Últimas Noticias
08/082022
La Secretaría de Hacienda además redujo el estímulo fiscal a la gasolina de más 91 octanos.
Este viernes la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) publicó hoy en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el estímulo fiscal a la cuota del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) para los combustibles del 6 al 12 de agosto de 2022
Para aumentar la recaudación del Gobierno Federal, Hacienda decidió incrementar este año el porcentaje al IEPS, que los consumidores pagan en estaciones de servicio por cada litro de gasolinas adquiridas en estaciones de servicio en el país, en más del 7%.
Debido al conflicto entre Rusia y Ucrania, el precio internacional de los combustibles han alcanzado niveles no vistos desde 2014. Por ello, el gobierno federal publicó un decreto en el que sé estable un estímulo complementario para evitar que los precios de la gasolina y el diesel aumenten más.
De acuerdo a la publicación del DOF, la primera semana de agosto, el estímulo fiscal para la gasolina de menos de 92 octanos se mantendrá en 5.4917 pesos, acumulando 77 semanas con apoyo del Gobierno Federal para intentar controlar el aumento en el valor, luego de que los precios internacionales de las gasolinas se incrementaran desde los primeros meses del año pasado.
En la semana que inicia mañana, este combustible recibirá un apoyo de 100%, el equivalente a 5.4917 pesos, con lo cual, los consumidores pagarán cero pesos de IEPS por cada litro de combustible adquirido en estaciones.
Esta semana, el combustible de mayor octanaje (Premium), ya no tendrá apoyo de 100%, ahora el gobierno federal dará un estímulo fiscal de 92.23%, el equivalente a 4.2771 pesos por litro, por lo que ahora los usuarios deberán de pagar 0.3604 pesos de impuesto por litro, acumulando 64 semanas con subsidio.
El diesel, por otra parte, acumula 74 semanas consecutivas con apoyo por parte del Gobierno Federal, por lo que ahora los automovilistas recibirán un descuento de 100% el equivalente a 6.0354 pesos por cada litro adquirido en estaciones de servicio del país, para pagar cero pesos de impuesto por cada litro.
Mientras que los montos por litro de estímulos complementarios aplicables a los combustibles automotrices durante esta semana se reducirán de nueva cuenta tras alcanzar su máximo del año hace cinco semanas, disminuyendo de 1.3236 a 0.6881 para la gasolina regular, de cero pesos para la Premium y de 2.7873 a 2.1567 para el diesel.
El Gobierno Federal ha tenido que recurrir al estímulo fiscal para contener el incremento en los precios internacionales de los combustibles debido a las restricciones en la oferta de crudo y el aumento en la cuota del IEPS que pagan los consumidores, la cual fue autorizada por el congreso este año.
Sin embargo, conforme los precios internacionales de los combustibles regresan a los niveles previos a la invasión rusa a ucrania, el gobierno federal ha reducido los apoyos complementarios.
A pesar del las ayudas gubernamentales, el costo de los combustibles para los automovilistas continúa aumentando, el promedio nacional hoy de la gasolina Regular es de 21.89 pesos por litro y de 23.99 pesos por litro para la gasolina Premium, mientras que el Diesel se ubica en 23.55 pesos por litro.
08/082022
En un reporte a la SEC, Talos Energy asegura que trabaja de la mano de Pemex para definir el plan de desarrollo de Zama.
La petrolera norteamericana Talos Energy informó en un reporte K8 a la Security Exchange Commission (SEC) que se encuentra trabajando de la mano con Petróleos Mexicanos (Pemex) para finalizar el plan de desarrollo del yacimiento Zama.
«Talos está trabajando activamente con Petróleos Mexicanos («Pemex») y sus socios del Bloque 7 Wintershall Dea y Harbour Energy para finalizar el Plan de Desarrollo del Campo (“FDP”) de Zama».
La petrolera informa que espera presentar el plan de desarrollo a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) a más tardar en marzo de 2023, según lo dispuesto en la resolución de unificación decretada por la Secretaría de Energía (SENER) el año pasado.
Talos y sus socios esperan la aprobación de plan para avanzar en la decisión final de inversión más adelante en 2023.
Al mismo tiempo, las partes están discutiendo la formación de un «Equipo de Proyecto Integrado», que incluiría representantes de cada empresa y reportaría al «Comité Operativo de la Unidad», para administrar el desarrollo del campo.
Esto contradice los dichos del presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), dijo en conferencia de prensa a finales de julio que el conflicto entre Pemex y Talos por el proceso de unificación del yacimiento Zama, continúa sin resolverse.
“Talos es la única empresa petrolera con la que tenemos diferencias, porque ellos no han querido aceptar que Pemex tiene más petróleo que ellos”, dijo AMLO.
