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Pemex aumentará proceso de crudo a 1.702 mbd para finales de 2024

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Pemex proyecta cerrar el año 2024 con un proceso de crudo de 1.702 millones de barriles diarios, marcando un aumento significativo del 233% respecto al volumen transformado al final de 2018. Esta cifra se logrará gracias a la plena operación de la nueva refinería Olmeca en Paraíso, Tabasco, que alcanzará su máxima capacidad en septiembre de 2024.

El director general de Pemex, Octavio Romero Oropeza, destacó que el Sistema Nacional de Refinación, compuesto por seis refinerías en Salamanca, Salina Cruz, Cadereyta, Minatitlán, Tula y Madero, procesará 1.093 millones de barriles diarios. Esto representa un incremento del 99.7% en comparación con el 2018, cuando el proceso cayó a 511,000 barriles diarios. La utilización de la capacidad nacional de refinación alcanzará un promedio del 67% al final del año, un aumento notable desde el 31% registrado al inicio de la administración actual.

La modernización del Sistema Nacional de Refinación, con inversiones superiores a los 42,000 millones de pesos, ha impulsado un incremento adicional del 17% en la capacidad de procesamiento, comparado con los 936,000 barriles diarios alcanzados al cierre del primer semestre del año.

Además, la refinería Deer Park en Texas, propiedad completa de Pemex desde hace dos años, contribuirá con 269,000 barriles diarios, representando el 16% del total procesado por Pemex. La nueva refinería en Dos Bocas también operará al 100% de su capacidad en septiembre, procesando 340,000 barriles diarios.

Con estas inversiones y mejoras operativas, el déficit en la elaboración de combustibles disminuirá a 52,000 barriles por día, lo que representa solo el 4% de la demanda total de 1.268 millones de barriles diarios.

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Ecuador y ENAP renegocian acuerdo petrolero con inversión de 90 mdd

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Ecuador y una filial de la petrolera estatal chilena ENAP renegociaron un acuerdo para la explotación de un bloque petrolero en la Amazonía ecuatoriana, con una inversión adicional de 90 millones de dólares hasta el 2035, informó el sábado el Ministerio de Energía en Quito.

El nuevo acuerdo, firmado el pasado 15 de julio entre el ministerio y la empresa ENAP SIPEC, permitirá aumentar las reservas en 5.6 millones de barriles de crudo.

Antonio Goncalves, ministro de Energía, señaló: «El 98% de las nuevas inversiones, comprometidas por parte de la operadora, se realizarán durante los primeros cinco años posteriores a la suscripción de la documentación. Seguiremos impulsando una industria responsable con las comunidades y sostenible con el ambiente».

ENAP suscribió un contrato de prestación de servicios en 2010 con Ecuador para operar tres bloques. La operación del bloque 46, ubicado en la provincia de Orellana en el nororiente del país, con una producción de 16,700 barriles diarios (bpd), ya había sido renegociada a inicios de 2021.

Actualmente, la producción de ENAP en Ecuador se ubicó en 28,443 bpd al 18 de julio de 2024, según datos oficiales.

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EXPOGAS Veracruz 2024: Un Encuentro Estratégico para el Sector Gasolinero

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La Asociación Mexicana de Proveedores de Estaciones de Servicio (AMPES) celebró con éxito la edición de EXPOGAS Veracruz 2024, un foro técnico y de negocios que reunió a más de 200 participantes clave del sector gasolinero nacional el pasado 18 de julio en el Hotel Galería Plaza Veracruz.

El evento se destacó como una plataforma integral para el intercambio de conocimientos y la generación de oportunidades, permitiendo a los asistentes explorar las últimas tendencias, tecnologías y regulaciones que están transformando la industria gasolinera. Además, los más de 32 proveedores especializados presentes ofrecieron información crucial sobre las nuevas normativas, productos y servicios disponibles en el mercado.

Durante la jornada, los participantes pudieron:

  • Tomar decisiones estratégicas informadas basadas en un análisis profundo del panorama actual.
  • Establecer contactos y generar nuevas oportunidades de negocio con empresas líderes del sector.

