Iii política energética resultados de la licitación de contratos de licencia para la extracción de hidrocarburos correspondientes a la Tercera Convocatoria de la Ronda Uno (shcp)



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III. POLÍTICA ENERGÉTICA

Resultados de la licitación de contratos de licencia

para la extracción de hidrocarburos correspondientes

a la Tercera Convocatoria de la Ronda Uno (SHCP)

El 15 de diciembre de 2015, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) dio a conocer los “Resultados de la licitación de contratos de licencia para la extracción de hidrocarburos correspondientes a la Tercera Convocatoria de la Ronda Uno”. A continuación se presenta la información.

Se llevó a cabo la presentación, apertura de propuestas y anuncio de ganadores de la licitación pública internacional de 25 contratos para la extracción de hidrocarburos bajo la modalidad de licencia, correspondientes a la Tercera Convocatoria de la Ronda Uno.

Con el acto de presentación y apertura de propuestas y declaración de ganadores en sesión pública transmitida en vivo, continúa el proceso de apertura y modernización integral del sector energético del país. Siguiendo las mejores prácticas internacionales en materia de transparencia y rendición de cuentas, el Estado, representado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), avanza con los procesos de licitación para asignar los contratos para desarrollar el sector de hidrocarburos bajo las mejores condiciones para el Estado.

El procedimiento para esta tercera convocatoria se realizó conforme a lo previsto en las bases de licitación y ante la presencia de los titulares de las Notarías Públicas número 233 del Distrito Federal y número 163; y del Titular del Órgano Interno de Control de la CNH, quienes dieron fe de la legalidad del procedimiento.

En esta tercera fase participaron 40 licitantes, de los cuales 26 participaron de forma individual y 14 en consorcio. Como resultado del proceso, se asignaron 25 contratos. Lo anterior representa un porcentaje de adjudicación de 100 por ciento.

Este proceso de licitación estuvo orientado a incentivar la participación de nuevas empresas con el objetivo de desarrollar una industria petrolera nacional competitiva. Con este resultado, fueron asignados contratos a 18 nuevas empresas mexicanas. Así, este proceso cumple con el objetivo de fortalecer y hacer más competitivo el sector hidrocarburos a través de la creación de nuevas empresas y el fomento al capital nacional.

El porcentaje de la Regalía Adicional de las posturas ganadoras fue de 55% de los ingresos brutos en promedio, para las 25 áreas contractuales adjudicadas. Adicionalmente, los contratistas tributarán a través de la cuota contractual para la fase exploratoria, los ingresos por el pago de regalías básicas, el impuesto por las actividades de extracción de hidrocarburos y el impuesto sobre la renta. Considerando todos estos elementos, el Estado recibirá, en promedio, 63% del valor de los ingresos brutos de los proyectos (entre 18.1 y 93.2%). Adicionalmente, el contrato contiene un esquema fiscal progresivo de forma que, en caso de presentarse un alza en los precios de los hidrocarburos o de que se descubran volúmenes superiores a los previstos, el Estado percibirá un porcentaje mayor de la utilidad de los proyectos.

El incremento en la inversión con respecto al Programa Mínimo de Trabajo fue de 73.6% en promedio, por lo que en los próximos cinco años se esperan inversiones cercanas a 623 millones de dólares. Se estima que la inversión total a lo largo de la vigencia de estos contratos podría ascender a mil cien millones de dólares.

La adjudicación de los contratos y el fallo de la licitación se formalizarán a más tardar el 17 de diciembre, en sesión extraordinaria del Órgano de Gobierno de la CNH. Se espera que la suscripción de los contratos se lleve a cabo dentro de los siguientes 140 días naturales siguientes a la publicación del Fallo en el Diario Oficial de la Federación (DOF).

Estos resultados muestran que a pesar del entorno complejo por el que atraviesa el mercado internacional de hidrocarburos, México presenta condiciones geológicas, contractuales y de estabilidad institucional que son adecuadas para la inversión productiva de largo plazo.

Los resultados del evento, así como el proceso completo de las licitaciones correspondientes a la Ronda Uno, pueden consultarse en la dirección electrónica http://ronda1.gob.mx.



Fuente de información:

http://www.gob.mx/shcp/prensa/comunicado-de-prensa-150-2015



Publicación de las bases de licitación y del

modelo de contrato para la Cuarta Convocatoria

de la Ronda Uno (SHCP)

El 17 de diciembre de 2015, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) dio a conocer el documento “Publicación de las bases de licitación y del modelo de contrato para la Cuarta Convocatoria de la Ronda Uno”, el cual se presenta a continuación.

