Las alcaldías de Tlalpan, Azcapotzalco, Gustavo A. Madero, Venustiano Carranza, Iztacalco y Miguel Hidalgo han emergido como puntos críticos en la lucha contra el huachicoleo en la Ciudad de México, revelan informes de Petróleos Mexicanos (PEMEX).
Según los datos proporcionados por PEMEX, estas seis alcaldías concentran un total de 170 tomas clandestinas utilizadas por organizaciones delictivas para robar combustible, representando un alarmante repunte del 140% en 2023.
La Ciudad de México cuenta con una red subterránea de distribución de hidrocarburos que proviene de refinerías ubicadas en Tula Hidalgo, Tuxpan y Coatzacoalcos, Veracruz. Estos hidrocarburos son transportados a través de tres estaciones de almacenamiento ubicadas estratégicamente en la capital: Añil (Iztacalco), Azcapotzalco y Barranca del Muerto (Álvaro Obregón).
Desde 2018 hasta enero de 2024, se han detectado en la capital un total de 170 tomas clandestinas utilizadas para el robo de combustible. Si bien en años anteriores las cifras eran relativamente bajas, el repunte comenzó en 2022 con 15 casos identificados, alcanzando su punto más alto en 2023 con 36 tomas clandestinas reportadas.
En un desglose por alcaldía, Tlalpan y Azcapotzalco son las más afectadas, concentrando el 73% de los casos registrados. Tlalpan reportó 77 tomas clandestinas, seguida de Azcapotzalco con 47 casos.
El huachicoleo, práctica comúnmente conocida como el robo de combustible, se lleva a cabo cuando los criminales perforan la red de ductos de PEMEX para sustraer gasolina, diésel e incluso gas de manera ilegal.
La lucha contra el huachicoleo es una prioridad para las autoridades, pero la colaboración ciudadana es crucial. Denunciar actividades sospechosas puede prevenir tragedias y proteger a nuestras comunidades del peligro que representa el robo de combustible.
El reciente hallazgo de tomas clandestinas, como la detectada en un inmueble de la alcaldía Venustiano Carranza en enero pasado, subraya la urgencia de combatir este delito y fortalecer la seguridad en nuestras comunidades.
La colaboración entre autoridades y ciudadanos es fundamental para erradicar el huachicoleo y proteger los recursos naturales.
El director general de Logística de Petróleos Mexicanos (Pemex), Javier González, anunció que las pruebas de hermeticidad e inspección interior realizadas en el ducto cercano al pozo Alfonso XIII no revelaron la presencia de fisuras, filtraciones o tomas clandestinas. Este anuncio se hizo público a través de un comunicado oficial.
El pozo Alfonso XIII, ubicado en la alcaldía Álvaro Obregón, fue cerrado y saneado la semana pasada por autoridades del Sistema de Aguas de la Ciudad de México (Sacmex) después de que se identificara la presencia de agua potable contaminada con aceites y lubricantes. Este problema ha afectado a vecinos de diversas colonias de Benito Juárez, quienes han reportado olor a combustible en el agua que llega a sus hogares desde hace dos semanas.
Tras el cierre del pozo, el personal de Pemex realizó pruebas de presión en el ducto cercano y llevó a cabo una inspección interna utilizando un equipo especial de video y fotografía.
Durante el informe proporcionado por las autoridades capitalinas, el director de Logística de Pemex señaló que las pruebas realizadas confirmaron la presencia de una mezcla de diferentes aceites y otros componentes degradados en el agua, lo que indica que se trata de una sustancia perteneciente a la familia de los aceites y lubricantes.
“Es importante destacar que, para llegar a esta conclusión, se realizaron estudios minuciosos que evidenciaron la baja concentración de este compuesto en el agua, siendo indetectable en las primeras pruebas”, enfatizó el funcionario.
Las autoridades continúan monitoreando la situación y tomando las medidas necesarias para garantizar la seguridad y la calidad del agua potable en la zona afectada, mientras que Pemex sigue comprometido con la integridad de sus instalaciones y la protección del medio ambiente.
Confirmado la deuda pública incrementó del 2019 a 2023. Derivado del incremento de la deuda del gobierno federal para poder cubrir el déficit presupuestal, ante una mayor tentación del continuar apoyando al desarrollo social. Dando lugar a una miopía económica, por no incrementar la calidad de vida de las personas en México. Hoy ante un PIB per capital, cada día sin crecimiento sostenido, como el observado en 2023, y que está a valores del 2017. Sin olvidar a la deuda del sector público que pende de un hilo, ante la falta de certeza del cómo reducir lo que PEMEX debe al mundo financiero.
Texto: Ramses Pech – Grupo Caraiva – Grupo Pech Arquitectos
La Secretaría de Hacienda y Crédito Público, tiene para la evaluación de la deuda pública, tres indicadores o subdivisiones del cómo está conformada, y la suma de todas estas da el total a monitorear.
Deuda del Gobierno Federal: La cual contempla las obligaciones contratadas por el Gobierno Federal. La cual está compuesta por: Préstamos bancarios, Emisiones de valores gubernamentales, Deuda con Organismos Financieros Internacionales, Bonos del ISSSTE y cuentas relacionadas con la seguridad social, Bonos de Pensión CFE, y otros.
