Pemex
Moody’s disminuye la calificación de Pemex a ‘ca’ y ‘B3’, citando mayores necesidades de liquidez, riesgos de negocio y déficits gubernamentales.
Moody’s rebajó la calificación del riesgo crediticio base (BCA) de Petróleos Mexicanos (Pemex) de ‘caa3’ a ‘ca’, reflejando desafíos en su solidez crediticia. La calificadora, también disminuyó la calificación de deuda corporativa de ‘B1’ a ‘B3’, afectando tanto a las notas existentes de la empresa como a las de Pemex Project Funding Master Trust. La agencia citó como razones el incremento en las necesidades de liquidez de la empresa productiva del estado, los mayores requerimientos de capital, el elevado costo de capital y los próximos vencimientos de deuda. Adicionalmente, señaló que Pemex enfrentará más riesgos al expandir su capacidad de refinación y al intentar aumentar su producción, además de criticar la falta de acciones para mitigar riesgos ambientales, sociales y de gobierno corporativo (ESG), lo que ha resultado en restricciones por parte de algunos bancos. Standard & Poor’s mantuvo su calificación de ‘BBB’ para la deuda soberana de México, advirtiendo sobre el potencial de déficits gubernamentales más altos de lo esperado, lo que podría intensificar los riesgos fiscales y ejercer presión sobre las calificaciones de Pemex y la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Por último, Moody’s anticipó que el apoyo del gobierno federal a petrolera nacional durante 2024-2025 implicará mayores costos, debido al aumento en el déficit y los costos de endeudamiento, así como los gastos en proyectos significativos.En el reporte de la cuenta pública 2022, la ASF encontró que Pemex pago en exceso un catalizador, entre otras cosas.
La Auditoría Superior de la Federación (ASF) está observando a Petróleos Mexicanos (Pemex) la cantidad de 62 millones 444 mil 632.61 pesos por irregularidades en obras realizadas en la Refinería Miguel Hidalgo de Tula. Estas irregularidades incluyen pagos en exceso y diferencias entre la infraestructura requerida y la que se recibió, así como facturación indebida en conceptos como alimentación, consultorías, gas, electricidad y asesorías.
En el marco de la auditoría 231, que forma parte del segundo informe de la Cuenta Pública 2022 y que se titula «Mantenimiento 2019-2023 y Aprovechamiento de Residuales en la Refinería de Tula, en el Estado de Hidalgo,» se han detectado diversos problemas. Esto incluye pagos indebidos en el concepto de «alimentos,» gastos no justificados relacionados con electricidad, agua, gas, equipos de computación, operación de vehículos y copias, entre otros. También se han encontrado facturaciones incorrectas en «consultores, asesores, servicios y laboratorios» y «almacenes» sin comprobación. Además, se han identificado discrepancias en registros contables relacionados con «servicio de preservación, mantenimiento y almacenamiento.»
El informe de la ASF también sugiere que podría haber un daño a la Hacienda Pública Federal o al patrimonio de Pemex por un pago indebido de 455 mil 868.01 pesos relacionado con la adquisición de un Catalizador Hydrocat-T. La auditoría demanda un millón cinco mil 563.34 pesos adicionales debido al incumplimiento en la entrega de este catalizador.
La ASF también señala la necesidad de procedimientos de responsabilidad contra los funcionarios que no llevaron a cabo la terminación de un contrato relacionado con el Aprovechamiento de Residuales para la Ingeniería Complementaria, Procura de Equipos y Construcción de una Planta de Coquización Retardada. Esto ha generado pagos significativos de gastos no recuperables por un total de 546.5 millones de pesos en 2021 y 2022.
La CNH autorizó a Pemex PEP el presupuesto y plan de trabajo 2024 para el desarrollo del campo Ek Balam.
El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), aprobó el programa de trabajo y presupuesto 2024, presentados por Pemex Exploración y Producción (PEP) respecto del plan de desarrollo para la extracción del contrato CNH-M1-Ek-Balam/2017.
Se trata de un contrato para la extracción de hidrocarburos en la modalidad de producción compartida, la cual cuenta con un área de aproximada de 63.37 kilómetros cuadrados, la cual se localiza en aguas territoriales del Golfo de México, a 95 kilómetros al Noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche.
El yacimiento produce actualmente aceite negro de 10 a 29 grados API.
El cronograma de actividades petroleras del programa de trabajo 2024 incluye la realización de cinco reparaciones mayores y 14 reparaciones menores, para recuperar un volumen de 30.27 millones de barriles de aceite y 7.24 mil millones de pies cúbicos de gas en el periodo enero-diciembre 2024.
Pemex considera un presupuesto de 610.34 millones de dólares para realizar las actividades el próximo año, de los cuales destinará el 92.2% para la producción, 3.5% para el desarrollo, y 4.3% para el abandono.
Pemex ha incrementado la construcción de infraestructura debido al desarrollo de sus nuevos campos.