Se dieron a conocer los modelos de contrato y las bases de licitación en el marco de la Cuarta Convocatoria de la Ronda Uno a través de la página www.ronda1.gob.mx.

En línea con la práctica internacional, el procedimiento de licitación de las áreas contractuales de esta Cuarta Convocatoria fue diseñado para asegurar que las empresas que operen en las áreas contractuales en aguas profundas y ultra profundas del Golfo de México cuenten con probada capacidad y experiencia. Para ello, se definieron requisitos de carácter técnico, financiero, de ejecución, de seguridad industrial y de protección al medio ambiente consistentes con los más altos estándares a nivel internacional. Al igual que en los procesos de licitación anteriores, las Bases de Licitación garantizan que este proceso se lleve a cabo bajo principios de transparencia, máxima publicidad, igualdad, competitividad y sencillez.



La Cuarta Convocatoria de la Ronda 1 comprende 10 bloques exploratorios en aguas profundas y ultra profundas, de los cuales cuatro se ubican en el Área del Cinturón Plegado de Perdido y seis en la Cuenca Salina del Golfo de México con las siguientes características:

  • Los cuatro bloques de exploración del Área del Cinturón Plegado de Perdido abarcan una superficie de 8 mil 218.2 km2 y se estima cuentan con recursos prospectivos medios de 3 mil 557.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce)

  • Los seis bloques exploratorios de la Cuenca Salina abarcan una superficie de 15 mil 616.8 km2 y se estima contienen recursos prospectivos medios de 6 mil 979.5 mmbpce.

Se destacan las siguientes características contractuales:

  • Modalidad Licencia. Esta modalidad contractual implica que las principales contribuciones que pague el contratista se calcularán como una proporción de sus ingresos brutos, sin recuperación de costos.

  • Objeto del Contrato. La realización de las actividades de exploración y, en su caso, extracción de hidrocarburos en las áreas contractuales.

  • Vigencia. El contrato tendrá una duración inicial de 35 años con dos posibles prórrogas, de 10 y cinco años respectivamente, sujetas a que el área contractual se encuentre en producción previo a la solicitud de prórroga.

  • Plazos. El contrato prevé las siguientes etapas:

  • Un período de exploración inicial de cuatro años, más dos períodos adicionales de tres años cada uno;

  • Un período de evaluación de hasta tres años posteriores a un descubrimiento, y

  • Un período de desarrollo con duración de 22 a 37 años, considerando las prórrogas (sujetas a la continuidad de la producción).

  • Período Inicial de Exploración. Tendrá una duración inicial de cuatro años, durante el cual el contratista deberá comprometerse a la ejecución del programa mínimo de trabajo y en caso de haberlo ofertado, la perforación de un pozo. Al finalizar este período, el contratista tendrá derecho a devolver el 100% del área contractual.

  • Períodos Adicionales de Exploración. Se prevé la posibilidad de acceder a dos períodos adicionales de tres años cada uno. Para ello, el contratista deberá comprometerse a perforar un pozo exploratorio en cada período.

  • Contenido Nacional. Se prevén porcentajes mínimos de contenido nacional de entre 3 y 10%, de acuerdo con la maduración del proyecto.

  • Garantía de Cumplimiento. El contratista deberá presentar una carta de crédito irrevocable a favor de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) para garantizar los trabajos comprometidos durante la etapa de Exploración.

  • Garantía Corporativa. El contratista deberá contar con el respaldo de su empresa matriz en última instancia, o una filial debidamente capitalizada, para garantizar el debido cumplimiento de las obligaciones derivadas del Contrato.

  • Seguros. Se prevén las características de las pólizas de seguros que amparen coberturas en línea con las mejores prácticas de la industria.

  • Seguridad Industrial y Protección al Ambiente. El contratista deberá acatar los criterios establecidos para la ejecución de los proyectos en materia de seguridad industrial y operativa, salud en el trabajo y protección al ambiente.

  • Planes de Exploración y de Desarrollo, Programas de Trabajo y Presupuestos. Los planes de exploración y de desarrollo serán aprobados por la CNH, en tanto que los programas anuales asociados tendrán carácter informativo.

  • Rescisión Administrativa. Las causales de rescisión administrativa serán las establecidas en la Ley de Hidrocarburos, considerando una etapa previa de investigación con el apoyo de un tercero independiente para la posible determinación de dolo o culpa por parte del contratista.

