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Dr. Salvador Ortuño Arzate, nuevo Comisionado en la Comisión Nacional de Hidrocarburos

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El Dr. Salvador Ortuño Arzate ha sido designado por el Senado de la República para ocupar el cargo de Comisionado en la Comisión Nacional de Hidrocarburos, por el periodo del 23 de marzo de 2023 al 31 de diciembre de 2029.

El Dr. Salvador Ortuño Arzate es Ingeniero geólogo por la Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura del Instituto Politécnico Nacional; Maestro en Ingeniería con especialidad en Exploración de Recursos Energéticos del Subsuelo por la División de Estudios de Posgrado de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México y Doctor en Ciencias Geodinámica de Cuentas Sedimentarias y Exploración de Recursos Asociados, impartido por la Université de Pau et des Pays de l’Adour.

Ha sido profesor titular en la Escuela Militar de Ingenieros de la Rectoría del Ejército y la Fuerza Aérea de la Secretaría de la Defensa Nacional. Así como académico en la Facultad de Ingeniería de la UNAM en Ingeniería Geológica, Geofísica y Petrolera.

En cuanto a su experiencia profesional, ha participado como investigador en el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) durante más de 20 años en proyectos de exploración y modelado de sistemas petroleros, evaluación de reservas de impacto ambiental y de operaciones de ingeniería de campo y laboratorio.

Ha realizado diversas publicaciones de artículos técnicos de investigación, así como artículos de divulgación de las ciencias de la tierra en revistas nacionales y extranjeras, y su importante participación en libros de carácter especializado.

Presidente de PDVSA es el nuevo ministro de petróleo en Venezuela

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El mandatario de Venezuela, Nicolás Maduro, designó al presidente de la estatal Pdvsa como nuevo ministro de Petróleo, en sustitución de Tareck El Aissami, quien renunció al cargo luego de ser señalado por hechos de corrupción.

«Estuve reunido con el presidente de Pdvsa, ingeniero Pedro Tellechea, lo designé como nuevo ministro de Petróleo, en el marco del proceso de transformación que vive la industria», indicó el jefe de Estado a través de Twitter, donde compartió fotografías de su encuentro con el funcionario.

Maduro le pidió a Tellechea «máxima eficiencia» en sus nuevas labores.

El nuevo ministro asumió el mando de Pdvsa el pasado 6 de enero en sustitución de Asdrúbal Chávez, quien ocupó el cargo desde abril de 2020 y también fue ministro de Petróleo.

En septiembre pasado, Tellechea comandó el retorno de Monómeros, filial de Pdvsa en Colombia, a manos del Gobierno, luego de casi cuatro años en los que estuvo manejada por la oposición que era reconocida como autoridad legítima por el Ejecutivo de Iván Duque (2018-2022), hasta que el izquierdista Gustavo Petro llegó al poder en el país andino en agosto pasado. 

«Medidas draconianas»

El ingeniero viene de años de trabajo en la petroquímica Pequiven y se define como un gerente que escucha a los trabajadores, como aseguró cuando llegó a la planta de Monómeros en Barranquilla, Colombia.

La renuncia de El Aissami, anunciada este lunes, se produce días después de que la Fiscalía y el Gobierno adelantaran que habría procedimientos judiciales para detener e investigar a un número indeterminado de funcionarios supuestamente involucrados en actos de corrupción.

Posteriormente, Nicolás Maduro aceptó la renuncia del funcionario y anunció que limpiaría «plenamente» Pdvsa de mafias corruptas con «medidas draconianas», y a través de una «reestructuración al más alto nivel».

De momento, se conoce la identidad de 5 de los 19 funcionarios detenidos, entre ellos del exjefe de la Superintendencia de Criptoactivos (Sunacrip) Joselit Ramírez y del diputado oficialista Hugbel Roa, a quien levantaron la inmunidad parlamentaria este martes, además de dos jueces y un alcalde chavista.

Acuerdan Plan de Desarrollo para Zama

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Wintershall Dea, Pemex (operador), Talos Energy y Harbour Energy han acordado crear conjuntamente un Plan de Desarrollo de la Unidad (UDP) para el campo Zama en el Golfo de México, el cual ahora se ha presentado a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) para su revisión y aprobación. El consorcio acordó la formación de un Equipo de Proyecto Integrado (IPT), con el fin de unificar los talentos y las competencias de todas las compañías que participan en el desarrollo del campo petrolero.

