En el segundo día de trabajos del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP) 2019, la secretaria de Energía, Rocío Nahle, insistió en que ante el retraso de los resultados prometidos en la Reforma Energética se decidió por el momento no entregar un solo contrato más, hasta ver resultados satisfactorios en los 107 contratos adjudicados en materia petrolera.
“Sería una irresponsabilidad de nuestra parte entregar más contratos sin tener una valoración de los que ya se tienen. Ningún contrato se suspendió, al contrario, desde un inicio el presidente Andrés Manuel López Obrador y una servidora nos reunimos con quienes tienen estos 107 contratos para trabajar de manera conjunta y apoyar a las empresas.
“Había una ronda de licitación para asociaciones con Petróleos Mexicanos, pero si Pemex trae en 22 campos 123 pozos para intervenir en este año, evidentemente necesita todos sus recursos ahí. Entonces, me parece una visión muy centrada de que en este momento Pemex no quiere esos farmouts”, explicó.
Durante su conferencia magistral, abundó en que si el día de mañana Pemex, como cualquier otra empresa, decide ir en asociación con otra estará actuando conforme al interés de la empresa y sobre el interés nacional.
Finalmente, sobre este tema recordó que la ley marca que la Secretaría de Energía y la Comisión Nacional de Hidrocarburos tienen la facultad para decidir hacer o no hacer rondas, por lo que no hay un tiempo estimado para la duración de la suspensión de la ronda de farmouts para Pemex.
El Ing. Octavio Romero Oropeza, director general de Petróleos Mexicanos (Pemex), fue el encargado de dar el mensaje del presidente Andrés Manuel López Obrador en la inauguración del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP) 2019.
En su discurso, el directivo hizo un recuento de las principales acciones y resultados en materia petrolera a casi siete meses de que diera inicio la nueva administración federal. Entre ellas, destacó el combate al robo de combustible, el desarrollo de 20 nuevos campos y el saneamiento de las finanzas de la empresa, que junto con las políticas de austeridad han dado muestra de que sí es posible un nuevo modelo de gestión para Pemex.
“El Gobierno de México estableció en el Plan Nacional de Desarrollo que el sector energético sea una de las palancas estratégicas para impulsar el desarrollo económico de México. Por ello, se propuso como uno de sus grandes propósitos la Estrategia General de Exploración y Producción de Aceite y Gas, de la cual se comprenden dos componentes fundamentales: el incremento en la actividad exploratoria y el desarrollo acelerado de los yacimientos descubiertos, con el objetivo de alcanzar una meta de producción de 2 millones 480 mil barriles diarios en promedio anual en 2024 y con una producción al cierre del mismo año de 2 millones 654 mil barriles por día”, explicó.
Para llevar a cabo esta estrategia, afirmó que Pemex requiere de empresas con la capacidad económica e historial ético que garanticen relaciones productivas y una dinámica de colaboración estrecha, así como esquemas que den confianza a los inversionistas, a fin de atraer su interés para financiar los proyectos propuestos.
“Tenemos la disposición de trabajar con las empresas mexicanas y extranjeras para realizar inversiones, siempre y cuando resulten benéficas para ambas partes. Por ello nos interesa trabajar con empresas y empresarios que compartan los más altos valores, que ahora nos rigen en Petróleos Mexicanos”, enfatizó.
Targa Fuels y Petróleos Mexicanos Transformación Industrial firmaron un contrato para la compra, distribución y abasto de gasolina y diésel.
El convenio contempla la distribución de la gasolina premium de 92 octanos, la regular de 87 octanos y el diésel UBA, que se encuentran en las Terminales de Almacenamiento y Reparto de PEMEX.
La empresa importadora Targa Fuels, experta en innovación y tecnología, se encarga de la comercialización de combustibles a través de estaciones de servicio móviles, concepto novedoso en el país que facilita la distribución y abasto de los energéticos en todas las regiones.
Con este acuerdo, Targa Fuels contribuye al compromiso de modernizar e impulsar el desarrollo de México, a través de una logística que hace más eficiente la gestión de los combustibles a lo largo y ancho del territorio mexicano.
El Cenace dio a conocer un comunicado en el que declararon un estado operativo de emergencia en la península de Yucatán para los próximos meses, sin embargo, posteriormente aclaró que no existen condiciones que fundamenten tal declaratoria y que el aviso fue, únicamente, preventivo.
Dijo que la notificación realizada a los integrantes de la industria eléctrica es parte de las medidas preventivas para mantener en todo momento un suministro seguro y confiable en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y, en particular, en la Península de Yucatán.
Indicó que la península cuenta con una capacidad de dos mil 453 megawatts, destacando las centrales generadoras de ciclo combinado, además de los enlaces con la Red Nacional de Transmisión, por lo que existe suficiencia de suministro eléctrico para la demanda máxima de energía prevista en este verano.