  • Rescisión Contractual. Aplicables ante el incumplimiento injustificado de obligaciones contractuales, previendo la posibilidad de emplear los mecanismos alternativos para la solución de controversias definidos en el contrato: conciliación y/o arbitraje.

  • Progresividad en el contrato. Se incluye un mecanismo de ajuste que implica que aumentará la cantidad de recursos que reciba el Estado mexicano en caso de sorpresas positivas en materia de precios o de producción.

Por otra parte, y con el objeto de brindar las mejores condiciones de competencia, las Bases de esta Cuarta Convocatoria presentan cambios importantes con respecto a los procedimientos de licitación de las primeras tres Convocatorias de la Ronda Uno, entre los que destacan:

  1. La precalificación de manera individual de los interesados. Dependiendo de sus capacidades operativas y financieras podrán ser precalificados como “Operadores” o “No Operadores”.

  2. La conformación de licitantes agrupados se flexibiliza, debiendo cada uno contar al menos con un interesado previamente precalificado como “Operador”.

  3. Para permitir la posibilidad de diversificar de forma óptima los riesgos asociados, un mismo interesado podrá ser parte de más de un licitante agrupado, sujeto a que dicho interesado no podrá presentar más de una propuesta para una misma área contractual.

  4. Los interesados en precalificar como Operadores que de manera previa hayan adquirido el acceso y uso a la información relacionada al Centro Nacional de Información de Hidrocarburos, tendrán acceso a la información contenida en el cuarto de datos sin costo.

  5. Se simplifican los requerimientos para presentación de información técnica y financiera.

  6. La fecha del evento de presentación de propuestas y adjudicación se anunciará a más tardar durante el tercer trimestre del 2016 y el acto se calendarizará al menos 90 días después de su anuncio.

  7. La asignación de los contratos considerará las propuestas que realicen los licitantes con respecto a dos variables: la regalía adicional que se pague al Estado mexicano y el posible compromiso del licitante de perforar un pozo durante el período inicial de exploración.

Finalmente, considerando la alta volatilidad observada en los meses recientes en el mercado petrolero internacional, y con el fin de asegurar las mejores condiciones para el Estado, se ha determinado que la licitación para campos de extracción de crudos pesados y extra pesados se aplazará hasta nuevo aviso.

Fuente de información:

http://www.gob.mx/shcp/prensa/comunicado-de-prensa-151-2015



La reestructuración de Pemex se

realizó en tiempo récord (Pemex)

El 14 de diciembre de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) comunicó que su reestructuración operativa se llevó a cabo en un tiempo récord de tan sólo ocho meses, y es considerada la más grande de los últimos 20 años en México.

Éste es uno de los primeros resultados tangibles del cambio cultural en que está inmersa la empresa, luego de la Reforma Energética, aseguró el Director General de la firma al entregar reconocimientos a la primera generación de Campeones y Facilitadores del Cambio Cultural.

En una ceremonia realizada en el Centro Administrativo de la Ciudad de México, el funcionario de Pemex manifestó que el año próximo la empresa se verá inmersa en cambios profundos a nivel institucional y para sus trabajadores. El más importante, dijo, es sin duda la transformación cultural que estamos impulsando.

Dio a conocer que al cierre de 2015 se habrán incorporado al Programa de Cambio Cultural alrededor de un mil trabajadores, cifra que duplica la estimación original. Para 2016, ya con 100 facilitadores internos, 15 mil trabajadores estarán inmersos en este proceso para estar a la altura de la competencia y de los retos que plantea la apertura del sector.

Expresó que la transformación cultural es la única garantía de que los cambios que se han ido produciendo se consoliden, porque supone la transformación de cada uno de los petroleros.

Finalmente, reiteró su compromiso personal y el del cuerpo directivo de Pemex para apoyar en forma decidida y con absoluta convicción este esfuerzo de cambio cultural.

Fuente de información:

http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-120-nacional.aspx

Anuncia Petróleos Mexicanos inversiones

por 23 mil millones de dólares (Pemex)

El 8 de diciembre de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) anunció proyectos que representan una inversión total de 23 mil millones de dólares y la generación de más de 60 mil empleos directos.

Al evento, realizado en la refinería Miguel Hidalgo de Tula, asistieron el Secretario de Energía y Presidente del Consejo de Administración de Pemex y el Director general de Pemex.

Entre los proyectos que se dieron a conocer, resalta el de la producción de gasolinas de ultra bajo azufre (UBA) en las seis refinerías del país, cuya inversión total ascenderá a 3 mil 100 millones de dólares con una producción final de más de 210 mil barriles diarios, lo que permitirá reducir en más de 90% la emisión de gases de efecto invernadero y la emisión de contaminantes a la atmósfera.