El programa del evento incluyó paneles y mesas de diálogo de gran relevancia, tales como:

  • “Cambio de Tanques: Mitos, Realidades y Marco Regulatorio”
  • “Cumplimiento Anexo 30”
  • “Normatividad (ASEA-CRE-PROFECO)”
  • “Instrumentos de Medición y Control de Inventarios”
  • Conferencia magistral: “Hacia un Futuro Energético Sostenible: Propuestas y Riesgos de la Transición Energética”

La conferencia magistral fue impartida por los reconocidos expertos Rosanety Barrios y Gonzalo Monroy, quienes analizaron los desafíos y oportunidades de la transición hacia un futuro energético sostenible en el sector gasolinero.

La elección de Veracruz como sede no fue casual. Con más de 750 estaciones de servicio, el estado se presenta como un punto estratégico debido a su ubicación geográfica privilegiada, moderna infraestructura y el rol vital del sector en la economía local. Estos factores, junto con el interés de los actores locales por el desarrollo de la industria, crean un entorno propicio para la inversión y la colaboración.

El evento contó con la participación del Ingeniero Rómulo Sánchez, Director General de la Agencia Estatal de Energía, y la Dra. Alicia Zazueta, Presidenta de AMPES, quien en su discurso destacó la importancia del evento para el sector y reafirmó el compromiso de AMPES con la profesionalización y el desarrollo de la industria gasolinera en México.

La Dra. Zazueta expresó su agradecimiento a todos los asistentes, conferencistas, expositores y empresas que contribuyeron al éxito de EXPOGAS Veracruz 2024, asegurando que AMPES continuará trabajando para crear espacios de diálogo, actualización y generación de oportunidades en beneficio de todos los actores del sector.

Gobierno reduce 66% estímulo fiscal a gasolina magna por caída del petróleo

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El gobierno federal decidió recortar en un 66% el estímulo fiscal a la gasolina Magna para la semana del 20 al 26 de julio, fijando el apoyo en 26.11 centavos por litro. Esta medida es una respuesta a la reciente caída en los precios internacionales del petróleo, que el viernes alcanzaron niveles no vistos en más de un mes.

El estímulo anterior, de 78.08 centavos, ha sido disminuido debido a la baja en el precio del petróleo estadounidense West Texas Intermediate (WTI), que se redujo más del 2% pasando de 82.21 a 80.14 dólares por barril. Este descenso se atribuye a la fortaleza del dólar, las expectativas de un posible acuerdo de cese al fuego en Gaza y preocupaciones sobre una reducción en la demanda de crudo en China.

Con la reducción del estímulo, los consumidores pagarán una cuota de Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) de 5.91 pesos por litro, frente a los 5.39 pesos de la semana pasada. La gasolina premium y el diésel se quedan sin estímulo fiscal, lo que implica el pago total del IEPS para estos combustibles, que asciende a 5.21 y 6.79 pesos por litro, respectivamente.

A pesar de la baja en los precios internacionales del crudo, los precios de la gasolina en México siguen cerca de sus niveles máximos históricos. Este domingo 21 de julio, el precio promedio de la gasolina Magna en el país se ubicó en 23.91 pesos por litro, apenas un centavo por debajo del récord histórico de 23.92 pesos.

El gobierno utiliza esta política fiscal de estímulos para mitigar los impactos de las fluctuaciones en los precios internacionales del petróleo sobre los consumidores locales, con el objetivo de evitar aumentos bruscos en los precios de la gasolina en las estaciones de servicio mexicanas.

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Pemex inicia producción en el Pozo Puk con 1,700 barriles diarios en Tabasco

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Petróleos Mexicanos (Pemex) comenzó la producción en el pozo exploratorio Puk, ubicado en el estado de Tabasco. Actualmente, el pozo está generando más de 1,700 barriles de petróleo diarios.

El pozo Puk ha demostrado un potencial significativo con la presencia de 13 arenas que podrían contener entre 8 y 15 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. El plan de desarrollo para el campo incluye la perforación de aproximadamente 4 pozos adicionales. Su cercanía al campo Jep añade valor estratégico al proyecto, estimando una rentabilidad conjunta de 18 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Ubicado en el municipio de Huimanguillo, el pozo terrestre Puk tiene recursos prospectivos de 11 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. El aceite esperado es ligero, con un rango de 25-31 °API, y la probabilidad de éxito geológico es del 27%.

