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Bel Air Unique CDMX 13 - 14 Noviembre, 2024
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Hidrocarburos

Pemex
10/062023

Eximbank sanciona a Pemex por exportar petróleo a Cuba

Hidrocarburos, Negocios, Últimas Noticias Pemex

Pemex exportó a Cuba más de un millón de barriles en junio y julio.

 

El Banco de Exportaciones e Importaciones de Estados Unidos (EXIM) canceló en agosto un crédito de aproximadamente 800 millones de dólares a Petróleos Mexicanos (Pemex) debido a la exportación de petróleo gratuita a Cuba, un país sometido a un embargo comercial por parte de Estados Unidos, según informó una fuente financiera en Washington a periodista Agustín Gutiérrez Canet.

 

El EXIM, que es la agencia oficial de crédito para promover la exportación y la inversión del sector privado estadounidense en el extranjero, ya había completado el proceso de aprobación del crédito para petrolera nacional.

 

Sin embargo, la decisión de cancelarlo se mantuvo en secreto debido a las donaciones de más de un millón de barriles de crudo a Cuba en junio y julio, que México no divulgó, presumiblemente para evitar sanciones, sin embargo, la noticia fue divulgada por la agencia Bloomberg.

 

Esta medida coloca a la empresa productiva del estado en una situación similar a la de países en la lista negra del EXIM, conocida como el Programa de Limitación de País, que incluye a naciones como Bolivia, Cuba, Haití, Nicaragua y Venezuela, entre otros.

 

El documento de EXIM sobre este asunto informa que, según lo acordado por ambas partes, Pemex retiró su solicitud de crédito el 23 de agosto de 2023, sin proporcionar una explicación.

 

Un mes después de la suspensión del crédito, la secretaria de Relaciones Exteriores, Alicia Bárcena Ibarra, trató de gestionar la situación enviando un mensaje conciliador a Washington. Afirmó que Pemex estaba evaluando formas de cobrar a Cuba por el petróleo donado como ayuda humanitaria, pero subrayó que cualquier medida de este tipo debería evitar violar las sanciones estadounidenses.

 

En estos momentos, los Estados Unidos y México se encuentran en pláticas por presuntas violaciones en temas de energía al tratado comercial entre ambos países, lo cual podría escalar a un panel por las medidas tomadas por la administración de López Obrador de fortalecer a Pemex y CFE.

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2023-10-03-Presidente-AMLO-Reunion-Woodside-Energy-Foto-01
10/052023

AMLO y CEO de Woodside Energy se reúnen para hablar de Trión

Hidrocarburos, Últimas Noticias Pemex

En el campo Trión se invertirán más de 10 mil millones de dólares.

 

El presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, se reunió ayer por la noche en Palacio Nacional con la directora ejecutiva de Woodside Energy, Meg O’Neill.

 

En sus redes sociales informó que dicha empresa, en asociación con Petróleos Mexicanos (Pemex), actualmente desarrolla el campo petrolero en aguas profundas Trión, el cual se localiza a 180 kilómetros al este de Matamoros, Tamaulipas.

 

La inversión para el desarrollo del campo asciende a 11 mil 679 millones de dólares para producir, a partir de 2028, 110 mil barriles diarios de petróleo crudo y 90 millones de pies cúbicos de gas.

 

“Estamos en la transición energética, pero todavía será necesario por dos o tres décadas utilizar hidrocarburos de manera racional”, explicó el mandatario en la publicación en redes sociales.

 

En el encuentro participaron, por parte del Gobierno de México: las secretarias de Energía, Rocío Nahle García y de Economía, Raquel Buenrostro Sánchez; el director general de Pemex, Octavio Romero Oropeza; el director corporativo de Administración y Servicios de Pemex, Marcos Herrería Alamina; el director de Pemex Exploración y Producción, Ángel Cid, así como el subdirector de Exploración y Producción, Jesús Rojas Palma. También estuvo el gobernador de Tamaulipas, Américo Villareal.

 

Integraron la comitiva de la empresa Woodside Energy: el vicepresidente ejecutivo de proyectos, Matthew Ridolfi; el vicepresidente para Trion, Stephan Drouaud; el director general y representante legal en México, Timothy Callahan y el director de Asuntos Corporativos en México, Alfonso Solis Haces.

