

En el segundo grupo, se encuentran las empresas que incursionan en áreas novedosas, como pueden ser los sistemas de información, bases de datos, así como desarrollo de software para necesidades específicas del sector.

 

En el segundo grupo, se encuentran las empresas que incursionan en áreas novedosas, como pueden ser los sistemas de información, bases de datos, así como desarrollo de software para necesidades específicas del sector.

 

En la era tecnológica que vivimos, estas áreas de negocio adquieren especial importancia, dado que pueden ofrecer soluciones reales a las empresas que incursionan en Sector Energético.

 

Un buen ejemplo es la medición de los hidrocarburos para la transferencia de custodia, que están obligadas a realizar las empresas para determinar las contraprestaciones al Estado. Se trata de una actividad que requiere de mucha precisión por lo que es necesario recurrir a sistemas de última tecnología que satisfagan esta necesidad y evitar controversias entre las autoridades y el contratista respecto a su confiabilidad.

 

Actualmente, uno de los sistemas más utilizados es el SCADA, acrónimo de Supervisory Control and Data Acquisition, consistente en un software para el control y la supervisión de procesos automáticos a distancia; provee información y permite su gestión.

 

Es importante mencionar que ya sea que se trate de empresas del primero o segundo grupo que aquí hemos mencionado, todas se consideran proveedores de las empresas contratistas u operadoras del Sector Hidrocarburos y, por lo tanto, podemos afirmar que participan del “riesgo” que tienen implícito las operaciones en este sector.

 

Por lo anterior, están obligados a contar con un Seguro que ampare la Responsabilidad por Daños a Terceros que se causen por las actividades en las que participan.

 

La contratación de estos seguros es sencilla y expedita. En NRGI Broker somos expertos en seguros para los proveedores del sector hidrocarburos. Acércate a nosotros, con gusto te atenderemos.

 

Hay interés de invertir en refinerías, pero a largo plazo: Coldwell

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FROM: Economía Hoy / Laura Quintero / 12 de marzo de 2018

El secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, dio a conocer que hay grupos que se han acercado a la Secretaría de Energía (Sener) y que están interesados en invertir en las refinerías, por lo que, hay buenas expectativas de que llegue la inversión pero a largo plazo.

«Hay grupos que ya están estudiando el mercado mexicano, pero no hay ningún proyecto maduro. Están analizando zonas como Campeche, Tabasco, el sur de Veracruz y Tamaulipas pero son proyectos de larga maduración», afirmó.

Cabe señalar que durante los últimos cinco años la refinación nacional se ha reducido en un 36%, misma que se está sustituyendo con un incremento de importación de combustible del 40%.

Al termino de su participación en la formalización de la incursión de Repsol en el mercado mexicano, el funcionario informó que se han dado más de 200 permisos a empresas que buscan incursionar en el mercado de la distribución de energía, pero hasta el momento sólo tres empresas están invirtiendo para fines de comercializar su propia gasolina.

Sobre la entrada de nuevos competidores en materia de venta de gasolina el funcionario indicó que el nuevo paradigma energético está llegando a los consumidores a través de brindar más y mejores opciones. «Competencia y diversificación serán sinónimos de mejores servicios», destacó.

Actualmente hay más de 30 marcas de gasolina que se distribuyen en todo el país, pero Petróleos Mexicanos (Pemex) sigue siendo el único productor del combustible que se comercializa, al respecto, Pedro Joaquín Coldwell detalló que hay proyectos que pronto comenzarán a importar su propio combustible y otros más que están invirtiendo tanto en producción como en infraestructura.

«Hay 45 proyectos de infraestructura de empresas privadas y cerca de 12 a los que ha se les otorgó la manifestación de impacto ambiental, tenemos conocimiento de obras en proceso en Puerto Progreso, Yucatán, Puerto de Dos Bocas, Altamira y planes de expansión en Tuxpán, Topolobampo y Manzanillo. (…) Creo que vamos a poder cuadruplicar la capacidad de almacenamiento en el país en los próximos cinco años», afirmó.

