Preguntas y Respuestas
1.- ¿El FPSO es un barco?
No. El artefacto naval "Yuum K´ak´náab", que significa "Señor de los Mares", es una Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento y Descarga, FPSO (por sus siglas en inglés Floating Production Storage and Offloading Unit), cuyos objetivos sustantivos son:
- a. Separación de aceite y gas provenientes de los pozos de las plataformas de producción Maloob B y Zaap D;
- b. Mezclado de las diferentes corrientes que convergen en el FPSO.
- c. Almacenamiento de los diferentes crudos para el mezclado correspondiente; y
- d. Exportación de Crudo Tipo Maya, resultado de la mezcla realizada.
Por sus características operativas el FPSO es una embarcación que permite realizar los siguientes procesos:
| Proceso | Capacidad |
| Recepción de Crudo estabilizado | 550 MBD |
| Separación de aceite y gas. | 200 MBD |
| Almacenamiento de crudo. | 2.2 MMB |
| Calentamiento y mezclado de crudos. | 600 MBD |
| Compresión de Gas. | 120 MMPCD |
| Bombeo en alta presión de crudo. | 200 MBD |
Antecedentes
2.- ¿Qué antecedentes tiene el FPSO?
El FPSO fue adquirido como parte fundamental del Proyecto Integral para la Optimización de los Campos Ku-Maloob-Zaap en la Sonda de Campeche.
3.- ¿Cuál es el objetivo del Proyecto Integral?
El Proyecto Integral tiene por objetivo incrementar la producción de crudo pesado de 300 mil barriles diarios a más de 800 mil barriles.
Plan para Optimizar el Proyecto Integral a través de un FPSO
4.- ¿Qué plan se adoptó para optimizar el Proyecto Integral?
En un principio, se pensó en contratar una embarcación flotante únicamente de almacenamiento y descarga; sin embargo, esta alternativa comprendía como elemento crítico la construcción de una plataforma de producción (Zaap-C).
Ciertas dificultades técnicas observadas en la implementación del proyecto para la construcción de la plataforma Zaap-C llevaron a PEMEX Exploración y Producción (PEP) a buscar otras alternativas. Se pensó entonces en agregar a la embarcación de almacenamiento y descarga capacidades de separación y procesamiento de crudo para ser utilizadas en todo el horizonte de duración del proyecto. Esto incrementaría la rentabilidad del Proyecto Integral por cuatro mil 571 millones de pesos en valor presente neto de 2004, respecto al proyecto original, debido al adelanto en la producción y reduciría los requerimientos de inversión en aproximadamente mil millones de pesos.
5.- ¿Qué ventajas presentaba el plan de obtener un FPSO?
El escenario optimizado del Proyecto Integral con la participación de un FPSO presentaba un potencial de mayor producción de crudo de los campos Ku-Maloob-Zaap, racionalizar los costos de inversión y mejorar los indicadores económicos del proyecto.
Estructuras Contractuales Evaluadas
6.- Una vez que se decidió el uso de una embarcación FPSO en sustitución de la plataforma Zaap-C ¿qué estructuras contractuales se analizaron?
- Adquisición simple en virtud de la cual PEP realizaría pagos progresivos por la embarcación durante el periodo de conversión y adquiriría la propiedad de la embarcación conforme se fueran realizando los pagos.
- Adquisición con financiamiento de construcción, en virtud de la cual PEP no realizaría pago alguno durante el avance de la conversión, sino que pagaría el costo total al momento de la entrega.
- Modelo de "construcción, arrendamiento y transferencia", en virtud de la cual PEP no realizaría pago alguno durante el avance de la conversión, pero su obligación de pago se haría firme e incondicional después de la entrega de la embarcación, con pagos parciales a ser realizados durante un determinado número de años.
- Adquisición con financiamiento de largo plazo, que tiene las mismas características que el modelo de "construcción, arrendamiento y transferencia", pero con la diferencia de que la propiedad de la embarcación se adquiriría contra la entrega y comisionamiento en el sitio.
