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Prevé Rystad Energy que inversiones en energía eólica marina superarán las de oil & gas en varios mercados clave para 2030

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El gasto en energía eólica marina está cerrando cada vez más la brecha en las inversiones en petróleo y gas (O&G) y se prevé que las supere en varios mercados clave para 2030, indica el análisis de Rystad Energy. Si bien el gasto de capital global de O&G aumentará nominalmente en este período de tiempo, el crecimiento anticipado de las inversiones en energía eólica marina llevará a Europa, Estados Unidos y Asia (excluida China) al punto de inflexión antes del final de la década.

Aunque se espera que el gasto global de O&G en alta mar aumente marginalmente a más de $ 140 mil millones para 2030, se prevé que el sector eólico marino de rápido crecimiento alcance un tamaño de mercado de $ 87 mil millones durante el mismo período, un aumento del 70% en comparación con el valor de mercado de 2021 de $ 50. mil millones. Además, las estimaciones muestran que menos de $ 10 mil millones separarán el gasto de capital en áreas nuevas marinas para inversiones en O&G y eólicas marinas para 2030.

Si bien el punto de cruce global está más alejado en el tiempo, se espera que los países y regiones que dan prioridad a la energía eólica marina experimenten una disminución gradual en la inversión en O&G costa afuera y el inevitable cruce. China y el Reino Unido, las dos naciones eólicas marinas más grandes por capacidad operativa, ya alcanzaron este punto de cruce en 2017 y 2020, respectivamente. La expectativa es que Europa sea la región eólica marina más grande del mundo para 2030, con 119 gigavatios (GW) de capacidad, que el punto de cruce continental llegue en 2026 y que las inversiones en energía eólica marina solo en Dinamarca superen a O&G el próximo año.

De los países y regiones analizados por Rystad Energy, se espera que el sector eólico marino de EE. UU. experimente el crecimiento más rápido en la inversión, aunque desde niveles muy bajos en 2020. Al mismo tiempo, la actividad eólica marina está aumentando en China, pero el país lo hará. ver que las inversiones disminuyen hacia 2030 a medida que las tarifas de alimentación (FiT) se eliminen gradualmente a partir de 2022 en adelante. No obstante, se espera que una importante inversión en curso haga de China el mercado eólico marino más grande del mundo, con 58 GW de capacidad instalada en 2030.

“Para seguir siendo relevantes en un mercado cambiante, las empresas de servicios offshore deberán monitorear esta tendencia de cerca mientras diseñan estrategias a largo plazo que las posicionen para una transición sin problemas a la energía eólica marina, permitiéndoles aprovechar lo que promete ser un gran crecimiento. industria ”, dijo Alexander Dobrowen Fløtre, experto en energía eólica marina y vicepresidente de Rystad Energy.

Para Europa, los niveles de inversión en energía eólica marina han sido altos durante algún tiempo, lo que la convierte en la región eólica marina más madura del mundo con 25,7 GW de capacidad operativa. Con la disminución de la inversión en O&G en alta mar y los recortes presupuestarios de gasto de capital por parte de las empresas de exploración y producción durante la pandemia, se espera que los niveles de gasto de capital de energía eólica marina y O&G casi se crucen en 2022. Sin embargo, con una ligera recuperación para O&G a medida que la economía se recupera en una pospandémica mundial, junto con una desaceleración temporal en el crecimiento de la inversión en energía eólica marina debido a la programación del proyecto, no se espera que el punto de cruce ocurra en Europa antes de 2026.

Distribuidoras europeas de gas lanzan la iniciativa Ready4H2 para impulsar el desarrollo del hidrógeno

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El hidrógeno es clave para la transición energética en Europa y la infraestructura existente de gas es un socio natural para el desarrollo eficiente y acelerado de este nuevo vector energético. En este sentido, Nedgia, Nortegas, Madrileña Red de Gas, Redexis y Gas Extremadura, junto con distribuidoras de 13 países europeos promueven la iniciativa ‘Ready4H2’ (preparados para el hidrógeno), con el objetivo de combinar experiencias de los diferentes mercados, poniendo en común el rol de las redes de distribución de gas a lo largo de la cadena de valor del hidrógeno como enlace necesario entre productores y consumidores.

Un total de 59 distribuidoras europeas de 13 países han lanzado la iniciativa ‘Ready4H2’ para apoyar el desarrollo de un mercado de hidrógeno y compartir conocimiento y experiencia, con el fin de contribuir a la transformación de la infraestructura energética europea y al cumplimiento de los objetivos de neutralidad climática de la Unión Europea.