«El oportuno acuerdo sobre un concepto de desarrollo a la medida, es un gran éxito para nuestra reciente asociación internacional en Zama», apunta Thilo Wieland, miembro del Comité Directivo de Wintershall Dea, responsable para América Latina. «Estamos así en vías de conseguir nuestro objetivo de desarrollar el campo de Zama en los plazos más eficientes y de la mejor manera técnica posible. Zama es un proyecto de gran envergadura para México y al mismo tiempo juega un papel fundamental en nuestro portafolio global», recalca Wieland.

Zama es uno de los descubrimientos en aguas someras más grandes del mundo de los últimos 20 años y fue el primer descubrimiento realizado por un consorcio internacional en México, en 2017. Con unos recursos recuperables brutos estimados de 600 a 800millones de barriles equivalentes de petróleo, se espera que Zama contribuya considerablemente al abastecimiento energético de México a lo largo de los próximos 25 años. Se espera que el campo produzca hasta 180 000 barriles de petróleo al día en su punto máximo de actividad, lo que representa aproximadamente el 10 % de la producción de petróleo total actual de México.

«El establecimiento del Equipo de Proyecto Integrado aporta numerosas ventajas a este proyecto integral de desarrollo de clase mundial», destaca Hugo Dijkgraaf, director de tecnología de Wintershall Dea. «Permite la movilización selectiva de competencias específicas de todas las empresas participantes, incluida Wintershall Dea. Estoy convencido de que esto tendrá un impacto significativo en la calidad del proyecto y en la eficiencia de su ejecución. Le deseo a todo el equipo de Zama un buen comienzo en esta importante fase del proyecto», apunta Dijkgraaf.

Microsoft Word – Wintershall_Dea_Presentan_Zama_Plan.docx

Wintershall Dea, junto con el operador Pemex, Talos Energy y Harbour Energy, codirigirá diferentes grupos de trabajo dentro del IPT. En concreto, Wintershall Dea cogestionará la Oficina de Gestión del Proyecto, así como los grupos de trabajo de Finanzas, Cadena de Suministro y Caracterización del Subsuelo. Además, Wintershall Dea codirigirá la ingeniería y la ejecución de los trabajos relacionados con las instalaciones en tierra.

Martin Jungbluth, Director General de Wintershall Dea en México, añade: «Esperamos contribuir al proyecto de Zama aportando la experiencia internacional de Wintershall Dea, y el conocimiento de nuestros expertos en geología y geofísica (G&G), ingenieros y gerentes de proyecto. Wintershall Dea se compromete a cumplir el concepto de desarrollo de Zama acordado y a poner el yacimiento en producción lo antes posible, de forma segura y eficiente».

El UDP acordado contempla la instalación de dos plataformas costa afuera y la perforación de 46 pozos. La producción se transportará después a la costa, a través de dos ductos de 68 kilómetros, donde se procesará en nuevas instalaciones, dedicadas enteramente al proyecto Zama y ubicadas en la Terminal Marítima Dos Bocas, en Paraíso, Tabasco. El UDP minimiza la intensidad de los gases de efecto invernadero mediante el uso de la mejor tecnología disponible, gas producido para la generación de electricidad onshore y el mejor

Microsoft Word – Wintershall_Dea_Presentan_Zama_Plan.docx

aprovechamiento de la infraestructura actual de almacenamiento y transporte.

La decisión final de inversión (FID) está prevista para el año que viene, una vez que se finalicen los estudios de diseño de ingeniería central (FEED), se hayan reducido los riesgos en relación a los costos y a la programación hasta el nivel adecuado y los contratos principales estén listos para ser adjudicados.

Wintershall Dea es el segundo socio mayoritario del campo Zama, tras el operador Pemex y posee, según la Resolución de Unificación de marzo de 2022, una participación inicial del 19,83 %, mientras que Pemex posee el 50,43 %, Talos Energy el 17,35 % y Harbour Energy el 12,39 %.