Deuda del Sector Público: Integrada por la deuda del Gobierno Federal, más las obligaciones de las entidades de control presupuestario directo, de las Empresas Productivas del Estado (PEMEX y CFE) y sus subsidiarias, y de la Banca de Desarrollo (Banobras, SHF, Bancomext, Nafin, Financiera Nacional).
SHRFSP (Saldo Histórico de los Requerimientos financieros del sector público):Integrados por la deuda del Sector Público más las obligaciones que, por diversos ordenamientos jurídicos y prácticas presupuestarias, no se incluyen en la deuda pública, como son: Instituto para la Protección al Ahorro Bancario, Obligaciones derivadas del Programa de Apoyo a Deudores de la Banca, Fondo Nacional de Infraestructura (carreteras), Banca de Desarrollo, Fondos de Fomento y Pidiregas de CFE.
En México, el déficit presupuestal anual esperado pasó de 408 mil millones de pesos en 2019 a 1.08 billones en 2023; un incremento del 165%.
Aquí empieza lo preocupante del futuro.
De acuerdo con el presupuesto del 2024, el déficit pasará de los 1.08 del 2023, a 1.74 billones; y representará un incremento del 61 %, y que representa casi 5 veces en porcentaje, respecto al periodo comprendido del 2022 a 2023, y que fue de tan solo el 14 % el aumento. El mayor diferencial que hay en México en más de dos décadas, entre el ingreso esperado, y el gasto total de la nación. La única forma de cubrir a esto es con deuda pública.
Los tres indicadores, todos son importantes. Pero a donde debe de haber una mayor regulación, seguimiento, y sobre todo control, debe ser a la deuda del gobierno federal. Debido, a que afecta directamente a la economía, al crear una mayor incertidumbre en esta. Al tener una mayor deuda para poder cubrir, al déficit resultante entre el ingreso, y el egreso de cada año aprobado.
La deuda del gobierno federal acumulada al cierre del 2023, fue de alrededor de 12.71 billones de pesos, y lo cual representa 1.8 veces el ingreso esperado por el gobierno para este 2024. La cual representa el 40 % del PIB de México. Pero esto no concluye aquí, esta deuda tiene un costo financiero, al ser parte de obligaciones que tiene el gobierno con préstamos, emisiones, bonos, y deudas con órganos financieros internacionales o nacionales. Los cuales tienen que ser parte de los egresos de la nación, y esto pone en hilo la realidad crediticia de México, ante las calificadoras mundiales sobre la soberanía de la deuda pública. Incrementas la deuda pública, para cubrir el déficit, pero hay que pagar al costo del dinero para apalancar al país.
En 2019, el costo de la deuda del gobierno federal fue de alrededor de 474 mil millones de pesos, y con un monto de deuda de 8.54 billones de pesos. Al cierre del 2023 pagó México 823 mil millones de pesos, casi el doble respecto que hace cinco años, y ahora con una deuda de 12.71 billones. El 94% del costo financiero ha sido para el pago de intereses, 5% para el saneamiento financiero, y 1% por ciento para pagar las comisiones. Este es el inicio del todo.
El 2024 a 2036, los dos siguientes administradores de este país, deberán considerar, una alta incertidumbre de credibilidad del país por el incremento a la deuda del gobierno federal, ante un déficit alto por un gasto mayor, sobre todo en el desarrollo social, y ante un ingreso menor recaudatorio, ante la falta de una estructura real de política financiera.
Pero a esto último no hay que olvidar, adicionar, a la deuda del sector público, y a donde afecta, en forma directa, la deuda de PEMEX, y que tiene un mayor número de vencimientos a partir del 2030, y con altos pagos por realizar con tasas de intereses altas.
La deuda del sector público, la cual incluye a la del gobierno federal, incrementó un 35 % del 2019 al 2023, pasando de 11.03 a 14.86 billones de pesos. Sin contabilizar todavía al banco de desarrollo, y que este 2023 fue sacado de la ecuación de la deuda de este sector.
México necesita estar en la realidad, debido a que solo hay especulación en el presupuesto en forma anualizada aprobado, y creemos que lo gastado, es lo correcto. Pero sin ver que tenemos un alto déficit.
El problema existencial en México; deriva de que las administraciones, no son de una economía progresiva, son de políticas ideológicas de un corto plazo basado en una planeación atípica incongruente entre todas las partes que deciden el rumbo de este país, y que tienen el control del peculio de la nación.
Woodside Energy ha anunciado con satisfacción la aprobación de la Evaluación de Impacto Social para el proyecto Trion por parte de la Secretaría de Energía del Gobierno de México. Esta aprobación, obtenida después de la presentación en mayo de 2023, destaca el compromiso de Woodside con altos estándares operativos y su enfoque integral para gestionar los impactos sociales.
Matthew Ridolfi, Vicepresidente Ejecutivo de Proyectos de Woodside, expresó su gratitud por el continuo respaldo del gobierno mexicano y destacó la importancia de la Evaluación de Impacto Social como herramienta fundamental para la gestión del proyecto durante la fase de construcción. Ridolfi subrayó que este enfoque fortalecerá la relación con las comunidades locales, respaldará sus necesidades y generará oportunidades económicas y de empleo.