Las cinco distribuidoras de gas españolas (Nedgia, Nortegas, Madrileña Red de Gas, Redexis y Gas Extremadura) se han sumado a la iniciativa para compartir el conocimiento y experiencia adquiridos en proyectos propios y en colaboración con otros agentes locales de la cadena de valor del hidrógeno.

La iniciativa busca facilitar la puesta en marcha de un marco normativo nacional y europeo para el desarrollo del hidrógeno, que aproveche el potencial de la infraestructura europea de gas y, por tanto, beneficie a los ciudadanos y al cumplimiento del objetivo de neutralidad de carbono fijado por la UE.

‘Ready4H2’ trabajará en tres estudios hasta febrero de 2022: un primer análisis sobre la implicación de las diferentes distribuidoras en el desarrollo de hidrógeno, la experiencia acumulada y la estrategia en sus países; un segundo estudio sobre cómo los distribuidores de gas europeos pueden contribuir al desarrollo del hidrógeno y a la planificación estratégica del territorio; y por último, una hoja de ruta con iniciativas concretas para que las distribuidoras puedan ser, tanto a nivel nacional como europeo, el enlace entre los productores de hidrógeno y los consumidores. Nedgia, filial de distribución de gas del grupo Naturgy, es líder en la actividad de distribución de gas natural en España, opera en 11 comunidades autónomas y 1,150 municipios. Cuenta con más de 5.4 millones de puntos de suministro, que suponen el 68% de los consumidores. Su principal activo son los más de 53.000 kilómetros de redes, que permiten hacer llegar de forma segura y eficiente el suministro energético de gas natural y también la distribución de gas renovable, así como de hidrógeno en el futuro.

Difunden Gobierno de Puebla y Tec de Monterrey aprovechamiento de energías renovables

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La Agencia de Energía del Estado de Puebla participó como socio formador en la “Semana i”, iniciativa académica que realiza el Tecnológico de Monterrey Campus Puebla, en la que los alumnos participantes enfrentaron retos relacionados a la instalación de sistemas fotovoltaicos interconectados a la red de 36 escuelas en zonas rurales de la entidad, lo cual privilegia la promoción y difusión del aprovechamiento de energías renovables.

En este ejercicio, celebrado del 26 al 29 de octubre, fortalece el pensamiento crítico y creativo, la resolución de problemas, la capacidad de síntesis y la organización del tiempo de las y los participantes.

Los retos propuestos por la Agencia tuvieron la intención de acercar los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la Agenda 2030 de las Naciones Unidas, así como destacar el enfoque social de los proyectos que desarrolla el organismo.

Con la participación de estudiantes de las escuelas de Ciencias y de Gobierno, la actividad favoreció el trabajo interdisciplinario y la formulación de soluciones integrales. Los resultados de las y los alumnos serán insumos fundamentales para robustecer las acciones técnicas que realiza la Agencia de Energía.

Destapando la transformación digital

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Por Amish Sabharwal*, Presidente Ejecutivo de la Unidad de Negocios de Ingeniería Industrial de AVEVA

El malestar económico se está sintiendo en toda la cadena de valor del petróleo y el gas. Las empresas up stream buscan maximizar la producción de pozos en tierra y en alta mar de manera segura y económica. En el medio, la principal preocupación de los operadores de oleoductos de hidrocarburos es garantizar operaciones seguras, confiables y que cumplan con las normas, todo mientras se administran los costos de energía y se minimizan el tiempo y los costos de instalación. En todo el sector, los productores de refinación y petroquímica se esfuerzan por lograr un rendimiento superior a través de una mejor gestión de su uso y costos de energía.

Teniendo en cuenta estas prioridades, la falta de madurez digital en el sector del petróleo y el gas es quizás sorprendente. Según la firma multinacional de servicios profesionales PwC, «una de las respuestas más claras y viables a estos desafíos sistémicos es acelerar las estrategias de digitalización para ayudar a mejorar la resiliencia y seguir siendo atractivo para los inversores». Pero, “de más de 200 empresas de petróleo y gas encuestadas, solo el 7% se identificaron como campeones digitales, mientras que más del 70% de los encuestados se consideraban en las primeras etapas de madurez digital”.