 

 

FROM: Economía Hoy / Laura Quintero / 12 de marzo de 2018

La nueva política de almacenamiento de combustibles, en busca de la Seguridad Energética.

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La Reforma Energética trajo consigo la apertura del mercado de combustibles a la competencia. Petróleos Mexicanos, que por más de 80 años garantizó el suministro de combustibles, ahora compartirá esa responsabilidad con empresas privadas que participen en el mercado. Lo anterior, vuelve necesario garantizar el abasto oportuno y eficiente a la población, en aras de la seguridad nacional y en específico de la seguridad energética[1] del país.

 

Para lograr lo anterior, el pasado 12 de diciembre de 2017, la Secretaría de Energía, publicó en el Diario Oficial de la Federación, la “Política Pública de Almacenamiento Mínimo de Petrolíferos” (gasolina, diésel y turbosina), con el objeto de determinar la política pública en materia energética aplicable a los niveles de almacenamiento y a la garantía de suministro de hidrocarburos y petrolíferos, para salvaguardar los intereses y la seguridad nacionales.

 

En dicho documento se considera que para hacer posible la seguridad energética debe lograrse la existencia de tres elementos fundamentales: 1) oferta suficiente para satisfacer la demanda a precios competitivos; 2) infraestructura para almacenar y transportar y 3) capacidad de respuesta en caso de que existan variaciones importantes en la oferta y la demanda.

 

En materia de almacenamiento, la política que ha elegido el gobierno mexicano es la de crear infraestructura de almacenamiento estratégico a cargo del Estado, al mismo tiempo que se desarrollan los mecanismos y estrategias para incentivar la producción y el desarrollo de infraestructura por parte de la iniciativa privada (inventarios comerciales).

 

Uno de los aspectos más importantes a considerar se refiere a la cantidad de tiempo en la que se traduciría la capacidad de respuesta en escenarios de escasez o ante las variaciones de oferta y demanda en el país, a fin de minimizar los riesgos de desabasto. Algunos países como Italia, Reino Unido y Estados Unidos, cuentan con inventarios de petrolíferos expresados en días de ventas internas de 56, 27 y 31 días respectivamente, mientras que México apenas llega a los 3 días. Con base en la política de almacenamiento recientemente establecida se pretende llegar a 10-15 días de almacenamiento estratégico.

 

Como se puede apreciar, el reto para desarrollar infraestructura y cumplir con la política establecida es mayúsculo, pero fundamental para lograr la seguridad energética de nuestro país.

 

[1] Se concibe como la disponibilidad ininterrumpida de fuentes de energía a precios asequibles.

Reguladores presentan el Plan Estratégico 2018-2022 y la Oficina de Asistencia Coordinada del Sector Energético (ODAC)

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FROM: Oil & Gas Magazine / 19 de febrero de 2018

El Sistema de Reguladores del Sector Energético conformado por la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA), la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) presentaron el Plan Estratégico 2018-2022, el cual está compuesto por 12 iniciativas que se engloban en 5 objetivos estratégicos:

Ser facilitadores del desarrollo del sector energético en México.
Brindar condiciones de certeza regulatoria de largo plazo en el sector energético.
Tener una operación sistemática que atienda de manera coordinada las necesidades del sector.
Tener la capacidad técnica y financiera de vanguardia que permita la operación del sistema.
Ser reconocido como referente por la sociedad y el mercado a nivel nacional e internacional.

Como parte del tercer objetivo estratégico, el Sistema de Reguladores decidió crear la Oficina de Asistencia Coordinada del Sector Energético. La ASEA, la CRE y la CNH tendrán en sus instalaciones una oficina física que brindará orientación e información a cualquier interesado en realizar trámites que implican atención de parte de más de un regulador.

En su lanzamiento, la ODAC tendrá en su alcance seis líneas de negocio en las cuales interviene más de un regulador:

Aprobación de Planes de Exploración.
Aprobación de Planes de Extracción.
Aprobación de perforación de pozos.
Expendio al público de Gas LP.
Expendio al público de Petrolíferos.
Transporte de Gas Natural por medio de ducto.

