CNH
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y la Secretaría para el Desarrollo Energético (SEDENER) del estado de Tabasco firman Convenio de Colaboración.
Con la presencia del Gobernador de Tabasco, Carlos Manuel Merino Campos, como testigo de honor, se firmó el “Convenio General de Colaboración” suscrito por Agustín Díaz Lastra Comisionado Presidente de la CNH, y María Luisa Somellera Corrales, Secretaria para el Desarrollo Energético del estado de Tabasco.
El Convenio, que tendrá una vigencia de cuatro años, tiene por objeto impulsar las actividades de vinculación, el apoyo para el intercambio de información, y la consolidación de la oferta empresarial estatal relacionada con las actividades de Exploración y Extracción del sector hidrocarburos en la entidad.
Con la firma de este Convenio, la CNH y la SEDENER se comprometen a trabajar de manera conjunta en el desarrollo del Contenido Nacional, tomando en consideración las necesidades futuras de servicios relacionados con la cadena de valor de la industria petrolera. Asimismo, realizarán reuniones de trabajo, foros informativos y talleres técnicos que promuevan el intercambio de conocimientos entre ambas instituciones, estableciendo, con ello, las bases de coordinación y organización, asesoría y colaboración para fortalecer el crecimiento y desarrollo del estado de Tabasco.
De igual forma, se propone llevar a cabo una mayor vinculación entre las instituciones educativas de nivel superior y los operadores petroleros, para fomentar, mediante mecanismos de transferencia de tecnología, el equipamiento necesario para desarrollar las habilidades y capacidades de los futuros profesionales que serán clave en el sector petrolero de nuestro país.
El Comisionado Presidente de la CNH, Agustín Díaz Lastra, destacó la firma de este Convenio y expresó que es el segundo que se firma con una entidad federativa –el primero fue con Campeche–, por lo que reiteró la voluntad de la CNH para continuar firmando convenios de la misma naturaleza con Veracruz y Tamaulipas, más adelante. Destacó, por una parte, el compromiso para sumarse a los esfuerzos de los prestadores de servicios y de proveduría de la industria petrolera en la entidad, y para colaborar con el gobierno del estado, con las universidades locales y otras instituciones para aportar al desarrollo del sector hidrocarburos, por la otra.
Por otra parte, en el marco de la firma del Convenio, signado en las instalaciones de la Universidad Politécnica del Centro, la Rectora de esta institución, Natalia Arévalo Jáquez, y el Director de Lukoil Upstream México, Oleg Schurubor, inauguraron un Laboratorio especializado en geofísica petrolera con 20 estaciones de trabajo, herramientas y tecnologías de punta necesarias para formar a los futuros profesionistas de la región sursureste, con una inversión de la empresa, por 3.7 millones de pesos para el equipamiento del Laboratorio.
El Gobernador Carlos Manuel Merino Campos, destacó la firma del Convenio CNH SEDENER y celebró la inauguración de las instalaciones del Laboratorio. Al respecto, destacó que Tabasco cuenta con los recursos humanos especializados y con cultura energética, lo cual es un privilegio, dijo el mandatario estatal. Asimismo, agradeció y felicitó a todos los participantes en este proyecto, particularmente a la Universidad Politécnica del Centro, por su visión estratégica en beneficio de la juventud tabasqueña, y porque este será un espacio de excelencia académica, científica y tecnológica que generará beneficios para el sector energético, para la universidad y para la sociedad, en general.
La CNH presentó el reporte de recursos contingentes de México para este año.
Los recursos contingentes (conocidos como 3C) se situaron en 6.3 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmmbpce) para septiembre de 2023, lo que representa una disminución del 27.6% con respecto a la estimación del año anterior, que alcanzaba los 8.7 mmmbpce.
Esta reducción se debió a la reclasificación del volumen de dichos recursos relacionados con 22 campos como reservas posibles, o 3P, según informó la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
«Para 2023, el volumen de Recursos Contingentes 3C se redujo en casi una tercera parte en comparación con 2022. Esto se debió a que el 72 por ciento del volumen de Recursos Contingentes 3C asociado con 22 campos fue reclasificado como Reservas 3P», explicó la CNH.
En su informe presentado durante la 15ª sesión extraordinaria del órgano de gobierno de la CNH, se menciona que el país cuenta con 237 campos con recursos contingentes, con un volumen 3C de 6 mil 341 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce).