Optimización e innovación

En el entorno económico actual, los presupuestos de capital y los gastos generales se reducen constantemente. Los productores de petróleo y gas se enfrentan al aumento de los costos de fabricación, la competencia global y los altos costos de la energía. Para hacer frente a estos desafíos, las empresas deben optimizar las operaciones de fabricación y realizar mejoras de rendimiento para tener un impacto positivo en sus resultados finales.

La transformación digital ofrece nuevos conjuntos de herramientas que permiten a los productores de petróleo y gas aumentar su competitividad. Estos conjuntos de herramientas digitales ayudan a mejorar el rendimiento de productos valiosos al tiempo que reducen el consumo de energía y aumentan el rendimiento.

Mediante el uso de la tecnología digital, los fabricantes pueden crear un gemelo digital completo de sus procesos y activos para responder rápida y fácilmente a eventos inesperados, reducir el tiempo de inactividad, trabajar y capacitar a los operadores de forma remota y evaluar escenarios hipotéticos en el procesamiento por lotes y la fabricación.

A través de la transformación digital, los operadores pueden combinar los datos del proceso en tiempo real con las condiciones económicas actuales, lo que les da a los operadores la capacidad de tomar decisiones informadas a un ritmo acelerado. El intercambio de información aumenta, mientras que las partes interesadas también mejoran su capacidad para visualizar resultados y datos de indicadores clave de rendimiento en todos los procesos y la producción general de la planta. La tecnología ofrece el potencial de impactar el rendimiento del proceso, el uso de energía y la optimización del rendimiento.

Por Amish Sabharwal, Vicepresidente Ejecutivo de la Unidad de Negocios de Ingeniería Industrial.

Amish Sabharwal es el vicepresidente ejecutivo de la Unidad de Negocios de Ingeniería Industrial de AVEVA, que es responsable de entregar simulación, ingeniería, diseño, ejecución de proyectos, capacitación de operadores y software de gestión de proyectos para el mercado industrial global. Amish tiene 25 años de experiencia a nivel mundial en las industrias de energía, productos químicos y energía. Durante los últimos 20 años, se ha centrado en ofrecer resultados de transformación digital para los operadores propietarios, EPC y proveedores mediante el aprovechamiento de la tecnología para crear oportunidades de valor agregado para sus procesos comerciales. Amish es un ingeniero profesional que tiene una maestría y una licenciatura en ingeniería química de la Universidad.

Para leer la columna completa, consulte la próxima edición de Global Energy.

Líbano: guerra por un mercado energético colapsado

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Por Mijail Smyshlyaev, Corresponsal de IRTTEK.

La escasez de energía ha paralizado a la vida de la población libanesa y a muchos sectores clave de la economía. Si no se encuentra una fuente de financiación para el combustible, el Líbano podría sumirse en la oscuridad absoluta en cualquier momento.

La mayoría de la gente ha encontrado una red alternativa de generadores de energía. Pero teniendo en cuenta los precios del combustible, que han vuelto a subir, las redes privadas están destinadas a desaparecer una tras una.

Ayuda del extranjero

En esta situación, el Líbano no tiene otra alternativa que comprar combustible en el extranjero. En septiembre de 2021, un petrolero procedente de Irán atracó en el puerto sirio de Baniyas. Un poco antes, otro petrolero había descargado combustible en el mismo puerto. Se cree que el petróleo ha cruzado ilegalmente la frontera con el Líbano.

Pero el transporte de petróleo de Irán a Siria viola dos paquetes de sanciones. Uno de ellos está dirigido contra Irán, prohibiendo a Teherán la venta de petróleo. La otra es contra Siria y fue introducida en 2019 por el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, y prohíbe los tratos comerciales con el régimen sirio, incluidos los envíos de petróleo desde Siria al Líbano o cualquier otro país.

Hezbolá controlando los grifos de petróleo

La situación ya se está aprovechando al máximo de Hezbolá, que se ha hecho con el control de parte del petróleo. La organización controla los puntos de distribución y ahora puede reclamar una mayor influencia política. Lo que da puntos extra a Hezbolá es que los suministros violan una serie de sanciones de Estados Unidos contra Irán, Siria y el propio movimiento, lo que da más puntos políticos a Hezbolá.

Laury Haitayan, experta libanesa en petróleo y gas en Oriente Medio, cree que el sector eléctrico se había colapsado incluso antes de la crisis actual:

– ¿Cuál es la situación actual del sector energético libanés?