OIEA alerta ante estado de central nuclear ucraniana de Zaporiyia

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El Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) alertó sobre la seguridad nuclear de la central de Zaporiyia, ubicada al sureste de Ucrania, la cual se encuentra en un «estado precario».

Rafael Grossi, director de la OIEA, aseguró que «la última línea eléctrica de emergencia» de la central encargada de la refrigeración de los reactores, la cual se encuentra con daños desde el primero de marzo, continúa «desconectada y en reparación».

La central depende desde hace poco más de tres semanas de la electricidad suministrada únicamente por un línea externa de 750 kilovatios (kV) , por lo que «cualquier daño ésta provocará la pérdida total del abastecimiento de energía a la central».

Ante la posibilidad de un corte repentino a la electricidad de estos generadores, el sobrecalentamiento del combustible del reactor puede conducir a un accidente nuclear, generando un escenario similar al ocurrido en la planta de Fukushima, Japón, en 2011.

«La seguridad nuclear de la central permanece en una situación precaria. Pido una vez más a todas las partes que se comprometan a garantizar la seguridad nuclear y la protección de la planta», declaró Grossi.

Actualmente, la gigantesca central se encuentra ocupada por el ejército ruso, desde el 9 de marzo cuando quedó aislada de la red eléctrica ucraniana durante 11 horas tras un ataque de dicho ejército.

Tras haber sido tomadas las instalaciones, fueron encendidos los generadores a diésel para brindar un mínimo de energía a los sistemas de seguridad, según la empresa estatal de energía atómica Energoatom, quien ha alertado sobre el riesgo de un accidente nuclear.

CNH y Agencias internacionales piden cooperación entre países para fortalecer a la industria energética en diversas regiones

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Los Comisionados integrantes del Órgano de Gobierno de la CNH, L.E. Agustín Díaz Lastra, Dr. Néstor Martínez Romero, y Dr. Héctor Moreira Rodríguez, junto con representantes de Agencias, Ministerios y Asociaciones en Materia Energética de Belice, Bolivia, Colombia, Estados Unidos, Surinam, Trinidad y Tobago, y Uruguay, se reunieron en la Litoteca Nacional, sede Hidalgo, del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH) de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

Se efectuaron mesas de trabajo que tuvieron por objeto intercambiar ideas y experiencias sobre las tendencias actuales del sector de hidrocarburos, las mejores prácticas y las lecciones aprendidas en cada país. Las conclusiones del encuentro fueron, entre otras, que los organismos reguladores de la industria de hidrocarburos son un elemento importante para la relación con las comunidades locales de las regiones donde operan las empresas petroleras.

Asimismo, que las etapas de aprobación a los Planes de Exploración y de Desarrollo, tienen mucha similitud en las distintas regiones de América. De igual forma, se estableció la importancia de incentivar y fortalecer la eficiencia regulatoria para dar mayor certidumbre jurídica a la industria; finalmente, concluyeron que se debe continuar el diálogo y la cooperación entre los países de origen, mediante una agenda de trabajo en común.

Los órganos reguladores estuvieron representados por: Agencia Nacional de Hidrocarburos, Colombia; Bureau of Ocean and Energy Management (BOEM), Estados Unidos; Ministerio de Recursos Naturales, Petróleo y Minería, Belice; Staatsolie, Surinam; Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland, Uruguay; Ministerio de Energía e Industria Energética, Trinidad y Tobago, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, Bolivia, y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), México.

Asimismo, participaron en el evento los siguientes organismos: American Association of Petroleum Geologists (AAPG, por sus siglas en inglés), Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (AMEXHI), Asociación Nacional de Productores de Hidrocarburos (ANPHI), la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (ARPEL), y Perupetro, Perú.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos reitera su compromiso de apertura para establecer canales de comunicación que permitan continuar trabajando en conjunto para impulsar la maximización del valor en la cadena productiva de los hidrocarburos en la Región.

Recibe Cotemar Certificación Great Place To Work por tercer año consecutivo

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Por tercer año consecutivo, Grupo Cotemar recibió la certificación Great Place to Work (GPTW), por impulsar políticas y prácticas que mejoran la calidad de vida dentro de su organización.

Asimismo, Cotemar fue reconocido nuevamente como uno de los 10 Mejores Lugares para Trabajar para Mujeres en México 2023, en la categoría de más de 5 mil colaboradores, promoviendo un ambiente laboral equitativo y fomentando la inclusión.