- Modelo de "construcción, propiedad y operación", en virtud del cual PEP no realizaría pago alguno durante el avance de la conversión y su obligación de pago comenzaría a partir de la operación de la embarcación, estando el monto de dichos pagos sujetos al nivel de cumplimiento del proveedor durante el periodo de construcción.
- Modelo de "construcción, propiedad, operación y transferencia", en virtud del cual PEP no realizaría pago alguno durante el avance de la conversión y su obligación de pago comenzaría a partir de la operación de la embarcación, estando el monto de dichos pagos sujetos al nivel de cumplimiento del proveedor durante el periodo de construcción.
7.- ¿Qué limitaciones enfrentaba PEP en su decisión para elegir el modelo contractual?
Al contar PEP principalmente con presupuesto PIDIREGAS, era necesario que la estructura contractual a elegirse requiriera que el proveedor asumiera el financiamiento de la embarcación, por lo menos durante el periodo de construcción de la misma, sin que pudiera recibir de PEP pago alguno hasta que la embarcación estuviera operando y generara los recursos necesarios y suficientes para el pago de las contraprestaciones asumidas.
8.- ¿Qué alternativa resultó más atractiva para PEP?
De las seis alternativas analizadas se determinó que la más atractiva en términos de costos de inversión para PEP sería la primera.
El equilibrio buscado entre costo y riesgo se logró estableciendo que PEP pagaría el 50 por ciento del costo de inversión a la entrega y comisionamiento del FPSO, quedando la obligación de pago de PEP del 50 por ciento restante del costo de inversión sujeto al nivel del cumplimiento del proveedor durante el periodo de operación, y teniendo PEP el derecho a recuperar parte del 50 por ciento pagado al momento de comisonamiento mediante el cobro adicional de importantes penas convencionales en caso de incumplimiento.
9.- ¿Quiénes participaron en la toma de decisión sobre la estructura contractual a seleccionar?
En las reuniones de toma de decisión participaron:
- Personal de la Región Marina Noreste
- Gerencia de Administración y Finanzas, Activo Integral Ku-Maloob-Zaap
- Personal de la Gerencia de Estrategias de Suministro y del área Jurídica de PEP
10.- ¿Qué organismos ajenos a Petróleos Mexicanos participaron en la toma de decisión?
La SENER y la SHCP autorizan los proyectos de Pemex y el presupuesto requerido para ejecutarlos, considerando los recursos Pidiregas disponibles y la amortización de la deuda correspondiente.
Principales Términos y Condicionales de Contratación
11.- ¿Cuáles fueron los principales términos y condiciones de la contratación?
PEP se comprometió a adquirir un FPSO al final de un plazo de 15 años durante el cual el proveedor debería incluir los siguientes servicios requeridos por este organismo subsidiario:
- El diseño, conversión, instalación y comisionamiento en un periodo máximo de 21 meses.
- La prestación de servicios de recepción, separación, mezcla, almacenamiento, descarga y trasiego y alijo.
- La realización del mantenimiento del FPSO.
PEP efectuaría un pago equivalente al 50 por ciento de los costos de inversión. Asimismo, durante la operación, PEP debería efectuar retribuciones mensuales consistentes en un pago por inversión diferida (igual al 50 por ciento remanente del costo de inversión dividido en 180 meses) y un cargo fijo por operación y mantenimiento tanto en pesos como en dólares.
Juntas de Transparencia
12.- ¿Cuántas Juntas de Transparencia se realizaron para las bases de licitación?
En cumplimiento a lo dispuesto en el Programa de Transparencia y Combate a la Corrupción y el Desarrollo Administrativo 2001-2006, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 22 de abril de 2002, se organizaron dos juntas de transparencia que permitieran la publicación de bases de licitación claras, transparentes, incluyentes y justas, que reflejaran con claridad las necesidades de PEP y que permitieran verificar la capacidad de los proveedores. La información del anteproyecto y bases de licitación fue entregada a los interesados el 15 de diciembre de 2004 en archivo electrónico.
