Petróleos Mexicanos (Pemex) se reincorporó a la International Association of Oil and Gas Producers (IOGP) el pasado 1 de julio con el objetivo de reafirmar su compromiso con la búsqueda de excelencia operativa, informó la empresa mediante un comunicado.
“Ser miembro de la IOGP permitirá a los colaboradores de Pemex acceder a grupos de expertos en temas especializados, así como a una biblioteca de información, estándares y guías de buenas prácticas reconocidas internacionalmente. Esto contribuirá al fortalecimiento continuo de los pilares del Plan de Sostenibilidad”, se lee en el documento.
En la misma línea, la petrolera explicó que su Plan de Sostenibilidad, aprobado por el Consejo de Administración el pasado 1 de marzo, busca impulsar la transparencia y divulgación de información alineada a estándares internacionales, así como la participación en organizaciones internacionales líderes para la industria del petróleo y gas en materia ambiental, social y de gobernanza (ASG).
Finalmente, destaco que la IOGP, fundada en Londres en 1974, representa un foro global para la industria petrolera, toda vez que sus integrantes identifican, comparten conocimientos y promueven buenas prácticas para mejorar el desempeño en áreas clave como seguridad, salud, medio ambiente, ingeniería, operaciones y transición energética.
La IOGP concentra a las compañías más importantes de petróleo y gas, tanto públicas como privadas, así como asociaciones y empresas de exploración y producción.
“Ya van a comenzar la construcción de la planta de fertilizantes en Poza Rica, esto va a generar muchos empleos. Y yo espero que este proyecto se replique. Hay una planta también abandonada en Chihuahua, en Camargo, (…) y que puede también convertirse en una de fertilizantes porque hay cerca ductos de gas, y también hay la posibilidad de construir otra planta de fertilizantes en Sinaloa con el propósito de que podamos ser autosuficientes”, destacó el mandatario.
Según AMLO, el gas necesario para la producción de amoniaco, materia prima para la elaboración de fertilizantes, se encuentra en Poza Rica, además de disponibilidad hídrica, terrenos y ductos.
“Esto va a generar muchos empleos para Poza Rica y va a ser una muy buena obra, una planta de éstas ocupa de tres a cinco mil obreros, trabajadores de la construcción. Ya no nos dio tiempo a nosotros de iniciarla y concluirla, porque a nosotros nos tocó levantar las plantas que compraron a precios elevadísimos, los gobiernos anteriores, también de fertilizantes”, precisó.
Cabe mencionar que actualmente hay cuatro plantas destinadas a la producción de urea y amoniaco; según datos de la petrolera del Estado mexicano, para finales de este año se espera alcanzar un millón 535 mil toneladas de fertilizantes, lo que se traduce en un incremento del 97 por ciento frente a las 781 mil toneladas producidas en 2018.
En suma, López Obrador aseguró que “ya se están entregando un millón de toneladas de fertilizantes a dos millones de productores del campo de manera gratuita”, sin embargo, aclaró que no todo el fertilizante entregado proviene de las plantas de Pemex.
Por su parte, Octavio Romero Oropeza, director general de la petrolera, afirmó que con las plantas que la compañía ya tiene en funcionamiento, está preparada para asegurar el 100 por ciento de la producción requerida por el programa Fertilizantes para el Bienestar, cuyo propósito es lograr la autosuficiencia alimentaria.
En el ámbito energético nacional, comienzan a resonar los nombres de Víctor Rodríguez Padilla y Néstor Martínez como posibles líderes de Pemex y Pemex Exploración y Producción (PEP) respectivamente, de acuerdo con fuentes confiables.
Rodríguez Padilla, académico de la UNAM y experto en política energética, ha sido una figura clave en la discusión sobre la soberanía energética de México. Su enfoque crítico y su vasta experiencia en temas estratégicos lo han colocado como un fuerte contendiente para dirigir la paraestatal. Su visión ha sido reconocida tanto a nivel nacional como internacional, y su potencial nombramiento podría reflejar un giro hacia una gestión más técnica y menos politizada en Pemex, una decisión que muchos dentro del sector ven con optimismo.