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Pemex
10/022023

Privados rescatan producción nacional de petróleo en agosto

Hidrocarburos, Últimas Noticias CNH

La producción nacional de petróleo aumentó en 2.09% en el mes de julio por el incendio en Nohoch.

 

La producción nacional de petróleo aumentó en 8.75% u 134 mil barriles diarios durante el mes de agosto frente al mes inmediato anterior, de acuerdo con el reporte mensual de extracción de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

 

La producción de petróleo de Pemex se recuperó parcialmente tras el incendio registrado en la plataforma Nohoch en los primeros días de julio.

 

De acuerdo con los datos del regulador, la producción de crudo en julio de la empresa productiva del estado se ubicó en un millón 557 mil barriles por día en promedio.

 

Desde que inicio el 2023, el regulador suma la producción de aceite y condensados para presentar la producción de hidrocarburos líquidos, en sintonía con los reportes de Petróleos Mexicanos (Pemex).

 

La empresa productiva del estado ha tenido que sumar los condensados extraídos de los campos Tupilco, Quesqui e Ixachi para aumentar el volumen de la producción de hidrocarburos, luego de la caída en el volumen extraído de petróleo crudo.

 

La producción de condensados de Pemex se ubicó en 277 mil barriles diarios, 11 mil barriles menos frente a lo registrado en julio y sumando tres meses a la baja.

 

Sumando los condensados, la producción en el octavo mes del 2023 paso de un millón 830 mil en enero a un millón 834 mil barriles, un aumento de apenas 0.22%.

 

Del total de la producción de hidrocarburos líquidos, un millón 834 mil barriles corresponden a la empresa productiva del estado y 109 mil de barriles a las empresas privadas que operan bloques en aguas someras, profundas y terrestres en el territorio nacional.

 

La producción de migraciones se ubicó en 126 mil barriles. Mientras que las de las rondas de licitación alcanzó los 72 mil barriles diarios y los farmouts 10 mil barriles por día.

 

De acuerdo con la CNH, el 52% de la producción de aceite del país, el equivalente a un millón, 018 mil barriles, proviene de 7 campos, todos ellos de Pemex.

 

Los campos con mayor producción en el país son Maloob, Zaap, Quesqui, Tupilco Profundo, Ayatsil, Balam y Xanab.

 

Destaca que Quesqui y Tupilco Profundo ya son el tercer y cuarto campo con mayor producción de líquidos cuando se tratan de dos campos productores de gas, lo que evidencia el declive en la producción de petróleo en los campos marinos de la empresa productiva del estado.

 

Por otra parte, la producción nacional de gas, aumentó en el séptimo mes del año, en comparación al mes de junio, para ubicarse en 4 mil 573 millones de pies cúbicos diarios.

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Pemex
10/022023

Empresas advierten caída de producción por falta de pago de Pemex

Hidrocarburos, Negocios, Últimas Noticias Pemex

De acuerdo con AMESPAC, Pemex debe al mes de junio más de 13 mil millones de dólares a empresas de servicios.

 

Debido a la persistente falta de pago por parte de Petróleos Mexicanos (Pemex), las empresas que brindan servicios a la petrolera señalan que la producción de hidrocarburos se verá afectada este año, y la situación empeorará el próximo, si no se regularizan los pagos.

 

La Asociación Mexicana de Empresas de Servicios Petroleros (AMESPAC) advirtió que desde septiembre de 2022, la empresa productiva del estado ha acumulado retrasos en los pagos a sus proveedores de bienes y servicios, alcanzando más de 13 mil millones de dólares en deudas para junio de este año.

 

Es importante destacar que Pemex dejó de publicar información sobre sus deudas con proveedores y contratistas en agosto, por lo que se desconoce el acumulado hasta el octavo mes del año.

 

AMESPAC ha expresado que, a lo largo del año pasado, solían mantener reuniones regulares con funcionarios de la empresa, pero estos encuentros se han suspendido. La mayoría de los pagos presentan un retraso de hasta seis meses, lo que ha sumido a las empresas en una situación operativa extremadamente complicada y sostenible.