Trion, un proyecto pionero en aguas ultra profundas del Golfo de México, marca un hito significativo en el desarrollo de recursos de importancia nacional. Desarrollado por Woodside Energy en colaboración con PEMEX, se prevé que la primera producción de petróleo comience en 2028, contribuyendo al desarrollo económico y brindando beneficios a las comunidades locales.
El TMEC, morirá debido a que la pugna actual vigente expresada por uno de los socios radica la falta de piso parejo en el mercado eléctrico, y la falta de tener permisos en tiempo e forma por parte de algunos reguladores dentro del mercado energético.
Autor: Ramses Pech – Grupo Caraiva – Grupo Pech Arquitectos
Esta aseveración radica de las siguientes observaciones encontradas, y principalmente tiene que ver con los órganos reguladores que pretenden desaparecer a la comisión reguladora de energía, y la comisión nacional de hidrocarburos, referente a su autonomía de estos para el mercado mexicano en el sector energético:
Al pasar a estas dos comisiones, a ser parte de la Secretaría de Energía, podría haber un conflicto de interés en el mercado energético, debido a que:
SENER, es parte de los consejos de CFE y PEMEX. Convertiría en juez y parte, al determinar a quién dar, quitar, ampliar los permisos o contratos en el sector energético. Pudiendo beneficiar a las empresas del Estado.
México podría caer en conflicto ante el TMEC. Debido a que el tratado fue suscrito en conformidad entre las partes, bajo las normas de mercado vigentes en su momento. Donde estaba plasmada la autonomía de los órganos reguladores vigentes en su momento de la firma, y una separación de las empresas productivas del estado de la SENER, en la parte operativa e financiera.
Al revisar el tratado en 2026, podría haber nuevas cláusulas de protección o términos que hagan más complicado, el permitir las inversiones entre los países. Aludiendo a un posible conflicto de interés que podría haber en el mercado mexicano a las inversiones de Canadá e Estados Unidos. Pero podría haber otra posibilidad de no renovar el tratado, y convertirse en acuerdos bilaterales, bajo otras condiciones del mercado entre los países. Recordemos el TMEC, es acuerdo comercial no político.
Crearía un entorno de incertidumbre para las inversiones. Dependerá, si la SENER otorga los permisos en el tiempo, y forma. Con la duda de que está, no caiga en el otorgar alguna ventaja a las empresas del estado. Ahora todo regresaría como antes del 2013, adonde solo PEMEX y CFE, podrían invertir en el sector energético e operar. Esto se podría convertir en una tentación, derivada a que en los últimos años, la mayoría de los contratos han sido asignaciones directas, aludiendo a que son de interés público llevar a cabo, y no hacerlo pondría en riesgo a la autosuficiencia energética.
PEMEX y CFE, dejarían de poder ser demandadas bajo la ley mercantil, y en el dado caso de tener una demanda internacional, esta tendrá que ser realizada, no con las empresas, sino con el estado. Esto en los mercados, actualmente, no es del agrado. Además, que ahora ha surgido la figura de expropiación de activos, ante la premisa que son de interés público, como reza la ley de expropiación, y cuyo precedente es la DECLARATORIA de causa de utilidad pública de la Planta Productora de Hidrógeno, ubicada en la Refinería de Tula, a favor de Pemex Transformación Industrial. Cuando las empresas pasen de nuevo a ser estatales, cualquier contrato firmado con estas, podría convertir en interés público. Podría haber un incremento de los costos de las licitaciones, u cualquier forma de contratación. Hoy, ante la falta de pagos a proveedores, altos riesgos sobre el nivel de las calificaciones crediticias en los mercados financieros, y la posible cancelación anticipada de un contrato; complicarán el apalancamiento para las empresas que quieran contratar con estas. Estando expuesta a altos costos financieros por las tasas de interés altas, y términos e condiciones severos, garantías o fianzas altas que cubran el negocio, ha de hacer con las empresas del estado. Al fin y acabo, el presupuesto aguanta. Recordando que algunos de los contratos, PEMEX y CFE, no dan anticipos para un servicio, obra o producto.
El sector energético, la mayoría de los proyectos, desde su concepción hasta su operación, puede durar entre 3 a 5 años el desarrollo de estos. Si los permisos tardan más del tiempo estipulado, muchas inversiones no serán realizadas, ante el riesgo de no dar, ante la decisión unilateral de la Secretaría de Energía. Creando un conflicto de interés, ante la posible tentación de asumir que puede debilitar a las empresas del estado.
Es irónico e incongruente que la administración actual en recientes días haya emitido el ACUERDO por el que se aprueba y publica la actualización de la Estrategia de Transición para Promover el uso de Tecnologías y Combustibles más Limpios. En la cual, e una de las acciones indica que las regulaciones, y las instituciones son parte garante del mercado. Diciendo:
Las reglas que emite el Estado y que norman las actividades económicas y sociales de los particulares. Mediante estas reglas se pretende garantizar el funcionamiento eficiente de los mercados, generar certeza jurídica, garantizar derechos de propiedad, evitar daños inminentes o bien atenuar o eliminar daños existentes a la salud o bienestar de la población, a la salud animal y vegetal, al medioambiente, a los recursos naturales o a la economía. Por ello, las regulaciones son las reglas o normas emitidas por el gobierno para garantizar beneficios sociales.