En concreto, la inversión de gasolinas limpias en la refinería Miguel Hidalgo, es de 250 millones de dólares, con la creación de 4 mil puestos de trabajo. Esta obra incluye una planta desulfuradora con capacidad de 30 mil barriles por día de carga, la cual permitirá producir gasolina de ultra bajo azufre, así como una unidad regeneradora de amina, una torre de enfriamiento, un sistema de desfogue de hidrocarburos quemador elevado y uno de desfogue de gas ácido, así como edificaciones e instalaciones de servicios auxiliares y sistemas complementarios.

Por otra parte, el proyecto de diesel de ultra bajo azufre se desarrollará en las seis refinerías con una inversión de 3 mil 900 millones de dólares para la construcción de 19 plantas nuevas y la modernización de 17 unidades externas, con lo cual se reducirán las importaciones de este combustible.

La inversión específica de esta obra en la refinería de Tula será de 770 millones de dólares y los trabajos iniciarán el próximo mes de enero.

De manera adicional, Pemex invertirá casi 5 mil millones de dólares para la reconfiguración de la refinería de Tula, con lo que se ampliará la capacidad de procesamiento de crudo en 25 mil barriles diarios para llegar a una capacidad instalada total de 340 mil barriles. Con ello, esta refinería ocupará el primer lugar en cuanto a capacidad de refinación en el país.

Los proyectos de las reconfiguraciones de las refinerías de Salamanca y Salina Cruz significarán una inversión adicional de 8 mil millones de dólares. En total, las tres reconfiguraciones crearán 46 mil empleos.

Por otro lado, al informar del descubrimiento de nuevos pozos tanto en aguas profundas como en aguas someras, el Director general de Pemex señaló que como parte de la actividad exploratoria realizada en el presente año, con una inversión de 35 mil millones de pesos, la empresa ha incorporado reservas 3P por más de mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de los cuales 60% están en aguas someras, 35% en aguas profundas y 5% en áreas terrestres.

Destacó que con estos resultados, Pemex estima alcanzar una tasa de restitución de reservas totales 3P del orden de 85%, con lo que será posible revertir la tendencia de los dos últimos años.

En el evento, informó también sobre el avance de los cuatro primeros proyectos de cogeneración que desarrolla Pemex a través de la empresa productiva subsidiaria Pemex Cogeneración y Servicios.

Dichos proyectos, que representan una inversión superior a 3 mil millones de dólares y generarán 7 mil 300 empleos, se están realizando en las refinerías de Tula, Hidalgo; Cadereyta, Nuevo León, y Salina Cruz, Oaxaca, así como en el complejo procesador de gas de Cactus, Chiapas.

Cabe resaltar que con la aplicación de estas tecnologías altamente competitivas, que generan simultáneamente electricidad y vapor, se obtendrá una mayor eficiencia energética al pasar de 40 a 80%, en tanto se incrementará la confiabilidad, seguridad y flexibilidad en la operación de los centros industriales de Pemex.

En materia ambiental, dichos proyectos permitirán la disminución de 7 millones de toneladas de dióxido de carbono anual.

Estas acciones han sido posibles a partir de la entrada en vigor de la Reforma Energética, la cual ha permitido a Pemex establecer alianzas y asociaciones estratégicas para impulsar diversos proyectos de inversión.

Al finalizar la gira de trabajo, se presentó al Presidente de la Republica el proyecto de renovación del Museo Tecnológico de la CFE (MUTEC) para convertirlo en el Museo Nacional de Energía y Tecnología (MUNET), el cual une esfuerzos de los sectores público y privado y de la sociedad en general para la generación de valor cultural, social y medioambiental en beneficio de los mexicanos.

El proyecto ejecutivo de esta importante obra es del arquitecto Enrique Norten, quien resultó ganador de un concurso al que se invitó a 11 destacados arquitectos mexicanos con una sólida trayectoria profesional.

El jurado, presidido por José Luis Cortés, presidente del Colegio de Arquitectos de México, e integrado por prestigiados especialistas de universidades, institutos y museos en el país, consideró que el proyecto ganador resultó innovador, funcional, sustentable y de alta eficiencia energética, además que cuenta con parámetros de vanguardia arquitectónica, integrado armónicamente al entorno artístico de la 2ª sección del Bosque de Chapultepec.

La gestión de la renovación del museo está a cargo de un fideicomiso integrado por empresas del sector energético.