13.- ¿Cuántas empresas participaron en las reuniones?
La primera de estas reuniones se llevó a cabo los días 15 y 16 de diciembre de 2004. En dicha reunión participaron 20 empresas. Este primer intercambio, que se llevó a cabo frente a funcionarios de PEP y representantes de la Contraloría Interna de PEP, está disponible en video y su contenido está debidamente documentado en actas.
La segunda junta de transparencia se llevó a cabo los días 12,13 y 14 de enero de 2006. En dicha reunión participaron 24 empresas y se dio contestación a 249 preguntas. Este intercambio, que también está disponible en video y su contenido debidamente documentado en actas, se efectuó frente a funcionarios de PEP y representantes de la Contraloría Interna de PEP.
Proceso de Licitación
14.- ¿Cuántas empresas compraron las bases de licitación del proyecto?
Un total de 26 empresas, como se puede observar en la siguiente tabla.
15.- ¿Cuánto duró el proceso de licitación?
Tuvo una duración aproximada de 18 semanas.
16.- ¿Cuántas juntas de aclaraciones tuvo el proceso de licitación?
Un total de ocho juntas de aclaraciones en las que se recibieron y dieron contestación a 803 preguntas de carácter técnico, financiero, comercial y jurídico.
17.- ¿Qué fechas se eligieron para entregar propuestas técnicas y económicas?
La junta pública para entregar las propuestas técnicas y económicas, así como para proceder a la apertura de las propuestas técnicas, tuvo verificativo el 6 de junio de 2005, mientras que la junta pública para dar a conocer la evaluación técnica y apertura de la propuesta económica, se llevó a cabo el 15 de junio de 2005. La junta pública para dar a conocer el fallo se efectuó el 13 de julio de 2005 y la firma del contrato con el licitante ganador el 29 de julio de 2005. Con ello, la fecha programada de aceptación del FPSO quedó establecida el 20 de abril de 2007.
Cabe mencionar que a todos los eventos del proceso licitatorio asistieron representantes del Órgano Interno de Control de PEP, los cuales se encuentran videograbados y están a disposición de las autoridades en el libro blanco.
Es importante destacar que no se presentó ninguna inconformidad por parte de los interesados.
Evaluación de las Propuestas
18.- ¿Cuántas empresas presentaron propuestas?
El día 6 de junio de 2005, Modec, Inc. ("Modec") y Bergesen Woldwide Ltd. ("Bergersen") presentaron propuestas. Durante la evaluación técnica (1ª etapa), se desechó la propuesta técnica de Modec por incumplimientos técnicos, lo que se hizo público en el Acto de Resultado Técnico y Apertura de Propuestas Económicas (2ª etapa), celebrado el 15 de junio de 2005.
19.- ¿Cuáles fueron las causas para el rechazar la propuesta técnica de Modec?
- La propuesta de Modec preveía que el contrato lo firmaría, de resultar ganador, a través de una compañía de propósito específico que no era el licitante que había presentado la propuesta y satisfecho los requerimientos técnicos y financieros, lo cual no estaba permitido por las bases de licitación.
- Modec no presentó, como lo requerían las bases de licitación, el planteamiento completo para la conversión del casco ni la información que permitiera evaluar la factibilidad técnica de la pretendida ampliación de la capacidad de los buques seleccionados por Modec para el cumplimiento del contrato, lo cual imposibilitó a PEP evaluar adecuadamente la condición estructural de los buques propuestos.
- Modec no presentó, como lo requerían las bases de licitación, el historial de viajes de los buques propuestos, lo cual no permitió a PEP evaluar las condiciones de fatiga de los buques propuestos.
- Modec no presentó, como lo requerían las bases de licitación, la carta compromiso del propietario de los buques en la que se indicara sin reserva alguna que Modec contaría con el casco en caso de resultar ganador del proceso de licitación.