Entonces no caería en un conflicto de interés, ante decisiones que solo competirían a la SENER. Esto no deja a la transición energética en letra muerta. No es acaso que las regulaciones, deben ser coordinadas por órganos autónomos para que ayuden a las instituciones.
Conclusión: El TMEC depende de la incertidumbre que sea creada en 2024, y cómo esta pueda ser disminuida a partir del 2025, si mantiene las mismas reglas del mercado actual, y si la figura de expropiación toma un radicalismo alto al pretender decir que el todo es de interés público.
Para el 2050, México tendrá que invertir en limpiar el aire en sus áreas rurales y ciudades; el costo será alto.
Autor: Ramses Pech – Grupo Caraiva – Grupo Pech Arquitectos
En las últimas semanas, salió en el diario oficial la Actualización de la Estrategia de Transición para Promover el Uso de Tecnologías y Combustibles más Limpios. La cual dejó enfático que la independencia energética, se encuentra cerca de 32 % por debajo del punto de equilibrio para abastecer el consumo interno del país, y para cubrir a este déficit, dependemos de las importaciones de los energéticos necesarios.
La actualización indica que: La dependencia de energías fósiles para generación de electricidad ha pasado de 81.5 % en 2016 a 75.5% en 2022. Donde México depende en gran parte del gas natural que proviene de los Estados Unidos para generar la electricidad. La actualización indica que al 2050, solo será producido el 50 % del total de la demanda de electricidad con tecnologías del tipo renovables, y el resto con combustibles fósiles.
Además, indica que el mayor consumidor de energía a nivel nacional, con el 46 % del consumo energético final, son los combustibles fósiles.
Esto último puede ser comprobado con la prospectiva del gas natural, realizada por la Secretaría de Energía, y la cual podemos concluir, que existirá una mayor demanda de los combustibles fósiles por los diferentes sectores.
Algunos datos calculados con base en las proyecciones estimadas en la prospectiva de los diferentes combustibles fósiles y sus derivados, a considerar, partiendo como base el 2022 al 2037 encontraron lo siguiente:
Gas Natural: Considerando que la demanda actual es de alrededor de 234 millones de metros cúbicos en forma diaria, espera que incremente a unos 235 millones. El principal sector de demanda que afectará a esta variación, será la generación de electricidad, e industrial. Esta última pasará de un tercer lugar a ser el segundo sector que demanda, y presentará un crecimiento entre el 15 a un 25%. México, dependerá del gas de Estados Unidos, cuando al menos más de 8 décadas a partir del 2025
Gasolina: En México, siguen pensando que dejara de ser utilizado. La realidad indica que no. Hoy el mercado demanda alrededor de forma diaria 116 millones de litros, y para el 2037 habría un crecimiento del 3 a un 7 % (considerando el consumo de los carros híbridos eléctricos).
Diesel: Ante los cambios que se esperan para después del 2026, adonde todo el diésel que debe consumir en México deberá estar a no más de 15 ppm (diésel de bajo azufre). Pero con el incremento de la movilidad de mercancías en México, por la posible llegada del Nearshoring; espera que la demanda de 68 millones de litros diarios pase entre 76 a 80 millones, un crecimiento del 10 a un 15%.
Gas LP: El de mayor utilización para llevar a cabo las actividades para calentar, cocinar y en algunos procesos de algunos sectores, solo tendrá una contracción no más del 5 %, esto debido a que el sector de autotransporte, experimentará una caída de más del 50 %, y esta caída será compensada, por el incremento de demanda por la parte industrial.
El combustóleo, y carbón solo disminuirán la demanda en un alrededor de 9 % y 8 % respectivamente, y provendría del dejar de utilizar a estos en el sector eléctrico. Pero el carbón y el coque de petróleo, la demanda incrementaría en el sector industrial.
Ante estos datos queda enfatizado que México, la transición energética respecto al dejar los combustibles fósiles, simplemente está en el papel, y en la realidad no dejaran de ser utilizados cuando al menos hasta después del 2080 o principios del siglo XXII, acuerdo como está la política actual del país.
A todo esto, y realizando los cálculos respectivos sobre las toneladas de dióxido de carbono equivalente (tCO2e), y el cual es la medida para determinar la acumulación de los gases de efecto invernadero en la atmósfera. En México tendrá un incremento del 3 % al 2037 por el uso de combustibles fósiles y derivados, tomando como base el 2022. Esto se indica, y confirma por la actualización de la transición, y la perspectiva de SENER; México será uno de los que mayor aporte tenga en el mundo de contaminantes.
Actualmente, emiten alrededor de 1.12 millones de tCO2e a la atmósfera en forma diaria, y pueden considerar que serían cargar entre 70 a 90 mil camiones 15 toneladas cada uno o en forma anual 27 millones de camiones acumulados con contaminantes.
Aquí está la pregunta a realizar. En el caso, ante esta acumulación, ¿Existe algún plan para eliminar, recuperar o dejar de utilizar a los combustibles fósiles por la sociedad, industria y el mercado? La respuesta es no. Solo existen intereses particulares de cada ser humano, y que, ante la comodidad de hoy día, no cambiará esta.