Fuente de información:

http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-notainformativa-nacional.aspx



Conclusión de la cobertura de ingresos

petroleros del Gobierno Federal para

2015 (SHCP)

El 8 de diciembre de 2015, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) informó que el Gobierno Federal recibió 6 mil 284 millones de dólares por concepto de cobertura sobre los ingresos petroleros del Gobierno Federal para el ejercicio fiscal 2015.

Conforme a la normatividad aplicable, estos recursos se destinarán a hacer frente al Presupuesto de Egresos de la Federación 2015.

A fin de asegurar los ingresos petroleros ante una caída en los niveles del precio de la mezcla mexicana de exportación por debajo del previsto en la Ley de Ingresos de la Federación 2015, la SHCP implementó un programa de cobertura de precios de petróleo.

El programa de cobertura para 2015, contempló dos estrategias complementarias. En primer término, al momento de contratar la cobertura se adquirieron opciones de venta tipo put por 228 millones de barriles sobre crudos tipo Maya y Brent, con un precio de ejercicio promedio equivalente de la mezcla mexicana de exportación de 76.4 dólares por barril (dpb). En segundo lugar, para cubrir la diferencia de 2.6 dólares que quedarían descubiertos entre el precio ponderado de las opciones de 76.4 dpb y los 79 dpb establecidos en la Ley de Ingresos para el 2015, se creó una subcuenta en el Fondo de Estabilización de los Ingresos Presupuestarios (FEIP). Esta cuenta se denominó “Complemento de Cobertura 2015”, con un saldo de 7 mil 944 millones de pesos (mdp).

Al respecto, se informa que ante la disminución en el precio promedio del petróleo observado del 1° de diciembre de 2014 al 30 de noviembre de 2015, el Gobierno Federal recibió un pago de 6 mil 284 millones de dólares por concepto de las opciones adquiridas. Los recursos fueron recibidos en el FEIP el 7 de diciembre de 2015 y cubrirán el gasto aprobado en el Presupuesto de Egresos de la Federación para el ejercicio fiscal 2015 ante la reducción de los ingresos petroleros del Gobierno Federal. Lo anterior, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 1°, décimo sexto párrafo, de la Ley de Ingresos para el 2015.

Los dólares serán convertidos a pesos a través del Banco de México, en partes proporcionales, cada día hábil a partir del próximo 9 de diciembre y hasta el día 28 de diciembre. Por tanto, se estima cambiar aproximadamente 483 millones de dólares cada día, mismos que se verán reflejados en las reservas internacionales de este Instituto Central.

El programa de coberturas se ha implementado por el Gobierno Federal desde hace más de 10 años. En ejercicios anteriores, el mayor monto recibido por compra de coberturas se observó en 2009 cuando se recibieron 5 mil 85 millones de dólares. Por tanto, el monto recibido este año, 6 mil 284 millones de dólares, es el mayor desde que inició el programa de coberturas.

Cabe recordar que el programa de coberturas para 2016 contempló también las dos estrategias complementarias señaladas con anterioridad. El programa cubrió un precio de 50 dpb habiéndose contratado opciones de venta tipo put a un precio promedio equivalente a 49 dpb para la mezcla mexicana de exportación y cubriéndose un dólar adicional con la creación de una subcuenta en el FEIP por un monto de 3 mil 477 mdp.

El programa de coberturas forma parte de la estrategia integral de manejo de riesgos del Gobierno Federal, que ha permitido atenuar los efectos adversos de la caída de los precios internacionales del petróleo en las finanzas públicas, en favor de las familias mexicanas.



Fuente de información:

http://www.gob.mx/shcp/prensa/comunicado-de-prensa-147-2015



Informa Petróleos Mexicanos sobre sus

resultados de exploración en 2015 (Pemex)

El 9 de diciembre de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) realizó la exploración de 30 pozos, obteniendo éxito de 45% en su viabilidad comercial (superior al promedio internacional), lo que le permitió incorporar reservas totales 3P (probadas, probables y posibles) por alrededor de mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de las cuales 57% corresponden a crudo ligero y gas condensado, 20% a crudo pesado y 23% a gas no asociado , con un costo promedio de descubrimiento de 2 dólares por barril.

De este modo, Pemex alcanzará una tasa de restitución de reservas 3P del orden de 85%, con lo que será posible revertir la tendencia a la baja que se ha registrado en este indicador. La inversión total en actividades de exploración en el año ascendió a 35 mil millones de pesos.

