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11/072022
Pemex no tiene mucha experiencia en el desarrollo de campos con las características de Kayab.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pemex Exploración y Producción (PEP) el desarrollo acelerado del campo en aguas someras Kayab, el cual representa un reto para la empresa productiva del estado, ya que no se tiene mucha experiencia en este tipo de aceite.
El campo Kayab se encuentra dentro la asignación AE-0164-Campeche Oriente, ubicada frente a las costas de los estados de Campeche y Tabasco, con una superficie de 41.63 kilómetros cuadrados, con yacimientos en el cretácico y dos pozos perforados.
El tipo de fluido que pose el campo es aceite de 8 grados API, se un aceite muy pesado, de alta viscosidad, lo cual conlleva retos técnicos para la petrolera nacional.
“Una vez más estamos entrando en México con el operador Petróleos Mexicanos, a un ámbito, donde digamos en el país no se tiene tanta experiencia, es un crudo extra pesado, de alta viscosidad y que creo hace falta resolver y estudiar mucho este tipo de yacimientos para su óptima explotación”.
“Poder llevarlo (el crudo) del yacimiento a la superficie no es algo tan evidente, sobre todo porque estamos en offshore (costa afuera), en tierra quizá hay mucha experiencia en otros países, en México se tiene gran experiencia en aguas someras en yacimientos de aceite pesado, pero no extra pesado”, explicó la comisionada de la CNH, Alma América Porres.
Pemex PEP presentó dos alternativas de desarrollo (“A1” y “A2”), de las cuales eligió la “A1”, a desarrollar en lo que resta del 2022 al 2049, cuyas actividades a realizar consisten en 35 perforaciones y sus terminaciones, cuatro reparaciones mayores y 994 reparaciones menores, 352 estimulaciones; la construcción de seis ductos, tres plataformas, así como 35 taponamientos y el abandono de ductos y plataformas.
Con ello, se espera recuperar un volumen de 458.16 millones de aceite, y 49.39 mil millones de pies cúbicos de gas.
El costo total de este proyecto será de 18,373.10 millones de dólares, de los cuales se destinará 4 mil 335 millones son para inversión, y 14 mil 038 millones, para gastos de operación.
11/042022
El COMCE advirtió de las posibles consecuencias si las consultas en materia energética en el marco del TMEC entre México y Estados Unidos fracasan.
El Consejo Empresarial Mexicano de Comercio Exterior, Inversión y Tecnología (COMCE), consideró que si fracasan las consultas en materia energética que mantienen los gobiernos de Estados Unidos y Canadá con México, se podrían imponer aranceles a exportaciones de pick ups y tractocamiones.
Una de las represalias que se habla en los pasillos es precisamente a estos productos, además del sector agroalimentario”, dijo Fernando Ruiz Huarte, director general del COMCE.
Sin embargo, Ruiz Huarte dijo que para que ocurrieran esas represalias, tendrían que fracasar primero las consultas que sobre el caso llevan actualmente Estados Unidos, México y Canadá en el marco del T-MEC.
Estados Unidos y Canadá Estados Unidos, acusan retrasos en el otorgamiento de permisos, una ley eléctrica mexicana que da prioridad a las empresas estatales sobre las privadas y otras normas que los inversores consideran que les perjudican, según fuentes del sector.
Hoy reunirán Raquel Buenrostro, la nueva secretaria de Economía de México, y Katherine Tai, representante comercial de Estados Unidos, según un programa del gobierno estadounidense.
Conoce cuál será el futuro de las relaciones en el sector energético entre México, Estados Unidos y Canadá en lo que resta del sexenio. Inscríbete al EIEM 2022. https://encuentroenergia.
11/042022
Talos Energy informó a inversionistas que espera concluir el plan de desarrollo en marzo del 2023.
La petrolera norteamericana Talos Energy, anunció a sus inversionistas, a través de un reporte K-10, que el plan de desarrollo de campo Zama se presentará a la CNH en marzo del 2023 y advierte que el plan podría afectar el valor de sus activos en México.
«La presentación del Plan de Desarrollo Unitario del Campo Zama a la Comisión Nacional de Hidrocarburos, que establecerá los términos en los que se desarrollará en conjunto el yacimiento, se espera para marzo de 2023 y podría afectar negativamente el valor del petróleo y el gas natural de los activos en México y resultar en un deterioro de nuestras propiedades de petróleo y gas no evaluadas».
«Con respecto a nuestras operaciones en México, nuestras propiedades de petróleo y gas natural se clasifican como propiedades no probadas, no sujetas a amortización».