Hoy en día, el sistema eléctrico está completamente destruido y los generadores privados, que solían suplir la escasez de EDL, no son capaces de funcionar durante mucho tiempo, o si lo hacen, es muy caro para la población.

– ¿Cómo se aprovechan varios países y otros grupos de la crisis energética en el Líbano?

Hezbolá ha aprovechado la crisis del Líbano para llevar al país el gasóleo iraní sancionado. Este gasóleo no resuelve el problema a nivel nacional, pero ha ayudado a Hezbolá a salvar su imagen política ante la comunidad, desafiar a Estados Unidos y socavar las sanciones impuestas al sector del petróleo y el gas de Irán y poder importar gasóleo al Líbano sin ninguna reacción por parte de Estados Unidos.

Además, Egipto y Jordania se están beneficiando de la crisis al encontrar nuevos mercados para su gas y electricidad, respectivamente. Sin embargo, esto podría terminar bien porque creará más lazos en la región. Además, esta iniciativa de Egipto y Jordania beneficia a los sirios que recibirán gas y electricidad.

– ¿Cuáles son los riesgos para el Líbano de comprar petróleo y gas violando las sanciones estadounidenses contra Irán o Hezbolá?

Hasta ahora, Hezbolá ha conseguido dos envíos de gasóleo iraní y, según se dice, un tercer envío de gasolina, también de Irán. Los camiones cisterna iraníes se descargan en Siria y el gasóleo se introduce de contrabando en el Líbano en camiones. Esto se hace abiertamente frente a las autoridades libanesas. Hezbolá pretende hacer esto para evitar cualquier sanción contra el Estado libanés, pero sus acciones socavan la soberanía del país.

Para leer el artículo completo, consulte la próxima edición de Global Energy.

Sede de Pemex se trasladará a Ciudad del Carmen, Campeche: AMLO

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Durante su conferencia de prensa matutina, Andrés Manuel López Obrador, Presidente de México, aseguró que su gobierno cumplirá con el compromiso de que la sede de Petróleos Mexicanos (Pemex) se traslade a Ciudad del Carmen Campeche.

“Pemex va a tener como sede Campeche, uno de los estados del sureste más beneficiados por el Tren Maya, porque lo va a comunicar por completo, desde Escárcega hasta los límites con Yucatán”, dijo el mandatario.

El Presidente de la República sostuvo que su gobierno seguirá apoyando a Campeche: “Vamos a seguir apoyando al pueblo de Campeche con todos los programas federales, los programas de Bienestar. Vamos a cumplir el compromiso de que Pemex se traslade a Ciudad del Carmen”.

Realiza Pemex su sexta reunión ordinaria del Plan de Respuesta a Emergencia por Huracanes en la Sonda de Campeche

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Petróleos Mexicanos (PEMEX) llevó a cabo su Sexta Reunión Ordinaria del Plan de Respuesta a Emergencia por Huracanes (PREH) 2021 en la Sonda de Campeche, en la que se analizó el comportamiento de los 20 sistemas formados con nombres de la temporada en el Océano Atlántico, durante el presente año, sin que se registren afectaciones a instalaciones petroleras en el Golfo de México.

Durante la reunión de trabajo, efectuada por videoconferencia, el Grupo Técnico de Análisis del PREH de la Sonda de Campeche informó que en el mes de octubre no se presentó la formación de tormentas tropicales. Destacó que en el periodo se mantuvo un monitoreo constante, lo anterior con el propósito de salvaguardar la integridad del personal que labora en instalaciones costa afuera en la Sonda de Campeche.

En el Grupo de trabajo del PREH participan como consejeros los Subdirectores de Producción de las Regiones Marinas Noreste (SPRMNE) y Suroeste (SPRMSO), así como de la Subdirección de Administración de Servicios para Exploración y Producción (SASEP).

La coordinación del PREH está a cargo de la Gerencia de Seguridad, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental. Su objetivo es responder de manera oportuna a eventualidades que se presentan durante la temporada de huracanes que inició el 1 de junio y concluye oficialmente el 30 de noviembre.

Para prevenir afectaciones en el Golfo de México por estos fenómenos meteorológicos, PEMEX continuará dando puntual seguimiento a la temporada de huracanes.