En adición a la oficina física en las instalaciones de cada regulador, en las páginas web de ASEA, CRE y CNH existirá un apartado que brindará información detallada sobre las líneas de negocio para que los interesados en el desarrollo de las mismas puedan conocer los pasos a seguir, las fichas de apoyo con información básica de los trámites y los datos de contacto de cada uno de los responsables de los trámites, entre otros.

Mediante estas iniciativas coordinadas, los órganos reguladores del sector generan sinergias y promueven mayor certeza regulatoria de largo plazo en beneficio de los regulados y el público en general.

 

FROM: Oil & Gas Magazine / 19 de febrero de 2018

Importación de gas natural rompe récord en el 2017

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FROM: El Economista / Karol García / 13 de febrero de 2018

 

El valor de las importaciones de gas natural rompió todos sus récords en 2017, al ubicarse en 6,165 millones de dólares, con un incremento anual de 52%, mientras que la erogación por compras externas de gas licuado de petróleo (LP) fue la segunda más alta que ha tenido el país, al ubicarse en 2,174 millones de dólares, con un crecimiento anual de 41%, reportó el Banco de México.

En el caso del gas natural, el aumento es consecuencia de la entrada en operación de 3,392 kilómetros de gasoductos que implicaron el aumento de 30% de la red nacional, además de que 24 compañías distintas a Petróleos Mexicanos (Pemex) reservaron 36% de la capacidad de Sistema de Transporte de Gas Natural (Sistrangas) para transportar su propio gas bajo la gestión del Centro Nacional de Control de Gas Natural (Cenagas).

Con ello, cuatro de cada 10 barriles equivalentes de gas que se comercializan en el país corresponden a agentes distintos a la petrolera estatal, según la Subsecretaría de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía.

La política de incrementar en 67% la red de gasoductos del país a partir del 2012, para llegar a 18,895 kilómetros de redes en 2018, se basa en la importación de privados y la Comisión Federal de Electricidad (CFE), que también obtendrá ingresos a partir de la actividad de comercialización de gas.

Sin embargo, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) advierte que, en términos de seguridad energética, incrementar esta dependencia al gas del exterior puede traer muchos riesgos, particularmente en el contexto de la renegociación del Tratado de Libre Comercio con los vecinos del norte, de donde se importa casi todo el gas natural que entra al país.

Por lo tanto, el regulador asegura que con las rondas de licitación petrolera los nuevos operadores del país comenzarán a explotar el gas nacional, aunque esto está previsto para etapas de desarrollo de los campos, que tardarán por lo menos dos años más en los bloques terrestres de más fácil acceso.

Por lo pronto, la producción doméstica de gas natural, que extrae casi en su totalidad Pemex, cayó 12.5% en un año para ubicarse en 5,068 millones de pies cúbicos al día. Con ello, se ha reducido en 28% del 2010 a la fecha, y en 21% en lo que va de la presente administración.

Los bajos precios del gas natural en Estados Unidos, que el año pasado promediaron los 3 dólares por millón de pie cúbico, son el principal motivo para desincentivar la extracción de gas doméstica, aunque la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos de la reforma energética privilegia a este combustible con un régimen fiscal más laxo, que incluso llega a no tasar la producción cuando hay bajos precios. De ahí que Pemex opta por invertir en la producción de petróleo y como empresa productiva busca mantener su rentabilidad importando el gas que todavía distribuye a casi 70% de los clientes nacionales.

El valor de las importaciones de gas LP se incrementó principalmente porque el 2017 fue un año atípico que prácticamente no tuvo caídas estacionales en los precios durante el verano, según la Comisión Reguladora de Energía (CRE).

 

 

FROM: El Economista / Karol García / 13 de febrero de 2018

Los Terceros Autorizados por ASEA también deben estar asegurados.

