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Maduro amenaza con ceder bloques petroleros a BRICS

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El presidente de Venezuela, Nicolás Maduro, advirtió este fin de semana a Estados Unidos y sus aliados globales sobre una posible transferencia de bloques petroleros y gasíferos a los miembros del grupo BRICS en caso de que se cometa lo que denominó “el error de su vida”. Aunque Maduro no detalló el tipo de error al que se refería, rechazó la consideración del gobierno estadounidense de Edmundo González Urrutia como el ganador de las recientes elecciones presidenciales en Venezuela y acusó a Washington de promover “planes desestabilizadores” en el país.

Durante una transmisión por el canal estatal VTV, Maduro destacó que las inversiones más significativas en el sector energético venezolano provienen de los BRICS, conformado por Brasil, Rusia, India, China y Sudáfrica, los cuales, según el mandatario, ofrecen un “portafolio de oportunidades” atractivo para Venezuela. En contraste, la empresa estadounidense Chevron, que colabora con la estatal PDVSA en varios proyectos de producción, incluidos los de la Faja Petrolífera del Orinoco, podría verse afectada si se concreta esta amenaza.

Chevron recibió en noviembre de 2022 una licencia de EE. UU. para reanudar sus operaciones en Venezuela, lo que contribuyó al aumento de la producción petrolera venezolana. Sin embargo, tras la reinstauración de sanciones en abril, EE. UU. ha continuado emitiendo licencias a empresas internacionales para operar en el país.

Maduro también mostró disposición para “retomar el diálogo” con EU, basándose en conversaciones previas en Catar que incluyen el “desbloqueo” de activos venezolanos congelados.

Carlos Slim aumenta participación en petroleras PBF y Talos durante “lunes negro”

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El lunes 5 de agosto de 2024, los mercados financieros globales vivieron una jornada de pánico conocida como el “lunes negro”. En medio de esta caída, Carlos Slim, el empresario más rico de México, aprovechó la oportunidad para aumentar su participación en el sector energético. Según informes de Bloomberg, Slim invirtió 24 millones de dólares a través de su empresa Control Empresarial de Capitales en las petroleras estadounidenses Talos Energy y PBF Energy.

Entre el 1 y el 2 de agosto, Slim adquirió 923,000 acciones de Talos Energy y 357,000 acciones de PBF Energy, elevando su participación en Talos Energy al 21.3% y en PBF Energy al 15.5%. Este movimiento subraya su creciente interés en el sector energético, en el cual ha intensificado su presencia en los últimos años.

Además de estas recientes adquisiciones, Slim ha realizado significativas inversiones en el sector energético. En mayo de 2023, su empresa Grupo Carso invirtió 125 millones de dólares en el yacimiento petrolero Zama, frente a las costas de Tabasco. En diciembre de 2023, Grupo Carso pagó 530 millones de dólares por el 50% de los campos petroleros Ichalkil y Pokch, situados frente a las costas de Campeche. En junio de 2024, Slim anunció una inversión de 1,000 millones de dólares para reactivar el campo de gas natural Lakach.

La estrategia de Slim parece alinearse con el enfoque del presidente Andrés Manuel López Obrador hacia Pemex, la cual ha recibido inversiones para aliviar su deuda. AMLO ha solicitado a las autoridades y reguladores limitar las licencias y trámites para reducir la competencia que Pemex enfrenta de empresas privadas. Slim, con su creciente participación en empresas petroleras y su asociación con Pemex, parece estar posicionándose favorablemente para aprovechar las oportunidades que puedan surgir de esta política.

El martes 6 de agosto, los precios del petróleo mostraron signos de recuperación tras el desplome del día anterior. Los futuros del crudo Brent subieron un 0.24%, alcanzando los 76.48 dólares por barril, mientras que los futuros del West Texas Intermediate (WTI) aumentaron un 0.36%, situándose en 73.20 dólares por barril, según Reuters.

