El proyecto que ambas compañías desarrollarán se llama Trion y, según cálculos, tiene 485 millones de barriles de hidrocarburos, cuya primera producción iniciará en 2023. Dicho proyecto requerirá inversiones de al menos 11 mil millones de dólares y el Estado mexicano recibirá 72.4% de las utilidades.

Durante la jornada de ayer, además de Trion, el gobierno adjudicó ocho de diez contratos disponibles también para aguas profundas, licitados ante compañías privadas y Pemex.

Destaca que Pemex, junto con la estadunidense Chevron y la japonesa Inpex, ganó un área en la zona llamada Cinturón Plegado Perdido.

En general, por Trion y los ocho contratos el Estado mexicano espera inversiones por 41 mil 776 millones de dólares para las próximas tres décadas.

A diferencia de Trion, en el que la Secretaría de Hacienda recibirá 72.4% de las utilidades, por los ocho contratos adjudicados obtendrá entre 59.8 y 66.1% de las utilidades.

Pemex logra primera alianza de su historia

El bloque Trion está ubicado a 180 kilómetros al este de Matamoros y a 50 kilómetros de la frontera con Estados Unidos; trabajará con BHP Billiton

Petróleos Mexicanos no tendrá que invertir en los primeros años del proyecto del bloque Trion, en el que trabajará con la firma australiana BHP Billiton, que aportará mil 194 millones de dólares para el arranque del mismo, informó José Antonio González Anaya, director de Petróleos Mexicanos (Pemex).

En entrevista con Pascal Beltrán para Grupo Imagen, González Anaya calificó como histórico el hecho de tener como socios a firmas privadas para llevar a cabo los trabajos en aguas profundas, “lo que demuestra que la Reforma Energética tiene un enorme alcance y que hay confianza de parte de las compañías petroleras en Pemex y en México”.

Detalló que en el caso del contrato con la australiana para el bloque Trion, se trata de un campo que se ubica a 180 kilómetros al este de Matamoros y 50 kilómetros de la frontera con Estados Unidos, donde Pemex tendrá una participación de 40 por ciento y BHP Billiton de 60 por ciento.

“Lo que se licitó fueron dos variables: una es la regalía al Estado, que estaba topada a un máximo de 4 por ciento, y la cantidad de recursos a invertir que esa empresa va a hacer a nombre, por cuenta y orden de Pemex, del orden de mil 194 millones de dólares en el proyecto, el total es de 11 mil millones de dólares y esta cantidad de mil 194 millones significa que Pemex no va a tener que invertir en los primeros años, eso hace una diferencia enorme”, explicó.

El funcionario agregó que en abril, cuando se hizo el ajuste de Pemex, uno de los proyectos que fueron puestos en espera fue éste y agregó que “sin la Reforma Energética no lo hubiésemos podido realizar”.

A decir del funcionario, ninguna compañía, ni las más grandes, desarrollan solas proyectos en aguas profundas, “generalmente entran en consorcio o eventualmente consiguen un socio”.

Explicó que se trata de proyectos de largo plazo por lo que Trion empezará a producir en 2023, aunque la inversión arranca en 2017, “proyecto que tiene una vida de más de 25 años”.

El otro contrato para explorar el Bloque 3 en aguas profundas del Golfo de México se lo adjudicó Chevron Energía de México junto con el consorcio conformado por los socios, Pemex Exploración y Producción e Inpex Corportation.

González Anaya se manifestó optimista en que mejorarán los precios del petróleo y aclaró que existen señales hacia adelante de que se pueden conseguir acuerdos en la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP), luego de que desde 2008 no llegaba a un convenio de recorte de producción del energético.

Respecto a los eventuales riesgos ecológicos, González Anaya comentó que la industria petrolera ha elevado sus estándares de seguridad, particularmente en aguas profundas y que el contrato indica la responsabilidad de la empresa en caso de ocurrir un accidente.

 

Secretaría de Hacienda recibirá 72.4% de utilidades

La empresa australiana BHP Billiton Petróleo Operaciones de México se convirtió en el primer socio de Petróleos Mexicanos (Pemex) desde su creación hace 78 años, al adjudicarse el primer farm out, un contrato de licencia para el desarrollo del campo Trion en aguas profundas del Golfo.

El proyecto requerirá de inversiones superiores a los 11 mil millones de dólares durante la vida útil del proyecto, las cuales comenzarán a ejercerse a partir de 2017 principalmente para dar inicio a un mejor trabajo de exploración que permita conocer con más detalle el potencial geológico del área.