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La Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección del Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (ASEA) fue creada con el mandato específico de regular y supervisar, en materia de seguridad industrial, seguridad operativa y protección del medio ambiente, las instalaciones y actividades del Sector Hidrocarburos.

 

En la regulación de ASEA se incluyó la figura de Terceros Autorizados, como una forma de colaborar con la Institución en el ejercicio de sus atribuciones para realizar las inspecciones y auditorías en las áreas su competencia.

 

Así quedó establecido en el artículo 5, fracción IX de la Ley de la ASEA, según el cual la Agencia puede autorizar a sus servidores públicos y acreditar a personas físicas y morales para que lleven a cabo las actividades de supervisión, inspección y verificación, evaluaciones e investigaciones técnicas, así como de certificación y auditorías.

 

Hasta la fecha, la ASEA ha emitido diversas convocatorias para acreditar a terceros autorizados para realizar actividades, entre ellas:

  • Auditorías externas a la operación y el desempeño de los sistemas de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección Ambiental de las actividades del Sector Hidrocarburos;
  • Dictámenes técnicos y evaluaciones para las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos en yacimientos convencionales y no convencionales;
  • Dictámenes y Evaluaciones Técnicas para las actividades de transporte terrestre por medio de ductos de petróleo, petrolíferos y petroquímicos.

 

En cada una de ellas, se establecen requisitos específicos de acuerdo con la especialidad de que se trate, como son la formación y experiencia de los responsables técnicos, quienes llevarán a cabo los informes.

 

Asimismo, existen requisitos generales para todas las convocatorias, como la conformación de un sistema de calidad conforme a la ISO 9001 o equivalente y la contratación de una póliza de Seguro de Responsabilidad Civil Profesional, para amparar los trabajos desarrollados como Tercero Autorizado.

 

La contratación de una póliza de Seguro es muy importante para aquellos que deseen acreditarse como Terceros Autorizados, tomando en consideración las actividades que se desempeñan en el Sector Hidrocarburos, definido como de alto riesgo, toda vez que cubre la responsabilidad civil en que incurra el tercero autorizado por los daños causados a sus clientes en el ejercicio de su actividad profesional.

 

En NRGI Broker, somos expertos en Seguros de Responsabilidad Civil Profesional para los terceros autorizados del Sector Hidrocarburos. Acércate a nosotros, con gusto te atenderemos.

¿Participarás en consorcio con otras empresas en las Rondas de Licitación de CNH? Conoce de qué se trata la Responsabilidad Solidaria.

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Las empresas y consorcios interesados en participar en los concursos de licitación organizados por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) lo pueden hacer como licitante individual o licitante agrupado (consorcio). Aquellos que deciden participar como consorcio no están obligados constituir una nueva persona moral, sino simplemente a manifestar su voluntad de presentar una propuesta conjunta para la licitación y firmar el contrato correspondiente.

 

Al permitir este tipo de agrupación, se pretende promover la participación del mayor número de empresas sin que se quede fuera el capital mexicano. Por eso, pueden licitar empresas que cuenten con experiencia y comprueben capacidad técnica (como operadores) -requisitos que en su mayoría van a cubrir empresas extranjeras- y empresas con capacidad económica y financiera (no operadores).

 

La participación en consorcio permite que las empresas reúnan las condiciones, que en conjunto les aseguren mayores posibilidades de éxito. No obstante, es importante considerar que en cualquier caso las empresas adquieren una responsabilidad total solidaria por las actividades que se ejecuten en el campo.

 

En primer lugar, será necesario definir su porcentaje de participación, lo cual no implica que asuman solamente en esa medida las obligaciones establecidas en el contrato, pues las empresas participantes serán solidariamente responsables de todas y cada una de las obligaciones que asume el consorcio, independientemente de su porcentaje de su respectiva participación.

 

El operador, por su parte, tiene la obligación de cumplir con las obligaciones del contrato en representación de las empresas participantes. Específicamente, se encarga de todos los aspectos operacionales, pero en caso de algún incumplimiento de su parte, como ya dijimos no releva de su responsabilidad solidaria a las otras empresas.