 

La falta de pagos podría afectar los servicios de perforación de pozos, lo que se traduciría en una reducción de 200 mil barriles diarios de producción hacia finales de este año. Esto comprometería aún más las metas de la empresa productiva del Estado.

 

No obstante, esta situación podría extenderse hasta 2024. Si las empresas no reciben los recursos necesarios para operar eficazmente, no solo se reduciría la producción hasta en 400 mil barriles diarios y, por ende, los ingresos, sino que también afectaría directamente las reservas de hidrocarburos.

 

La asociación señala que esta situación impactaría negativamente en los empleos del sector, ya que las empresas se verían forzadas a reducir el número de pequeñas y medianas empresas subcontratadas, que representan más de 200 y emplean en promedio a 60 trabajadores cada una. Además, esto comprometería los fondos presupuestarios destinados a otros programas sociales y de bienestar fundamentales para el gobierno federal.

 

El organismo destaca que otra de las repercusiones graves podría ser la reducción de puestos de trabajo, ya que no se descarta la terminación anticipada de contratos de subcontratación, con un impacto especialmente negativo en las pequeñas y medianas empresas.

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FLNG NEW FORTRESS
09/292023

Zarpa a Tamaulipas plataforma de New Fortress Energy

Hidrocarburos, Últimas Noticias New Fortress

New Fortress Energy informó que la plataforma se unirá a las plataformas Pioneer I y Pioneer III, completando así la unidad.

 

La empresa de energía norteamericana New Fortress Energy anunció que la plataforma de licuefacción de gas natural conocida como Pioneer II partió desde Texas hacia el puerto de Altamira, Tamaulipas, donde se unirá a la unidad Fast LNG 1 en esa región.

 

En sus redes sociales, la empresa de energía compartió la noticia sobre el traslado de la plataforma, que ahora se unirá a las plataformas Pioneer I y Pioneer III, completando así la unidad.

https://twitter.com/new_fortress/status/1706800038502924747

 

Hace aproximadamente un mes, la plataforma III de servicios públicos y alojamiento había zarpado desde Ingleside, Texas, hacia Altamira. Su función principal es servir como instalación de alojamiento para aproximadamente 80 trabajadores de la unidad Fast LNG 1.

 

La plataforma Pioneer II recibirá gas natural de la Pioneer I, la cual se encargará de su tratamiento y licuefacción. Posteriormente, este gas licuado (GNL) se transferirá a la Unidad de Almacenamiento Flotante (FSU, por sus siglas en inglés), según explicó la empresa.

 

La empresa tiene un contrato de suministro de gas natural licuado en las costas de Altamira con CFEnergía En junio del año anterior, ambas empresas habían formalizado una alianza estratégica para desarrollar un proyecto de licuefacción de gas natural en Baja California.

 

Según el plan establecido, se espera que las nuevas instalaciones en Altamira comiencen su

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eni
09/272023

Autorizan a Eni modificar el presupuesto 2023 a contrato en Veracruz

Hidrocarburos, Últimas Noticias Eni

La CNH dio luz verde para que Eni modifique el presupuesto de exploración 2023 para un bloque en aguas someras.

 

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), aprobó la modificación del programa de trabajo 2023 y del presupuesto asociado al mismo, presentados por Eni, relacionados con el plan de exploración del contrato CNH-R03-L01-G-CS-01/2018.

 

Se trata de un contrato en la modalidad de producción compartida en aguas someras frente a la costa de Veracruz, perteneciente a la provincia petrolera Cuencas del Sureste, con una superficie total de 807.75 kilómetros cuadrados.

 

La modificación al programa de trabajo y presupuesto 2023 deriva del otorgamiento de una prórroga al Periodo inicial de Exploración (PIE) por lapso de 11 meses que finalizan el 04 de mayo de 2024.

 

El objetivo de la modificación al programa es continuar con el proceso exploratorio, a partir de la ejecución de diversas actividades enfocadas al análisis e integración de los resultados derivados de los estudios que se planean desarrollar dentro del área Contractual

 

La actividad petrolera de exploración por realizar con la modificación se enfoca en subactividades del rubro General, Geofísica, Geológica y de Seguridad, Salud y Medio Ambiente, en el periodo septiembre-diciembre 2023.