- Modec no presentó, como lo requerían las bases de licitación, la certificación de la sociedad clasificadora confirmando que la estructura del casco propuesto era adecuada para la extensión de la vida útil de la embarcación de tal forma que pudiera estar 15 años más de operación sin salir a dique seco.
20.- ¿Qué propuesta económica presentó Bergesen?
Bergesen presentó la siguiente propuesta
| Precio fijo del PFSO (dólares) | 758.000,000.00 |
| Cargo Fijo por Operación y Mantenimiento (dólares/mes) | 1,751,088.00 |
| Cargo Fijo por Operación y Mantenimiento (pesos/mes) | 3,980,234.00 |
El valor presente del precio del FPSO ofertado por Bergesen, es equivalente a 455 millones de dólares. A ello se agrega el valor presente del cargo fijo de operación y mantenimiento, por 178 millones de dólares, y el costo del combustible, que asciende a 49 millones de dólares.
Comparación de la Propuesta de Bergesen con Otras Alternativas
21.- ¿Qué comparaciones realizó PEP para considerar otras alternativas distintas a la adquisición del FPSO?
PEP solicitó a los especialistas DNV Consulting y ABS Consulting que realizaran estimaciones independientes de los costos de inversión y operación y mantenimiento de un proyecto con las características del FPSO solicitado.
Asimismo, solicitó a McKinsey & Company la evaluación económica de otras alternativas que pudieran estar disponibles a PEP para lograr su objetivo de incrementar a más de 800 mil barriles diarios la producción de los campos Ku-Maloob-Zaap. En todos los casos, la propuesta de Bergesen probó estar dentro del rango de lo razonable dadas las condiciones del mercado vigentes al momento de la adjudicación y comparó favorablemente con otras alternativas que PEP pudiera tener.
22.- ¿Es cierto que el FPSO costó 1, 135 millones de dólares?
No. La embarcación fue adquirida a plazos. De haberla pagado de contado, le hubiera costado a PEMEX 455 millones de dólares. Al pagar a plazos la embarcación, el valor a 15 años es de 758 millones de dólares.
Adicionalmente, hay que agregar la operación y el mantenimiento de los próximos 15 años, unos 300 millones de dólares más (que no se liquidan al contado, sino en pagos mensuales durante 15 años).
23.- ¿Por qué se dice que el "Señor de los Mares" costó 1, 135 millones de dólares?
Porque se confunden términos: una cosa es el costo de la embarcación, a precios actuales y otra cosa es el costo del barco más el costo financiero a 15 años.
Por supuesto, los costos de mantenimiento y operación se consideran aparte del costo del artefacto naval.
24.- ¿Se pagaron 300 millones de dólares en gastos administrativos?
No. Se pagó el costo del barco, el costo financiero y los costos de operación y mantenimiento.
Se reitera: la compra de la FPSO se hizo a un plazo de 15 años, cuyo costo financiero, mas el capital alcanza los 758 millones de dólares.
Adicionalmente, hay gastos de operación y mantenimiento del orden de 370 millones de dólares, que se están pagando a través de 180 mensualidades de poco más de dos millones de dólares.
En síntesis, el valor nominal del contrato, a 15 años, es de alrededor de mil 100 millones de dólares, de los cuales 370 corresponden a operación y mantenimiento durante dicho lapso.
25.- ¿El costo del "Señor de los Mares" se dio acorde a los precios de mercado?
Si. En su momento se hizo la valoración de mercado y el costo de 455 millones de dólares se situaba por debajo de los precios de otros FPSO's en el mundo.
De hecho, dada la inflación actual que vive la industria petrolera, hoy los FPSO's se cotizan entre 50 y 75 por ciento por encima de ese cifra.
26.- ¿El "Señor de los Mares" cumple con la normatividad ambiental al no contar con doble casco?
Si. Al se una embarcación que está anclada, esta unidad cumple con la normatividad ambiental. Las consideraciones medio ambientales son diferentes a las de un barco que navega.