 

La figura del operador es central, por eso se requiere que cuente por lo menos con una tercera parte de la participación en el consorcio y ningún otro miembro podrá tener una participación económicamente mayor a la suya.

 

En materia de seguros, por ejemplo, el operador es responsable de contratarlos y presentarlos ante la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA), de conformidad con lo establecido en las Disposiciones Administrativas de Carácter General en materia de Seguros (DAGS] para las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, pero si en el momento de un siniestro las coberturas no fueran suficientes y/o adecuadas para responder por el daño, todos los participantes serán legalmente responsables de repararlo.

 

En NRGI Broker, somos expertos en materia de Seguros, así como de la regulación en materia ambiental, con la que deben cumplir los operadores petroleros. Acércate a nosotros, con gusto te atenderemos.

 

Aguas profundas del Golfo de México serán el nuevo polo petrolero del país

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FROM: Economia hoy/ Laura Quintero/ 6 de Febrero de 2018

 

El sector energético de México tiene un panorama alentador tanto para la industria petrolera como la del gas natural, con el Golfo de México como protagonista de una nueva era en la que Petróleos Mexicanos (Pemex) deja de ser un monopolio y se avisora el ocaso del gran campo petrolero de Cantarell, es la lectura que Rene Santos, director senior de Análisis de Energía y Petróleo de S&P Global Platts, hace de la reciente licitación de 19 campos petroleros por parte del Estado mexicano, en donde gigantes como Shell, Carigali y Qatar se hicieron con lo que algunos se han aventurado a llamar «la joya de la corona» del petróleo mexicano.

«Es muy probable que el lado mexicano del Golfo (sobre todo en aguas profundas) sea similar al lado estadounidense, que ha sido muy prolífico. Puede haber también la posibilidad de desarrollar campos de ‘esquisto’ (shale) de crudo o de gas natural», dijo el especialista en entrevista con EconomiaHoy.mx.

Luego de que la Ronda 2.4 superara las expectativas al otorgar 19 contratos de las 29 áreas contractuales licitadas, lo que implicó una asignación del 65% de los bloques, las expectativas que hay para México son positivas. El especialista indicó que debido a la baja actividad de exploración de las últimas décadas el potencial que tiene el Golfo de México es muy grande, por lo que su exploración y explotación conseguirán un aumento eventual de la producción petrolera mexicana que lleva años en declive, lo que representará más ingresos fiscales al gobierno, incremento de empleos en el área petrolera y en otros sectores.

La producción de crudo de Pemex ha caído cada año desde el 2004, además de que actualmente tiene 100,000 millones de dólares en deuda financiera acumulada, por lo que ha fijado sus esperanzas de cambio en los socios de aguas profundas, y como parte de ello en esta licitación obtuvo cuatro contratos dos de manera individual y dos en consorcio, el primero de éstos de la mano de la holandesa Shell y el segundo con la estadounidense Chevron y la japonesa Impex.

Termina la era de Cantarell
Cantarell fue el segundo pozo más grande del mundo, ubicado en las costas de Campeche. Durante 30 años fue el proveedor de grandes riquezas petroleras, no obstante, en el 2000 se comenzó a observar una caída en la producción de crudo y gas natural de sus pozos, pero a partir del 2008 la caída en la producción de crudo se fue en picada, pues en 2017 obtuvo apenas un promedio de 85,000 barriles por día, cuando sus volúmenes de extracción eran superiores a los dos millones 136,000 barriles diarios.

No obstante, con los 19 campos licitados en la Ronda 2.4 se comenzará a producir crudo en el 2028 y se estima que podrían alcanzar una producción pico de 1.5 millones de barriles diarios para el 2032, lo que representa, 75% de la producción de crudo que actualmente tiene México.

Una oportunidad para Pemex

De acuerdo con Rene Santos la asociación de Pemex con compañías internacionales permite que la paraestatal tenga acceso a tecnología y capitales de inversión con los que no cuenta. «Sin las compañías extranjeras, tal vez Pemex nunca logre explotar todo el potencial petrolero de México por falta de dinero o de tecnología. Las compañías extranjeras comparten las ganancias que se derivan de la producción de los nuevos campos de crudo», afirmó.