Se estima que Trion cuenta con 485 millones de barriles de petróleo crudo equivalente a nivel de reservas totales, aunque es muy posible que este número logre incrementarse.

La primera producción de este campo iniciará en 2023, aunque su desarrollo permitirá alcanzar la extracción de al menos 120 mil barriles de petróleo crudo equivalente hacia 2015.

Durante el proceso licitatorio que llevó a cabo la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) sólo dos empresas presentaron sobres con ofertas para dicho Farm out, es decir, la ganadora BHP Billiton, así como la británica BP Exploration México cuya propuesta fue desechada.

La Secretaría de Hacienda exigía un valor mínimo de Regalía adicional de 3 por ciento y un máximo de 4 por ciento, además de una serie de garantías de seriedad, ambas ofrecieron un valor de 4.0 por ciento, por lo que fue necesario abrir el segundo sobre, donde la australiana ofertó un pago de 624 millones de dólares adicionales a los 570 millones de dólares de la aportación mínima.

Con este proyecto, el Estado mexicano a través del Fondo Mexicano del Petróleo, Secretaría de Hacienda y Pemex recibirá el 72.4 por ciento de las utilidades del proyecto, con lo cual se busca dar prioridad a las necesidades del país.

Cabe recordar que la asociación contempla que la australiana BHP Billiton Petróleo Operaciones de México mantendrá un porcentaje de 60 por ciento de participación en el proyecto Trion, mientras que Pemex mantendrá un 40 por ciento.

El objetivo es que Pemex logre aprender de una empresa con vasta experiencia en aguas profundas, además de compartir riesgos y tecnología, con lo cual espera lograr el nivel necesario para en un futuro ofertar no sólo como socio financiero, sino también como operador.

Juan Carlos Zepeda, presidente de la CNH, dijo que éste “es el primer proceso de licitación que lleva el Estado mexicano para que Pemex pueda desarrollar campos petroleros con otras empresas. Abre una nueva etapa de desarrollo y será detonante de inversiones”.

 

Éxito de 80% de la licitación 

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) adjudicó ocho de los diez contratos de licencia a seis participantes, lo que significó una tasa de éxito de 80 por ciento, y con lo cual se ejercerán inversiones por más de 4 mil millones de dólares por cada campo.

 En conjunto con el farm out de Petróleos Mexicanos (Pemex), está previsto que las inversiones superen 41 millones de dólares y se incorporará una producción adicional de 900 mil barriles por día entre 2023 y 2026, además de la creación de 450 mil empleos directos e indirectos.

Para el gobierno federal, las ofertas que realizó la iniciativa privada fueron atractivas, pues la regalía adicional alcanzó un promedio de 14.3 por ciento, por lo que se podrá alcanzar un beneficio significativo para el Estado.

Entre las ganadoras destaca China Offshore Oil Corporation E&P México, que de manera individual se adjudicó dos contratos de licencia para el bloque uno y cuatro del área Perdido, y para los cuales ofreció una regalía adicional de 17.01 y 15.01 por ciento, respectivamente, en ambos casos se espera la producción de aceite súper ligero. Chevron Energía de México e Inpex Corporation, junto con Pemex Exploración y Producción, ganaron el Bloque 3, para el cual ofrecieron 7.44 por ciento de regalías al Estado.

 

No levanta el fondo petrolero

De enero a octubre de 2016, las Transferencias del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo totalizaron 269 mil 837.4 millones de pesos, lo que significó una caída de 25.5 por ciento respecto al mismo lapso de 2015, y 30.9 por ciento menos con relación a lo programado para los primeros diez meses de este año, según cifras de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.

En términos monetarios, la caída de dichas transferencias fue de 82 mil 544.5 millones de pesos, en comparación con las observadas de enero- octubre del año pasado; y de 120 mil 474 millones de pesos contra lo estimado para los diez primeros meses de este ejercicio fiscal, según el Calendario Mensual del Pronóstico de los Ingresos del Sector Público para el Año 2016, elaborado por la SHCP.

Los resultados se explican por las reducciones en el precio promedio de exportación de la mezcla mexicana de petróleo de 29.7 por ciento, que pasó de 47.1 dólares por barril en 2015 a 33.1 dpb en 2016; y por la disminución de 3.6 por ciento en la producción en la plataforma de producción de petróleo, que bajó de 2,273 miles de barriles diarios (mbd) en 2015 a 2,191 mbd en 2016, de acuerdo con la dependencia.

En el lapso hubo caídas en todas las transferencias específicas.