Great Place to Work México certifica que dichos procesos cumplen con la especificación RPc-003, metodología utilizada por GPTW para distinguir y certificar a las organizaciones a nivel nacional e internacional con los atributos de un mejor lugar para trabajar en sus sedes y sitios de trabajo.

Cotemar es una de las primeras empresas del sector energético en México en obtener esta certificación, como parte de su compromiso con el bienestar y calidad de vida de sus colaboradores y familias, procurando un ambiente de trabajo sano, seguro y saludable; así como un programa de certificaciones nacionales e internacionales que garantizan que la empresa opera bajo los más altos estándares de calidad a nivel nacional e internacional, contando con más de veinte certificaciones y estándares de operación.

El CTEP del IMP cumple 5 años de contribución a la industria petrolera nacional

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El Centro de Tecnologías para Exploración y Producción (CTEP) del Instituto Mexicano del Petróleo fue inaugurado el 22 de marzo de 2018, con el objetivo de realizar investigación, desarrollar tecnologías y prestar servicios de aplicación industrial para campos terrestres y marinos, en diferentes tirantes de agua.

Dicho centro provee tecnologías y servicios de alto contenido a la industria petrolera para un desarrollo acelerado y eficiente de campos petroleros, así como la formación de recursos humanos altamente especializados.

Con un experimentado grupo de investigadores y especialistas en cinco laboratorios y más de 280 equipos experimentales, el CTEP cuenta entre sus logros la definición de pruebas únicas en su tipo en México, efectuadas con equipos diseñados bajo especificación propia para Pemex y operadoras internacionales. Asimismo, realiza la evaluación de productos, herramientas o tecnologías en condiciones de operación, como agentes espumantes, retenedores de sólidos y equipos reductores de viscosidad de fluidos.

Con una visión estratégica, el CTEP asume el compromiso de colocar en el mercado soluciones que sean producto de la investigación y que generen valor económico y tecnológico para la industria petrolera nacional, al tiempo que refrenda su compromiso y respeto por la seguridad y el medio ambiente.

Entre los casos exitosos del CTEP, se encuentran la Caracterización físico-química y termodinámica de los hidrocarburos del campo Ixachi, Estudios de aseguramiento de flujo para los campos Ayatsil, Bacab y Lum, Análisis técnico–económico de alternativas para la continuidad operativa del FPSO Yuum K´ak´Naab, Evaluación operativa de un dispositivo reductor de viscosidad de aceite crudo para la empresa SCAP, Ingeniería conceptual de las plataformas PP-ASAB-A y B, PIA-Ayatsil, PP-ZAMA-A y B en tirantes de agua superiores a 100 m para Petróleos Mexicanos, Estudios experimentales geotécnicos en tierra para plataformas auto-elevables, conductores y risers para Drebbel de México; Evaluación del fluido de perforación para su aplicación en el campo Ixachi, Pokche y Coatzin para Halliburton, entre otros.

Además, dentro de los proyectos de Investigación y Desarrollo Tecnológico en ejecución, se encuentran Criterios de diseño geotécnico de ductos submarinos para evitar/mitigar el pandeo vertical; Tecnología de visualización avanzada aplicada a la exploración y producción de hidrocarburos; Metodología numérica y experimental para la calificación de tecnologías de separación de hidrocarburos, por mencionar algunos.

Infraestructura energética responsable para el desarrollo social y económico de Norteamérica

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A poco más de un año de haberse completado la consolidación de Sempra LNG e IEnova, Tania Ortiz Mena, presidenta de Sempra Infraestructura para México, evalúa este camino como un proceso altamente enriquecedor. Al sumar la experiencia y el talento de estas dos empresas, el resultado es una compañía binacional consolidada, que acerca a Sempra Infraestructura hacia su misión de convertirse en líder de infraestructura energética en Norteamérica.

“A nivel personal, es una gran responsabilidad dirigir las líneas de negocio de energías limpias e infraestructura energética. Al mismo tiempo, me motiva todos los días saber que nuestro trabajo tiene un impacto directo en el desarrollo social y económico de nuestra región, pero en especial de México, y que nuestras acciones van en el camino de la transición energética”, dijo en entrevista para Global Energy.