Además, indicó que la asociación con firmas extranjeras va a dar a la paraestatal mexicana más acceso a nueva tecnología, aprendizaje (know-how) y manejo de grandes proyectos con inversiones de varios millones de dólares.

Cambio de fórmula y alza en el precio de la mezcla, factores a favor
Otros elementos que influyeron en el éxito de la Ronda fue la fórmula para ofertar los contratos y el alza en el precio de la mezcla mexicana.

«El gran logro de esta ronda fue el diseño de la fórmula para determinar quién gana, junto con el alza en los precios de la mezcla mexicana, si esta ronda hubiera sido a inicios del año pasado cuando el precio de la mezcla estaba en 30-40 dólares por barril no sé si hubiera tenido el mismo éxito», destacó Alejandro Limón Portillo especialista en temas de Energía y Finanzas públicas del Centro de Investigación Económica y Presupuestaria (CIEP).

De acuerdo con Limón Portillo el triunfo de esta ronda tuvo que ver en gran parte con el factor de inversión adicional. Explicó que la fórmula matemática para asignar los contratos de esta licitación dio más prioridad a la regalía adicional, es decir, en ésta influye el precio que tengan los hidrocarburos en el mercado.

Se espera que las áreas licitadas generen inversiones de hasta 93,000 millones de dólares, con lo cual México podría duplicar su producción actual.

 

 

FROM: Economia hoy/ Laura Quintero/ 6 de Febrero de 2018

Energía que se la lleva el tren

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FROM: El Financiero / DE JEFES / 23 de Enero de 2018

 

La apertura energética en México permitió la entrada de nuevos jugadores en el transporte y almacenamiento de combustibles, lo que a su vez detonó más negocio para las firmas ferroviarias que ya destinan inversiones importantes a su nueva división: combustibles.

Ejemplo de esto es la ferroviaria Kansas City Southern México (KCSM), que este año tiene previsto desembolsar entre 530 y 550 millones de dólares y de los cuáles, unos 44 millones los enfocará en la rehabilitación de vías férreas en México -las llamadas F-Line- relacionadas con el transporte de energéticos.

Patrick Ottensmeyer, CEO del grupo a nivel global, dijo en conferencia con analistas que se trata de una conexión muy importante al ir de Monterrey al cruce fronterizo de Matamoros y que se usa para su nueva división: la importación de combustibles provenientes de Estados Unidos.

Para KCSM la modernización del tramo es muy relevante, pues para 2018 se espera una creciente demanda de gasolina y la necesidad de terminales de almacenamiento para hidrocarburos. La firma ya colocó plantas para guardar combustibles en Nuevo León y San Luís Potosí.

Nos dicen que KCSM, que dirige José Zozaya, ya comenzó a recibir en su terminal de San Luís Potosí gasolina de la marca Exxon, a fin de que se comercialice en las estaciones Mobil que se desarrollan en la zona del Bajío.

El negocio de combustibles en México le dejó a la ferroviaria alrededor de 45.2 millones de dólares en ingresos durante 2017. Aunque aún pintan poco en su facturación total, Ottensmeyer y Zozaya ven un futuro ‘brillante’ en esta división.

 

 

FROM: El Financiero / DE JEFES / 23 de Enero de 2018

Ronda 2.4: un voto de confianza para México

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FROM: El Financiero / Rubén Cruz KPMG México / 16 de Enero de 2018

El sector energético inicia 2018 con una actividad importante en cuanto a licitaciones petroleras. El 31 de enero se llevará a cabo el acto de presentación y apertura de propuestas para la asignación de hasta 29 áreas contractuales en aguas profundas mediante contratos de licencia, y para el 27 de marzo se tiene previsto que ocurra lo mismo, pero para asignar hasta 35 áreas contractuales en aguas someras con contratos de producción compartida, para que, en ambos casos, particulares puedan realizar actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en territorio mexicano.