Con los nuevos descubrimientos de los pozos Teocalli-1001 y Jaatsul-1 en aguas someras, se estima lograr una producción de 40 mil barriles y 30 millones de pies cúbicos de gas diarios. Aunados a los cuatro descubrimientos anunciados en el primer semestre de este año, la producción adicional en aguas someras aumentará en 140 mil barriles y 120 millones de pies cúbicos de gas al día para inicios de 2018.

A fin de dar certidumbre y acelerar el desarrollo de los campos descubiertos, Pemex desarrolla un importante programa de pozos delimitadores para el próximo año. Para este fin, el Consejo de Administración autorizó asignar 300 millones de dólares que permitirá impulsar el programa de delimitaciones. En este sentido, se delimitó exitosamente el bloque oriental del campo Tsimin de aguas someras, en el Litoral de Tabasco, con lo que se podrá iniciar su desarrollo y posterior explotación.

Por lo que respecta a aguas profundas, se logró delimitar el campo Nat en tanto se descubrieron los campos Hem, frente a las costas de Veracruz, y Cratos, en el área del Cinturón Plegado Perdido al norte del Golfo de México, frente a Tamaulipas. Actualmente se delimita en esta misma área el campo Exploratus.

Asimismo, en áreas terrestres se descubrieron en Veracruz dos campos cercanos a infraestructura actual (Licanto 1 y Licayote 1) que incorporarán una producción aproximada de 4 mil barriles de petróleo y 90 millones de pies cúbicos de gas diarios a fines de 2016.

Fuente de información:

http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-119-nacional.aspx



Autorizan a Pemex operación de infraestructura de transporte

y almacenamiento de hidrocarburos (Pemex)

El 18 de diciembre de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) recibió, conforme a la legislación derivada de la Reforma Energética, diversos permisos de parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) para la operación de infraestructura de transporte y de almacenamiento:



Transporte:

  • 6 sistemas de ductos de petrolíferos con extensión de 8 mil 566 kilómetros.

  • 1 sistema de ductos de hidrocarburos que abarcan 5 mil 218 kilómetros.

  • 1 sistema de ductos de petroquímicos de 282 kilómetros de longitud.

  • 5 permisos para flota mayor (16 buquetanques) y flota menor (6 embarcaciones).

  • 4 sistemas de transporte de autotanques lo que representa 1 mil 456 unidades que realizan entregas diarias a estaciones de servicio.

Almacenamiento:

  • 73 terminales de almacenamiento con una capacidad de 17 millones de barriles.

  • Siete permisos de terminales marítimas.

  • Tres permisos de almacenamiento de gas LP.

Lo anterior complementa los permisos existentes para 1 mil 583 kilómetros del sistema de ductos de gas L.P. y para 2 sistemas de almacenamiento de gas L.P., que previamente habían sido autorizados por la CRE.

Con lo anterior, Pemex Logística estará en posibilidad de prestar los servicios de transporte y almacenamiento para enfrentar los retos que presenta la apertura del mercado energético en el país.



Fuente de información:

http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-121-nacional.aspx

Anuncian resolución referente a la monetización

de la participación de Pemex en Gasoductos de

Chihuahua (Pemex)

El 18 de diciembre de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) comunicó que la Comisión Federal de Competencia Económica (COFECE) publicó la resolución respecto al acuerdo para que IEnova adquiera el 50% del capital social de Gasoductos de Chihuahua. A continuación se presenta la información.



Pemex y IEnova informan:

  • Recibieron resolución de la “COFECE” por la cual objeta la transacción en los términos en los que fue planteada.

  • Pemex debe buscar vender, mediante licitación, su participación en dos de los siete activos de Gasoductos de Chihuahua, S. de R.L. de C.V. (“Gasoductos de Chihuahua”) como resultado de resoluciones previas emitidas por la extinta Comisión Federal de Competencia. Dichos activos son conocidos como Gasoducto San Fernando y LPG Ducto TDF (los “Activos Condicionados”).

  • Es importante resaltar que la resolución no señala que la adquisición por parte de IEnova del 50% del capital social de Gasoductos de Chihuahua ponga en riesgo el proceso de competencia y libre concurrencia.

  • En consecuencia, Pemex y IEnova están en proceso de reestructurar la transacción para que: a) Pemex esté en condiciones de llevar a cabo un proceso de licitación respecto de los Activos Condicionados para cumplir con los requerimientos establecidos en el pasado por la COFECE. Lo anterior, no limita a que IEnova pueda ejercitar en dicho proceso licitatorio los derechos corporativos (derecho de tanto y de admisión) que detenta en las sociedades titulares de los permisos relacionados con los Activos Condicionados, y por otro lado b) IEnova pueda adquirir la participación de Pemex en Gasoductos de Chihuahua respecto a los demás activos, excluyendo los Activos Condicionados.