Dejemos de ser hipócritas, y mejor hagamos las cosas para hacer una transición que abandone los combustibles fósiles en nuestros sistemas energéticos de manera justa, ordenada y equitativa de acuerdo con la ciencia; siempre y cuando permitamos que en el mercado exista un balance entre la parte pública o privado.
Seguir pensando que él todo lo puede hacer PEMEX o CFE, está dejando en la inmersión del estrés e incertidumbre a esta empresa. Las cuales pueden colapsar.
Conclusión: México no dejará a los combustibles fósiles los próximos tres lustros. Si no que incrementara entre un 2 a 5%, a donde los de mayor incremento serán el gas natural, gasolina, diésel y coque del petróleo. Esto hará que las toneladas de gases de efecto invernadero, incremente entre un 3 a un 5 % a la atmósfera, y dejando de tener una calidad del aire comprometida, ante la falta de políticas claras, y dejar por la sociedad, mercado e industria del salir de la comodidad que deja utilizar a estos en todas las actividades diarias.
La monumental deuda de alrededor de 80 mil millones de pesos que Pemex mantiene con diversos proveedores y compañías amenaza con desencadenar el cierre de empresas conectadas directa e indirectamente con la entidad, según alerta Waldo Carrasco Hurtado, presidente de la Cámara Nacional de la Industria de la Transformación (Canacintra) de Tabasco. La situación, que involucra tanto a empresas locales como a foráneas, está generando un efecto arrastre que pone en peligro la supervivencia de numerosas firmas. Carrasco destaca la gravedad del conflicto, enfocándose en el impacto significativo en otras entidades. La falta de pago de Pemex a estas empresas, algunas con retrasos superiores a seis u ocho meses, está generando restricciones financieras que podrían resultar en el cierre de estas entidades. La deuda de Pemex se presenta como un problema crítico que requiere atención urgente para evitar consecuencias devastadoras en el tejido empresarial.
¿Cómo la deuda de Pemex provocaría el cierre de numerosas empresas?
Este jueves 1 de febrero, en una conferencia de prensa, el presidente de Canacintra explicó cómo la deuda de Pemex de aproximadamente 80 mil millones de pesos provocaría el cierre de numerosas empresas.
Y, de acuerdo con su declaración, ello reside en que Pemex, al retrasar pagos a empresas y colaboradores está creando un efecto dominó donde la falta de financiamiento se agudiza en cada una de las firmas.
“Pemex les está retrasando los pagos, a algunas empresas por más de seis meses, por más de ocho meses, entonces se están viendo limitados con sus recursos”. WALDO CARRASCO, CANACINTRA
Asimismo, la deuda de 80 mil millones de pesos provocaría el cierre de empresas que incluso no están ligadas directamente a Pemex, ya que muchas de ellas dependen de proveedores más grandes.
Por lo cual, precisa Canacintra, es algo grave que Pemex no ponga en marcha un plan que detenga la crisis que ha desatado su morosidad, sobre todo para las empresas que tienen más organismos encomendados.
Hay mucha preocupación al respecto, algunas empresas más pequeñas están pensando en cerrar porque no pueden llevar a cabo su operación”.WALDO CARRASCO, CANACINTRA
Waldo Carrasco Hurtado, presidente de la Cámara Nacional de la Industria de la Transformación (Canacintra) de Tabasco, advierte sobre la insuficiencia de los compromisos asumidos por Pemex para saldar su deuda de 80 mil millones de pesos. A pesar de las afirmaciones de Pemex sobre el inicio de los procesos para saldar la deuda sin provocar cierres empresariales, Carrasco destaca la falta de acciones concretas. Además, señala que los abonos realizados por Pemex son demasiado pequeños en comparación con el monto total, y su entrega se ha producido de manera tardía. Esta situación lleva a que las empresas afectadas continúen con sus planes de cierre, ya que las contribuciones irregulares de Pemex no logran cumplir con sus compromisos ni restablecer su estabilidad financiera.
1 Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, de Pemex Exploración y Producción, para la Asignación A-0332-3M-Campo Terra.
Se informa sobre la Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción en la Asignación A-0332-3M-Campo Terra de Pemex Exploración y Producción. Esta actualización responde al éxito del pozo Exploratorio Terra-101EXP, incorporando el Bloque Norte con dos pozos adicionales, para lo cual se emitió Opinión Técnica favorable a la Secretaría de Energía, para la actualización del Anexo 1 de los Títulos de Asignación A-0332-3M-Campo Terra y AE-0141-3M-Comalcalco.
La Asignación cubre un área de 50.3 km2 y se encuentra a 24 km al sureste de Comalcalco, Tabasco. Se trata de una asignación terrestre con fluido de aceite volátil de 47-46° API y yacimientos productores en el Cretácico y Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK). Actualmente, está en su tercera etapa (2017-2023) con el desarrollo de un pozo intermedio (2018) y el inicio de producción del pozo Terra-101EXP (2021).
La modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción plantea objetivos y actividades hasta 2039, buscando recuperar 8.69 MMb de aceite y 28.69 MMMpc de gas. Se proyecta una producción máxima de 3.34 Mbd de aceite y 13.31 MMpcd de gas en 2026. El costo total estimado del proyecto es de 132.70 MM US$, con 89.48 MM US$ para inversión y 43.22 MM US$ para gastos de operación. Las actividades incluyen dos perforaciones con sus respectivas terminaciones y dos reparaciones mayores (RMA).
