Pemex

La CNH autorizó a Pemex PEP el programa y presupuesto para desarrollo del campo Ek-Balam.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción (PEP) el programa de trabajo y presupuesto 2022 asociado al plan de desarrollo del contrato CNH-M1-EK-BALAM/2017.

Se trata de un contrato para la extracción de hidrocarburos en la modalidad de producción compartida. El área contractual, cuya superficie total es de 63.37 kilómetros cuadrados, se localiza geográficamente a 95 kilómetros al noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche.

El área operada por Pemex es productora de aceite negro de 25 a 37 grados  API.

El plan de desarrollo modificado le fue aprobado con fecha 08 de diciembre 2020.

Para este año, el operador perforará 6 pozos, 6 terminaciones, 8 reparaciones mayores y 15 menores, así como la construcción 9 ductos, la plataforma Balam-TA2 y obras generales.

Para este año, Pemex espera recuperar 31.98 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y 7.53 mil millones de pies cúbicos de gas natural.

En 2022, la inversión total en actividades de desarrollo será de 356.58 millones de dólares frente a los 828 millones contemplados en el plan de desarrollo.

Pemex recibirá recursos por 3 mil 500 millones de dólares y una reducción en la tasa de impuestos para 2022.

La Secretaría de Hacienda, anunció este una aportación patrimonial de hasta 3 mil 500 millones de dólares y un paquete de apoyos fiscales para Petróleos Mexicanos (Pemex).

Pemex realizará una operación de recompra y manejo de pasivos para reducir el riesgo de refinanciación y el monto de la deuda, detalló la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP).

Con esta operación, los tenedores de bonos tendrán la opción de intercambiar bonos con vencimiento entre 2024 y 2030 por una combinación de un nuevo bono a 10 años y efectivo, y la recompra de bonos con vencimiento entre 2044 y 2060, añadió la dependencia.

«En línea con lo anterior, el Gobierno federal estaría llevando a cabo una aportación patrimonial hasta por 3.500 millones de dólares», indicó la SHCP.

La deuda financiera total de Pemex ascendió a 113 mil 045 millones de dólares, según el informe de resultados del tercer trimestre, un aumento de 1,6 % frente al cierre del año pasado.

La petrolera perdió 4 mil 936 millones de dólares en los primeros nueve meses.

En este contexto, el Gobierno anunció «cambios estructurales de manera permanente en la empresa del Estado».

Las principales medidas serán reducir la carga fiscal de la empresa con la disminución de 52% a 40% del derecho de utilidad compartida (DUC).

También se aliviará la deuda de la empresa con aportaciones patrimoniales del Gobierno federal, «utilizando excedentes de liquidez».

Asimismo, decrecerá el riesgo de refinanciación de la empresa con aportaciones patrimoniales del Gobierno para operaciones de manejo de pasivos.

La SHCP aseveró que «Pemex es un activo público y rentable, además de ser el mayor contribuyente del país», pero con «una alta carga fiscal, muy superior a la de cualquier empresa petrolera en el mundo».

«Es importante resaltar que esta transacción que se anuncia no tiene un impacto en el gasto público o en el Presupuesto de Egresos. Pemex mantiene su posición como empresa productiva del Estado», sostuvo la Secretaría de Hacienda.

Además del aporte del Gobierno, la dependencia reveló que «se reformulará el plan de negocios» con acciones para fortalecer la posición financiera de Pemex en el mediano y largo plazo, así como preparar a la Empresa para los retos de los próximos años.

Por otro lado, habrá nuevos mecanismos «que permitan al sector público coinvertir en proyectos de exploración y extracción para asegurar la disponibilidad de una plataforma de producción robusta y que permitan mejorar la estructura de la deuda de la empresa».

«México cuenta con una posición fiscal sólida y fundamentales macroeconómicos fuertes, por lo que el apoyo a Pemex no compromete la sostenibilidad de las finanzas públicas, ni los recursos para los programas estratégicos y sociales de la presente administración», insistió Hacienda.

Pemex informó que el cierre y abandono del campo Yum se debe por alto flujo fraccional de agua.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción (PEP), respecto de la Asignación A-0374-2M-Campo Yum.

La asignación A-0374-2M-Campo Yum, tiene una superficie de 29.86 kilómetros cuadrados y se localiza en aguas del Golfo de México, frente al estado de Tabasco, el campo fue descubierto en 1981 y produce aceite de 41 grados API.

La asignación se encuentra en su cuarta etapa de desarrollo y el propósito de la modificación es el cierre del campo de manera definitiva por alto flujo fraccional de agua (99%).

La modificación al plan de desarrollo se justifica por el desfase de actividades derivado de la emergencia sanitaria y la reducción del personal, lo que ocasiona la variación del 15% de la inversión aprobada, y a que se dio prioridad a las actividades que apoyen al cumplimiento de las metas de producción, por lo que se requiere reflejar los cambios técnicos o económicos que presenta el plan aprobado.

