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Petróleo

Petrobal y Fieldwood comenzarán producción en México

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La Comisión Nacional de Hidrocarburos dio luz verde al plan de desarrollo presentado por este consorcio para el área 4 de la Ronda 1.2

 

El consorcio conformado por la estadounidense Fieldwood Energy y la mexicana Petrobal, propiedad de Grupo Bal –y liderada por el exdirector de Exploración y Producción de Petróleos Mexicanos, Carlos Morales Gil– arrancará la producción de hidrocarburos en México en mayo de 2021, para concluir el año con más de 30,000 barriles de petróleo por día, con una inversión de 372.8 millones de dólares.

Así lo aprobó el órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), que en su segunda sesión extraordinaria del 2021 dio luz verde al plan de desarrollo presentado por este operador para el área 4 de la Ronda 1.2, que este año se convertirá en la tercera que cuenta con producción operada por un privado sin participación de Petróleos Mexicanos (Pemex) en el país.

En el área de 58 kilómetros cuadrados en aguas someras frente a las costas de Tabasco y Campeche se han perforado hasta el momento cuatro pozos que permitieron probar el potencial de los campos Ichalkil y Pokoch, mismos que cuentan con petróleo crudo de una densidad de hasta 37 grados según el American Petroleum Institute (API), considerado aceite ligero.

En los primeros cinco meses de 2021 se perforarán dos pozos más: Ichalkil 6 y Pokoch 6, con los cuales arrancará el desarrollo del campo, que tiene un recurso remanente proyectado para extraerse en 2021 de 7.2 millones de barriles de aceite y 11,000 millones de pies cúbicos de gas, equivalentes a ocho veces la producción diaria el país, en un solo campo.

Respecto a las inversiones proyectadas, la CNH detalló que este contrato firmado en 2015 presentó la estimación de llegar a 777 millones de dólares al 2021, pero llegará a 591 millones de dólares al incluir los 372 millones que invertirán los privados en 2021. Aunque las inversiones se ejecutarán, el retraso de 23% en los tiempos proyectados obedece al entorno de rezagos en la proveeduría y la incertidumbre en la demanda y los precios que las crisis petrolera y sanitaria desataron en 2021.

Por ello, el inicio de la producción que estaba previsto para octubre de 2020 se posterga siete meses, mismos que no provocan que la contratista caiga en incumplimiento legal frente al gobierno mexicano, ya que hasta el momento ha rebasado las actividades previstas en el programa mínimo de trabajo comprometido.

 

Otras particulares

Cabe recordar que los otros dos contratos de la Ronda 1.2, que fueron campos en aguas someras con posibilidades de un desarrollo acelerado por parte de los privados: Miztón, de la italiana Ente Nazionale Idrocarburi (ENI) y Hokchi, del consorcio entre argentinas Panamerican Energy e E&P Hidrocarburos, ya cuentan con planes de desarrollo para este año.

La italiana llegó al mes de noviembre con un volumen de producción cercano a los 18,000 barriles por día, según ha reportado a la CNH. En tanto, el consorcio que se constituyó en México entre las argentinas Panamericana Energy e E&P Hidrocarburos, Hokchi Energy, anunció que a finales del 2021 aumentará hasta 14,000 barriles diarios su producción petrolera en el campo que le fue adjudicado en aguas someras del Golfo de México y donde actualmente produce 1,400 barriles al día.

 

Aprueban modificar plan de Campo Sunuapa

La CNH aprobó a Pemex PEP la modificación del plan de desarrollo del Campo Sunuapa en el cual se invertirán 132 millones de dólares.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pemex Exploración y Producción (PEP) la modificación al plan de desarrollo de la asignación A-0317-M-Campo Sunuapa.

La asignación terrestre se encuentra en el estado de Tabasco a 60 kilómetros de la ciudad de Villahermosa, cuenta con una superficie de 211 kilómetros cuadrados y cuenta con 37 pozos perforados, en los cuales se produce aceite de 37 grados API.

La modificación obedece a una variación en el número de pozos a perforar, modificar el programa de aprovechamiento de gas natural y una variación mayor del 30% en el volumen de hidrocarburos a producir a la baja debido al comportamiento de los yacimientos de los bloques II y IV.

Con la modificación plantea 4 pozos a perforar y terminar, 7 reparaciones mayores y 224 menores, así como la construcción de 2 ductos, 27 taponamientos y adecuación de infraestructura.

Con estas acciones, Pemex PEP busca recuperar 5.84 millones de barriles de petróleo y 32.95 mil millones de pies cúbicos de gas con una inversión de 132.65 millones de dólares.