El 61% de estos recursos se encuentra en asignaciones de Petróleos Mexicanos (Pemex), el 35% en contratos privados, y el 4% restante no está asignado.
El informe detalla que se llevaron a cabo 41 perforaciones de prospectos exploratorios en 2022, con una estimación de Recursos Prospectivos que totalizó 2 mil 367 mmbpce. A raíz de estas perforaciones, se lograron 22 descubrimientos con un volumen total de 443 mmbpce, de los cuales, 359 millones se incorporaron directamente como Reservas 3P en 2023, y 84 millones se clasificaron como Recursos Contingentes.
En cuanto a la producción de los 22 campos reclasificados, la CNH señala que los 2 mil 406 mmbpce considerados como Recursos Contingentes fueron reclasificados como Reservas. En 2023, se incorporó un volumen de 1 mil 734 mmbpce de Reservas 3P a partir de los Recursos Contingentes.
La CNH también explicó que, en términos de balance para 2023, el 9.1% de las reservas de hidrocarburos 3P, con un volumen de 2 mil 93 mmbpce, se incorporaron a partir de nuevos descubrimientos, lo que equivale al 1.6 por ciento, y por la reclasificación de Recursos Contingentes a Reservas, que representó el 7.5% de las reservas 3P, equivalente a la reincorporación de reservas por el doble de la producción total registrada en 2022.
Los ingresos al Estado Mexicano por actividades de exploración y producción en junio de 2023 sumaron mil 454 millones de dólares.
Al 31 de junio de 2023, los ingresos al Estado Mexicano mediante el Fondo Mexicano del Petróleo (FMP) por actividades de exploración y producción de hidrocarburos alcanzaron los 189 mil 999 millones de dólares, informó la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Durante el sexto mes del año, ingresaron al estado al FMP mil 696 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 mayo, pese a una mayor actividad en los contratos de las rondas de licitación.
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, debido a la baja en la inversión debido a la falta de nuevas licitaciones.
De acuerdo con la información publicada por el regulador, en junio las asignaciones de Pemex Exploración y Producción otorgaron al país ingresos por mil 454 millones de dólares, el 88% de los ingresos totales, pero sumando 13 meses a la baja en comparación al mes anterior.
Mientras que las contraprestaciones que pagan los contratos de las rondas aumentaron de un mes al otro, al pasar de 198 millones de dólares en mayo a 206 millones en junio.
De 2015 a la fecha, el Estado Mexicano ha recibido 189 mil 99 millones de dólares, de los cuales 179 mil 082 millones pertenecen a las asignaciones, mientras que los contratos han generado ingresos por 8 mil 427 millones y 860 millones por bonos a la firma de los contratos.
El 82% 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 10% 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 36 millones de dólares en mayo para acumular un total de 2 mil 489 millones de 2015 a la fecha.
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.
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.
Las inversiones registradas en contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos en México se han desacelerado debido a la falta de rondas.
Las inversiones ejercidas en los 106 contratos de operadores privados y Petróleos Mexicanos (Pemex), otorgados en las pasadas rondas de licitación, comienzan a desacelerarse debido a la falta de rondas de licitación en este sexenio.
Las inversiones registradas por petroleras privadas y las migraciones de Petróleos Mexicanos (Pemex) en los contratos de exploración y producción de hidrocarburos en México al mes de julio de 2023 suman un total de 13 mil 448 millones de dólares, informó la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
De acuerdo con el reporte del regulador, las inversiones de privados y de la petrolera nacional disminuyeron en ritmo de un mes a otro.
Después de una fuerte caída en el mes septiembre del 2022, cuando la inversión creció apenas 2.02% de un mes a otro, las actividades petroleras no han podido retomar el ritmo visto en 2019 y 2020.
El ritmo en el que se ejecutan las inversiones en exploración y producción de los bloques que fueron licitados en el sexenio anterior se ha desacelerado en el último año, debido a que no ha habido nuevas rondas de licitación.
A través del portal del Sistema de Información de Hidrocarburos (SIH), se observa que la mayoría de la inversión en los contratos se concentró en 2020 con un total de 2 mil 789 millones de dólares, superando al 2019, en el que se ejecutaron 2 mil 616 millones de dólares, mientras que en 2021 se ejercieron 2 mil 767 millones de dólares.