Pemex PEP presentó una alternativa de desarrollo mediante la cual se propone el abandono y cierre de tres pozos, sin volumen de aceite ni de gas a recuperar.

El costo total del proyecto para el periodo 2021-2034 se estima en 35.07 millones de dólares, que será destinado a actividades de producción y abandono.

El órgano de gobierno dio su opinión favorable e hizo varias recomendaciones al asignatario, entre las que destacan, realizar los trámites correspondientes ante la Secretaría de Energía (SENER) en relación con la renuncia al área de la asignación, así como dar cumplimiento a la normatividad aplicable en materia de abandono y desmantelamiento de infraestructura, emitida por la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA).

Para cumplir meta de producción,  los nuevos campos de Pemex deberán producir 300 mil barriles diarios durante el cuarto trimestre del año. 

Que Petróleos Mexicanos (Pemex) pueda cumplir sus metas de producción para este año y el próximo año dependerá de las aportaciones adicionales a la plataforma de producción de los 20 campos prioritarios que son desarrollados por la empresa productiva del Estado, afirmó BBVA México.

De acuerdo con datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), los campos insignia de la actual administración alcanzaron una producción de 226 mil 010 barriles diarios de crudo y condensado durante el mes de septiembre, frente a los 305 mil barriles diarios esperados en los planes aprobados por el regulador, lo que representa un cumplimiento del 74%.

Si bien durante el noveno mes del año se observó un aumento de 6.10% en la producción de hidrocarburos en comparación con el mes de agosto, se encuentran aún lejos del nivel esperado por Pemex si quiere alcanzar la meta anual de producción, la cual fue puesta en 1.8 millones de barriles diarios.

En un análisis realizado por el área de investigación del banco, muestra que hasta el tercer trimestre del año, la producción total de Pemex, que incluye a sus socios y los condenados promedió un millón 761 mil barriles diarios mientras que en el trimestre inmediato anterior la cifra era de un millón 758 mil barriles diarios.

“El avance en la producción petrolera entre el segundo y tercer trimestre se explica por la mayor producción de los más de veinte nuevos campos petroleros, lo cual compensó el menor desempeño de los campos maduros”, aseguró en el análisis BBVA.

El banco detalló que, para alcanzar la meta de producción petrolera de un millón 765 mil barriles diarios este año, Pemex tendrá que producir un promedio de un millón 806 mil barriles diarios durante el cuarto trimestre del año.

“Asumiendo que la producción de los campos maduros se mantiene, los nuevos campos tendrían que producir un promedio de alrededor de 300 mil barriles diarios durante el cuarto trimestre del año. Cifras de Pemex al 30 de septiembre señalan que la producción de estos nuevos desarrollos fue 273 mil barriles diarios”.

BBVA explicó que la producción petrolera de Pemex ha mostrado una tendencia al alza en los últimos cuatro trimestres, debido a la contribución que hacen los socios de Pemex y los productos condensados.

“Para ello resultará clave que los nuevos campos petroleros puedan producir más barriles adicionales que puedan más que compensar cualquier declive natural en la producción de campos maduros”, sostuvo.

“Si bien la meta de un millón 765 mil barriles diarios para 2021 podría alcanzarse, las metas de producción de un millón 948, un millón 971 y 2 millones 63 mil barriles diarios para 2022, 2023 y 2024, respectivamente, resultan más retadoras sin descubrimientos importantes o desarrollos de más campos”, advirtió BBVA.

La cantidad de pozos y equipos de perforación en operación en los campos de Pemex sufrieron de nueva cuenta una fuerte caída.

Durante el tercer trimestre del 2021 el número total de pozos en operación de Petróleos Mexicanos (Pemex) pasó de 6 mil 789 en 2019 a 6 mil 343, una disminución del 6.57% al igual que en el segundo trimestre.

La actividad petrolera de la petrolera nacional acumula tres trimestre consecutivos sin cambios, manteniendo el mismo número de equipos de perforación desde el inicio del 2021.

De julio a septiembre operaron en las asignaciones de la empresa productiva del estado 6 mil 343 pozos productores de crudo y gas no asociado, una reducción de 446 en comparación al 2020.

En el caso de los pozos terminados, durante el segundo trimestre del año, se terminaron 44 pozos de desarrollo, 8 más que en comparación al mismo periodo de tiempo en 2020.

Mientras que se terminaron 9 pozos exploratorios, cuatro más que el año pasado.

De julio a septiembre operaron 49 equipos de perforación en los campos de Pemex Exploración y Producción, de los cuales 35 se encuentran en pozos de desarrollo y 14 de exploración.

Los equipos de perforación en operación aumentaron de 48 a 49 el equivalente al 2.08% de un año a otro.

La distribución de localización de los pozos de desarrollo se distribuyó 44% y 56% entre marinos y terrestres, mientras que los de exploración, el 60% fueron terrestres y 40% marinos.