Octavio Romero Oropeza, director general de Pemex, subrayó la relevancia del pozo Puk debido a su proximidad al campo Quesqui. Esta cercanía, junto con su proximidad a los pozos Jep y Chucox, facilitará una producción más eficiente y económica. Romero Oropeza destacó que, a pesar de ser un yacimiento con reservas relativamente pequeñas, la conectividad con la infraestructura existente de Quesqui optimiza su rentabilidad y reduce los costos operativos.

El pozo Puk, junto con los campos vecinos, representa una oportunidad importante para Pemex, dada su cercanía a otras reservas significativas y la infraestructura que permite una extracción más ágil y económica.

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Woodside Energy adquiere Tellurian por 1.2 mmd

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Woodside Energy anunció la adquisición del desarrollador estadounidense de gas natural licuado (LNG) Tellurian por un total de 1.2 mil millones de dólares. Este acuerdo incluye el proyecto Driftwood LNG, ubicado en la Costa del Golfo de EU, en Lake Charles, Louisiana. Este movimiento podría fortalecer la posición de EU como el mayor productor mundial de LNG, asegurando la finalización de la instalación de 27.6 millones de toneladas métricas por año de Tellurian. Además, este proyecto ampliará la capacidad de producción de Woodside, añadiendo una oportunidad de desarrollo escalable en EU a su capacidad existente de 10 millones de toneladas métricas por año en Australia.

La transacción incluye la compra en efectivo de $900 millones de acciones comunes de Tellurian a $1 por acción, lo que representa una prima del 75% respecto al último precio de cierre de Tellurian. Se espera que la adquisición se complete antes de fin de año. Meg O’Neill, CEO de Woodside, señaló que esta adquisición posiciona a la compañía como una potencia global en LNG. Tellurian, por su parte, ha asegurado que no planea despidos y espera mantener una alta tasa de retención de personal después del cierre del acuerdo.

La administración de Biden ha pausado las aprobaciones para nuevas exportaciones de LNG a países sin acuerdos de libre comercio con EU, dificultando que otros desarrolladores de LNG avancen en sus propuestas. Sin embargo, este acuerdo proporciona a Woodside acceso a un proyecto totalmente autorizado en EU. Las acciones de Tellurian subieron un 65% a 94 centavos por acción tras el anuncio, su nivel más alto desde marzo. Saul Kavonic, analista de energía de MST Marquee, indicó que este tipo de adquisición es la adecuada para Woodside, en comparación con su intento fallido de fusionarse con la empresa australiana Santos.

Esta adquisición no solo representa una solución para los problemas financieros de Tellurian, sino que también refuerza la posición de Woodside en el mercado global de LNG. La finalización de la primera fase del proyecto Driftwood está prevista para el primer trimestre de 2025, lo que podría consolidar aún más el papel de Woodside en la industria energética mundial.

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McDermott reinicia operaciones en Tamaulipas con 50 mdd

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La empresa constructora de plataformas petroleras McDermott anunció la reactivación de sus operaciones en Altamira, Tamaulipas, con un nuevo proyecto de 50 millones de dólares. Esta inversión, que se traducirá en la creación de 900 empleos directos, marca un importante paso para la región y el sector industrial local.

En un comunicado estatal, Anabell Flores, subsecretaria de Inversión de la Secretaría de Economía, destacó la confianza en el estado gracias a la política económica impulsada por el gobernador Américo Villarreal. Flores subrayó que el proyecto refleja las oportunidades ofrecidas por Tamaulipas y el ambiente favorable para los negocios generado por el trabajo conjunto entre los tres órdenes de gobierno y el sector industrial. La subsecretaria también reiteró el compromiso de la administración para respaldar el éxito del proyecto.

McDermott, una empresa consolidada en el sector metalmecánico de construcción de plataformas petroleras, llevará a cabo la construcción de una plataforma de producción denominada Manatee para Shell en Trinidad y Tobago. Esta plataforma NUI, con un peso aproximado de 4,600 toneladas, se suma a las iniciativas de la compañía en el Golfo de México y América Latina.

La ceremonia de inicio del Proyecto Manatee contó con la presencia de Armando Martínez, presidente municipal de Altamira; Jorge Chapa, director general de McDermott; ejecutivos de la compañía y representantes de las autoridades portuarias de Altamira.