Añadió que, si esta capacidad instalada no llegara a ser suficiente en la región, por su ubicación geográfica, cuenta con un sistema de transmisión complementario que puede suministrar la energía eléctrica necesaria.
Aseguró que el mensaje que cita, de manera textual: «Este 17 de junio del año en curso el Cenace notificó de manera preventiva a todos los integrantes de la industria eléctrica las condiciones operativas previstas para la Península de Yucatán, durante el verano del año en curso, a raíz de las limitaciones que se han registrado en el suministro de gas natural en la región» sólo tuvo como propósito informar de manera transparente a los integrantes de la industria eléctrica para que, en el ámbito de sus respectivas competencias, se lleven a cabo las medidas operativas necesarias en caso de que el centro llegase a declarar un estado operativo en emergencia.
Detalló que, entre las medidas preventivas que se han dispuesto con base en la política energética actual, se encuentran las diligencias correspondientes para incrementar en la red de gasoductos la oferta y disponibilidad de gas natural, esto además de la modificación de la estación de compresión en Cempoala, los trabajos para la instalación de un cabezal de descarga múltiple de diésel en la Central de Ciclo Combinado Mérida III, y el reforzamiento de los medios de abastecimiento de combustible diésel, como respaldo para las centrales de ciclo combinado en el sureste del país.
Durante su conferencia matutina, el Presidente Andrés Manuel López Obrador negó que exista una confrontación con los empresarios mexicanos por la cancelación de rondas petroleras y añadió que la relación es muy buena y se respetarán todos los contratos existentes.
Reiteró que su gobierno tiene interés en que los sectores público y privado trabajen de manera conjunta, sin embargo, subrayó que «no se trata de dar concesiones a diestra y siniestra porque, si los contratos ya otorgados no han alcanzado los resultados deseados, no se puede continuar con el mismo método».
Asimismo, recordó que durante la firma del pacto con los empresarios, se advirtió a los contratistas de la reforma energética que, de no aumentar la producción, las rondas petroleras serían suspendidas.
Aclaró también que podría haber nuevas rondas petroleras o se podrían ampliar contratos sólo si hay inversión para la producción.
Petróleos Mexicanos (Pemex) presentó una denuncia contra los integrantes del Consejo de Administración que avalaron la adquisición de la empresa Fertinal en el año 2015 con un sobreprecio y, prácticamente, en quiebra.
Al respecto, el ex secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, señaló que la aprobación de dicha compra se hizo a partir de avalúos y dictámenes que presentó la administración de Pemex, realizados por firmas internacionales establecidas en el país, y de reconocido prestigio, que acreditaban el valor de los activos, la viabilidad y la conveniencia de la compra venta de dicha empresa.
«Los exintegrantes del Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos, que conocimos del caso Fertinal, somos personas honorables, con distintas especialidades y orígenes, pero con el común denominador de haber trabajado siempre bajo el principio de buena fe, por el bien de Pemex y del país, a partir de la información que se puso a nuestra disposición», manifestó.
Subrayó que se vulnera el principio constitucional de la presunción de inocencia cuando se dan por verdad dichos no acreditados con pruebas o se distorsionan hechos que propician condenas sumarias no sustentadas en el debido proceso legal.
«Reitero mi solicitud ante la Fiscalía General de la República para efectos de ser citado a comparecer y conocer las acusaciones que se nos formulan, así como también, para contribuir al esclarecimiento de los hechos que el país reclama», concluyó.
En el marco de la 33ª Sesión Extraordinaria de 2019, el Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronunció sobre el Plan de Desarrollo para la Extracción, presentado por Pemex Exploración y Producción (PEP) para el campo Ixachi, correspondiente a la Asignación AE-0032-3M –Joachín-02.
El campo Ixachi se localiza a 26 kilómetros al NE del poblado de Tierra Blanca, Veracruz, y a 26 kilómetros al SW del poblado de Ignacio de la Llave, Veracruz. Geológicamente se encuentra en la cuenca de Veracruz.
Ixachi es un campo terrestre del que Pemex contempla incrementar la producción actual en octubre 2019 y espera tener un pico de producción de 82.5 miles de barriles diarios (mbd) de condensado y 638.5 millones de pies cúbicos por día (mmpcd) de gas en el año 2022.
El programa de inversión contemplado para este campo asciende a un total $6,404 millones de dólares (mdd). De dichos recursos, el 86.95% se destinarán al desarrollo del campo (construcción de instalaciones y perforación de pozos), el 10.40% serán para la producción (construcción de instalaciones, operación de instalaciones de producción y ductos) y el 2.65% para el abandono del campo (desmantelamiento de instalaciones).