Debido a un aumento en su producción, Petróleos Mexicanos (Pemex) ha ampliado significativamente su infraestructura, logrando construir 939 kilómetros de ductos en los últimos cinco años. Esto representa un incremento del 125% en comparación con lo construido durante la administración anterior.
En un informe presentado ante la Cámara de Diputados, la empresa productiva del estado señaló que durante la gestión previa se construyeron 39 kilómetros de ductos, mientras que en la administración actual se han construido 81 kilómetros. Además, la empresa ha aumentado la construcción de plataformas petroleras de 24 a 26.
Estos ductos son esenciales para la recolección de petróleo crudo y gas de los pozos de extracción, así como para el transporte a refinerías, petroquímicas y complejos procesadores de gas. También se utilizan para la distribución de productos finales a terminales de almacenamiento y consumidores finales.
Además, la petrolera nacional planea la construcción de ductos en varias regiones, incluyendo la región norte, la región sur y activos de producción como Macuspana–Muspac, Samaria–Luna, Bellota–Jujo, Cinco Presidentes, Producción Reynosa, Poza Rica–Altamira y Veracruz.
Durante esta administración, se han desarrollado 44 nuevos campos, lo que representa cinco veces más que los 8 incorporados en la administración anterior. Este crecimiento ha hecho necesario contar con una mayor cantidad de equipo logístico.
El director de Pemex, Octavio Romero Oropeza, ha enfatizado la importancia de invertir en nuevos equipos y en el mantenimiento de los existentes. Señaló que en el pasado se descuidó la infraestructura y se vendieron o abandonaron equipos para que el sector privado asumiera estas actividades.
De acuerdo con el reporte, actualmente, la petrolera cuenta con 122 equipos de perforación, 37 más que los 85 que tenía en 2018.
Pemex logró reducir la frecuencia de accidentes de un año a otro ligeramente, pero aumentaron de un trimestre a otro.
Durante el tercer trimestre del 2023, el índice de frecuencia acumulado para el personal de Petróleos Mexicanos (Pemex) se ubicó en 0.47 accidentes por millón de horas-hombre laboradas con exposición al riesgo, comparado con 0.54 accidentes registrados el año previo.
Si bien la petrolera nacional logró reducir el índice de frecuencia de accidentes de un año a otro, este se incrementó de un trimestre a otro, al pasar de 0.35 (30 accidentes de gravedad) en el segundo trimestre a 0.47 (34 accidentes de gravedad) de julio a septiembre de este año.
Las Empresas Productivas Subsidiarias y Áreas Corporativas que contribuyeron a la accidentabilidad durante este trimestre son: Pemex Transformación Industrial con 25 lesionados; Pemex Corporativo con nueve lesionados; Pemex Exploración y Producción con cuatro lesionados; y Pemex Logística con tres trabajadores lesionados. El índice de gravedad acumulado durante el tercer trimestre 2023 para el personal de Pemex se ubicó en 34 días perdidos por millón de horas-hombre laboradas con exposición al riesgo, comparado con 40 días perdidos registrados en el mismo periodo del año 2022.
Mantenimiento a la baja
A pesar de los accidentes que se han presentado en las instalaciones de Petróleos Mexicanos (Pemex), el próximo año recortará el presupuesto destinado a mantenimiento.
El presupuesto para dar mantenimiento a la infraestructura de la empresa productiva del estado ascenderían a 15 mil 749 millones de pesos durante 2024, lo que representaría una disminución anual de 50.7%, de acuerdo con la propuesta del Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF).
Para disminuir la frecuencia de los accidentes, la petrolera nacional ha invertido 16 mil 642 millones de pesos, para revertir la tendencia en el deterioro de las instalaciones y en consecuencia, potenciales siniestros y accidentes asociados a riesgos operativos, los cuales no han sido suficientes.
La cifra solicitada en 2024 está lejos de ser la más baja del sexenio, cuando en 2019 se dio la reducción más profunda, la Pemex recibió únicamente 10 mil 550 millones, lo cual se tradujo en el inicio de los accidentes en 2020, con una tendencia al alza cada año.
La producción de petróleo de Pemex se encuentra en su peor nivel en 44 años.
El desplome en la producción de crudo por parte de Petróleos Mexicanos (Pemex) durante el tercer trimestre del año se debe a un declive en la elaboración de hidrocarburos en los campos maduros, y esta reducción no puede ser compensada por los nuevos yacimientos que han incrementado su participación, según BBVA.
Las cifras de la petrolera indican que, entre julio y septiembre de este año, la producción de líquidos (petróleo más condensados) de la empresa productiva del estado, incluyendo sus socios privados fue de un millón 871 mil barriles diarios, lo que representa una disminución del 1.6% en comparación con el trimestre anterior (abril a junio), cuando la producción era de un millón 903 mil barriles diarios.