El presidente hizo referencia a Talos, luego de que los Estados Unidos presentará una solicitud para iniciar consultas en el marco del mecanismo de resolución de disputas contemplado en el tratado de libre comercio T-MEC con México con respecto a la política energética emprendida por la cuarta transformación.
Días antes, Miguel Angel Cid, director de Pemex Exploración y Producción señaló que la empresa productiva y Talos Energy, se encuentran en la revisión del plan de desarrollo que se presentará ante la CNH para comenzar la extracción de hidrocarburos en el campo.
“El plan que lanzamos es alcanzar la primera producción en 2024, hacia lo que es el final del primer semestre”, dijo durante una presentación en Tabasco.
08/052022
La CNH presentó el reporte trimestral de autorización de pozos de exploración al segundo trimestre del 2022.
En el trimestre abril-junio de 2022 se reportó la autorización de perforación de 24 pozos, de los cuales 12 se encuentran en perforación y los otros 12 están por iniciar: 16 son pozos terrestres, siete en aguas someras, uno en aguas profundas.
Del total 18 autorizaciones fueron para Pemex PEP, dos, para Hokchi y dos para IHSA, una para Murphy, y una más para Newpek.
De los 24 pozos se estiman recursos prospectivos, en total, por 265.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce), a la media con riesgo, de los cuales 117.5 MMbpce se estiman en tierra (44%), 86 MMbpce en aguas someras (32%), y 62.2 MMbpce en aguas profundas (24%).
En cuanto a los recursos contingentes, la CNH estima recursos por 215.3 MMbpce.
En el reporte del regulador destacan tres pozos Exploratorios que, en conjunto, concentran el 50% de los recursos prospectivos: el pozo en aguas profundas Tulum-1EXP de Murphy (62.2 MMbpce), y los pozos en aguas someras Nanka-1EXP (46 MMbpce), y Chaya-1001EXP (25.5 MMbpce).
En cuanto a recursos contingentes, tres pozos Delimitadores concentran el 57% de estos recursos: el pozo en aguas someras Xaxamani-4DEL de Hokchi (53 MMbpce), y los pozos terrestres de Pemex, Chawila-1DEL (35 MMbpce) y Chawila-1DEL (35 MMbpce).
La inversión total programada en 16 pozos exploratorios asciende a 406.8 millones de dólares, mientras que en los ocho pozos delimitadores la inversión total es de 293.7 millones.
Los pozos exploratorios con una mayor inversión programada son: Popoca 1-EXP (88.6 mdd) y Nanka-1EXP (76.8 mdd), en aguas someras, de Pemex, así como el pozo Tulum-1EXP (66 mdd), en aguas profundas, de Murphy; en conjunto, estos tres pozos suman casi el 57% de la inversión total programada.
Por otra parte, en el periodo en cuestión, se recibieron informes de 11 pozos: seis pozos terrestres y cinco de aguas someras.
De ellos, cuatro pozos resultaron descubridor de aceite (37%); tres fueron productor no comercial (27%); uno resultó productor (9%), y tres pozos resultaron invadidos por agua (27%). En total, la inversión real de estos 11 pozos fue por 443.4 millones, contra una programada de 455.4 millones de dólares.
08/052022
CRE otorgó un permiso a Pemex Transformación Industrial para generar electricidad mediante gas natural en la refinería de Dos Bocas.
La Comisión Reguladora de Energía (CRE), publicó la resolución RES/634/2022, en la cual informa de la aprobación a Pemex Transformación Industrial (TRI), subsidiaria de la empresa productiva del Estado, el permiso para generar electricidad en la refinería Olmeca, en el puerto de Dos Bocas, en Tabasco.
La central eléctrica, ubicada al interior de la planta, está basada en un sistema de cogeneración cuyo combustible primario será gas natural, la cual será suministrada por un gasoducto.
De acuerdo con el documento del organismo regulador, la planta estará integrada por 3 turbinas de gas con una capacidad instalada de 80.327 MW cada una y una turbina de vapor con una capacidad instalada de 100.1 MW.
La capacidad instalada total de generación será de hasta 341.081 MW, con una producción estimada anual bruta de energía eléctrica de 2,287 GWh y un consumo anual estimado de 562.335 millones de metros cúbicos de gas natural.
La central eléctrica atenderá las necesidades propias de energía eléctrica de la refinería en Dos Bocas, por lo que la energía será entregada a través de una red particular, además, la energía eléctrica generada en la central eléctrica no se transmitirá por la red nacional de transmisión o por las redes generales de distribución.
08/042022
Autorizan a CNOOC la perforación de Ameyali Sur-1EXP
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a CNOOC la perforación del pozo delimitador en aguas someras Ameyali Sur-1EXP.