El costo total de 2021 a 2037 es de 292.98 millones de dólares, de los cuales 132.65 son inversiones, 158.03 millones en gastos de operación y 2.30 millones en otros egresos.

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Petróleo

Calificación de Moody’s a Pemex en 2025 se revisa al alza por plan estratégico y apoyo del Gobierno

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Calificación de Moody's a Pemex en 2025

Moody’s revisó al alza la calificación de Moody’s a Pemex en 2025, incluyendo la calificación de familia corporativa, la evaluación del riesgo crediticio y las notas de bonos sénior no garantizados. La decisión responde al nuevo plan estratégico de la petrolera y al compromiso del Gobierno Federal de respaldar su estabilidad financiera. Energía y Ecología MX te trae la información.

¿Calificación de Moody’s a Pemex en 2025 a revisión?

La firma informó que también colocó en revisión al alza las calificaciones de bonos sénior no garantizados de Pemex Project Funding Master Trust, así como el programa de bonos de Pemex bajo la misma estructura.

Hasta antes del anuncio, la perspectiva para la empresa productiva del Estado y para el fideicomiso era negativa. Con la actualización, la calificadora destacó que los elementos del Plan Estratégico de Pemex 2025-2035 han sido determinantes para modificar la tendencia.

¿Podría mejorar la calificación de Moody’s a Pemex en 2025?

Moody’s explicó que el nuevo plan busca reducir el nivel de deuda financiera y cubrir pagos pendientes con proveedores. La estrategia se desarrolla en coordinación con la Secretaría de Hacienda y la Secretaría de Energía, con el objetivo de fortalecer el perfil de liquidez de la petrolera.

¿Podría mejorar la calificación de Moody's a Pemex en 2025?

Como parte del plan, se contempla una aportación de capital por 12 mil millones de dólares a través de la estructura P-CAP, además de un Fondo de Inversión que financiará parcialmente las operaciones de exploración y producción.

Expectativas hacia el cierre de 2025

La agencia señaló que la conclusión de la revisión de calificación dependerá del cierre de las transacciones previstas para el tercer trimestre de 2025. En ese periodo se publicarán detalles sobre el Fondo de Inversión, considerados clave para medir el interés del sector privado.

La calificadora añadió que espera que Pemex y el Gobierno anuncien en los próximos meses un plan para atender las amortizaciones de deuda programadas para 2026 y 2027.

Apoyo del Gobierno Federal, clave en la decisión de Moody’s

La revisión de la calificación de Moody’s a Pemex en 2025 refleja también la expectativa de un mayor respaldo del Gobierno Federal. De acuerdo con la agencia, se han asumido compromisos de futuras aportaciones de capital bajo esquemas de transferencia de riesgos.

Con ello, se busca mejorar el calendario de pagos y reforzar la posición financiera de Pemex. El Fondo de Inversión proyectado pretende además revertir la caída en la producción petrolera en un plazo de dos a tres años.

Apoyo del Gobierno Federal, clave en la decisión de Moody's

Apoyo del Gobierno Federal, clave en la decisión de Moody’s

La decisión de Moody’s marca un cambio relevante en la evaluación de la empresa productiva del Estado, que en los últimos años enfrentó presiones por su alto endeudamiento y la disminución en sus niveles de producción.

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Pemex registra pérdidas históricas por el tope al precio de la gasolina

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tope al precio de la gasolina

Pemex Logística reportó una pérdida de 12 mil 729 millones de pesos en el primer semestre de 2025 debido al tope al precio de la gasolina. El acuerdo firmado entre el gobierno federal y empresarios del sector obligó a la petrolera a absorber los costos de transporte y almacenamiento del combustible regular. Energía y Ecología MX te trae la información.

Impacto directo en Pemex Logística por tope al precio de la gasolina

La medida estableció un límite de 24 pesos por litro para la gasolina Magna, la más utilizada en el país. Como resultado, Pemex tuvo que reducir el costo de salida en sus terminales y asumir gastos adicionales en la distribución, lo que provocó un déficit inédito en esta área operativa.

Se trata de la primera vez, desde 2016, que Pemex Logística reporta resultados negativos en sus informes financieros.

Tope al precio de la gasolina y absorción de costos

De acuerdo con analistas del sector energético, el tope al precio de la gasolina ha significado para Pemex una pérdida de entre 1 y 1.50 pesos por litro vendido. Esto se debe a la reducción en costos de almacenamiento, transporte por ductos y logística de reparto en terminales.