Derivado del análisis realizado por la Comisión, el Órgano de Gobierno aprobó la el PDE, mismo que estará vigente a partir de su aprobación y hasta que concluya la vigencia o se apruebe una modificación. Asimismo, respecto a la propuesta de modificación del Anexo I de los Títulos de Asignación A-0332-3M-Campo Terra y AE-0142-3M-Comalcalco, el Órgano de Gobierno emitió opinión favorable.
2 Modificación al Plan de Exploración presentado por Pemex Exploración y Producción (PEP) para la Asignación AE-0151-M-Uchukil.
Se informa sobre la modificación al Plan de Exploración de una Asignación ubicada en la plataforma continental del Golfo de México, frente a la costa de Tabasco. La Asignación, en la Provincia Petrolera Cuencas del Sureste, abarca aproximadamente 1,107.62 km2 y está dividida en los Polígonos A y A’.
La razón de la modificación surge del otorgamiento del Primer Periodo Adicional de Exploración (PPAE), lo que afecta el número de pozos a perforar. El objetivo del plan es incorporar recursos de hidrocarburos y evaluar el potencial petrolero en zonas con mayor prospectividad. Se llevarán a cabo actividades exploratorias, como Diseño VCD de Pozo y Prueba de prospectos en Yaxche-401EXP, así como la perforación del prospecto en el escenario Base.
En el escenario Incremental, se realizarán nueve estudios exploratorios y la perforación de cuatro pozos (Tlamatini-101EXP, Sasan-1EXP, Suuk-1001EXP y Kin-1EXP). El Asignatario estima que los Recursos Prospectivos totales a evaluar son 247.34 MMbpce. En el escenario Base, se podrían incorporar 3.81 MMbpce, mientras que en el Incremental, la cifra aumenta a 72.02 MMbpce.
Para las actividades planificadas en 2024-2025, se estima un Programa de inversiones de 88.84 MM US$ en 2024 y hasta 201.69 MM US$ en 2025, con un total de 290.53 MM US$ en todo el proyecto. El 98% de los recursos se destinará a la perforación de pozos. La Comisión y el Órgano de Gobierno aprobaron la modificación al Plan de Exploración, considerándola técnicamente adecuada para generar conocimiento geológico-petrolero y maximizar el valor estratégico del área de la Asignación.
3 Autorización a PEP para realizar la perforación del Pozo Exploratorio en aguas someras Ket-1EXP.
Se anuncia la perforación del Pozo Exploratorio en aguas someras Ket-1EXP, ubicado en el Golfo de México, frente a la costa del Estado de Campeche. Este pozo forma parte del Escenario Incremental del Plan de Exploración de la Asignación AE-0165-M-CAMPECHE ORIENTE, aprobado por la CNH mediante la Resolución CNH.E.35.003/2020 del 11 de agosto de 2020.
El objetivo del prospecto Ket-1EXP es encontrar aceite pesado en la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK), con una perforación de trayectoria vertical y una profundidad total estimada de 4,975 mvbmr. Se anticipa la presencia de aceite pesado, y los recursos prospectivos a la media con riesgo se estiman en 9 MMbpce, con una probabilidad de éxito geológico del 24%.
Los programas de Perforación y Terminación abarcan un total de 136 días, con 107 días dedicados a la Perforación (del 18 de febrero al 3 de junio de 2024) y 29 días para la Terminación (del 3 de junio al 2 de julio de 2024). El costo total estimado es de 64.4 MM US$, distribuidos en 42.1 MM US$ para la Perforación y 22.3 MM US$ para la Terminación.
La autorización para la perforación fue otorgada por el Órgano de Gobierno, respaldada por el análisis de la Comisión, que no identificó elementos geológicos, operativos o de Integridad del Pozo que limiten o impidan su perforación. Además, se destaca el cumplimiento de la normativa aplicable en la materia.
1 Autorización del Programa de Evaluación presentado por Pemex Exploración y Producción referente al descubrimiento Ogachi-1EXP, asociado a la Asignación AE-0153-M-Uchukil.
El Área de la Asignación se ubica frente a la costa del estado de Tabasco, en la Provincia Petrolera Cuencas del Sureste, tiene una extensión total de 1,144.68 km2. El Descubrimiento en el nivel Plioceno Inferior se llevó a cabo a través de la perforación del Pozo Ogachi-1EXP, dentro de la Asignación AE-0153-M- UCHUKIL, ubicado aproximadamente a 38.6 km al Noroeste del Puerto Dos Bocas en Paraíso, Tabasco. El Área de Evaluación correspondiente al descubrimiento es en una superficie de 13.77 km2.
El Programa de Evaluación tiene por objetivo reducir la incertidumbre en los volúmenes originales y reservas de hidrocarburos del Yacimiento PLCI-1 en el Plioceno Inferior y generar los elementos técnicos y económicos necesarios para definir la comercialidad del mismo, mediante: Estudios de Perforación de un Pozo delimitador y llevar a cabo pruebas de presión-producción (convencionales y alcance extendido).
Se trata de llevar a cabo la actualización del estudio de Caracterización del Campo, la perforación del Pozo Ogachi-1DEL, en el escenario Base y considera la Prueba de Presión y Producción. En el escenario Incremental se contempla la Prueba de Alcance Extendido.