El pozo está considerado en el escenario base, del plan de exploración, aprobado por la CNH el 28 de junio de 2022, del contrato CNH-R01-L04-A1.CPP/2016, mediante la resolución CNH.E.53.001/2022.
Los objetivos geológicos del pozo se encuentra en la formación wilcox superior, wilcox inferior y cretácico superior.
El prospecto tendrá una trayectoria tipo «S» perforado a una profundidad programada total de 3,814 a 3,861 metros verticales.
Paro lo cual se utilizará un equipo de perforación Noble Globetrotter I.
El Hidrocarburo esperado es aceite ligero de 30 a 36 grados API.
Los recursos prospectivos estimados ascienden a 250.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con una probabilidad de éxito geológico del 41%.
Los programas de perforación y abandono del pozo contemplan en total 45 días.
08/042022
La cantidad de pozos en operación en los campos de Pemex se redujo en el segundo trimestre.
Durante el segundo trimestre del 2022 el número total de pozos en operación de Petróleos Mexicanos (Pemex) se redujo a 6 mil 625 frente a los 6 mil 663 pozo registrados en los primeros tres meses del año.
En comparación al mismo trimestre en 2021, el número de pozo en operación de la empresa productiva del estado paso de 6 mil 620 a 6 mil 625, un aumento de apenas 5 pozos.
Durante el segundo trimestre de 2022 se terminaron 51 pozos de desarrollo, 22 pozos más que en el mismo periodo de 2021, la diferencia se ubica principalmente en las Regiones Noreste, Suroeste y Norte, debido al incremento de actividad en los Activos, Ku-Maloob- Zaap, Cantarell, Litoral, Reynosa, Poza Rica y Veracruz.
En comparación con el trimestre anterior se observa un aumento en el número de pozos terminados, al pasar de 35 a 45.
De abril a junio, la petrolera nacional reportó que se terminaron 4 pozos exploratorios, 2 menos en comparación con el segundo trimestre de 2021.
Respecto a los pozos exploratorios se terminaron 4 pozos, dos menos respecto al mismo periodo de 2022.
De abril a junio del año operaron 53 equipos de perforación en los campos de Pemex Exploración y Producción, de los cuales 38 se encuentran en pozos de desarrollo y 15 de exploración.
Los equipos de perforación en actividades de exploración pasaron de 19 en el segundo trimestre del 2021 a 15 en 2022, sin embargo, los de desarrollo crecieron de 30 en 2021 a 38 este año.
La distribución de localización de los pozos de desarrollo se distribuyó 53% y 47% entre marinos y terrestres, mientras que los de exploración, el 52% fueron terrestres y 48% marinos.
08/032022
La CRE ingreso a la COMENER una propuesta de acuerdo para modificar los requisitos necesarios para obtener un permiso de comercialización al público de petrolíferos.
La Comisión Reguladora de Energía (CRE) continúa con su política de obstaculizar la competencia en el mercado de los combustibles para beneficiar a Petróleos Mexicanos (Pemex).
El regulador del mercado energético envió a la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (Conamer) una propuesta de proyecto de acuerdo, con el cual pretende imponer una muy larga lista de requisitos para las empresas privadas que soliciten ante el regulador la obtención de un permiso de venta al público de petrolíferos.
El proyecto enviado a la Conamer, fue enviado para recibir la Manifestación de Impacto Regulatorio (MIR) “de impacto moderado con análisis de impacto en la competencia” y se espera que sea publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF), en las próximas semanas.
Ahora la CRE solicita a los interesados en obtener un permiso de comercialización, los manuales de identidad gráfica o corporativa de la marca y diseños de marca, así como un estudio de mercado, en el cual se identifique la demanda a atender en los próximos años.
Por último, se pide a los interesados un proyecto en el cual se especifique las acciones a emprender para atender esa demanda.
La semana pasada la CRE envió también una propuesta de proyecto de acuerdo, con el cual pretende aumentar la lista de requisitos para las empresas privadas que soliciten ante el regulador la obtención, modificación o actualización de un permiso para comercializar o distribuir petrolíferos o petroquímicos por medios distintos a ducto, con excepción del gas LP.
Recientemente, los gobiernos de los Estados Unidos y Canadá, solicitaron consultas debido a posibles violaciones al TMEC en materia energética, debido a las trabas regulatorias que el gobierno federal ha impuesto a las empresas privadas de esos países para privilegiar a sus empresas productivas del estado.
Conoce los aspectos más importantes de la regulación del mercado de combustibles, en la Semana del Combustible 2002, del 16 al 18 de agosto. Registro en: buff.ly/3Ip6wLI
08/032022
La producción de los campos maduros sigue en declive y su caída fue compensada por la producción de los campos prioritarios.