La empresa estatal distribuye alrededor de 80% de los combustibles automotrices en el país a través de gasolineras con franquicia propia o marcas privadas que comercializan su producto.

Tope al precio de la gasolina y absorción de costos

Tope al precio de la gasolina y absorción de costos

Caída en ingresos y compensación parcial

Durante el primer semestre de 2025, los ingresos de Pemex Logística disminuyeron 41%, al pasar de 47 mil 302 millones de pesos en 2024 a 28 mil 90 millones. Esta reducción fue compensada por utilidades en otras áreas de la compañía, lo que permitió un resultado consolidado positivo de 16 mil 187 millones de pesos.

La petrolera atribuyó ese balance favorable principalmente a una utilidad cambiaria derivada del fortalecimiento del peso frente al dólar.

Desafíos en producción y refinación

Pese al apoyo gubernamental y a los planes de inversión por 25 mil millones de dólares entre 2025 y 2027, Pemex enfrenta retos estructurales. La extracción de crudo ha disminuido, mientras que las refinerías operan con márgenes reducidos y altos costos de mantenimiento.

La refinería de Dos Bocas, aún en fase de pruebas, trabaja por debajo del 50% de su capacidad. Esto limita el potencial de producción y contribuye a que los costos de procesamiento superen las ganancias en varios segmentos.

Problemas adicionales y escepticismo

Aún más apremiante que los problemas derivados del tope al precio de la gasolina, son los retos financieros se suma la inconformidad de contratistas y proveedores por retrasos en pagos. Expertos advierten que, a pesar del apoyo gubernamental, Pemex continúa enfrentando dificultades que ponen en duda la efectividad de la estrategia actual.

Algunos especialistas consideran que la falta de apertura a la inversión privada limita las posibilidades de mejorar la producción y reducir los riesgos financieros de la empresa estatal.

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Petróleo

Ganancias de Cantarell ¿Dónde quedaron? La historia de un yacimiento sobreexplotado

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Ganancias de Cantarell ¿Dónde quedaron?

Energía y Ecología informa: Las ganancias de Cantarell ¿Dónde quedaron? Se pregunta la secretaría de Energía, Luz Elena González Orozco, una incógnita que revela el impacto de decisiones estatales que vaciaron uno de los yacimientos más importantes del mundo y dejaron a PEMEX con una deuda récord.

Cantarell: el auge y la caída

Ganancias de Cantarell ¿Dónde quedaron? Eso se pregunta la titular de SENER

Ubicado en Campeche, el Complejo Cantarell fue durante décadas el motor petrolero de México. En su pico, a inicios de los 2000, produjo más de 3.2 millones de barriles diarios, con precios que llegaron a superar los 100 dólares por barril. Sin embargo, las ganancias no se tradujeron en infraestructura sostenible ni en una diversificación productiva.

Según Luz Elena González, titular de la Secretaría de Energía, el campo fue sobreexplotado. La inyección masiva de nitrógeno para mantener la presión aceleró el agotamiento y contaminó el gas, reduciendo su aprovechamiento a largo plazo.

Ganancias de Cantarell ¿Dónde quedaron? Un recurso dilapidado

La funcionaria federal recordó que, pese al flujo histórico de ingresos, el país terminó con un PEMEX endeudado y debilitado. Las ganancias de Cantarell ¿Dónde quedaron? No tiene una respuesta sencilla: entre gasto corriente, transferencias al erario y falta de inversión, el petróleo de la bonanza se convirtió en deuda y dependencia.

Una deuda récord

Entre 2008 y 2018, la deuda de PEMEX creció más del 120%, convirtiéndola en la petrolera más endeudada del mundo. De acuerdo con el Gobierno, gran parte de ese endeudamiento se originó en el desmantelamiento de su capacidad productiva, reduciendo en 87% la perforación de pozos.

La Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y la Sener anunciaron recientemente una estrategia para que, a partir de 2027, la empresa se autofinancie, con una meta de reducir 26% de su deuda para 2030.

Un rescate con visión de soberanía

La actual administración plantea que la energía no debe tratarse como mercancía, sino como un facilitador del desarrollo. El plan de rescate busca devolver a PEMEX el carácter de empresa pública estratégica, recuperar la soberanía energética y evitar que historias como la de Cantarell se repitan.

¿Qué es lo que queda?

Cantarell es un recordatorio de que los recursos naturales no son eternos y que su manejo define el rumbo económico de un país. Las ganancias de Cantarell ¿Dónde quedaron? Se deben discutir las decisiones de política energética y sus consecuencias para las próximas generaciones.

Información de Revista Guinda.

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