Los FPSOs, al igual que los FSOs, son considerados un tipo de plataforma flotante y no buques petroleros. La Regla 13(H) del Anexo 1 de MARPOL 73/78 determina que un Estado perteneciente a la OMI (Organización Marítima Internacional), quien emite el protocolo de Enmiendas de MARPOL 73/78, establece que un buque petrolero de peso muerto igual o superior a 600 toneladas no cuente con doble casco, siempre que se dedique a viajes dentro de su zona de jurisdicción, u opere como instalación flotante de almacenamiento de hidrocarburos pesados situados en su zona de jurisdicción. Este es el caso del FPSO.
Beneficios del FPSO
27.- ¿Qué beneficios le ha reportado a PEMEX la adquisición del FPSO Señor de los Mares?
Al 30 de agosto del 2008, a poco más de 12 meses de haber iniciado sus operaciones de recepción, mezclado y exportación de petróleo crudo, el FPSO alcanzó los 150 millones 662 mil 673 de barriles de petróleo crudo vendidos.
El superávit generado por la exportación de crudo a través del FPSO se estima en 4 mil 237 millones de dólares.
Por tanto, las utilidades de operación generadas equivalen a 4.18 veces el total de la inversión del FPSO y sus costos asociados del período 2007-2022. Esto es igual a haber cubierto la totalidad de la inversión y costos de operación del FPSO del período 2007-2022, y disponer aún de 3 mil 512 millones de dólares.
Y por tanto, el uso del FPSO le permite a PEMEX maximizar el valor económico de la explotación de sus reservas de hidrocarburos en la Sonda de Campeche.
28.- ¿Que riesgos asume el proveedor?
El proveedor corre riesgos en una gran variedad de aspectos que se describen a continuación:
1. Riesgo de financiamiento
El Proveedor es responsable de obtener todo el financiamiento de corto y largo plazos para la construcción, operación y mantenimiento del FPSO. Los acreedores del Proveedor no tienen recurso directo en contra de PEP.
2. Riesgo de construcción
El Proveedor es responsable de diseñar y realizar la ingeniería así como de la configuración de procesos del FPSO en un plazo de 21 meses. Dicho plazo es sumamente agresivo cuando se toma en cuenta la complejidad del FPSO y la alta demanda en el mundo por los astilleros disponibles. A lo largo de dicho plazo, el Proveedor es responsable de cumplir con ciertos eventos críticos expresamente establecidos en el Contrato. De no cumplir con cualquiera de tales eventos críticos dentro de los 120 días siguientes a la fecha en que debió haber sido cumplido el evento crítico de que se trate, PEP puede rescindir el Contrato sin ninguna responsabilidad; en cuyo caso, el Proveedor deberá pagar a PEP una pena convencional de 60 millones de dólares.
3. Penas convencionales por retraso en la aceptación
El Proveedor tiene que lograr la operación comercial del FPSO en o antes del plazo de 21 meses de construcción. De no lograrlo, el Proveedor está obligado a pagar una pena convencional de 150,000 dólares por día durante un plazo de 180 días. Las penas por retraso están limitadas a 30 millones de dólares, salvo que PEP decida, además, rescindir el Contrato.
4. Riesgo tecnológico y de diseño
El FPSO de PEP es el primero en su tipo por su tamaño y complejidad. Antes de que PEP esté obligado a realizar cualquier pago, el Proveedor debe demostrar mediante estrictas pruebas de desempeño que el FPSO cumple plenamente con todas y cada una de las garantías de operación requeridas conforme al Contrato. Si el Proveedor no demuestra que el FPSO cumple con dichas garantías dentro de los 180 días siguientes a la fecha programada de operación comercial, PEP tiene el derecho de rescindir el Contrato sin ninguna responsabilidad; en cuyo caso, el Proveedor deberá pagar a PEP una pena convencional de 60 millones de dólares.