El campo Ixachi fue descubierto con la perforación del pozo Ixachi-1, mismo que inició su perforación el 25 de enero de 2017 y finalizó la etapa de terminación el 09 de noviembre de 2017, resultando productor de condensado de 41.6 °API en la formación del Cretácico Medio.
Ixachi es el sexto Plan de Desarrollo prioritario que aprueba la CNH respecto de los 20 proyectos que la empresa productiva presentará. La producción acumulada de los 6 Planes, en su pico de producción, suman alrededor de 190 mil barriles diarios.
El Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) y la empresa GenOil Inc., suscribieron un Memorando de Entendimiento con el objetivo de establecer las directrices de cooperación entre ambos para generar, de manera conjunta, nuevas oportunidades en materia de mejoramiento de crudos pesados y extra pesados.
El interés del Memorando incluye la búsqueda de oportunidades de negocio, el desarrollo de potenciales inversiones en proyectos de servicios, el escalamiento de productos, la prestación de servicios tecnológicos, consultoría y asesoría especializada, el fomento a la inversión, capacitación especializada y comercialización de todo lo relacionado con el procesamiento de crudos pesados; así como para el proceso de hidrotratamiento.
El IMP participa con sus capacidades en el mejoramiento de crudos pesados y residuos para producir crudos mejorados de alto valor, con propiedades similares a las de crudos ligeros, como la del grupo de investigadores del IMP, dirigidos por el doctor Jorge Ancheyta, que desarrollaron la tecnología HIDRO-IMP®, la cual presenta importantes ventajas económicas y operativas sobre las tecnologías convencionales y resulta una opción muy favorable para el mejor aprovechamiento de los crudos pesados.
En tanto que GenOil Inc., compañía de desarrollo de tecnología que ha realizado avances importantes en procesos de hidroconversión, está interesada en colaborar con el IMP, combinando sus fortalezas y experiencias, bajo el esquema de consorcios para proporcionar las propuestas más competitivas para los grandes proyectos de infraestructura de la industria petrolera.
La conjunción de capacidades entre ambas instituciones busca realizar aplicaciones de estas tecnologías en beneficio de la industria, y para un mejor aprovechamiento de los principales crudos que se producen en México.
Los precios del crudo marchan este martes a la baja, ya que el barril de Brent se ubicó en 60 dólares, lejos de los más de 75 que alcanzó hace dos meses, cuando tocó sus máximos en seis meses. Mientras que el tipo West Texas, de referencia estadounidense, se sitúa en los 51 dólares.
Los mercados energéticos fueron afectados por las dudas en materia de política monetaria y la escalada en las tensiones en Medio Oriente, luego del incidente con dos petroleros el jueves pasado. Otro factor que influyó fue el envío de mil militares que hizo Estados Unidos a la zona para hacer frente a las amenazas de Irán contra sus intereses.
El barril de petróleo tipo Brent del Mar del Norte para entregas en agosto se cotizaba en 60.47 dólares al inicio de la sesión de hoy (08:00 GMT) en el mercado electrónico Intercontinental Petroleum Exchange (ICE). En tanto, el Brent perdía 47 centavos de dólar (0.77%) respecto al cierre previo, de 60.94 por barril.
El crudo estadounidense West Texas Intermediate (WTI) para entregas en julio, también a las 08:00 GMT, caía 26 centavos de dólar (0.50%) y se cotizaba en 51.67 dólares por barril.
Por su parte, la canasta de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se cotizó el lunes en 61.60 dólares, lo que representó una ganancia de 35 centavos de dólar (0.57%) respecto al cierre previo, informó el cártel.
Como parte de su nueva estrategia de negocios, Petróleos Mexicanos (Pemex) definió como su objetivo prioritario detener y revertir la caída de producción de petróleo, para lo cual lleva a cabo un récord histórico de inversión para el desarrollo de 20 nuevos campos petroleros.
Cabe señalar que Pemex llevaba 14 años consecutivos en la caída de su producción de petróleo desde que registró 3.4 millones de barriles diarios (MMbd) como su máximo de producción en 2004 y es, entre 2015 y 2018, cuando el declive de la producción acumuló casi medio millón de barriles diarios debido a que la empresa no invirtió en ningún nuevo desarrollo de campos petroleros en estos tres años.
A lo largo de la última década, Pemex solamente inició el desarrollo de 23 nuevos campos. En contraste, la nueva administración implementó un plan para invertir en este año en 20 nuevos desarrollos, 16 en aguas someras y cuatro en áreas terrestres, los cuales ya están en ejecución, es decir son una realidad. En tan solo seis meses, esta nueva administración iguala, en cuanto a número de nuevos desarrollos iniciados, lo realizado en casi una década por las administraciones anteriores.
