/ lunes 2 de enero de 2017

Sería este mismo mes licitación del segundo farmout de Petróleos Mexicanos

  • Pertenece al bloque Ayin Batsil, con reservas de 281 mdb de crudo en aguas someras de Campeche

Por Marcela Ojeda

Es muy probable que en este primer mes de 2017 se anuncie la licitación del segundo farmout de Petróleos Mexicanos (Pemex), relativo al bloque Ayin Batsil informó Ulises Hernández, subdirector de Administración del Portafolio y Acceso a nuevas áreas de Pemex Exploración y Producción (PEP).

En dicho bloque, –que incluye el descubrimiento hecho en 2015 de reservas totales por 281 millones de barriles de crudo en aguas someras de la sonda de Campeche--, en tres o cuatro años se podría ver ya producción, destacó el funcionario.

En entrevista con El Sol de México, Hernández Romano subrayó que también se estarán viendo proyectos en tierra, los cuales pudieran detonar producción, “quizás más moderada, pero en un corto plazo menor, ya que sería entre uno y dos años”.

Respecto a lo que podemos esperar en este 2017, dijo que en la cuestión de los farmouts, que son precisamente migraciones a contrato de exploración y extracción de las áreas que fueron asignadas a Pemex en Ronda Cero, Pemex estará poniendo también otros farmouts para que se realicen a través de un proceso similar mediante la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

“Pemex cederá una participación variable, dependiendo de las áreas en las que se hagan estos farmouts, pero incluirá algunos bloques de aguas profundas adyacentes a Trion. En el transcurso de 2017 seguramente también vamos a estar anunciando ya las licitaciones de otros farmouts en tierra en las cuencas del sureste.

“Probablemente también en el transcurso de este nuevo año estarán algunos bloques también de no convencionales. Es decir, habrá áreas en las cuales Pemex estará estableciendo alianzas con diferentes tipos de compañías; con distintos perfiles”.

Dijo que pueden ser desde empresas similares a las que participaron en la Ronda 1.4 en aguas profundas, “en esos bloques que están tanto en el área perdido como en la porción sur del Golfo de México, pero también compañías que tienen un perfil más para operar en tierra”.

“Tal vez se trate de compañías un poco más pequeñas, y también, por supuesto, algunas con un perfil muy específico hacia los yacimientos no convencionales, con las cuales estaríamos buscando asociación en los bloques que tenemos en las cuencas de Burgos y Tampico-Mizantla”, enfatizó.

Cuestionado acerca de cuándo se podría ver, en términos generales, que todo esto favorecerá para que se dé un punto de inflexión en el declive de la producción, el funcionario destacó que definitivamente los resultados de lo que se licitó en la Ronda 1.4 se verán a mediano y largo plazo.

“Son proyectos que requieren de un tiempo de maduración largo, y estamos hablando de que la producción en el caso de Trion, en el esquema que se ha modelado, podría iniciar en el 2023, pero va a depender del ritmo de ejecución que tenga el operador que ahora es responsable del campo.

“Pero son periodos largos. El reflejo de Trion podría verse hasta ese año. Sin embargo, en los bloques exploratorios que están en una etapa todavía más temprana de la cadena de valor de exploración y producción, ahí sí estamos hablando probablemente de que, en caso de descubrirse reservas en esos bloques por las diferentes compañías, y en el caso donde participa Pemex del bloque 3, estaríamos hablando de que la producción pudiera verse dentro de un lapso de entre siete a diez años”.

No obstante, enfatizó que definitivamente hay áreas del país, de lo que Pemex tiene asignado, en donde en caso de hacer asociaciones que le permitan acelerar la ejecución de esos proyectos, “pudieran verse estos resultados en uno o dos años, dado que, por ejemplo, en tierra o en aguas someras, estamos por iniciar algunas asociaciones”, subrayó Hernández Romano.

Asimismo, el subdirector de Administración del Portafolio y Acceso a nuevas áreas de Pemex Exploración y Producción destacó que el reciente proceso que se dio con el bloque Trion resulta histórico, ya que por primera vez Pemex realiza una asociación en un área que le había sido asignada.

“Nunca antes Pemex había establecido una asociación en su historia, sobre todo en un área donde hace un farmout, y también es la primera vez que Pemex participa y gana un bloque en asociación; un bloque exploratorio en este caso, como fue su participación en la licitación cuatro de la Ronda Uno.

“Son dos hechos históricos, que marcaron ese evento y, por otro lado, la cantidad que aportará BHP Billiton (624 millones de dólares), le va a permitir a Pemex una mayor rentabilidad de este proyecto, dado el monto que se presentó”, agregó el funcionario.

Por otra parte señaló que la colocación de los ocho bloques –de un total de diez--, “va a permitir en los próximos cuatro años, una reactivación de la actividad en aguas profundas, lo que eventualmente se deberá reflejar también en una mayor actividad en la industria de servicios y en la generación de empleos en el país”.

En cuanto a lo que sucederá con los dos bloques exploratorios que quedaron (el 2 Sur y el 4 Sur) después de que se colocaron ocho de los diez que eran, detalló que el Estado mexicano tomará la decisión.

“Seguramente, en ese momento, con la información disponible, ninguna compañía vio interés suficiente para aportar en ese entorno que vivimos de precios bajos del petróleo, pero seguramente en futuras licitaciones, como ha hecho también en otras áreas, volverá a ponerlos en licitación”, --y ya en un entorno de incremento en los precios internacionales del petróleo.