Actualmente, la compañía es uno de los principales generadores de energía renovable en México: opera más de 1,000 MW de energía eólica y solar. En estos momentos está desarrollando un parque eólico en Baja California, llamado Cimarrón, que tendrá una capacidad de 300MW, cuya energía será exportada a California.

“Estamos convencidos de que la integración energética con Estados Unidos ofrece beneficios para ambos países. Mediante nuestras tres líneas de negocio (GNL y Cero Emisiones Netas; Infraestructura Energética y Energías Limpias) suministramos energía confiable y segura. Estamos convencidos de que la integración energética con Estados Unidos ofrece beneficios para ambos países; con esto en mente, creamos planes de vinculación con las comunidades promoviendo la comunicación en ambas direcciones y el desarrollo de programas sociales que favorezcan el beneficio compartido”, detalla la directiva.

Para Tania Ortiz Mena, la protección y la preservación del medio ambiente pueden ser compatibles con el desarrollo responsable de la infraestructura energética. En este sentido, identifican y mitigan el impacto ambiental de sus operaciones en apego a los requisitos normativos locales, estatales y federales, y considerando mejores prácticas internacionales para contribuir a un mundo mejor.

“Actualmente observamos un gran potencial de desarrollo en generación renovable en México para exportar hacia Estados Unidos. Sempra Infraestructura es dueña y opera líneas de transmisión transfronterizas que pueden continuar aumentando la capacidad de generación. El parque eólico Cimarrón se beneficiará de esta infraestructura de transmisión, y además estamos desarrollando un proyecto de almacenamiento de energía a gran escala, Volta de Mexicali, el cual incrementará la confiabilidad del sistema al almacenar el exceso de energía renovable y reinsertarla al sistema cuando sea necesario”, explicó Ortiz Mena, quien desde el año 2000 comenzó su carrera en IEnova.

Colocar a México en el mercado global de gas natural licuado (GNL)

La empresa tiene también un fuerte enfoque en el desarrollo de proyectos de licuefacción de gas natural, especialmente después de la fusión de Sempra Infraestructura. Desde 2020 operan Cameron LNG en las costas de Luisiana, y actualmente construyen la terminal ECA LNG en Ensenada, Baja California, que será la primera en su tipo en la costa del Pacífico de América del Norte.

Asimismo, desarrollan activamente Port Arthur LNG en las costas de Texas, y tienen un acuerdo con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para explorar el desarrollo de un proyecto de licuefacción en el puerto de Topolobampo, Sinaloa. “La demanda por GNL a nivel global continuará creciendo, y creemos que podemos aprovechar que Estados Unidos cuenta con el gas natural más barato del mundo, y la posición geográfica de México, para consolidar a América del Norte como el suministrador de GNL más importante del mundo. Con nuestra cartera de proyectos de GNL, colocaremos a México en el mercado global de GNL”.

El gas natural abre camino hacia un futuro energético sostenible, que debe entenderse como un proceso gradual para reemplazar el uso de combustibles más contaminantes, con menor costo. Esto se traduce en generación de electricidad más barata y procesos industriales más competitivos, generando desarrollo social y económico.

“Junto con CFE y Grupo Carso estamos explorando el desarrollo de un ducto de transporte de gas natural entre Baja California y Sonora, para finalmente conectar a la península de Baja con el resto del sistema de gasoductos del país. De esta manera, el noroeste de México tendría un mayor y mejor abasto de energía, indispensable para aprovechar el proceso de nearshoring”, detalla la presidenta de Sempra Infraestructura para México.

Atraer, retener y promover al talento femenino

Poco a poco se ha ido fortaleciendo la presencia, participación y visibilización de las mujeres en el sector empresarial en México, pero aún queda mucho camino que recorrer. “Guiados por este compromiso, en Sempra Infraestructura hemos implementado numerosos programas e iniciativas para impulsar una creciente plantilla laboral femenina. Actualmente, el 30% de nuestro equipo está conformado por mujeres”, señala Tania Ortiz Mena.