Para los 20 nuevos desarrollos, Pemex ha concluido la totalidad de la contratación de infraestructura marina consistente en 13 plataformas, 14 ductos marinos que representan 175 km de tendido, interconexiones en 7 plataformas existentes, construcción de 3 peras y ampliación de 9 existentes, 13 ductos terrestres que representan 88 km de tendido e instalación de una batería de separación y optimización de las ya existentes. Asimismo, en breve concluirá la contratación de los servicios de perforación y terminación de 128 pozos asociados a estos 20 nuevos campos más dos desarrollos ya existentes que se están ampliando y que requerirán 2 plataformas y 2 ductos adicionales que también están en proceso de contratación.
Anteriormente, el tiempo promedio que Pemex empleaba para los trabajos previos al inicio del desarrollo de un campo petrolero era superior a los 2.5 años. Ahora Pemex está logrando reducir los tiempos de gestión para iniciar la ejecución de las actividades de desarrollo de campos petroleros. Un ejemplo es el campo Ixachi, el yacimiento más relevante de los 20 nuevos desarrollos, cuyo descubrimiento se realizó en noviembre de 2017 y se espera que en este mes de junio (es decir, en 19 meses) sea aprobado su plan de desarrollo. Al día de hoy sus dos primeros pozos tienen una producción de casi 4 mil barriles diarios (Mbd) de petróleo crudo como parte de las actividades de evaluación. Este yacimiento llegará a producir hasta 80 Mbd de petróleo crudo. Se estima que los tiempos entre el descubrimiento y el inicio del desarrollo para campos terrestres menos complejos sea menor a un año.
Durante el verano comenzará la instalación de las plataformas marinas contratadas, además de las instalaciones para la perforación en tierra de los nuevos desarrollos. De tal forma que para finales del mes de agosto de este año se espera que entre en producción la plataforma Xikin-A. En los meses de noviembre y diciembre inician con los desarrollos Xikin y Esah, posteriormente el resto, para comenzar a producir con al menos un pozo cada desarrollo.
Así, hacia finales del mes de diciembre se esperaría una producción conjunta de estos nuevos desarrollos de aproximadamente 70 mil barriles diarios (Mbd) de petróleo crudo. La producción de estos 20 nuevos campos más los dos desarrollos en campos existentes crecerá gradualmente hasta alcanzar una producción estimada de 267 Mbd hacia finales del año 2020 y de 320 Mbd para fines del año 2021.
Además del logro de reducción en el tiempo de ejecución, sin corrupción, con procesos innovadores y el apoyo del sector privado, Pemex logró una reducción promedio ponderada de 26 por ciento en el costo de los nuevos contratos de servicios. Para el cálculo del ahorro se toma como referencia el costo unitario de los mismos conceptos contratados en años anteriores. En la tabla siguiente se muestra un ejemplo con el comparativo de precios bajo los cuales se están contratando los nuevos servicios.
A la fecha, Pemex tiene un estimado de ahorros del orden de 23,308 millones de pesos en este proceso de contratación de infraestructura y de servicios para los 20 nuevos desarrollos. Cabe señalar que además de estos ahorros en los precios contratados, existe un ahorro todavía mayor toda vez que se está utilizando infraestructura ya construida por Pemex en años anteriores, pues los 20 nuevos desarrollos se encuentran cerca de ductos, baterías de separación y/o de centros procesadores que hoy en día están subutilizados al haber caído más de 40 por ciento la producción de crudo en los últimos años. Esta combinación de factores reducirá de manera relevante el costo de producción por barril de petróleo y con ello los requerimientos de capital en la empresa.
Por otra parte, para la contratación de estos nuevos desarrollos Pemex modificó el proceso administrativo, innovando al integrar de manera vertical y horizontal los servicios y la infraestructura requerida para el desarrollo de un campo petrolero logrando importantes economías de escala.
Anteriormente el proceso estaba fragmentado en decenas de contratos que alargaban los tiempos de ejecución y elevaba considerablemente los costos. Ahora se integraron clústers con un número definido de campos a desarrollar y por cada clúster se tiene un solo contrato integral de servicios.
Además, en el caso de los servicios de perforación se innovó con la incorporación de un modelo de incentivos dirigido a las empresas, para que éstas optimicen procesos para la reducción de los plazos de ejecución de las obras. El modelo considera un esquema que asigna, en una primera etapa el 70 por ciento de pozos a perforar y dejando, para una segunda etapa el 30 por ciento restante que se asignará a los consorcios que obtengan los mejores resultados durante la etapa 1.
De esta forma, desde el inicio de los contratos, se llevará un registro de los tiempos de ejecución real por pozo y la medición del desempeño estará basada en dos conceptos de evaluación del proyecto: nivel de cumplimiento (servicios) y evaluación de eficiencia del proceso con base en un índice de construcción.