Anuncia Pemex que coquizadora de Salina Cruz quedará inconclusa con AMLO

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Petróleos Mexicanos (Pemex) confirmó que la planta coquizadora de la refinería de Salina Cruz, Oaxaca, no se finalizará durante el sexenio del presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO). El CEO de Pemex, Octavio Romero Oropeza, anunció que la construcción de la planta se quedará en un 68% de avance.

Romero Oropeza explicó que la coquizadora producirá 75,000 barriles diarios y reducirá en un 84% la elaboración de combustóleos. Además, destacó que esta producción adicional podría permitir que México pase de ser un importador neto de gasolina a un exportador.

El presidente AMLO ha seguido una política de rescate de Pemex con el objetivo de alcanzar la autosuficiencia en gasolinas y diésel. Sin embargo, a pesar de haber prometido en 2020 que no dejaría obras inconclusas, esta coquizadora no será completada antes del fin de su mandato el 30 de septiembre de 2024.

En mayo de 2023, Reinaldo Wences, subdirector de evaluación y cumplimiento regulatorio de Pemex Transformación Industrial, había anticipado que la coquizadora estaría lista para 2025. No obstante, Pemex enfrenta múltiples retrasos en proyectos clave, como las coquizadoras de Salina Cruz y Tula, así como la operación de la refinería Dos Bocas (Olmeca), que inició la producción de gasolina en agosto de este año.

La petrolera, considerada la más endeudada del mundo, enfrenta importantes desafíos financieros y opera por debajo de su capacidad máxima de producción de 1.5 millones de barriles diarios, produciendo actualmente menos de un millón de barriles diarios.

Retraso en el proyecto de LNG de Sempra Infrastructure por problemas laborales

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Sempra Infrastructure anunció un nuevo retraso en la primera fase de su proyecto de exportación de LNG (gas natural licuado) en México, debido a problemas laborales y de productividad. Este contratiempo incrementará el costo del proyecto, según la empresa.

El proyecto de Energía Costa Azul, situado en la costa del Pacífico mexicano, estaba originalmente previsto para comenzar a operar en 2025. Sin embargo, la compañía ha indicado que el suministro de LNG a los clientes contratados no se realizará hasta la primavera de 2026 debido a estos problemas con la mano de obra.

Karen Sedgwick, Directora Financiera de Sempra, explicó en una llamada con inversores que, a pesar del retraso y los mayores costos de construcción, el impacto en la economía del proyecto será limitado gracias a las oportunidades de optimización y la protección contra la inflación. La inversión inicial estimada en 2020 de aproximadamente 2 mil millones de dólares sigue siendo parte del plan financiero, aunque no se ha actualizado una nueva estimación de costos.

De los 3.5 millones de toneladas métricas por año (MTPA) de capacidad en la primera fase, 2.4 MTPA ya están contratadas con TotalEnergies de Francia y Mitsui & Co de Japón. A pesar del retraso, Sempra mantiene la expectativa de mantener fuertes rendimientos financieros integrados.

Programa de transición para el campo Sejkan en el Golfo de México es aprobado por CNH

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La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó el Programa de Transición presentado por Pemex Exploración y Producción (PEP) para el Campo Sejkan, ubicado en el Golfo de México. Esta aprobación permitirá continuar con el desarrollo y la producción de este campo, que se encuentra a 87.68 kilómetros al noroeste de Dos Bocas, Tabasco, y abarca una superficie de 1,121.03 kilómetros cuadrados.

El Campo Sejkan, descubierto el 5 de enero de 2024 con la perforación del Pozo Exploratorio Sejkan-1EXP, cuenta con un yacimiento productor en el Mioceno Superior, con hidrocarburos de tipo aceite negro. El Programa de Transición tiene una duración de un año y contempla la perforación de cuatro pozos adicionales, una reparación menor, la construcción de un oleogasoducto y una estructura ligera marina.

