Petróleo
Pemex y socia australiana: elevan apuesta en Trión
Invertirán casi 600 millones de dólares adicionales en la caracterización de los recursos hidrocarburos del campo
La australiana BHP Billiton y Petróleos Mexicanos (Pemex) invertirán casi 600 millones de dólares adicionales en la caracterización de los recursos hidrocarburos del campo Trión, que es el contrato de farmout en aguas profundas más grande que se ha otorgado en el país. Sin embargo, tienen la posibilidad de aplazar de marzo de 2021 a diciembre de 2022 el arranque del desarrollo de este campo.
En la 14 sesión ordinaria del órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) se aprobó una modificación para el plan de evaluación para este contrato ubicado en la provincia petrolera de Cinturón Plegado Perdido. Con ello se elevará de 114.020 millones de dólares a 710.34 millones de dólares la inversión destinada al campo para la evaluación de los recursos.
Lo anterior, detallaron, se debe a que los recursos que Pemex caracterizó hace ocho años resultaban comercialmente viables en un entorno de precios muy diferente, cuando el precio internacional del petróleo oscilaba los 90 dólares por barril. En el nuevo plan, BHP Billiton, que funge como operador del campo, realizará más trabajos de los programados originalmente, realizando estudios sísmicos para obtener redundancia en la información ya obtenida sobre el campo.
El área contractual se ubica a 130 kilómetros de Matamoros, con una superficie de 1,285 kilómetros cuadrados y un tirante de agua de entre 990 y 2,400 metros.
El descubrimiento por parte de Pemex se realizó en diciembre de 2012 y posteriormente se delimitaron recursos y certificaron reservas totales (3P) con la validación de un tercero especializado de 485 millones de barriles de petróleo crudo equivalente mediante dos pozos delimitadores a partir de enero de 2014.
Los trabajos están en la fase final de delimitación y evaluación del área rumbo al desarrollo del campo. El programa de evaluación culmina en el 1 de marzo del próximo año, con lo que BHP Billiton pretende ampliar este periodo hasta finales del 2022 para así comenzar el desarrollo del campo. Con esto, se comenzaría la procura de equipos que tardan hasta 24 meses en adquirirse.
Desde agosto de 2017 hasta julio de 2020, se han invertido 352.483 millones de dólares en el campo, en actividades de evaluación con un costo de 268.561 millones de dólares además de 83.922 millones de dólares en las actividades de exploración, que son principalmente cuotas por kilómetro cuadrado que se deben pagar al Estado mexicano.
Hasta el momento solicitaron una prórroga de año y medio a la evaluación del campo, la que fue desechada porque no contenía los elementos necesarios al no acreditar que las causas que motivaban su solicitud de prórroga no eran imputables al operador, pero se aclaró que se dejaron a salvo los derechos del contratista para solicitar una nueva prórroga. De esta forma, si llegan a marzo del 2021 sin haber recibido la extensión a la etapa de evaluación, podrán presentar información sobre los recursos del campo y también la declaratoria de comercialidad para arrancar el desarrollo. Si reciben la prórroga, comenzarán a extraer crudo a finales del 2022.
Para ganar este contrato, BHP otorgó a Pemex un bono en efectivo de 624 millones de dólares. Petróleos Mexicanos Exploración y Producción tiene 40% de participación en este proyecto.
CNH aprueba nueva estrategia de Pemex
Por mayoría de votos, el órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó la nueva estrategia que fijó Pemex para el Plan de Desarrollo extracción de la Asignación A-0183-3M-Campo Ku.
Según lo expuesto por Héctor Erick Gallardo, integrante de la Unidad Técnica de Extracción y su Supervisión, la petrolera nacional propuso formalizar la implementación de un método de recuperación secundaria de hidrocarburos aparte de un nuevo Programa de Aprovechamiento de Gas Natural (PAGNA).
“El alcance del Plan Modificado propone recuperar un volumen entre 2024-2064 de 221.3 millones de barriles además de 250.9 mil millones de pies cúbicos de gas; asimismo prevé recuperar 212.5 millones de barriles y 248.1 mil millones de pies cúbicos hasta 2034, año de la vigencia de la Asignación”, explicó.
Añadió que el costo total hasta 2064 será de 6 mil 136.9 millones de dólares: 2 mil 943.7 de inversión; 3 mil 103.1 para gastos de operación y 90.1 considerado en el rubro de otros egresos.