Reporta CFE ingresos acumulados de 434,814 mdp al tercer trimestre de 2021

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La Comisión Federal de Electricidad (CFE) presentó los estados financieros correspondientes al tercer trimestre de 2021, sus ingresos acumulados ascienden a 434,814 millones de pesos (mdp), monto que representa un incremento de 48,295 mdp o 12.5%, en comparación con el mismo periodo del año anterior. El crecimiento obedece, principalmente, a mayores ingresos en los rubros de venta de combustibles (gas) a terceros y ventas de energía.

Los costos de operación acumulados al tercer trimestre de 2021 sumaron 422,456 mdp, lo que significa un incremento de 53,947 mdp o 14.6% respecto al mismo periodo de 2020. Esto se explica, principalmente, por el aumento en los costos de los energéticos y combustibles, debido a la emergencia climática ocurrida en el estado de Texas, Estados Unidos de América, en el pasado mes de febrero.

El resto de los rubros no registró variaciones significativas en términos relativos, con excepción de las Obligaciones Laborales, las cuales se redujeron 67.5% respecto al tercer semestre de 2020, cuando se realizó el reconocimiento de la provisión de las nuevas condiciones de jubilación de los trabajadores de la CFE. De esta forma, al cierre de tercer trimestre de 2021 se alcanzó un Resultado de Operación acumulado de 12,358 mdp.

Como resultado de una acertada política de gestión financiera de la CFE al tercer trimestre de 2021, se observó una reducción de los gastos por intereses y otros costos financieros equivalentes al 13.2% y 46.5%, respectivamente, con relación al mismo periodo del año anterior, así como una disminución de la pérdida cambiaria, al pasar de 110,412 mdp al cierre del tercer trimestre de 2020, a 6,617 mdp durante el mismo trimestre de 2021, la cual fue impulsada también por la apreciación  del peso frente al dólar en 9.62%.

El Resultado Neto acumulado al tercer trimestre de 2021 registró una mejoría, ya que la pérdida se redujo en 79.8%, al pasar de -142,909 mdp en el tercer trimestre de 2020, a -28,855 en el mismo periodo de 2021. 

Mediante la implementación de la Estrategia de Coberturas de riesgos financieros y de los insumos de producción, la CFE mantiene y fortalece su política para reducir los riesgos financieros de la deuda directa y de las obligaciones en moneda extranjera, así como para mitigar los riesgos de incrementos en los costos de producción. Esto se logra través de la contratación de diferentes instrumentos financieros derivados y de los refinanciamientos de deuda, lo que contribuye a reducir las presiones presupuestarias de la Empresa Eléctrica de todos los mexicanos.

Al término del tercer trimestre del 2021, la CFE obtuvo un EBITDA de 63,199 mdp, lo que demuestra su elevada solidez y rentabilidad operativa.

Respecto al Estado de Situación Financiera Consolidada, al cierre del tercer trimestre de 2021, el total de los activos de CFE incrementó 1.2% respecto al cierre de diciembre de 2020, al ubicarse en 2,186,225 mdp. Por su parte, el pasivo neto presentó un incremento del 3.3%, derivado del efecto neto de la disposición y pagos de deuda, cabe destacar que las deudas de corto plazo se redujeron en 50%, respecto al mismo periodo de 2020. El patrimonio de la empresa registró una reducción del 4.5% con relación al ejercicio anterior, originado por el resultado neto del ejercicio.

La Comisión Federal de Electricidad lleva a cabo diversas acciones para incrementar la seguridad y soberanía energéticas, entre ellas destaca la diversificación del parque de generación, con energías renovables y de bajas emisiones de gases de efecto invernadero; y la diversificación de fuentes de suministro y almacenamiento de combustibles.

La empresa eléctrica de la Nación implementa estrategias operativas y financieras para fortalecer sus capacidades técnicas, humanas y administrativas, que le permitan cumplir el compromiso de abastecer de energía eléctrica a la población mexicana.

La CFE reitera su compromiso de suministrar insumos y bienes energéticos para todos los mexicanos, con criterios de calidad, seguridad, confiabilidad, eficiencia y sustentabilidad. Asimismo, mantiene el compromiso de no incrementar en términos reales las tarifas de consumo de energía eléctrica a los usuarios de los sectores público y agrícola.

Energía eficiente, clave para tener ciudades seguras y sustentables: Schneider Electric

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Las ciudades son conocidas por su capacidad para ofrecer múltiples servicios y oportunidades de desarrollo para todas las personas, sin embargo, la rápida urbanización también ha derivado en problemas como infraestructuras y servicios tanto inadecuados, como sobresaturados, lo cual además genera mayor contaminación e incluso, riesgos de accidentes. En ese sentido, la energía representa un elemento esencial no sólo para mantener la operación y el funcionamiento de las ciudades, sino también para que estas sean más seguras y sustentables.