Para la presidenta de la empresa, resulta imprescindible impulsar acciones proactivas y políticas corporativas cuyo propósito sea atraer, retener y promover a las mujeres. “Nos aseguramos de que en cada uno de nuestros procesos de reclutamiento se incluya por lo menos a una mujer. Es necesario hacer un esfuerzo consciente para encontrar candidatas, independientemente de seleccionar a la persona con las mejores capacidades, preparación y habilidades. A ello se suma un programa de formación de operadores, a través del cual reclutamos a jóvenes recién egresados para participar en una capacitación intensiva enfocada en temas relacionados con la industria energética y en el cual, hemos logrado que el 50% de participantes sean mujeres”.

Pero Tania Ortiz reconoce que no sólo se trata de incorporar talento femenino a la plantilla, sino de retenerlo y procurarlo evitando brechas salariales, así como establecer programas que faciliten un equilibrio entre la vida laboral y personal. Asimismo, considera importante sumar esfuerzos hacia la promoción de las mujeres mediante planes de capacitación y liderazgo para que desarrollen y fortalezcan todas sus habilidades.

“En 2020 lanzamos GROW, un programa a través del cual promovemos un espacio de diálogo y aprendizaje entre las mujeres de la empresa que permita dar visibilidad, fortalecer lazos e impulsar su rol dentro de la compañía. Debe entenderse que el sector energético está siempre en evolución, y los equipos de trabajo diversos son los mejores preparados para hacer frente a estos retos, pues traen a la mesa nuevas ideas y puntos de vista”.

Finalmente, la especialista asegura que buscan dar visibilidad a mujeres que han tenido éxito en su carrera profesional, de manera que puedan ser modelos de liderazgo para las estudiantes o jóvenes profesionistas. “De eso se trata Voz Experta, una organización en la que participo conformada por más de 130 mujeres especialistas en todas las ramas del sector energético, y cuyo foco es visibilizar el papel de la mujer de manera pública”, concluye.

Ecuador deberá bajar meta de producción de crudo: Ministro de Energía

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Ecuador deberá revisar a la baja su meta de producción de petróleo prevista para este año, dijo el martes el Ministro de Energía del país, después de que la petrolera estatal Petroecuador declaró fuerza mayor en otros tres bloques petroleros debido a las protestas de comunidades.

Petroecuador ya había declarado fuerza mayor en un bloque durante el fin de semana, también debido a las protestas de una comunidad indígena cercana que alega que la empresa no ha cumplido sus promesas de ayuda económica.

La producción petrolera también se vio afectada recientemente por una falla eléctrica provocada por un fuerte sismo que remeció el sábado a Ecuador.

«Creo que la meta de 520,000 barriles por día (bpd) que se puso en el presupuesto del 2023 va a tener que ser revisada hacia abajo, en casi tres meses de este año no hemos llegado a ese nivel», dijo el ministro de Energía, Fernando Santos, a periodistas. «Hemos estado en (una producción) de 480,000 barriles (diarios), sin tomar en cuenta los desastres naturales y este problema social».

«Quizá en 480,000, 490,000 barriles por día para el año 2023, tenemos que ser realistas», agregó.

Comunidades aledañas a los bloques 16-67, 43-ITT y 61, ubicados en la provincia amazónica de Orellana han protestado en los últimos meses argumentando que la petrolera no ha hecho lo suficiente para contribuir con la provisión de servicios básicos y otras demandas.

Las protestas impiden «el normal desarrollo de las actividades hidrocarburíferas afectando drásticamente la producción, el ingreso del Estado y sobre todo ponen en riesgo al personal que labora en estas locaciones», dijo el martes Petroecuador en un comunicado.

Los tres bloques produjeron en conjunto un poco más de 142,000 bpd el domingo y su producción cayó a unos 122,500 bpd el lunes, según datos de la agencia de regulación del sector.

La petrolera «solicitará el apoyo de las Fuerzas Armadas, con la finalidad de resguardar estas instalaciones estratégicas, a fin de salvaguardar la integridad de los trabajadores y de las operaciones», agregó, al señalar que esta evaluando posibles amenazas de «ataques de grupos externos».

El Bloque 12, que produce alrededor de 29,200 bpd de petróleo, permanecía bajo fuerza mayor desde la declaración del fin de semana, según la compañía.