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ONGC compra activos petroleros en el Mar Caspio por 60 mdd

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La empresa india ONGC Videsh firmó un acuerdo de 60 millones de dólares con Equinor para incrementar su participación en el campo petrolero Azeri Chirag Gunashil (ACG) en el Mar Caspio y en el oleoducto asociado, según anunció la compañía india el viernes. OVL, el brazo de inversión en el extranjero de la principal exploradora de India, comprará una participación del 0.615% en el campo petrolero y un 0.737% en el oleoducto Baku Tbilisi Ceyhan (BTC) de Equinor. Se espera que las adquisiciones se completen en los próximos meses.

El campo ACG, operado por BP, es el mayor yacimiento petrolífero en el sector de Azerbaiyán del Mar Caspio. El oleoducto BTC se utiliza para transferir petróleo crudo a la costa mediterránea turca. Actualmente, ONGC Videsh tiene un interés del 2.31% en el campo ACG y un 2.36% en el oleoducto BTC. Esta nueva adquisición reforzará su posición en la región.

Otros socios en el campo incluyen la compañía estatal de energía de Azerbaiyán SOCAR, la empresa energética húngara MOL, las japonesas Inpex e Itochu, y la turca TPAO. Con esta inversión, ONGC Videsh continúa expandiendo su presencia en el sector energético global, consolidando su papel como un actor clave en la exploración y producción de petróleo.

Wood Mackenzie: La capacidad eólica terrestre en Sudamérica se duplicará en 10 años

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Según el último informe de Wood Mackenzie, se espera que la capacidad eólica terrestre acumulada en Sudamérica se duplique, alcanzando los 79 gigavatios (GW) para 2033. Este aumento será impulsado por la instalación de 40 GW de nueva capacidad en la próxima década. El informe destaca que 2023 marcó un año récord con 5,9 GW de capacidad eólica terrestre en la región, impulsado por la prisa en Brasil por asegurar subsidios que están por expirar.

Brasil liderará el crecimiento regional, contribuyendo con el 54% del aumento total, al añadir 21,5 GW para 2033. Chile y Argentina seguirán con incrementos de 6,2 GW y 4,5 GW, respectivamente. Los tres países se beneficiarán de acuerdos de compra de energía (PPA) comerciales e industriales para respaldar el desarrollo eólico.

Kárys Prado, Analista Senior de Investigación, Energía y Renovables de Wood Mackenzie, señala que a pesar del actual auge, se espera que el crecimiento se ralentice a mediano plazo debido a la sobreconstrucción reciente y la limitada visibilidad de la demanda. Prado destaca que el futuro del mercado dependerá de mejoras en la infraestructura de transmisión y de la demanda de energía, como el hidrógeno verde.

El informe también señala que la limitada infraestructura de transmisión y la competencia con la energía solar fotovoltaica, que tiene ubicaciones dispersas, seguirán siendo desafíos para el desarrollo eólico. Sin embargo, el libre mercado y los grandes compradores enfocados en la descarbonización jugarán un papel crucial en la expansión de la energía eólica en Argentina, Brasil, Chile y Perú.

Colombia y Ecuador, por su parte, dependerán del mercado regulado y las subastas centralizadas para avanzar en sus proyectos eólicos, mientras que Bolivia, Guyana y Uruguay seguirán con la promoción estatal.

Fieldwood Energy expande exploración en Pokoch e Ichalkil

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La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó la actualización del plan de exploración superficial ARES para Fieldwood Energy E&P México en las áreas de Pokoch e Ichalkil. La autorización, detallada en la sesión ordinaria número 44, permite a Fieldwood Energy llevar a cabo actividades de reconocimiento y exploración en estas zonas frente a la costa de Campeche.

El plan ARES-FLW-MX-16-1Q1/8105-23 incluye la adquisición de datos de campo, con una actualización significativa en el tiempo de ejecución del proyecto. El plazo ha aumentado en un 51%, pasando de 276 a 417 días, debido a pausas causadas por malas condiciones meteorológicas y la disponibilidad de embarcaciones.

El estudio se llevará a cabo en aguas someras del Golfo de México y abarca un área de 15.86 km². Su objetivo es analizar las propiedades del fondo marino utilizando métodos directos e indirectos, para luego diseñar las instalaciones de producción necesarias para los campos Pokoch e Ichalkil. Fieldwood Energy tendrá 60 días hábiles para entregar la información tras la finalización del estudio.

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