Por otro lado, Néstor Martínez ha desarrollado una carrera notable en la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), donde ha sido un pilar en la supervisión y regulación del sector petrolero. Su conocimiento profundo de la operación y regulación de los campos petroleros lo convierte en una opción lógica para liderar PEP, la unidad responsable de la exploración y producción de hidrocarburos en México. Martínez ha sido un defensor de la necesidad de modernizar la infraestructura energética del país y ha impulsado la transparencia en las operaciones petroleras, lo que podría indicar un futuro más estable y eficiente para Pemex bajo su posible liderazgo.
Aunque aún no se han oficializado estos nombramientos, la posibilidad de que Rodríguez Padilla y Martínez asuman estas posiciones clave genera expectativas en la industria energética. Su llegada podría significar un impulso renovado para Pemex, en un momento crítico en el que la empresa enfrenta desafíos significativos tanto en el mercado interno como en el global.
Estos cambios en la cúpula directiva de Pemex se darían en un contexto donde la empresa busca reafirmar su papel como motor de la economía mexicana, al tiempo que enfrenta presiones por parte de actores internacionales que demandan una transición hacia energías más limpias. La combinación de liderazgo académico y experiencia técnica que ambos candidatos aportan, podría ser la fórmula necesaria para enfrentar estos retos.
La expectativa en la industria es que la posible designación de Rodríguez Padilla y Martínez traiga consigo una nueva era para Pemex, una que se enfoque en la eficiencia, la transparencia y el cumplimiento de los compromisos ambientales de México en el escenario internacional. Sin duda, estos nombramientos serán seguidos de cerca por todos los actores del sector energético en México y más allá.
Estaremos atentos a los próximos anuncios oficiales que puedan confirmar estos importantes nombramientos y el impacto que tendrán en la dirección futura de Pemex y del sector energético en México.
De acuerdo con Petróleos Mexicanos (Pemex), la refinería Olmeca, ubicada en Dos Bocas, Tabasco, inició operaciones con un procesamiento de 170 mil barriles diarios, sin embargo, analistas señalaron que el complejo no tiene la capacidad de refinar, puesto que no está terminada y en realidad lo que hace son pruebas aisladas.
“Técnicamente, (la refinería) está al 90% para estar totalmente construida. Le faltan tres elementos: la planta de cogeneración, la interconexión de gas natural y la parte de cableado y soldadura. La refinería tiene que estar automatizada y si no está toda esa parte no se puede hacer una serie de pruebas completas, sobre todo de índole electrónica”, señaló el analista Gonzalo Monroy en una entrevista para Forbes México
Monroy indicó que hay algunas plantas de carácter específico —combinada, hidrodesulfuradora de diésel, coquizadora y catalítica— que han experimentado problemas en el arranque debido a que no alcanzan los requerimientos de presión y de temperatura necesarios para poder llevar a cabo el proceso de refinación.
Además, dijo que la refinería Olmeca se lleva combustible en un proceso intermedio desde la refinería de Francisco I. Madero, en Tamaulipas, situación “bastante inusual” y “hasta que no se pueda hacer una prueba de ciclo completo, que es tomar el petróleo y llevarlo hasta sus últimas etapas, simplemente la refinería no está trabajando, está haciendo algunas pruebas aisladas, no de proceso completo”.
En tanto, el analista del sector energético del Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO), Óscar Ocampo, señaló que existe opacidad en el estado en el que se encuentra la refinería, pero que todo indica que no se está realizando un proceso completo de refinación.
“Todo indica que todavía no es una refinería que opere a plena capacidad y que no lo será por un tiempo más, sino que respondió al incentivo de inaugurarla antes de que termine el sexenio”.
“Hasta que esté terminada se pueden hacer pruebas correctamente, las pruebas que se tienen que hacer antes de iniciar operación. Lo que pasa es lo mismo que con las obras del sexenio, se van inaugurando por tramos. Y hasta que no esté lista no puede hacer las pruebas previas al arranque, eso sí es un hecho”, aseguró Ocampo.