5. Riesgo de tramitación y obtención de permisos.
El Proveedor es responsable de obtener todos los permisos requeridos para la construcción y operación del FPSO, incluyendo la autorización de impacto ambiental y estudios de riesgo al medio ambiente. Salvo por Caso Fortuito y Fuerza Mayor, la falta de obtención de tales permisos no excusa al Proveedor del cumplimiento de sus obligaciones.
6. Riesgo de disminución del precio de aceptación
En caso de que el Proveedor no demuestre que el FPSO cumple con todas las garantías de operación requeridas, PEP tiene el derecho, pero no la obligación, de aceptar el FPSO con una capacidad demostrada inferior a la requerida. En tal circunstancia, el pago de la aceptación (que representa el 50% del precio nominal del FPSO), así como los pagos mensuales por inversión diferida, serán reducidos proporcionalmente en función del incumplimiento en las garantías de operación. El Proveedor tiene 180 días para realizar los arreglos necesarios para alcanzar las garantías de operación.
7. Riesgo de operación y mantenimiento
Una vez aceptado el FPSO por parte de PEP, el Contrato prevé dos pagos a cargo de PEP: (i) un pago por inversión diferida y (ii) un pago por operación y mantenimiento. Estos pagos no son incondicionales. Se ajustan proporcionalmente a la disponibilidad del FPSO para recibir, separar, mezclar, almacenar y trasegar crudo y gas, de acuerdo al peso específico que para cada una de dichas actividades se establece en el Contrato.
8. Riesgo de pagar penas convencionales en la operación
Después de la aceptación, además de la reducción en los pagos mencionada en el punto anterior, en caso de que el FPSO no esté disponible de acuerdo con las garantías de operación, el Proveedor deberá pagarle a PEP una pena convencional equivalente a 150,000 dólares diarios, pena que se reduce proporcionalmente en función del cumplimiento de las garantías de operación.
9. Riesgo de consumo de combustible en exceso a lo garantizado
El Proveedor retiene para uso como combustible del FPSO parte del gas que recibe para su separación. Sin embargo, el Proveedor garantizó en su propuesta económica un consumo máximo de gas. El Proveedor debe pagar a PEP el precio de mercado de cualquier consumo de gas que realice por encima de su garantía.
10. Riesgo de quema de gas en exceso
Las especificaciones del Contrato prevén que el Proveedor pueda quemar hasta un 2 por ciento del gas amargo que tiene que separar. Aunque existe un sistema de banco mensual que mitiga este riesgo, en caso de que el Proveedor queme un volumen superior al margen permitido, el Proveedor debe pagar a PEP el precio de mercado del gas que queme en exceso.
11. Riesgo de consumo adicional de diesel
Para arrancar el FPSO es necesario un consumo importante de diesel. PEP suministra dicho combustible para tres arranques durante las pruebas y para cualquier otro arranque requerido por alguna causa imputable a PEP. El costo de mercado de cualquier otro consumo de diesel debe ser asumido por el Proveedor sin poder repercutirlo a PEP.
12. Riesgo de inversiones de capital
Excepto por cambios en la ley en materia fiscal, ambiental o de especificaciones técnicas que requiera alguna inversión de capital adicional, el Proveedor está obligado a realizar a su sola costa cualquier inversión de capital requerida para la apropiada y segura operación del FPSO durante los 15 años de servicio.
13. Riesgo de pago de cargos por demoras en maniobras marinas (demurrage)
El Proveedor está obligado a indemnizar a PEP o a cualquiera de sus filiales (incluyendo PMI) en caso de que exista retrasos en las operaciones de trasiego y carga que generen cargos por este concepto (demurrage).
14. Riesgo de pago por penas por contaminación del crudo
El Proveedor está obligado a indemnizar a PEP por cualquier pena o daño que PEP o sus filiales tengan que pagarles a sus clientes con motivo de la contaminación del crudo dentro del FPSO.