Se estima que el programa permitirá recuperar aproximadamente 3.64 millones de barriles de aceite y 1.60 mil millones de pies cúbicos de gas natural a partir de agosto de 2024. La inversión total prevista para el programa es de 367.37 millones de dólares, distribuidos en 361.13 millones de dólares para capital, 6.24 millones de dólares en gastos operativos y 4.08 millones de dólares en otros egresos.

La CNH ha validado la viabilidad técnica del programa, asegurando que Pemex puede continuar con sus operaciones en el campo hasta que se complete el programa o se apruebe una modificación.

Pemex lidera deuda petrolera en América Latina: Fitch Ratings

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La deuda financiera de Petróleos Mexicanos (Pemex) sigue siendo un tema de conversación. Según un análisis de Fitch Ratings, la empresa estatal mexicana acapara el 60% del pasivo total de las principales productoras de petróleo en América Latina, con 106 mil 056 millones de dólares, superando significativamente a otras empresas del sector. De las 11 empresas evaluadas, incluidas cinco nacionales y seis independientes, la deuda total al cierre de 2023 fue de 176 mil millones de dólares, de los cuales 106 mil 056 millones pertenecen a Pemex.

Petrobras, la mayor productora de crudo de la región, reportó una deuda de 28,801 millones de dólares, 3.7 veces menor que la de Pemex, aunque produce el doble, con 3.6 millones de barriles diarios frente a los 1.8 millones de Pemex. Otras empresas nacionales como Ecopetrol de Colombia, YPF de Argentina y Heritage Petroleum de Trinidad y Tobago, así como las independientes como GeoPark Limited y Frontera Energy Corporation, tienen pasivos mucho menores en comparación con Pemex.

El gobierno mexicano ha intentado reducir esta deuda, pero sigue siendo un desafío tanto para Pemex como para las finanzas públicas del país. Fitch Ratings destaca que los altos impuestos aplicados históricamente a Pemex han dejado a la empresa sin capacidad para mantener el gasto de capital necesario para su operación eficiente. Esto, junto con demoras en proyectos clave como la refinería Dos Bocas, ha agravado los problemas de flujo de efectivo y aumentado el endeudamiento.

La agencia prevé que Pemex seguirá siendo una carga fiscal significativa para México, impactando negativamente en las finanzas públicas. Desde 2019, el gobierno mexicano ha proporcionado a Pemex alrededor del 1% del PIB anualmente, lo que reduce la recaudación de impuestos y afecta la economía nacional. Fitch menciona que todo lo que genera Pemex se destina al pago de intereses de la deuda, en lugar de invertirse en áreas rentables como Exploración y Producción.

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Petrobras anuncia nuevo hallazgo de gas en Colombia

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Petrobras confirmó un nuevo hallazgo significativo de gas en el pozo Uchuva-2, ubicado en aguas profundas frente a la costa de Colombia. Esta confirmación sigue al descubrimiento realizado en el pozo Uchuva-1 en 2022, y refuerza el potencial volumétrico de gas natural en la región.

El pozo Uchuva-2, que inició su perforación el 19 de junio, se encuentra a 31 km de la costa y a una profundidad de agua de 804 metros. El pozo está en su cuarta fase de perforación y se ha verificado el intervalo portador de gas mediante registros de cable de línea, con análisis adicionales previstos en laboratorio.

El consorcio, liderado por Petrobras (44.44% de participación) en asociación con Ecopetrol (55.56% de participación), continuará con las operaciones para completar la perforación del pozo y caracterizar las condiciones de los reservorios descubiertos. Se espera realizar una prueba de formación para finales de 2024.

Las operaciones de Petrobras en el Bloque Tayrona se alinean con la estrategia a largo plazo de la empresa, enfocada en reponer reservas de petróleo y gas mediante la exploración de nuevas fronteras, y en colaboración para satisfacer la demanda global de energía durante la transición energética.