  • Se espera que el cumplimiento de las condiciones establecidas en el pasado por la COFECE, la reestructura de la transacción, así como la notificación correspondiente a dicha Comisión, se lleven a cabo durante el primer trimestre de 2016.

Fuente de información:

http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-122-nacional.aspx

Se resuelve qué petrolíferos y petroquímicos continuarán

sujetos a regulación de ventas de primera mano (CRE)

El 16 de diciembre de 2015, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) la “Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía resuelve qué petrolíferos y petroquímicos continuarán sujetos a regulación de ventas de primera mano”. A continuación se presentan los detalles.

Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Comisión Reguladora de Energía.

RESOLUCIÓN Número RES/717/2015

RESOLUCIÓN POR LA QUE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA RESUELVE QUÉ PETROLÍFEROS Y PETROQUÍMICOS CONTINUARÁN SUJETOS A REGULACIÓN DE VENTAS DE PRIMERA MANO



RESULTANDO

Primero. Que el 20 de diciembre de 2013, el 11 de agosto y el 31 de octubre de 2014, se publicaron en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en Materia de Energía (el Decreto en Materia de Energía), la Ley de Hidrocarburos (LH), la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME) y el Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos (el Reglamento).

Segundo. Que el 28 de agosto de 2014, esta Comisión Reguladora de Energía (esta Comisión) expidió la Resolución RES/389/2014 por la que de manera transitoria se aprueban, entre otros, los términos y condiciones, así como las metodologías para la determinación de los precios aplicables a las ventas de primera mano de hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos.

Tercero. Que el 14 de mayo del 2015, la Comisión Federal de Competencia (COFECE) publicó en el DOF los Criterios técnicos para el cálculo y aplicación de un Índice Cuantitativo para medir la Concentración del Mercado.

Cuarto. Que el 9 de junio de 2015, esta Comisión publicó el Acuerdo A/023/2015, por el cual interpreta las definiciones de Petroquímicos y Petrolíferos, comprendidas en el artículo 4, fracciones XXVIII y XXIX, de la Ley de Hidrocarburos.

Quinto. Que el 22 de octubre de 2015, esta Comisión aprobó el Acuerdo por el que la Comisión Reguladora de Energía interpreta, para efectos administrativos, la Ley de Hidrocarburos, a fin de definir el alcance de la regulación en materia de petrolíferos y petroquímicos.

Sexto. Que el 22 de octubre de 2015, esta Comisión aprobó el Acuerdo por el cual la Comisión determina que el gas nafta no es petrolífero ni petroquímico, para efectos de regulación.

CONSIDERANDO

Primero. Que, conforme lo disponen los artículos 28, párrafo octavo, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 2, fracción III, y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 2 y 3 de la LORCME, esta Comisión es una Dependencia de la Administración Pública Centralizada con carácter de Órgano Regulador Coordinado en Materia Energética y cuenta con autonomía técnica, operativa y de gestión, así como personalidad jurídica propia.

Segundo. Que, de conformidad con el artículo Transitorio Décimo Tercero, primer párrafo de la LH, esta Comisión continuará sujetando las ventas de primera mano de petrolíferos y petroquímicos (VPM) a principios de regulación asimétrica con objeto de limitar el poder dominante de Petróleos Mexicanos (Pemex), en tanto se logra una mayor participación de agentes económicos que propicien el desarrollo eficiente y competitivo de los mercados.

Tercero. Que, en términos del segundo párrafo del artículo Transitorio Décimo Tercero de la LH, se entiende por VPM la primera enajenación en territorio nacional, que realicen Pemex, sus organismos subsidiarios o divisiones y cualquier otra empresa productiva del Estado, o una Persona Moral, por cuenta y orden del Estado, a un tercero o entre ellos, y dicha venta deberá realizarse a la salida de las plantas de procesamiento, las refinerías, los puntos de inyección de producto importado, ductos de Internación o en los puntos de inyección de los Hidrocarburos provenientes de manera directa de campos de producción.

Cuarto. Que, de conformidad con el párrafo cuarto del artículo Décimo Tercero Transitorio, la regulación de las VPM incluirá la expedición de la metodología para el cálculo de sus precios y que, al efecto, se deberá observar la práctica común en mercados desarrollados de petrolíferos y petroquímicos y los precios deberán reflejar, entre otros, el costo de oportunidad y las condiciones y prácticas de competitividad en el mercado internacional de dichos productos.