  • Pertenece al bloque Ayin Batsil, con reservas de 281 mdb de crudo en aguas someras de Campeche

Por Marcela Ojeda

Es muy probable que en este primer mes de 2017 se anuncie la licitación del segundo farmout de Petróleos Mexicanos (Pemex), relativo al bloque Ayin Batsil informó Ulises Hernández, subdirector de Administración del Portafolio y Acceso a nuevas áreas de Pemex Exploración y Producción (PEP).

En dicho bloque, –que incluye el descubrimiento hecho en 2015 de reservas totales por 281 millones de barriles de crudo en aguas someras de la sonda de Campeche--, en tres o cuatro años se podría ver ya producción, destacó el funcionario.

En entrevista con El Sol de México, Hernández Romano subrayó que también se estarán viendo proyectos en tierra, los cuales pudieran detonar producción, “quizás más moderada, pero en un corto plazo menor, ya que sería entre uno y dos años”.

Respecto a lo que podemos esperar en este 2017, dijo que en la cuestión de los farmouts, que son precisamente migraciones a contrato de exploración y extracción de las áreas que fueron asignadas a Pemex en Ronda Cero, Pemex estará poniendo también otros farmouts para que se realicen a través de un proceso similar mediante la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

“Pemex cederá una participación variable, dependiendo de las áreas en las que se hagan estos farmouts, pero incluirá algunos bloques de aguas profundas adyacentes a Trion. En el transcurso de 2017 seguramente también vamos a estar anunciando ya las licitaciones de otros farmouts en tierra en las cuencas del sureste.

“Probablemente también en el transcurso de este nuevo año estarán algunos bloques también de no convencionales. Es decir, habrá áreas en las cuales Pemex estará estableciendo alianzas con diferentes tipos de compañías; con distintos perfiles”.

Dijo que pueden ser desde empresas similares a las que participaron en la Ronda 1.4 en aguas profundas, “en esos bloques que están tanto en el área perdido como en la porción sur del Golfo de México, pero también compañías que tienen un perfil más para operar en tierra”.

“Tal vez se trate de compañías un poco más pequeñas, y también, por supuesto, algunas con un perfil muy específico hacia los yacimientos no convencionales, con las cuales estaríamos buscando asociación en los bloques que tenemos en las cuencas de Burgos y Tampico-Mizantla”, enfatizó.

Cuestionado acerca de cuándo se podría ver, en términos generales, que todo esto favorecerá para que se dé un punto de inflexión en el declive de la producción, el funcionario destacó que definitivamente los resultados de lo que se licitó en la Ronda 1.4 se verán a mediano y largo plazo.

“Son proyectos que requieren de un tiempo de maduración largo, y estamos hablando de que la producción en el caso de Trion, en el esquema que se ha modelado, podría iniciar en el 2023, pero va a depender del ritmo de ejecución que tenga el operador que ahora es responsable del campo.

“Pero son periodos largos. El reflejo de Trion podría verse hasta ese año. Sin embargo, en los bloques exploratorios que están en una etapa todavía más temprana de la cadena de valor de exploración y producción, ahí sí estamos hablando probablemente de que, en caso de descubrirse reservas en esos bloques por las diferentes compañías, y en el caso donde participa Pemex del bloque 3, estaríamos hablando de que la producción pudiera verse dentro de un lapso de entre siete a diez años”.

No obstante, enfatizó que definitivamente hay áreas del país, de lo que Pemex tiene asignado, en donde en caso de hacer asociaciones que le permitan acelerar la ejecución de esos proyectos, “pudieran verse estos resultados en uno o dos años, dado que, por ejemplo, en tierra o en aguas someras, estamos por iniciar algunas asociaciones”, subrayó Hernández Romano.

Asimismo, el subdirector de Administración del Portafolio y Acceso a nuevas áreas de Pemex Exploración y Producción destacó que el reciente proceso que se dio con el bloque Trion resulta histórico, ya que por primera vez Pemex realiza una asociación en un área que le había sido asignada.

“Nunca antes Pemex había establecido una asociación en su historia, sobre todo en un área donde hace un farmout, y también es la primera vez que Pemex participa y gana un bloque en asociación; un bloque exploratorio en este caso, como fue su participación en la licitación cuatro de la Ronda Uno.

“Son dos hechos históricos, que marcaron ese evento y, por otro lado, la cantidad que aportará BHP Billiton (624 millones de dólares), le va a permitir a Pemex una mayor rentabilidad de este proyecto, dado el monto que se presentó”, agregó el funcionario.

Por otra parte señaló que la colocación de los ocho bloques –de un total de diez--, “va a permitir en los próximos cuatro años, una reactivación de la actividad en aguas profundas, lo que eventualmente se deberá reflejar también en una mayor actividad en la industria de servicios y en la generación de empleos en el país”.

En cuanto a lo que sucederá con los dos bloques exploratorios que quedaron (el 2 Sur y el 4 Sur) después de que se colocaron ocho de los diez que eran, detalló que el Estado mexicano tomará la decisión.

“Seguramente, en ese momento, con la información disponible, ninguna compañía vio interés suficiente para aportar en ese entorno que vivimos de precios bajos del petróleo, pero seguramente en futuras licitaciones, como ha hecho también en otras áreas, volverá a ponerlos en licitación”, --y ya en un entorno de incremento en los precios internacionales del petróleo.