Cheniere firma nuevo acuerdo de exportación de GNL

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Cheniere, exportador estadounidense de gas natural licuado (GNL), ha cerrado un acuerdo a largo plazo con Galp Trading para su proyecto de expansión en la terminal Sabine Pass, ubicada en Louisiana. Este contrato está previsto para iniciar a principios de la década de 2030 y contempla la entrega de 500,000 toneladas por año de GNL, indexadas al índice Henry Hub. Los términos financieros del acuerdo no han sido revelados.

El contrato está condicionado a la decisión final de inversión (FID) de Cheniere para la expansión de Sabine Pass, que incorporará dos nuevas unidades de licuefacción a las seis existentes. Aunque aún no se ha anunciado formalmente un calendario para la FID, en febrero pasado, Cheniere presentó solicitudes a la Comisión Federal de Regulación de Energía (FERC) y al Departamento de Energía de EE. UU. (DoE) para su aprobación. No obstante, la pausa de la administración Biden en nuevas autorizaciones de exportación de GNL por parte del DoE sigue pendiente.

Adicionalmente, Galp comprará una «cantidad limitada de cargamentos anticipados» de Sabine Pass antes de que comiencen a producirse los nuevos trenes de licuefacción, según informó Cheniere.

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Eni México inicia producción en la plataforma Amoca 2

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Eni México ha anunciado el inicio de la producción en la plataforma Amoca 2, marcando un hito significativo en sus operaciones. Con esta adición, el campo Área 1 cuenta ahora con cuatro plataformas y una FPSO en funcionamiento.

El anuncio fue realizado por Giorgio Guidi, Managing Director de Eni México, a través de su cuenta de LinkedIn. Guidi expresó su entusiasmo por este logro y destacó el compromiso, la pasión y la competencia de su equipo y contratistas, quienes han trabajado en conjunto sin comprometer la seguridad.

Este avance representa un paso más hacia el desarrollo sostenible del plan energético de México, y Guidi invitó a agradecer a todas las personas que trabajan arduamente cada día para apoyar este objetivo.

Exxon pospone el inicio del proyecto de exportación de GNL Golden Pass

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Exxon Mobil Corp. y QatarEnergy dedidieron posponer hasta finales del próximo año el inicio del proyecto de exportación de gas natural licuado (GNL) Golden Pass en Texas, valorado en 10,000 millones de dólares. Esta decisión surge tras la quiebra del contratista principal, Zachry Holdings Inc.

El mes pasado, ambas compañías acordaron que otros contratistas finalizaran las obras del proyecto, allanando el camino para su reanudación después de varios contratiempos en el año. La nueva fecha de inicio significa un retraso de aproximadamente seis meses respecto al calendario original, según informó Kathy Mikells, directora financiera de Exxon, durante una entrevista.

El proyecto Golden Pass, con una capacidad de 18 millones de toneladas métricas anuales, se estancó cuando Zachry Holdings Inc. inició un proceso voluntario de Chapter 11 en mayo, despidiendo a miles de trabajadores. John Zachry, Presidente y CEO de la empresa, declaró que enfrentaron desafíos significativos debido a la pandemia de COVID-19 y cuestiones geopolíticas internacionales.

En junio, el Tribunal de Quiebras del Distrito Sur de Texas aprobó el acuerdo entre Zachry y Golden Pass LNG Terminal LLC, junto con los socios de la empresa conjunta CB&I LLC y Chiyoda International Corporation. Este fallo judicial permitió a Golden Pass reanudar la construcción de forma acelerada, mientras que Zachry abandonará el proyecto.

Chiyoda, que había ganado el contrato para construir Golden Pass LNG en una empresa conjunta con McDermott y Zachry, asumirá ahora el papel de contratista principal. La ubicación estratégica del proyecto, a unos 16 kilómetros al sur de Port Arthur, en el condado de Jefferson (Texas), en la vía navegable Sabine-Neches, es ideal para los buques metaneros debido a la profundidad del puerto de la costa del Golfo.

La capacidad estimada del proyecto, una vez completado, será de unos 18 millones de toneladas de GNL al año, lo que lo convierte en una de las mayores instalaciones de exportación de GNL del país.

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