El campo Ku, localizado en la Sonda de Campeche se ha explotado desde la década de los 80´s y para continuar su extracción de hidrocarburos, Pemex recurrió a la inyección de nitrógeno para así mantener la presión en el yacimiento, hito que ha permitido que hoy por hoy sea considerado el cuarto campo más importante del país con una producción de 73 mil barriles al día.
Sin embargo, el nitrógeno es un gas inerte y le baja la capacidad calorífica al gas hidrocarburo que impide que el gas natural obtenido del petróleo se pueda manejar comercialmente ya que si se ve contaminado con nitrógeno pierde todo su valor.
Sergio Pimentel, comisionado de la CNH y quien votó en contra de la modificación al Plan, recordó que la meta vigente es de una quema de máximo 2 por ciento del gas, pero debido a sus condiciones actuales, Pemex quema el 48 por ciento de este hidrocarburo.
Petróleo
Carlos Slim apuesta por Pemex con inversión millonaria en campo Ixachi

Petróleos Mexicanos (Pemex) identificó once proyectos estratégicos que podrían desarrollarse bajo la modalidad de contratos mixtos. Estos esquemas permitirían la participación de empresas privadas en la explotación de campos petroleros, con ingresos proyectados superiores a 74 mil 844 millones de dólares. Energía y Ecología MX te trae la información.
Entre las condiciones establecidas se incluyen bonos a la firma por más de 8 mil millones de dólares, que servirían como garantía para la paraestatal. Varias compañías ya han manifestado su interés en participar en estos desarrollos, los cuales abarcan siete campos de aceite, tres de gas y uno de alta complejidad técnica.
Carlos Slim: inversión en Pemex; Grupo Carso busca explotar campo en Veracruz
Uno de los proyectos más destacados es el campo terrestre Ixachi, ubicado en Veracruz. Con una extensión de 192.5 kilómetros cuadrados, este campo tiene potencial para producir 463 millones de barriles de condensados y 6.3 mil millones de pies cúbicos de gas.
Grupo Carso, del empresario Carlos Slim, figura entre las compañías interesadas en participar. De concretarse su participación, ofrecería a Pemex un bono a la firma superior a los cinco mil millones de dólares. El proyecto tendría un costo de 3 mil 197 millones de dólares, con ingresos estimados en 33 mil 674 millones, de los cuales Pemex recibiría más de 18 mil millones.
Recientemente el reconocido empresario, Carlos Slim, llamó a trabajar coordinadamente Gobierno e iniciativa privada, para fortalecer a Pemex. El llamado de Carlos Slim a generar inversión en Pemex busca fortalecer la política de soberanía energética de la 4T.
Otros proyectos de alto potencial en tierra y mar
Otro de los desarrollos clave es el campo marino Pit-Kayab-Utsil, en el Golfo de México. Con un costo de casi seis mil millones de dólares, se proyecta una producción de hasta 200 mil barriles diarios para 2032. Los ingresos totales superarían los 20 mil millones de dólares, con una parte correspondiente para Pemex y otra para sus socios privados.
También destacan campos como Madrefil-Bellota, con interés de Harbour Energy (Reino Unido) y Cheiron (Egipto), y Tamaulipas Constituciones, donde empresas como Sinopec, C5M y Diavaz han manifestado su disposición a participar. En este último, se prevé un bono a la firma de 235 millones de dólares y una inversión cercana a los 900 millones.
Beneficios y limitaciones del modelo mixto
Aunque estos proyectos podrían generar ingresos considerables para Pemex, especialistas advierten que los beneficios serán limitados en el tiempo. La mayoría de las producciones proyectadas alcanzarán su punto máximo en los próximos tres o cuatro años, lo que representa un reto para la sostenibilidad a largo plazo.
Pemex busca equilibrar ingresos con inversión y cubrir parte de sus costos operativos mediante este esquema. Sin embargo, el éxito de los contratos mixtos dependerá de la ejecución técnica, la transparencia en las licitaciones y la estabilidad de las condiciones regulatorias.
Energía
Refinería Olmeca incrementó su producción en mayo, pero aún opera al 33% de su capacidad

La Refinería Olmeca incrementó su producción en mayo al alcanzar un promedio de 106 mil barriles diarios de combustibles, lo que representó un aumento de 35.77% respecto a abril, de acuerdo con cifras de Petróleos Mexicanos (Pemex). Energía y Ecología MX te trae la información.
Refinería Olmeca incrementó su producción en mayo 35.77%; aún no opera a máxima capacidad
A pesar del avance, la refinería ubicada en Dos Bocas, Tabasco, continúa sin operar a su máxima capacidad. Durante el mes de referencia, utilizó únicamente el 31.39% de su capacidad instalada, cuyo tope es de 340 mil barriles diarios.