 

Para realizar lo anterior tendrá un presupuesto de 1.74 millones de dólares, del que 94.8% se destinará al rubro General (Administración, gestión de actividades y gastos del proyecto).

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marino
09/262023

Dan más tiempo a Wintershall DEA para explorar aguas someras de Veracruz

Hidrocarburos, Últimas Noticias Wintershall DEA

La CNH otorgó a Wintershall DEA una prórroga para el periodo adicional de exploración para un bloque en aguas someras.

 

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), otorgó una prórroga al Periodo Inicial de Exploración presentada por Wintershall DEA, respecto del contrato CNH-R03-L01-G-TMV-03/2018.

 

Se trata de un contrato en la modalidad de producción compartida en aguas someras frente a la costa de Veracruz, con una superficie total de 842.36 kilómetros cuadrados.

 

El motivo de la solicitud de prórroga al periodo inicial de exploración se debe, como en el caso del punto anterior, a una causa no imputable al Operador petrolero, derivada de la Cesión de Interés de Participación del Contrato por parte de Wintershall Dea México en favor de Pemex Exploración y Producción por lo cual solicita a la CNH una prórroga de 240 días naturales a partir del cronograma actualizado presentado por el operador.

 

El análisis de la CNH, consideró procedente la solicitud del operador petrolero, debido a que las actividades pueden considerarse aún en proceso conforme al plan de exploración aprobado y alineadas al plan de exploración vigente, además de sus objetivos y alcances, lo que le permitiría al operador la visualización y maduración de prospectos con lo que generaría una cartera de oportunidades exploratorias, lo que redundará en el cumplimiento del objetivo del Periodo de Exploración establecido inicialmente.

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09/262023

Autorizan a Fieldwood a realizar actividades ARES

Hidrocarburos, Últimas Noticias CNH

La CNH autorizó a Fieldwood Energy a realizar actividades de reconocimiento y exploración superficial.

 

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dio luz verde a la autorización presentada por Fieldwood Energy E&P México, para realizar actividades de reconocimiento y exploración superficial en la modalidad que incluye la adquisición de datos de campo.

 

Se trata del proyecto denominado “Estudio Geofísico, Geotécnico y Riesgos Someros, área Pokoch e Ichalkil” para realizar actividades de reconocimiento y exploración superficial en la modalidad que incluye la adquisición de datos de campo, con una duración 70 días el total del proyecto. La superficie objeto del proyecto es de 15.86 kilómetros cuadrados en aguas someras del Golfo de México, en la provincia Cuencas del Sureste.

 

El objetivo del proyecto es la adquisición de datos Geofísicos y Geotécnicos que permitan identificar, caracterizar y evaluar riesgos geológicos en el fondo marino (distribución del gas somero), para confirmar, o en su caso modificar, la posible posición geográfica de tuberías para el corredor Pokoch-Ichalkil Litoral. Dichos estudios permitirán caracterizar el fondo marino para diseñar las instalaciones de producción para los Campos Pokoch e Ichalkil.

 

El desarrollo del proyecto permitirá lograr los objetivos de diseño y construcción para instalaciones, basado en la tecnología de adquisición de campo que integra datos geofísicos y datos geotécnicos para minimizar los riesgos en la instalación de ductos sobre un corredor que conecta los Campos Pokoch e Ichalkil con el Complejo Litoral.

 

Derivado del análisis presentado, el Órgano de Gobierno se pronunció en sentido favorable con respecto a la autorización del “Estudio Geofísico, Geotécnico y Riesgos Someros, Área Pokoch e Ichalkil”, toda vez que contribuye con el desarrollo de estos Campos, lo que a su vez se refleja con la producción de hidrocarburos.

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Pemex
09/202023

Pemex otorga contratos a Mipymes por 25,774 mdp

Hidrocarburos, Negocios, Últimas Noticias Pemex

Pemex informó que el 50% de estos contratos se dieron a través de licitaciones abiertas.