Estas licitaciones serán las últimas antes de las elecciones presidenciales de 2018, hecho que provoca incertidumbre en el sector ante la posible desaceleración en el ritmo de implementación de la Reforma Energética en materia de exploración y extracción de hidrocarburos; sin embargo, estas licitaciones son la oportunidad más clara que las empresas del sector tienen para ser parte de la apertura histórica del sector petrolero en México.

¿Qué podemos esperar en la Ronda 2.4?

Las 29 áreas contractuales que se licitarán se localizan en las regiones conocidas como Perdido (nueve áreas contractuales localizadas frente al litoral de Tamaulipas), Cordilleras Mexicanas (10 áreas contractuales localizadas frente al litoral de Veracruz) y Cuenca Salina (10 áreas contractuales localizadas frente a Tabasco). La extensión de dichas áreas varía entre los 2,000 y los 3,000 km2, con una superficie promedio de 2,290 km2. En esta licitación se buscará asignar 2.8 veces más superficie que en la licitación pasada de aguas profundas (Ronda 1.4 *).

De acuerdo con la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), ya se tienen precalificadas a 29 empresas interesadas en esta licitación:

• 16 operadoras con representación de 12 naciones (Australia, China, España, Estados Unidos (5), Francia, Italia, Japón, Malasia, México, Noruega, Países Bajos y el Reino Unido)

• 13 como no operadoras, representando a 10 naciones (Alemania, Colombia, India, Japón, México, Portugal, Qatar, el Reino Unido, Rusia y Tailandia)

Esto refleja la confianza de la comunidad internacional hacia México y sus instituciones, así como a su Estado de derecho, pues se trata de contratos que se celebrarán por periodos de 35 años con prórrogas potenciales de cinco y 10 años, por lo que el plazo total del contrato podría llegar a ser de 50 años, lo que representa más de seis periodos presidenciales en México, con lo que puede concluirse que el voto de confianza será plenamente hacia el país y sus instituciones.

La ronda en números

De acuerdo con estimaciones de la Secretaría de Energía, esta licitación podría atraer inversiones por 31,500 – 38,500 millones de dólares (entre siete y nueve bloques), en caso de que se asigne entre el 25% y el 30% del universo de las áreas contractuales disponibles (inversión de 4.5 mmdd / área contractual). En el eventual caso de que se llegara a asignar el 100% de las áreas, la inversión comprometida podría ascender a 130 mmdd.

En caso de empate, la variable de asignación la tendrá quien ofrezca el mayor monto en efectivo, y este será en beneficio del Estado mexicano en su totalidad por medio del Fondo Mexicano del Petróleo.

El porcentaje mínimo de contenido nacional que los operadores deberán incorporar a las actividades petroleras se incrementará de 3% a 10% en función de las actividades realizadas.

Como ya se ha comentado, la Reforma Energética llegó para quedarse; sería sumamente complejo lograr los consensos necesarios para su modificación y, además, la ley no es retroactiva, por lo que los contratos ya firmados serán los que regulen las relaciones entre el Estado mexicano y los operadores.

Cualquier cambio potencial en la ley afectaría solo las relaciones a futuro que el Estado pretendiera llevar a cabo con terceros; sin embargo, la duda que permanece en el ambiente es si el ritmo de la implementación de la Reforma se mantendrá en los siguientes meses y años.

Por lo anterior, se espera que las dos siguientes licitaciones (2.4 y 3.1) cuenten con una nutrida participación de empresas interesadas y que se registren altos índices de asignación, para así consolidar los pasos que ha dado el país en este sector en esta primera etapa.

*En la cuarta licitación de la Ronda 1 se licitaron 10 áreas contractuales en las regiones de Perdido y Cuenca Salina, con un superficie promedio de 2,380 km2 cada una, con un tamaño menor, ya que el rango fue de 1,678 a 3,287 km2.

FROM: El Financiero / Rubén Cruz KPMG México / 16 de Enero de 2018