En comparecencia con diputados, el director general de Pemex, Octavio Romero Oropeza, indicó que se requiere arrancar “lo más rápido posible”, ya que “es un campo que tiene un tirante de agua de cerca de 200 metros, entonces, requiere infraestructura un poco más robusta que la que usamos en las aguas someras”.
“Ojala inicia en 2023, porque se requiere lo más rápido posible”, dijo a diputados.
Talos Energy informó a inversionistas que espera concluir el plan de desarrollo en marzo del 2023, del cual dependerá la decisión final de inversión.
11/032022
Los nuevos campos de Pemex tendrán que producir un promedio de 478 mil barriles diarios de petróleo en el cuarto trimestre de 2022 para que se alcance la nueva meta de producción.
Los nuevos campos tendrán que producir un promedio de 478 mil barriles diarios de petróleo en el cuarto trimestre de 2022 para que Pemex alcance la nueva meta de producción anual de 1.800 millones de barriles diarios, considera el banco BBVA en un análisis.
En el tercer trimestre la producción petrolera total de la petrolera nacional (incluyendo la de socios y condensados) promedió 1.784 millones de barriles diarios, cifra que resulta superior a la registrada en el trimestre previo de 1.776 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 36 (21 marinos y 15 terrestres) nuevos campos petroleros de alrededor de 22 mil barriles diarios con respecto al trimestre previo, la producción total solamente se incrementó en 8 mil barriles diarios debido al declive en los yacimientos maduros (Gráfica 1).
La producción petrolera de los nuevos desarrollos promedió alrededor de 391 mil barriles diarios en el tercer trimestre de 2022 vs. 369 mil barriles diarios en el trimestre previo. Para alcanzar la meta de producción petrolera de 1.800 millones de barriles diarios para 2022 bajo el supuesto de un declive anual en la producción de los yacimientos maduros de 127 mil barriles diarios, los nuevos campos tendrían que producir un promedio de alrededor de 478 mil barriles diarios en el cuarto trimestre de 2022. Cifras de Pemex al 30 de septiembre de 2022 señalan que la producción de estos nuevos desarrollos fue 402 mil barriles diarios.
Para asimilar de mejor manera por qué la producción petrolera de Pemex ha mostrado una tendencia creciente en los últimos ocho trimestres, es importante analizar la contribución que hacen los socios de Pemex y los productos condensados.
En relación al tercer trimestre de 2021, la producción de hidrocarburos líquidos se incrementó en 23.3 mil barriles diarios al tercer trimestre de 2022. Este aumento se explica por una variación de 6.0 mil, -0.7 mil y 18.0 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 478 mil barriles adicionales de hidrocarburos líquidos en el cuarto trimestre de 2022.
Las ventas de exportación de Pemex mostraron un incremento anual de 44.5% en el tercer trimestre de 2022 debido principalmente al incremento significativo en el precio de la mezcla mexicana de petróleo. Por su parte, el volumen de petróleo exportado disminuyó en comparación al trimestre previo.
En relación a las ventas en México de Pemex, estas aumentaron a una tasa anual de 69.3% en el mismo lapso. No obstante, el monto total de estas ventas fue menor al observado en el trimestre previo.
Las mayores ventas por exportación y nacionales representaron conjuntamente un incremento de 56.5% en relación al tercer trimestre de 2021. El incremento en el costo de ventas, el mayor deterioro y la pérdida cambiaria por la depreciación del peso frente al dólar durante el tercer trimestre de 2022 incidieron negativamente sobre los resultados financieros reportados. En dicho trimestre se registró una pérdida neta de 52,033 millones de pesos. No obstante, esta cifra se compara favorablemente con la pérdida neta de 77,244 millones de pesos observada en el mismo lapso de 2021.
Si bien se registró un incremento trimestral de alrededor de 22 mil barriles diarios en la producción de los 36 nuevos campos durante julio-septiembre 2022, el marginal avance trimestral en la producción de hidrocarburos líquidos confirma que continúa el fuerte declive natural en la producción de los yacimientos maduros.
Otorgando el beneficio de la duda al asumir que la producción de estos yacimientos no mostrará una caída anual mayor a 127 mil barriles diarios, la nueva meta de producción petrolera de 1.800 millones de barriles diarios para 2022 podría alcanzarse con una aportación promedio de 478 mil barriles diarios de los nuevos campos durante el cuarto trimestre del año. Ello implicaría una producción adicional de alrededor de 87 mil barriles diarios con respecto a la registrada en el tercer trimestre. Cabe mencionar que el mayor incremento trimestral observado en la producción de los nuevos campos es de 64 mil barriles diarios, el cual ocurrió en el tercer trimestre de 2021.
Por lo tanto, alcanzar la nueva meta de producción petrolera para este año parece poco probable.