De acuerdo con las Naciones Unidas, las ciudades ocupan entre el 60 y 80 por ciento del consumo de energía, más del 60 por ciento de los recursos y emiten alrededor del 75 por ciento de las emisiones de carbono. Además, se estima que para 2030 alrededor de cinco mil millones de personas vivirán en las ciudades, esto será el 60 por ciento de la población mundial. Por ello, este Día Mundial de las Ciudades, que se conmemorará el 31 de octubre, tendrá como tema principal: “Adaptar las ciudades para la residencia climática”, con el objetivo de contribuir al desarrollo urbano sustentable global.

Para lograrlo, un elemento fundamental es el uso eficiente de la energía, que contribuye a una mayor seguridad de los inmuebles y las personas. Afortunadamente, hoy ya es posible digitalizar la infraestructura de distribución eléctrica en edificios e instalaciones diversas, reemplazando los sistemas obsoletos para generar un menor impacto ambiental.

Las innovaciones en aplicaciones y productos energéticos ofrecen beneficios como una mayor rentabilidad, al ahorrar dinero desde la construcción del inmueble como consecuencia de tener subestaciones eléctricas que ocupen menos espacio productivo; así como en el mantenimiento, gracias a sensores térmicos y/o ambientales, algoritmos y una conectividad las 24 horas al día, los siete días de la semana, que logran un mantenimiento más eficiente acorde con las recomendaciones del propio sistema.

Por otro lado, la modernización de los sistemas eléctricos también ofrece una mayor protección contra incendios, lo cual es relevante dado que entre las principales causas de los incendios urbanos se encuentran las instalaciones eléctricas en mal estado que provocan cortos circuitos, de acuerdo con información del Consejo Nacional de Protección Contra Incendio.

Actualmente el mercado mexicano ya cuenta con dispositivos de distribución de media tensión conectados a internet que ofrecen visibilidad en tiempo real del estado del equipo eléctrico, a fin de reducir riesgos y aumentar la eficiencia del servicio, como el SM6. Este producto identifica las conexiones eléctricas de baja calidad más rápidamente con monitoreo térmico, así como también incrementa la seguridad recopilando datos sobre el adecuado rendimiento del interruptor.

Por su parte, los transformadores secos de resina, igualmente conectados, han innovado al sustituir los transformadores con aceite y, sobre todo, al brindar visibilidad inmediata del estado de los equipos, así como tener un rendimiento confiable y una vida útil prolongada, como el Trihal. Gracias a sus características, este producto ofrece datos en tiempo real para tomar decisiones eficaces, reducir el tiempo de inactividad y optimizar costos.

“Lograr una mayor eficiencia eléctrica nos permite no sólo ahorrar energía sino también salvaguardar la seguridad de las personas y las infraestructuras, algo vital para la construcción de ciudades más sustentables y resilientes”, comentó Víctor Báez, gerente de oferta de distribución primaria de media tensión de la división de Power Systems para Schneider Electric México.

Aprueba CNH plan de perforación a Pantera Exploración y Producción en el pozo Kuyu-1EXP

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La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pantera Exploración y Producción realizar la perforación del pozo exploratorio terrestre Kuyu-1EXP.

El pozo exploratorio terrestre Kuyu-1EXP, está considerado en el Escenario Base del Plan de Exploración, y su modificación, asociado al contrato en la modalidad de Licencia CNH-R02-L02-A9.BG/2017, aprobado por el Órgano de Gobierno mediante la Resolución CNH.E.48.001/2020 de 29 de septiembre de 2020. El Área contractual tiene una superficie total de 463.98 km2, y se ubica en el municipio de Soto la Marina, del estado de Tamaulipas.

El objetivo geológico se ubica en la Formación Palma Real del Oligoceno, con dos objetivos Intervalo 1 (3,234 – 3,639 mvbmr), e Intervalo y 2 (3,689 – 4,319 mvbmr). El pozo será perforado con una trayectoria vertical a una profundidad total de 4,400 mvbmr. El hidrocarburo esperado es gas y condensado. Los recursos prospectivos, a la media con riesgo, se estiman en 13.5 MMbpce, y la probabilidad de éxito geológico es del 25.9%.