 

En 2022, Petróleos Mexicanos (Pemex) firmó contratos por un valor de 25 mil 774 millones de pesos con micro, pequeñas y medianas empresas (Mipymes), principalmente a compañías de los estados de Tabasco, Veracruz y Campeche.

 

La Comisión de Economía de la Cámara de Diputados informó, basándose en datos proporcionados por la petrolera, que estas adquisiciones han contribuido significativamente al desarrollo económico regional en estos tres estados, alcanzando un total de 8 mil 624 millones de pesos en contratos.

 

Tabasco, en particular, ha experimentado un impresionante crecimiento del 7% en el primer trimestre del año y se encuentra entre los estados con mayor crecimiento económico en el país.

 

Además, se destacó que más del 50% de los contratos otorgados por la empresa productiva del estado a pequeñas empresas el año pasado se llevaron a cabo a través de procesos de licitación abierta, representando un total de 13 mil 998 millones de pesos.

 

Pemex también ha implementado el Programa de Autoevaluación de Competitividad Empresarial desde 2022, permitiendo a las Mipymes identificar y abordar sus debilidades.

 

Además, la empresa ha implementado estrategias logísticas y de suministro que facilitan que estas empresas se conviertan en proveedores.

 

El objetivo de estas políticas es lograr una reducción del 30% en los costos de los nuevos contratos para el final del sexenio, así como fomentar una mayor participación de proveedores regionales en la cadena de suministro de la petrolera nacional.

 

Como parte de esta estrategia, Pemex Exploración y Producción ha cumplido con sus obligaciones de contenido nacional, y durante el primer semestre de 2023, 406 de las 437 asignaciones cumplieron con esta meta.

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09/192023

Ingresos al estado mexicano por actividad petrolera caen en mayo

Hidrocarburos, Últimas Noticias CNH

Los ingresos al Estado Mexicano por actividades de exploración y producción en mayo de 2023 sumaron mil 708 millones de dólares.

 

Al 31 de mayo de 2023, los ingresos al Estado Mexicano mediante el Fondo Mexicano del Petróleo (FMP) por actividades de exploración y producción de hidrocarburos alcanzaron los 188 mil 304 millones de dólares, informó la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

 

Durante el quinto mes del año, ingresaron al estado al FMP mil 708 millones de dólares, derivado de las contraprestaciones por las actividades de exploración y producción que se realizaron en el país.

 

La cifra es menor frente a lo registrado en abril, pese a una mayor actividad en las asignaciones de Pemex.

 

El aumento en la actividad petrolera a partir del tercer trimestre del 2021 en los contratos y asignaciones impulsaron los ingresos del estado mexicano, sin embargo, desde mayo del 2022 han experimentado una desaceleración frente a los ingresos reportados en meses anteriores.

 

De acuerdo con la información publicada por el regulador, en marzo las asignaciones de Pemex Exploración y Producción otorgaron al país ingresos por mil 510 millones de dólares, el 88% de los ingresos totales, pero sumando 12 meses a la baja en comparación al mes anterior.

 

Mientras que las contraprestaciones que pagan los contratos de las rondas cayeron de un mes al otro, al pasar de 225 millones de dólares en abril a 198 millones en mayo, lo que representa el 12% de los ingresos.

 

De 2015 a la fecha, el Estado Mexicano ha recibido 185 mil 850 millones de dólares, de los cuales 177 mil 628 millones pertenecen a las asignaciones, mientras que los contratos han generado ingresos por 8 mil 222 millones y 860 millones por bonos a la firma de los contratos.

 

El 83% de los ingresos al estado de las asignaciones de Pemex, son por el Derecho de Utilidad Compartida (DUC), 17% por el Derecho de extracción de hidrocarburos y 0.3% por el Derecho de exploración de hidrocarburos.

 

En los contratos, el 75% pertenecen a ingresos netos de comercialización, el 11% del bono a la firma o por empate, 7% por el concepto de regalía adicional, 5% de cuota contractual para la fase exploratoria y 2% de regalía base.

 

Mientras que el impuesto de exploración y extracción de hidrocarburos recabó 35 millones de dólares en mayo para acumular un total de 2 mil 454 millones de 2015 a la fecha.

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