Petróleos Mexicanos (Pemex) llegó a un acuerdo con CME Oil and Gas, una empresa de servicios de transporte aéreo y marítimo para la industria de hidrocarburos, para reactivar los campos de Bacab y Lum; se trata de dos pozos maduros que forman parte del gran yacimiento Ku-Maloob-Zaap, revelaron fuentes.
CME y sus filiales OPEX Perforadora y Perforadora Profesional Aakal I tienen previsto ampliar la profundidad de dichos pozos para incrementar 10 veces la producción de estos, con miras a alcanzar los 40 mil barriles diarios en 2028.
También se prevé que CME y sus unidades inviertan aproximadamente mil 650 millones de dólares en los próximos 15 años, así como la responsabilidad de todos los costos y riesgos de las operaciones de perforación, según las fuentes.
Así, el proyecto generaría en última instancia el equivalente a 73.4 millones de barriles, ganancias por 4 mil 300 millones de dólares, y según las fuentes, con más de la mitad de los ingresos destinados a las cuentas del Gobierno Federal.
El acuerdo concuerda con la estrategia de Pemex de subcontratar el trabajo en activos obsoletos a socios del sector privado para volver a desarrollar los campos tras años de disminución de la producción.
Además, evidencia el enfoque diferente que la petrolera del Estado está adoptando, en comparación con exploradores internacionales, que habitualmente ceden campos de décadas de antigüedad a empresas más pequeñas mediante la venta directa de activos.
Cabe mencionar que este acuerdo se da en medio de una caída a 1.8 millones de barriles de petróleo y condensado, es decir, la mitad del máximo alcanzado hace dos décadas por Pemex
De igual manera se produce en un momento en que otros actores del sector privado buscan invertir en los yacimientos mexicanos de petróleo y Gas Natural, tal como ocurrió en los últimos meses, cuando el magnate de las telecomunicaciones, Carlos Slim, llegó a un acuerdo con Pemex para desarrollar el yacimiento marino de Lakach, y aumentó su participación en las compañías estadounidenses PBF Energy y Talos Energy.
Casi de forma simultánea, Pemex reportó su peor pérdida el mes pasado, desde la pandemia de COVID-19, una señal negativa para quien sea designado para reactivar la producción y recortar la deuda, que se aproxima a los 100 mil millones de dólares.
De acuerdo con una investigación de la agencia Reuters, el próximo gobierno, que encabezará Claudia Sheinbaum Pardo, instará a Petróleos Mexicanos (Pemex) a buscar asociaciones de capital con empresas del sector privado, en concordancia con el modelo planteado por el actual presidente Andrés Manuel López Obrador, a fin de aumentar las reservas en medio de una deuda importante, dijeron cuatro fuentes familiarizadas con el asunto.
Según las fuentes de Reuters, dichas asociaciones serían similares a las anteriores empresas conjuntas de Pemex con productores petroleros del sector privado, también conocidas como farmouts, que México buscó mediante la creación de una reforma energética durante el sexenio de Enrique Peña Nieto; permitió aprobar que las compañías petroleras privadas y extranjeras se asociaran con Pemex en labores de exploración y producción.
Sin embargo, el presidente Andrés Manuel López Obrador revirtió esa reforma, cancelando las subastas para los pares de Pemex, así como para que los productores privados ganaran bloques y los operaran por su cuenta.
El sector petrolero de México es un posible punto de fricción entre la nueva presidenta Claudia Sheinbaum, que asume el cargo el 1 de octubre, y el actual mandatario AMLO.
De acuerdo con las fuentes, se espera que Sheinbaum ponga más presión para la implementación de energía renovable, pero no está claro el futuro de la petrolera del Estado mexicano, que se enfrenta a estancamientos productivos, disminución de reservas y a una gran deuda con proveedores.