La producción total de hidrocarburos de Petróleos Mexicanos (Pemex) durante el segundo trimestre de 2022 promedió 2.527 millones de barriles de petróleo crudo equivalente diarios (MMbpced). Esto es un crecimiento de 59 mil barriles con respecto al segundo trimestre de 2021.
Sin embargo, la producción de crudo pesado disminuyó en 117 mil barriles diarios, equivalente al 11.3% de la producción reportada en el segundo trimestre de 2021.
La caída en la producción de crudo pesado de la empresa productiva del estado se debe a la declinación natural de los yacimientos maduros Ku-Maloob-Zaap y las fallas en pozos que operan con equipos de bombeo electrocentrífugo en pozos de la Región Marina Noreste.
La declinación de los campos maduros de Pemex, en el segundo trimestre de 2022, se vio compensada por el aumento en la producción de líquidos, la cual fue de 1.756 millones de barriles, superior en 20 mil barriles respecto al mismo periodo de 2021, donde en ese momento se extrajeron 1.736 millones de barriles por día, esto representa un crecimiento del 1.1%, debido principalmente a la incorporación de pozos de la estrategia de campos nuevos en los campos Quesqui, Itta, Pokche, Teekit, Teca, Uchbal, Koban, Esah, y en los campos en explotación Madrefil, Sini, Ku y Ek.
Pemex explicó, que durante este trimestre se logró un incremento en la producción de líquidos de los campos nuevos, del orden de 65 mil barriles diarios, provenientes de la terminación de los pozos: Cibix-24, Esah-21, Itta-47, Koban-25A, Pokche-22, Pokche-3, Pokche-41, Quesqui-10, Quesqui-29, Quesqui-33, Teca-11, Teca-22, Teca-24, Teekit-45, Teekit-5, Teekit-6, Uchbla-2. También contribuyó la terminación del pozo Chucox-1.
Con respecto a la calidad del crudo, la producción de crudos ligeros y condensados se incrementó en 160 mil barriles diarios, debido a la aportación de los campos nuevos Quesqui, Pokche, Tlamatini, Koban, Teekit, Tupilco Profundo, Ixachi y los campos en explotación Madrefil, Sini y Ek.
08/022022
Los nuevos campos de Pemex tendrán que producir un promedio de 428 mil barriles diarios de petróleo en el segundo semestre de 2022 para que alcance la meta de producción anual de 1.830 millones de barriles diarios.
Los nuevos campos petroleros de Petróleos Mexicanos (Pemex) deberán producir un promedio de 428 mil barriles diarios de petróleo en el segundo semestre del año, para que la petrolera nacional pueda alcanzar la meta de producción anual de 1.830 millones de barriles diarios establecida por el gobierno federal, de acuerdo con un reporte de BBVA.
En el segundo trimestre, la producción petrolera total de Pemex (incluyendo la de socios y condensados) promedió 1.776 millones de barriles diarios, cifra que resulta muy similar a la registrada en el trimestre previo de 1.775 millones de barriles diarios. Después de que el país contribuyó al acuerdo de la OPEP+ con un recorte de 100 mil barriles diarios en los meses de mayo, junio y julio de 2020, es importante mencionar que la producción petrolera continúa mostrando una tendencia creciente desde el tercer trimestre de 2020.
A pesar de la mayor producción de los 30 nuevos campos petroleros de alrededor de 39 mil barriles diarios con respecto al trimestre previo, la producción total se mantuvo prácticamente sin cambios por el declive en los yacimientos maduros.
La producción petrolera de los nuevos desarrollos promedió alrededor de 369 mil barriles diarios en el segundo trimestre de 2022 vs. 330 mil barriles diarios en el trimestre previo.
BBVA considera que para alcanzar la meta de producción petrolera de 1.830 millones de barriles diarios para 2022 bajo el supuesto de un declive anual en la producción de los yacimientos maduros de 93 mil barriles diarios, los nuevos campos tendrían que producir un promedio de alrededor de 428 mil barriles diarios en el segundo semestre de 2022. Cifras de Pemex al 30 de junio de 2022 señalan que la producción de estos nuevos desarrollos fue 399 mil barriles diarios.
«Para asimilar de mejor manera por qué la producción petrolera de Pemex ha mostrado una tendencia creciente en los últimos siete trimestres, es importante analizar la contribución que hacen los socios de Pemex y los productos condensados».
En relación con el segundo trimestre de 2021, la producción de hidrocarburos líquidos se incrementó en 18.0 mil barriles diarios al segundo trimestre de 2022. Este aumento se explica por una variación de 1.3 mil, -1.7 mil y 18.3 mil barriles diarios en la producción de Pemex, socios y condensados, respectivamente. Para llegar a la meta de producción resultará clave que continúe el desarrollo de nuevos campos petroleros para que estos puedan aportar 38 mil barriles adicionales de hidrocarburos líquidos por trimestre en la segunda mitad de 2022.