En el periodo 2024-2025, la inversión prevista será de 36.91 MM US$ en el escenario Base, y llegaría a 80.29 MM US$ incluyendo el escenario Incremental. El Programa de Evaluación considera una duración de hasta tres años.
El Órgano de Gobierno autorizó el Programa de Evaluación del Descubrimiento Ogachi-1EXP, toda vez que, del análisis realizado por la Comisión, se advierte técnicamente adecuado, y las actividades propuestas permitirían generar mayor conocimiento geológico petrolero del subsuelo y maximizar el valor estratégico de la Asignación.
2 Autorización a Pemex Exploración y Producción (PEP) para realizar la perforación del Pozo Exploratorio en aguas someras Sihil-101EXP.
La perforación del Pozo Exploratorio en aguas someras Sihil-101EXP, está considerada en Escenario Base del Plan de Exploración vigente, correspondiente a la Asignación AE-0166-M-Campeche Oriente., aprobado por la CNH mediante la Resolución CNH.E.25.05/2023 del 23 de noviembre del 2023. El Prospecto Sihil se ubica en aguas territoriales del Golfo de México frente a la costa del Estado de Campeche.
El prospecto Sihil-101EXP, tiene como objetivo encontrar aceite ligero en carbonatos del play Jurásico Superior Kimmeridgiano. Está planeado para ser perforado con una trayectoria direccional tipo J y alcanzará una profundidad
total de 5,044 mvbmr/5,530 mdbmr. Los recursos prospectivos a la media con riesgo son de 30.9 MMbpce, con probabilidad de éxito geológico de 46%.
Los programas de Perforación y Terminación contemplan en total 222 días: 200 días para la Perforación (del 29 de febrero al 15 de septiembre 2024), y 22 días para la Terminación (del 16 de septiembre al 07 de octubre 2024). El costo total estimado es de 87.4 MM US$: 72.7 MM US$ para la Perforación y 14.7 MM US$ para la Terminación.
3 Autorización a PEP, para realizar la perforación del Pozo Exploratorio terrestre Chiltepec-1EXP.El Pozo Exploratorio Terrestre Chiltepec-1EXP, se localiza geográficamente en el estado de Veracruz y está considerado en el Escenario Base del Plan de Exploración, correspondiente a la Asignación AE-0131-M-LLAVE, aprobado por la CNH con la Resolución CNH.43.03/2023 del 05 de octubre del 2023.La perforación del prospecto Chiltepec-1EXP tiene como objetivo principal descubrir una acumulación de gas en areniscas depositadas en sistemas de canales del Mioceno Superior. La Perforación del Pozo será en una trayectoria Vertical hasta la profundidad total de 1,249 mvbmr. El hidrocarburo esperado gas seco. Los recursos prospectivos a la media con riesgo son de 4.48 MMbpce. La probabilidad de éxito geológico es de 28%.Los programas de Perforación y Terminación contemplan en total 48 días: 22 días para la Perforación (del 15 febrero al 7 de marzo 2024), 19 días para la Terminación (del 7 al 26 de marzo 2024), y 7 días para el Abandono (del 26 de marzo al 06 de abril de 2024). El costo total estimado es de 5.7 MM US$: 4.6 MM US$ para la Perforación y 1.1 MM US$ para la Terminación.
4 Instrucción para la suscripción del Primer Convenio Modificatorio del Contrato para la Extracción de Hidrocarburos bajo la modalidad de licencia CNH-R01-L03-A8/2015.Se trata de un Área Contractual terrestre en etapa de Desarrollo, con una superficie de 36.74 km2, ubicada en el municipio de China, N.L.El objeto del Primer Convenio Modificatorio del Contrato consiste en llevar a cabo la modificación del Área Contractual establecida en el Anexo 1 del Contrato a fin de incorporar el pozo Duna-113 dentro de ésta, manteniendo la extensión en superficie de 36.742 km2.Del análisis llevado a cabo por la CNH, se consideró procedente la solicitud, toda vez que el pozo Duna-113, a la fecha, no ha sido modificado; que la extensión en superficie del Área Contractual propuesta como parte de la modificación conserva la misma extensión de 36.742 km2 del Contrato; que al 2020 el pozo Duna-113 contaba con un volumen de 20.4 MMpc de gas asociado a la reserva 1P, y que se da cumplimiento del artículo 39, fracciones II y VI de la LORCME:
Fracción II: “Elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleo crudo y de gas”.
Fracción VI: “Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en beneficio del país…”
Derivado de lo anterior, el Órgano de Gobierno instruyó lo siguiente: la modificación del Contrato para la Extracción de Hidrocarburos, bajo la modalidad de licencia, CNH-R01-L03-A8/2015; la suscripción del Primer Convenio Modificatorio y, por conducto de la Unidad Jurídica y la Unidad de Administración Técnica de Asignaciones y Contratos (UATAC), llevar a cabo las gestiones necesarias para la firma del Primer Convenio Modificatorio y dar seguimiento al cumplimiento de obligaciones del Contratista.
Lo Primero debemos de conceptualizar que transitar, significa: “El cómo dejar de usar a lo que nos contamina y prostituye al medioambiente, y después aplicar la tecnología con ciencia para mitigar o eliminar lo que ocasiona. En México, no será posible en forma rápida, debido a que tenemos que importarla, y el esperar cuando estén listas las innovaciones.