15. Riesgo de terminación por falta de disponibilidad
Después de la aceptación, si la disponibilidad del FPSO es inferior al 70 por ciento en cualquier período de 6 meses consecutivos, PEP tiene el derecho de rescindir el Contrato sin responsabilidad; en cuyo caso, el Proveedor deberá pagar a PEP una pena convencional equivalente al monto insoluto de la garantía de cumplimiento de 60 millones de dólares. En tal circunstancia, PEP adquiere la propiedad del FPSO pagando el valor presente de las mensualidades remanentes por inversión diferida menos un castigo.
16. Riesgo de terminación por quema de gas en exceso
Después de la aceptación, si el Proveedor envía al quemador más del 25 por ciento del gas separado en un período de seis meses consecutivos, o más del 12.5 por ciento del gas separado en cualquier período de doce meses consecutivos, PEP tiene el derecho de rescindir el Contrato sin responsabilidad; en cuyo caso, el Proveedor deberá pagar a PEP una pena convencional equivalente al monto insoluto de la garantía de cumplimiento de 60 millones de dólares En tal circunstancia, PEP adquiere la propiedad del FPSO pagando el valor presente de las mensualidades remanentes por inversión diferida menos un castigo.
17. Riesgo de caso fortuito o fuerza mayor del proveedor
Después de la aceptación, en caso de que ocurra un evento de caso fortuito o fuerza mayor del Proveedor (más no de PEP o gubernamental) que reduzca la disponibilidad del FPSO, PEP tiene derecho a reducir los pagos en proporción a la disminución de la disponibilidad del FPSO. Asimismo, si transcurren 180 días sin que el FPSO esté disponible, cualquiera de las partes puede dar por terminado el Contrato, en cuyo caso PEP adquiere la propiedad pagando el valor presente de las mensualidades remanentes por inversión diferida menos un castigo.
18. Riesgo de disminución del precio de adquisición después de la aceptación en una terminación anticipada.
Si después de la aceptación se presenta alguna causa de terminación anticipada del Contrato que lleve a PEP a realizar el pago del valor presente de las mensualidades remanente por inversión diferida por la transferencia de la propiedad, dicho pago será ajustado por el promedio de los 6 meses anteriores a la terminación tanto de la disponibilidad del FPSO como del consumo de gas. Asimismo, la tasa de descuento para determinar el monto de dicho pago es del 15 por ciento, superior al 12 por ciento cuando la terminación se da por una causa imputable al Proveedor o a un caso fortuito o fuerza mayor del Proveedor.
19. Riesgo de compensación automática y garantía de cumplimiento
PEP tiene derecho a descontar de cualquier pago la cantidad que el Proveedor deba con motivo de penas convencionales, quema de gas en exceso, consumo de gas combustible en exceso o consumo de diesel en exceso. En caso de que el saldo del crédito a favor del Proveedor no sea suficiente para cubrir tales cargos, el Proveedor debe entregar dichas cantidades a PEP, quien además tiene derecho de hacer uso de la carta de crédito por 60 millones de dólares otorgada por el Proveedor en garantía.
20. Riesgo de Contaminación
Como propietario del FPSO (pues la propiedad no se transfiere sino hasta finalizar el término del Contrato), el Proveedor es responsable, en los términos de la legislación aplicable, por la contaminación ambiental que se pueda causar durante la operación del FPSO. El Proveedor es responsable de obtener una póliza de seguros de protección e indemnización por pérdidas resultantes de contaminación por un monto que no puede ser inferior a un mil millones de dólares (que es la cobertura más amplia que actualmente está disponible en el mercado). La responsabilidad del Proveedor frente a PEP por contaminación con hidrocarburos está limitada a dicha cantidad, siempre que no medie culpa o dolo por parte del Proveedor. No obstante lo anterior, la responsabilidad del Proveedor por contaminación frente a terceros es ilimitada y el Proveedor está obligado a sacar en paz y a salvo y a indemnizar a PEP por cualquier daño al medio ambiente causado por el Proveedor con los hidrocarburos de PEP, cuando dicho daño se deriva de la negligencia o dolo del Proveedor.