En los próximos años mayores montos de inversión en exploración y producción serán necesarios para incrementar significativamente la plataforma de producción petrolera. No obstante, ello tendrá que ocurrir en un contexto de menor crecimiento económico global para esta década y un panorama con menor margen de maniobra para las finanzas públicas del país.
11/032022
A pesar de la ayuda del Ejecutivo contra las marcas privadas de expendio de combustibles, la Franquicia Pemex continúa perdiendo puntos de venta.
A pesar de los intentos del gobierno de Andrés Manuel López Obrador, por para frenar la migración de empresarios gasolineros a otras marcas distintas a la Franquicia Pemex, a través de la parálisis regulatoria y los cambios a la Ley de Hidrocarburos, la marca sigue perdiendo puntos de venta.
El número de estaciones de servicio de la Franquicia Pemex cayó 3% al cierre de septiembre a un nuevo mínimo de 6 mil 867 puntos de venta, pero el número de clientes subió 1.3% en el abasto a estaciones de servicio.
Al 31 de septiembre del 2022, operaban en el país 6 mil 867 estaciones de servicio (ES) bajo la Franquicia Pemex, este número es inferior en 3% a las 7 mil 079 que existían en el tercer trimestre del 2021.
A pesar, de que la migración se ha desacelerado, de un año a otro, la empresa productiva del estado perdió 212 puntos de venta.
Desde que se abrió el mercado de combustibles en 2016, los puntos de venta de la Franquicia Pemex pasaron de 11 mil 632 en 2017 a 6 mil 867 en 2022, una pérdida de 4 mil 765 puntos de venta, el equivalente al 40.96% del mercado de estaciones e de servicio.
De acuerdo con información de Pemex, del total de estaciones de servicio que operan bajo la marca Pemex, 6 mil 822 son privadas y operan como franquicias, mientras que las 45 restantes son propiedad de la Pemex Transformación Industrial.
Adicionalmente, a la misma fecha la petrolera nacional suministra combustibles a mil 059 estaciones de servicio bajo el esquema de sub licenciamiento de marca y 3 mil 665 son suministradas por Pemex Transformación Industrial.
La protección regulatoria que ofrece la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la Secretaría de Energía (SENER) a Pemex ha frenado la expedición de nuevos permisos de venta de combustibles a otras marcas en el país.
Por ello, los gobiernos de Estados Unidos y Canadá solicitaron consultas por violaciones al TMEC en el sector energético.
Conoce los aspectos más importantes de la regulación del mercado de combustibles, en el Encuentro Internacional de Energía 2022 del 15 al 17 de noviembre. Regístrate en: buff.ly/3Ip6wLI
11/022022
La producción de gasolina de Pemex Transformación Industrial, alcanzó en septiembre su nivel más bajo desde junio.
La producción de gasolinas de Pemex Transformación Industrial (TRI), cayó en septiembre a su segundo nivel más bajo del año, superando por 37 mil barriles a la producción alcanzada en junio, la más baja del 2022.
Pemex TRI, alcanzó en junio de 2022 su menor nivel de producción de gasolina del año, con una salida de sus refinerías de apenas 205 mil barriles diarios en promedio.
Los niveles de producción en las refinerías de la empresa productiva del estado comenzaron a decaer en los últimos tres meses, inclusive este mes y el pasado la producción de combustóleo fue superior a la de gasolina.
La producción de combustóleo de la empresa productiva del estado se situó en septiembre en 278 mil barriles diarios, la mayor en lo que va del 2022 y cerca de los 292 mil barriles registrados en febrero de 2021, la cifras más alta del sexenio.
Frente al 2021, la producción de gasolina Magna y Premium, disminuyó en 6.56%, el equivalente a 17 mil barriles diarios.
La petrolera nacional se encuentra lejos de alcanzar la meta sexenal de alcanzar la seguridad energética en la producción de gasolina, sin embargo, se encuentra lejos de mantener en 2022 un promedio mensual de 310 mil barriles diarios.
Pemex no mantiene un promedio anual de producción por arriba de los 300 mil barriles diarios desde el 2016.
El volumen de gasolina extraída del Sistema Nacional de Refinación, promedia al mes de septiembre 266 mil barriles por día.
11/022022
Shell espera encontrar recursos por 24 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Shell Exploración y Producción México la perforación del pozo exploratorio en aguas profundas Luwa-1EXP.
Se trata del segundo pozo exploratorio que el regulador autoriza a la petrolera anglo-holandesa esta semana, luego de que ayer se aprobará la perforación de Jokol-1EXP.
El pozo exploratorio está considerado en el escenario base, del plan de evaluación, aprobado por la CNH el 12 de mayo de 2022, del contrato CNH-R02-L04-AP-PG04/2018, mediante la resolución CNH.E.38.002/2022.