En 2022, registraron inversiones en actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en los contratos por 2 mil 028 millones de dólares.
Mientras que al séptimo mes del año se han invertido apenas mil 608 millones de dólares.
El área que más inversión aplicada es Ek Balam operado por la Pemex Exploración y Producción, con un total de 2 mil 503 millones de dólares.
Seguido de Eni, con los campos Amoca, Miztón y Tecoalli con 2 mil 080 millones de dólares
El tercer lugar lo ocupan los campos Ichalkil y Pokoch con una inversión total de mil 484 millones.
Mientras que en el cuarto lugar se encuentra el campo Hokchi con mil 348 millones.
En quinto lugar, se ubica Woodside Energy con 553 millones de dólares invertidos en el campo de aguas profundas Trión.
Mientras que el área que más inversiones aplicadas registra en 2023 son los campos Amoca, Tecoalli y Miztón con 505 millones, seguido de Ek-Balam con 261 millones de dólares, seguido de cerca por Hokchi con 147 millones de dólares.
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.
El Ejecutivo envió al Senado de la República las ternas para ocupar tres lugares como comisionados de la CNH.
El Presidente de la República, Andrés Manuel López Obrador, envió al Senado diversas propuestas de candidatos para ocupar tres cargos de comisionado en la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
El ejecutivo envió tres ternas para la designación de los comisionados que sustituyen a Sergio Pimentel, Gaspar Franco y Héctor Acosta, quienes terminaron sus cargos.
Para ocupar la vacante generada por la conclusión del encargo de Sergio Henrivier Pimentel Vargas, los candidatos propuestos son: Luis Octavio Alcázar Cancino, Romeo Antonio Rojas Figueroa, y José Sánchez Pérez, estos últimos dos repiten en la terna para ocupar el puesto.
Luis Octavio Alcázar es Ingeniero Petrolero, con 37 años de experiencia en la industria, Operaciones de Campo; Productividad de Pozos, Yacimientos, Administración de la Producción de Hidrocarburos, Planeación, Evaluación Económica de Proyectos de Inversión.
Para ocupar la vacante generada por la renuncia del Gaspar Franco Hernández, las propuestas enviadas al senado son: Marco Antonio Cota Valdivia, Ethel Tatiana de los Santos Flores y Neus Peniche Sala.
Marco Antonio Cota, es actualmente el CEO de Talanza Energy y anteriormente ocupó el cargo de Director General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos en la Secretaría de Energía.
Mientras que Neus Peniche ocupó el sexenio pasado el cargo de comisionada de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), para posteriormente renunciar para ocupar el cargo de como Titular de Unidad.
Por último, para ocupar la vacante generada por la conclusión de Héctor Alberto Acosta Félix, la terna esta integrada por Raúl Enrique Galicia Gómez, Elizabeth Mar Juárez y Marco Vázquez García.
La terna será examinada por la Comisión de Energía del Senado, la cual propondrá un nombre el cual deberá de ser sometido a votación del pleno.
El órgano de gobierno de la CNH autorizó la devolución de la totalidad del área del contrato CNH-R01-L03-A22/2015.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) inicio y tramitación del procedimiento de terminación anticipada por devolución de la totalidad del área contractual, respecto del contrato CNH-R01-L03-A22/2015.
El órgano de gobierno del regulador aprobó la solicitud de Secadero Petróleo y Gas, S.A. de C.V., empresa de Grupo R, para el inicio y tramitación del procedimiento de terminación anticipada por devolución de la totalidad del área contractual terrestre, Campo Secadero, respecto del Contrato CNH-R01-L03-A22/2015, en la modalidad de Licencia.
El área contractual cuenta con una superficie de 9.78 kilómetros, se localiza en Juárez y Pichucalco, Chiapas.
Actualmente, está en la etapa de periodo adicional de evaluación. Dado que no transitó a la etapa de desarrollo, el órgano de gobierno resolvió dar inicio al procedimiento de devolución, debido a que el contratista no cuenta con un plan de desarrollo aprobado por la comisión, toda vez que finalizaron los plazos previstos en la Cláusula 5.3 y en la Normatividad Aplicable para presentar dicho plan, por lo cual debe devolver el 100% del área contractual, según la Cláusula 6.1.