Quinto. Que el artículo Transitorio Décimo Cuarto de la LH dispone, entre otras cosas, lo siguiente:

a) Que, a partir del 1 de enero de 2015 y, como máximo hasta el 31 de diciembre de 2017, la regulación sobre precios máximos al público de gasolinas y diésel será establecida por el Ejecutivo Federal mediante acuerdo;

b) Que, desde el 1 de enero de 2018, los precios se determinarán en condiciones de mercado, y

c) Que Pemex será el único que podrá importar estos productos hasta el 1 de enero de 2017, o antes si las condiciones de mercado lo permiten.

Sexto. Que, en términos del artículo Transitorio Vigésimo Noveno de la LH, los precios al público del gas licuado de petróleo serán establecidos por el Ejecutivo Federal mediante acuerdo, hasta en tanto se implemente una política de apoyos focalizados a los consumidores de este bien, lo cual deberá ocurrir a más tardar el 31 de diciembre de 2016, y que como máximo hasta el 31 de diciembre de 2015 solo Pemex, sus empresas subsidiarias, empresas filiales o divisiones podrán importar dicho combustible.

Séptimo. Que, derivado de reuniones de trabajo con funcionarios de Pemex, asociaciones de consumidores y distribuidores de los productos a que se refiere esta Resolución, esta Comisión ha logrado identificar las características principales de los mercados regulados de petrolíferos y petroquímicos en los que participa Pemex, apoyada además en la información entregada por dicha empresa productiva del Estado sobre diversos productos, la cual se enlista a continuación:

a) Descripción de los productos petrolíferos y petroquímicos;

b) Los productos sustitutos y complementarios;

c) Regulación al comercio exterior de los productos;

d) El volumen de ventas de los productos;

e) La producción de Pemex;

f) Importaciones por parte del sector privado;

g) La participación de mercado por parte de Pemex en los diversos productos, y

h) El comportamiento histórico de los precios de los productos.

Octavo. Que, con base en la información a su alcance, esta Comisión advierte que Pemex participa de manera desigual en los distintos mercados de petrolíferos y petroquímicos objeto de la presente resolución. En particular, esta Comisión observa que en la mayoría de los mercados analizados Petróleos Mexicanos mantiene una posición dominante, en tanto que para otros productos tiene cuotas de participación de mercado tales que no permiten a esta Comisión inferir un problema de poder dominante.

Noveno. Que, derivado de lo señalado en el Considerando Quinto, Pemex podría mantener su posición de suministrador único en gasolinas, diésel y gas licuado de petróleo, por lo que resta del presente año y el siguiente en los primeros dos casos, y durante 2015 en el tercero, por lo que en cumplimiento de lo dispuesto en el artículo Transitorio Décimo Tercero esta Comisión deberá regular las VPM de dichos productos.

Décimo. Que, en los casos en que se advierte que Pemex detenta una participación de mercado igual o superior a 50% a nivel nacional, esta Comisión considera que existen condiciones para que dicha empresa ejerza poder dominante en los mercados de los productos que más adelante se identifican, lo cual es consistente con el criterio establecido por la Antitrust Division del Departamento de Justicia de Estados Unidos de Norteamérica, la cual estima que un índice de Herfindahl–Hirschman entre 1 mil 500 y 2 mil 500 puntos refleja una concentración moderada de mercado.

Undécimo. Que, en virtud de lo referido en el Considerando inmediato anterior, esta Comisión determina que aquellos productos en cuyos mercados Pemex tenga una participación igual o mayor al 50%, a nivel nacional, serán objeto de regulación asimétrica, sin perjuicio de que, con base en la evolución de dichos mercados y la obtención de información más detallada, esta Comisión revise el grado de participación de mercado de Pemex periódicamente con base en los criterios a que se refiere el Considerando Décimo, a fin de cambiar o acotar el grado y la naturaleza de la intervención de esta Comisión sobre cada producto.

Duodécimo. Que, con base en lo estipulado en el Considerando Undécimo, en adición a la gasolina, el diésel y el gas licuado de petróleo, esta Comisión advirtió que Pemex detenta una participación de mercado mayor que el umbral referido en el Considerando Décimo en los siguientes mercados, mismos que seguirán sujetos a regulación en materia de VPM por esta Comisión:



Producto

Participación mínima de Pemex en el Mercado Nacional en el año 2014

-Porcentajes-

Turbosina

82.0

Intermedio 15 (IFO 180 M)

94.0

Gasóleo doméstico

100.0

Gas avión

99.9

Combustóleo

96.0
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