BBVA señala que esta disminución en la producción petrolera entre el segundo y tercer trimestre de 2023 se debe al declive en la producción de campos maduros, y este declive no puede ser contrarrestado por la mayor producción de los 44 nuevos campos petroleros.
El banco plantea que, para alcanzar las nuevas metas de producción petrolera en los próximos años, la petrolera nacional debe frenar el declive en la producción petrolera de los campos maduros y seguir aumentando significativamente la producción de los nuevos campos.
En el mismo período, las ventas de exportación de Pemex disminuyeron un 25.9% en comparación con el trimestre anterior debido al menor precio de la mezcla mexicana de petróleo. Además, las ventas nacionales de la petrolera cayeron un 27.5% en el mismo lapso.
BBVA informa que la combinación de menores ventas por exportación y nacionales resultó en una disminución del 26.8% en relación al tercer trimestre de 2022.
El incendio en la plataforma Nohoch–Alfa tuvo un costo de 10 mil 100 millones de pesos para Pemex.
El incendio registrado en julio en la plataforma Nohoch–Alfa tuvo un costo de 10 mil 100 millones de pesos para Petróleos Mexicanos (Pemex), de acuerdo a los datos del tercer trimestre entregado a reguladores.
«En el tercer trimestre de 2023, Pemex reportó una depreciación de los activos fijos por un total de 10,100 millones de pesos, registrados como gasto en el estado de resultados», mencionó la compañía en su informe financiero del mismo periodo.
El incidente ocurrió el 7 de julio en la Plataforma de Enlace Nohoch–Alfa y el fuego se extinguió al día siguiente, según detalló la empresa. En el incidente, tres trabajadores de Pemex resultaron heridos, mientras que tres empleados de la empresa contratista Cotemar perdieron la vida, según lo informado por la petrolera dirigida por Octavio Romero Oropeza.
«Cuando ocurrió el accidente en la plataforma, se cerraron prácticamente todos los pozos en la región marina noreste, que incluye la sonda de Campeche, donde se encuentran nuestros campos maduros. Por motivos de seguridad, se cerraron los pozos durante el evento. El primer día, dejamos de producir aproximadamente 700 mil barriles, al día siguiente recuperamos 500 mil y en los dos días siguientes, 600 mil. Así que en este momento, todavía debemos recuperar alrededor de 8 mil barriles para volver a los niveles de producción anteriores», explicó Romero Oropeza.
Esto provocó que la petrolera nacional registrará su nivel de producción de petróleo más bajo desde octubre de 1979, de acuerdo con datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Debido a estos acontecimientos, hasta agosto, la empresa había perdido alrededor de 2 mil 300 millones de pesos en ingresos por la producción que se detuvo.
Sin embargo, los niveles de producción de Pemex aún no han regresado a los niveles observados en junio, antes del incendio en la plataforma petrolera, manteniéndose por debajo de los 1.6 millones de barriles.
Pemex asegura que se cuentan con 23.1 millones de litros de gasolinas Regular, Premium y diésel en la TAD Acapulco.
Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que, al 30 de octubre de 2023, son ya 12 las gasolineras que están en funcionamiento para el público en general en la ciudad de Acapulco.
Conforme se regularice el suministro de energía eléctrica se irá incrementando el número de gasolineras en servicio.
Pemex reiteró que se cuenta con el abasto suficiente de combustibles en la Terminal de Almacenamiento y Despacho (TAD) Acapulco.
Al día de hoy, se tiene un inventario de 14.4 millones de litros de gasolina Regular, 3.9 millones de litros de gasolina Premium y 4.8 millones de litros de diésel.
Quesqui supero a Zaap como el segundo mayor campo con producción de hidrocarburos líquidos en el país.
La producción nacional de petróleo cayó en 0.60% u 10 mil barriles diarios durante el mes de septiembre 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, la más baja de los últimos 44 años.
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 286 mil barriles diarios, 9 mil barriles menos frente a lo registrado en agosto y sumando cuatro meses a la baja.
Sumando los condensados, la producción en el noveno mes del 2023 paso de un millón 830 mil en enero a un millón 837 mil barriles, un aumento de apenas 0.38%.
Del total de la producción de hidrocarburos líquidos, un millón 837 mil barriles corresponden a la empresa productiva del estado y 105 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 127 mil barriles. Mientras que las de las rondas de licitación alcanzó los 69 mil barriles diarios y los farmouts 10 mil barriles por día.
De acuerdo con la CNH, el 53% de la producción de aceite del país, el equivalente a un millón 020 mil barriles, proviene de 7 campos, todos ellos de Pemex.
Los campos con mayor producción en el país son Maloob, Quesqui, Zaap, Tupilco Profundo, Ayatsil, Balam y Xanab.
Destaca que Quesqui y Tupilco Profundo ya son el segundo 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, tambien cayó en el noveno mes del año, en comparación al mes de agosto, para ubicarse en 4 mil 374 millones de pies cúbicos diarios.