Producción de diésel impulsa el crecimiento en Dos Bocas
El principal motor del crecimiento fue la elaboración de diésel. En mayo se produjeron 50 mil barriles diarios de este energético, lo que significó un aumento de 122.15% en comparación con abril. De ese volumen, 37 mil barriles fueron de diésel ultrabajo en azufre y 12 mil del tipo ecológico.
En cuanto a las gasolinas, se produjeron 43 mil barriles diarios, todos del tipo Magna o verde, con un incremento mensual de 3.34%.
Refinería Olmeca incrementó su producción en mayo, pero sigue lejos del objetivo
La Refinería Olmeca también procesó 114 mil barriles diarios de crudo en mayo, lo que representó un crecimiento de 36.72% en la separación de los componentes del petróleo para convertirlo en combustibles. Sin embargo, esta cifra equivale apenas al 33.81% de su capacidad total de procesamiento.
La elaboración total de combustibles en Dos Bocas representó solo el 11% del volumen global de Pemex durante el mismo mes, muy por debajo de la meta de 960 mil barriles diarios anunciada por la empresa estatal.
Capacidad plena, hasta 2026: estimaciones internacionales
Aunque la Refinería Olmeca incrementó su producción en mayo, no se prevé que alcance su máxima capacidad en el corto plazo. Según la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés), será hasta 2026 cuando estas instalaciones estén en condiciones de operar al 100%.
La refinería fue inaugurada en julio de 2022 en el puerto de Dos Bocas, municipio de Paraíso, Tabasco, como parte del plan del gobierno anterior para lograr autosuficiencia energética.
Energía
Impagos de PEMEX ponen en peligro a la industria tabasqueña

Energía y Ecología informa: Impagos de PEMEX ponen en peligro a la industria tabasqueña, advierte la Cámara Nacional de la Industria de la Transformación (CANACINTRA) de Tabasco, al alertar sobre una situación crítica que afecta directamente a cientos de proveedores locales y amenaza con escalar en las próximas semanas.
Impagos de PEMEX ponen en peligro a la industria tabasqueña
El presidente de la CANACINTRA de Tabasco, Alejandro Díaz, señaló que los impagos de PEMEX ponen en peligro a la industria tabasqueña al generar un efecto dominó que ya se refleja en embargos, congelamiento de cuentas bancarias y amenazas de cierre de operaciones en diversas empresas del sector energético.
Según Díaz, la situación es insostenible para muchas firmas proveedoras, que están siendo presionadas por el Instituto Mexicano del Seguro Social para el pago de cuotas obrero-patronales, al mismo tiempo que el SAT ha comenzado procedimientos de embargo ante el incumplimiento fiscal derivado de la falta de liquidez.
Empresas se endeudan para sobrevivir
El líder industrial explicó que muchas compañías han optado por endeudarse, reducir su plantilla o recortar salarios para mantenerse operativas. “Están negociando con sus empleados, vendiendo activos o contrayendo créditos impagables, todo para seguir prestando servicios a PEMEX, sin recibir los pagos correspondientes”, señaló.
Impagos de PEMEX ponen en peligro a la industria tabasqueña de forma similar a lo que ya ocurre en Ciudad del Carmen, Campeche, donde la paralización de proyectos ha dejado a muchas micro y pequeñas empresas al borde del colapso.
Efectos colaterales en Tabasco
El impacto no se limita a los proveedores directos. Empresas transportistas, talleres, constructoras, arrendadoras de maquinaria y servicios logísticos también están viendo mermadas sus operaciones por la parálisis de pagos de PEMEX.
La cadena de valor completa se encuentra afectada, comprometiendo incluso la generación de empleo formal en la región. Según datos recientes, varias compañías ya han reducido sus jornadas o suspendido temporalmente contratos debido a la incertidumbre financiera.
Urge una solución interinstitucional
CANACINTRA hizo un llamado a la Secretaría de Hacienda y a la dirección de PEMEX para establecer mesas de trabajo que agilicen los pagos pendientes. Díaz recalcó que los industriales no buscan privilegios, sino condiciones mínimas de estabilidad para seguir operando.
Además, solicitó al SAT y al IMSS contemplar medidas de alivio fiscal y temporalidad en los embargos para evitar el cierre definitivo de empresas clave para el desarrollo regional.
Información de Revista Guinda.
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