Los objetivos geológicos del pozo se encuentra en el eoceno inferior y en el paleoceno en intervalos de 3,615 a 3,669 y 4,454 y 4,624 metros verticales.
El prospecto tendrá una trayectoria tipo «J» perforado a una profundidad programada total de 5,101 a 5,361 metros verticales.
Paro lo cual se utilizará un buque perforador Maersk Voyager de 4,000 HP.
El hidrocarburo esperado por Shell es aceite de 35 grados API.
Los recursos prospectivos estimados ascienden a 24 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con una probabilidad de éxito geológico del 25%.
Los programas de perforación y abandono del pozo contemplan en total 86 días: 179 para la perforación y 7 para la terminación.
11/012022
La producción de petróleo de Pemex disminuyó en 24 mil barriles en comparación al 2021.
La producción de crudo de Petróleos Mexicanos (Pemex) cayó en 1.40% comparación al mes de septiembre de 2021, el equivalente a 24 mil barriles diarios, de acuerdo con el reporte de producción de la petrolera nacional.
En comparación al mes inmediato anterior, la producción se disminuyó en 0.35%, acumulando dos meses a la baja y por debajo de los 1.7 millones de barriles diarios.
La nacional logró producir más de 1.7 millones de barriles diarios en junio y julio por primera vez desde abril del 2020, cuando al inicio de la pandemia de COVID-19 en México reportó una producción mensual promedio de 1.703 millones de barriles por día.
Si bien la actual administración ha logrado estabilizar la producción de crudo, le ha costado mucho trabajo mantenerse y superar la barrera de los 1.71 millones de barriles por día.
A pesar de los buenos resultados este año, la petrolera nacional se mantiene lejos de cumplir de nuevo objetivo sexenal planteado por el presidente, Andrés Manuel López Obrador, de cerrar el 2024 con 2 millones de barriles y el 2022 con 1.81 millones de barriles diarios.
Pemex mantiene un promedio de producción de 1.69 millones de barriles diarios, frente a una producción esperada a este mes de por lo menos 1.78 millones.
La producción del mes se vio parcialmente compensada por los campos prioritarios desarrollados por la actual administración, sin embargo, estos no han podido del todo compensar el declive de sus campos maduros.
A lo que se debe de sumar una caída en la producción de Xanab, el tercer campo con mayor producción en el país.
La producción de petróleo con socios durante el mes de septiembre fue de un millón 685 mil barriles diarios, un 1.40% menos que el año pasado, cuando se extrajeron un millón 709 mil barriles de crudo diarios.
Mientras que la producción sin socios fue de un millón 664 mil de barriles diarios, un 1.42% menos que en 2021 y 0.42% por abajo de lo obtenido el mes anterior.
Si bien la nueva administración había logrado incrementar la producción ligeramente en los tres primeros meses del 2021, el ritmo de extracción de la petrolera nacional no ha podido recuperar los niveles vistos a inicio del 2020 antes del recorte presupuestal y una disminución en la producción debido al acuerdo en la OPEP+.
Durante la última reunión del cártel y sus socios, la Secretaría de Energía (SENER) se comprometió a no exceder una producción de un millón 753 mil barriles diarios hasta septiembre del 2022, a la cual la petrolera no ha podido acercarse.
11/012022
La producción de combustóleo de Pemex durante el mes de septiembre superó a la de gasolina.
La producción de combustóleo de Pemex Transformación Industrial (TRI), durante el noveno mes del año, fue superior a la de gasolinas, por segundo mes consecutivo.
La empresa productiva del estado había logrado en julio producir más gasolina que combustóleo en las seis refinerías que opera en todo el país, luego de haber sumado en noviembre del año pasado, 16 meses consecutivos, superando a la producción de gasolina Magna y Regular.
El año pasado, la producción del subproducto de la refinación de la petrolera nacional pasó de 149 mil 800 barriles diarios en promedio en 2019 a 244 mil barriles diarios en 2021 y este año acumula un promedio de 251 mil 700 barriles diarios, lo que representa una alza del 3.03% de un año a otro.
Para el mes de septiembre, la producción de combustóleo promedió 278 mil 900 barriles diarios, frente a una producción de gasolinas de apenas 242 mil 100 barriles por día.
Además de haber superado la salida de gasolinas, la producción del subproducto de la refinación ha sido la más alta del año, superando los niveles alcanzados en agosto y enero de este año.
Mientras que la producción de gasolina en las refinerías de Pemex registró en el noveno mes del año, su segundo nivel más bajo, superando por 39 mil barriles la peor salida en un mes, registrada en junio con apenas 205 mil barriles.