Petroecuador, que el lunes produjo poco más de 362,000 bpd, dijo que sigue abierto al diálogo con las comunidades.

Intermediarios dejan a PDVSA con 21.2 millones de dólares en cuentas por cobrar

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La petrolera estatal venezolana Petróleos de Venezuela, PDVSA, ha acumulado 21.2 millones de dólares en cuentas comerciales por cobrar, según documentos vistos por Reuters, luego de recurrir a docenas de intermediarios poco conocidos para la exportación de su petróleo, bajo las sanciones de Estados Unidos.

La enorme cantidad de cuentas por cobrar, correspondientes a cerca del 84% del valor total de las exportaciones facturados por PDVSA, ha revelado por primera vez la profundidad de las pérdidas de ingresos generadas debido al retiro, desde el año 2020, de los compradores ya establecidos.

El monto de las cuentas por cobrar también explica la decisión tomada el pasado mes de enero por el nuevo jefe de PDVSA, Pedro Tellechea, de congelar la mayoría de los contratos de suministro de la compañía y endurecer las condiciones de pago. Dichas medidas llegan tras los intentos previos por parte de PDVSA por detener la salida de embarques sin pago previo.

El presidente Nicolás Maduro aceptó el lunes la renuncia del ministro de Petróleo, Tareck El Aissami, un poderoso funcionario quien sirvió al gobierno durante dos décadas, en medio de una amplia investigación anticorrupción centrada principalmente en PDVSA y el poder judicial, que ha enviado a decenas de funcionarios a la cárcel en los últimos días.

El Aissami ha dicho que colaborará con la investigación.

De acuerdo con documentos proporcionados por PDVSA a la Fiscalía durante una larga auditoría de sus procesos de venta, de un total de 25.27 millones de dólares en exportaciones petroleras facturadas entre enero de 2020 y marzo de 2023, sólo se ha confirmado la recepción de 4.80 millones en pagos, excluyendo algunos canjes como el de Cuba, lo que significa que sólo obtenido el 16% de las exportaciones, según sus cuentas.

Potencialmente irrecuperables

Los 21,200 millones de dólares en cuentas por cobrar incluyen cerca de 3.6 millones de dólares en facturas potencialmente irrecuperables vinculadas a buques petroleros que abandonaron el país sin pagar por adelantado al menos una parte del valor de los cargamentos, a pesar de que estos habían aceptado esos términos, según los documentos.

Dichas cuentas también incluyen un saldo pendiente a favor de PDVSA con uno de sus socios estratégicos, Irán, sobre un intercambio petrolero, según los documentos.

Algunos clientes ya han interpuesto algunas disputas de las deudas comerciales contabilizadas por PDVSA y proporcionado soportes de los pagos que no habían sido registrados en el sistema de administración de contratos, dijo una fuente de la compañía.

PDVSA y el Ministerio de Petróleo de Venezuela no respondieron de inmediato a una solicitud de comentarios.

Durante la auditoría, los departamentos de Finanzas Internacionales y Contraloría de PDVSA señalaron que, dentro de la documentación registrada en el sistema de contratos, ejecutivos de la división de Comercio y Suministro habían estado autorizando el zarpe de cargamentos sin que se completara el proceso de verificación de los adeudos.

El ex vicepresidente de Comercio y Suministro de PDVSA, Antonio Pérez Suárez, y un total de 20 ejecutivos que trabajaban para él, han sido detenidos en los últimos días, según fuentes cercanas al proceso. Reuters no pudo comunicarse con ningún representante de Pérez Suárez.

Tras las sanciones impuestas por Estados Unidos a PDVSA por primera vez en 2019, en un esfuerzo por expulsar a Maduro después de una reelección que los opositores denunciaron como una farsa, PDVSA recurrió a unidades de la petrolera rusa Rosneft para comercializar la mayor parte de sus ventas a Asia, con lo cual compensar la pérdida de su principal mercado, Estados Unidos.

Debido a ello, Rosneft enfrentó sanciones por parte del Departamento del Tesoro de Estados Unidos en 2020, lo que obligó a PDVSA a recurrir primero a una red de intermediarios con sede en México, quienes también fueron sancionados por Washington, y luego a docenas de intermediarios menos conocidos, lo que exacerbó el problema del pago fallido.