Autor: Ramses Pech – Grupo Caraiva – Grupo Pech Arquitectos
Los combustibles fósiles en que son usados, a grandes rasgos:
Petróleo Crudo: Proviene de la perforación de pozos de la superficie al subsuelo, al cual por diferentes técnicas podemos extraer este hidrocarburo en forma líquida, y que tiene diferentes características y calidades. La mayoría del crudo producido (80 a un 85 % de la demanda mundial es enviado a refinerías) es utilizado para obtener combustibles (gasolina, diésel, y turbosina).
Gas Natural: Provienen de igual forma como el petróleo crudo, y el cual puede ser tipo seco o húmedo. Ambos son acondicionados para ser usados, para generar electricidad por medio de plantas, y en su mayoría son del tipo ciclo combinado.
Carbón: Proviene de la extracción de minas a cielo abierto o en el subsuelo. Esta, en su gran mayoría, es usado para generar electricidad, y en algunos países, están cancelando este tipo de generación.
Comprendido, el de donde tomamos de la naturaleza, y como transformamos algunas de estas energías primarias. Llevando a cabo un análisis con base a la información de SENER, SEMARNAT, PEMEX, CFE, y la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos, y tomando a las principales fuentes de contaminación que generan emisiones en tCO2e en México, encontramos los siguientes hallazgos del mayor a menor que prostituye al medioambiente:
Gasolina utilizada por los automóviles, estos tienen un consumo de alrededor de 124 millones de litros diarios para ser usados por más de 36 millones de vehículos que circulan a lo largo del país. Esto genera en forma diaria 316 mil tCO2e, y lo cual equivale a 123 canchas de futbol profesional. A lo cual, a esta producción de emisiones recurrentes en 3 días estaría la CDMX, cubierta en relación con los metros cuadrados de superficie. Por cada litro quemado en el motor produce 2.55 KgCO2e.
Gas Natural para generar electricidad, y en México son alimentadas alrededor de 58 plantas, y que operan en forma alternativa diaria. Consumen 143 millones de metros cúbicos de este en forma diaria. Produciendo 270 mil tCO2e. Los cuales representan 105 canchas, y que en 3 días cubrirán a la ciudad de México. Generan por cada metro cúbico consumido 1.90 kgCo2e.
Diesel para el transporte de cargas o pasajero. Existen alrededor de 12.5 millones de este tipo de unidades, y a las cuales consumen 65 millones de litros diarios, produciendo 186 mil tCO2e, y son contenidas 72 canchas, y con 5 días de producción de emisiones, cubriría a la CDMX en superficie. Generan por cada litro consumido en los motores 2.87 kgCo2e.
El proceso del petróleo crudo por medio de la refinación. A según los datos de PEMEX, las refinerías promedian alrededor de 62 tCO2e por cada mil barriles de crudo refinado. Este valor es casi dos veces que la media mundial. El total de crudo procesado en promedio diario, es de alrededor de 126 millones de litros, y generan 49 mil tCO2e. Siendo la que más contamina por el volumen refinado la de Tula en Hidalgo, y la de menor la de Tampico Madero. Están generan alrededor de 0.39 KgCO2e por cada litro refinado.
Turbosina para Aviones, y la cual es usada para más de 1200 vuelos en forma diaria, y a lo cual consumen 15 millones de litros, y generan 40 mil tCO2e. A lo cual en 24 días de emanaciones llenarían la superficie de la CDMX. A cada litro que consume un avión, produce 2.65 KgCO2e.
Generación de electricidad con Combustóleo. Existen plantas térmicas y combustión interna, a las cuales algunas de estas usan o alternan a este combustible. El cual tiene un consumo de 10 millones de litros diarios, y produce 33 mil tCO2e. Esta producción cubriría la superficie de la CDMX en 29 días. Genera 3.25 kgCO2e por cada litro quemado para generar a la electricidad.
El uso de carbón para generar electricidad, a según la CFE, existen 3 plantas operando con este tipo de combustible. El cual consume 11.5 millones de kilogramos por día, produciendo 32 mil tCO2e, y representa 12 canchas de futbol. Este genera por cada Kilogramo usado para generar, 2.75 KgCO2e.
CONCLUSIÓN:
La mayor emisión diaria, provienen del consumo de la gasolina por los automóviles, y la de menor, provienen de la generación de electricidad por medio de carbón. Esperemos que este mineral deje de usar en pocos años en México
La que mayor kg de CO2e produce por consumo el combustóleo, y la de menor las refinerías.
Producir combustibles en las refinerías, cinco veces menor que la generación de electricidad con gas natural en plantas de ciclo combinado.
El nearshoring podría incrementar la tCO2e, ante el incremento de la movilidad de las cargas de productos. En México el 70% de las exportaciones es vía terrestre.
El análisis realizado indica que en un día la suma de todas las emisiones generadas, llenarían a la CDMX el total de tCO2e.
En los próximos años veremos que el nuevo negocio del mundo, y el cual será la apología de limpiar al planeta de CO₂, ante la falta del cómo y un compromiso real del ser humano de usar a los combustibles fósiles.
