/ 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 decrudo en aguas someras de Campeche

Por Marcela Ojeda

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

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

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

Respecto a lo que podemos esperar en este 2017, dijo que en lacuestión de los farmouts, que son precisamente migraciones acontrato de exploración y extracción de las áreas que fueronasignadas a Pemex en Ronda Cero, Pemex estará poniendo tambiénotros farmouts para que se realicen a través de un proceso similarmediante la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

“Pemex cederá una participación variable, dependiendo de lasáreas en las que se hagan estos farmouts, pero incluirá algunosbloques de aguas profundas adyacentes a Trion. En el transcurso de2017 seguramente también vamos a estar anunciando ya laslicitaciones de otros farmouts en tierra en las cuencas delsureste.

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

Dijo que pueden ser desde empresas similares a las queparticiparon en la Ronda 1.4 en aguas profundas, “en esos bloquesque están tanto en el área perdido como en la porción sur delGolfo de México, pero también compañías que tienen un perfilmás para operar en tierra”.

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

Cuestionado acerca de cuándo se podría ver, en términosgenerales, que todo esto favorecerá para que se dé un punto deinflexión en el declive de la producción, el funcionario destacóque definitivamente los resultados de lo que se licitó en la Ronda1.4 se verán a mediano y largo plazo.

“Son proyectos que requieren de un tiempo de maduraciónlargo, y estamos hablando de que la producción en el caso deTrion, en el esquema que se ha modelado, podría iniciar en el2023, pero va a depender del ritmo de ejecución que tenga eloperador que ahora es responsable del campo.

“Pero son periodos largos. El reflejo de Trion podría versehasta ese año. Sin embargo, en los bloques exploratorios queestán en una etapa todavía más temprana de la cadena de valor deexploración y producción, ahí sí estamos hablando probablementede que, en caso de descubrirse reservas en esos bloques por lasdiferentes compañías, y en el caso donde participa Pemex delbloque 3, estaríamos hablando de que la producción pudiera versedentro 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 hacerasociaciones que le permitan acelerar la ejecución de esosproyectos, “pudieran verse estos resultados en uno o dos años,dado que, por ejemplo, en tierra o en aguas someras, estamos poriniciar algunas asociaciones”, subrayó Hernández Romano.

Asimismo, el subdirector de Administración del Portafolio yAcceso a nuevas áreas de Pemex Exploración y Producción destacóque el reciente proceso que se dio con el bloque Trion resultahistórico, ya que por primera vez Pemex realiza una asociación enun área que le había sido asignada.

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

“Son dos hechos históricos, que marcaron ese evento y, porotro lado, la cantidad que aportará BHP Billiton (624 millones dedólares), le va a permitir a Pemex una mayor rentabilidad de esteproyecto, dado el monto que se presentó”, agregó elfuncionario.

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

En cuanto a lo que sucederá con los dos bloques exploratoriosque quedaron (el 2 Sur y el 4 Sur) después de que se colocaronocho de los diez que eran, detalló que el Estado mexicano tomarála decisión.

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

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

Por Marcela Ojeda

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

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

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

Respecto a lo que podemos esperar en este 2017, dijo que en lacuestión de los farmouts, que son precisamente migraciones acontrato de exploración y extracción de las áreas que fueronasignadas a Pemex en Ronda Cero, Pemex estará poniendo tambiénotros farmouts para que se realicen a través de un proceso similarmediante la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

“Pemex cederá una participación variable, dependiendo de lasáreas en las que se hagan estos farmouts, pero incluirá algunosbloques de aguas profundas adyacentes a Trion. En el transcurso de2017 seguramente también vamos a estar anunciando ya laslicitaciones de otros farmouts en tierra en las cuencas delsureste.

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

Dijo que pueden ser desde empresas similares a las queparticiparon en la Ronda 1.4 en aguas profundas, “en esos bloquesque están tanto en el área perdido como en la porción sur delGolfo de México, pero también compañías que tienen un perfilmás para operar en tierra”.

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

Cuestionado acerca de cuándo se podría ver, en términosgenerales, que todo esto favorecerá para que se dé un punto deinflexión en el declive de la producción, el funcionario destacóque definitivamente los resultados de lo que se licitó en la Ronda1.4 se verán a mediano y largo plazo.

“Son proyectos que requieren de un tiempo de maduraciónlargo, y estamos hablando de que la producción en el caso deTrion, en el esquema que se ha modelado, podría iniciar en el2023, pero va a depender del ritmo de ejecución que tenga eloperador que ahora es responsable del campo.

“Pero son periodos largos. El reflejo de Trion podría versehasta ese año. Sin embargo, en los bloques exploratorios queestán en una etapa todavía más temprana de la cadena de valor deexploración y producción, ahí sí estamos hablando probablementede que, en caso de descubrirse reservas en esos bloques por lasdiferentes compañías, y en el caso donde participa Pemex delbloque 3, estaríamos hablando de que la producción pudiera versedentro 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 hacerasociaciones que le permitan acelerar la ejecución de esosproyectos, “pudieran verse estos resultados en uno o dos años,dado que, por ejemplo, en tierra o en aguas someras, estamos poriniciar algunas asociaciones”, subrayó Hernández Romano.

Asimismo, el subdirector de Administración del Portafolio yAcceso a nuevas áreas de Pemex Exploración y Producción destacóque el reciente proceso que se dio con el bloque Trion resultahistórico, ya que por primera vez Pemex realiza una asociación enun área que le había sido asignada.

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

“Son dos hechos históricos, que marcaron ese evento y, porotro lado, la cantidad que aportará BHP Billiton (624 millones dedólares), le va a permitir a Pemex una mayor rentabilidad de esteproyecto, dado el monto que se presentó”, agregó elfuncionario.

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

En cuanto a lo que sucederá con los dos bloques exploratoriosque quedaron (el 2 Sur y el 4 Sur) después de que se colocaronocho de los diez que eran, detalló que el Estado mexicano tomarála decisión.

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

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