En este contexto, es importante mencionar que México es el undécimo mayor productor de petróleo. Vio caer sus reservas el año pasado a 5.98 mil millones de barriles desde los 6.12 mil millones entregados en 2023, mientras que la producción de crudo observó una disminución a casi 1.5 millones de barriles por día (bpd) desde el máximo de 3.4 millones de bpd hace dos décadas.
A fin de ayudar a la petrolera a ser más ágil en la búsqueda de socios, tres fuentes comentaron que la nueva administración planea otorgar a la junta de Pemex poderes sobre la toma de decisiones con respecto a los socios comerciales, es decir, que eliminaría al organismo regulador, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), del proceso.
La cesión parcial de derechos de exploración y extracción (farmouts) permiten a los socios compartir los riesgos y los beneficios de los proyectos petroleros, de acuerdo con las fuentes, Pemex está estudiando como posible plan para implementar dicha cesión al campo de Trion.
Trion es un campo ultra profundo ubicado en el Golfo de México, resultado de una asociación entre Woodside Energy, con participación operativa del 60 por ciento, y Pemex, que posee el 40 por ciento. Se espera que el proyecto comience a producirse en 2028.
Sin embargo, Pemex tiene una deuda de casi 100 mil millones de dólares, una deuda aproximada de 20 mil mdd más con proveedores y contratistas, mientras que solo cuenta con alrededor de 3.6 millones de dólares en efectivo, lo que le deja poco espacio para la inversión.
La idea es ampliar la exploración a más áreas”, dijo una de las fuentes bajo condición de anonimato, ya que no están autorizadas a hablar públicamente.
La administración actual ha favorecido los contratos en los que Pemex paga a las empresas por sus servicios, pero no les da intereses en los proyectos.
Un papel más importante para la junta de Pemex sobre las asociaciones coincidiría con una posible desaparición del regulador del petróleo, la CNH, por completo, si se aprueba una reforma constitucional promovida por López Obrador y apoyada por Sheinbaum.
Una de las fuentes dijo que la Ley de Hidrocarburos de México también podría ser enmendada para dar más poder para elegir socios a la junta directiva de Pemex.
Dicho pozo es parte del Escenario Incremental del Plan de Exploración de la Asignación AE-0143-3M- Comalcalco, aprobado por la CNH el 9 de febrero de 2023.
El objetivo principal de la perforación es descubrir una acumulación de gas y condensado en dolomías del Jurásico Superior Kimmeridgiano; se perforará de forma direccional tipo J a una profundidad de seis mil 570 metros verticales bajo el nivel del mar y seis mil 790 metros de desplazamiento medido bajo el nivel del mar, mientras que los recursos prospectivos medios con riesgo se estiman en 5.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce), con una probabilidad de éxito geológico del 58 por ciento.
El programa de Perforación y Terminación de dicho espacio está destinado para una duración total de 189 días, en tanto, la perforación se realizará durante 147 días, desde el 10 de diciembre de este año hasta el 5 de mayo de 2025.
En cuanto a la terminación del pozo, durará 42 días, desde el 6 de mayo hasta el 16 de junio de 2024, con un costo total estimado de 53.6 millones de dólares, con 46.2 millones destinados a la perforación y 7.4 millones para la terminación.
Según los últimos reportes financieros de Petróleos Mexicanos (Pemex), la refinería Deer Park, ubicada en Texas, adquirió una deuda de 230 millones de dólares (mdd) durante el primer semestre de 2024; es la primera vez que el complejo se ve en la necesidad de adquirir deuda financiera en el mercado desde que Pemex maneja el 100 por ciento de sus operaciones.
El complejo cerró 2022 y 2023 sin necesidad de endeudamiento. No obstante, en los cinco años previos a que Pemex tomara el control de la planta en su totalidad, Deer Park no había requerido deuda para operar.
En 2017 la deuda de la planta fue de 539 millones de dólares, para 2018 bajó a 493 millones, mientras que en 2019 casi se duplicó hasta los 909 millones de dólares y se elevó hasta los mil 133 millones de dólares en 2020.
Para 2021, un año antes de que la petrolera del Estado mexicano adquiriera la totalidad de la refinería, dicha deuda se ubicaba en mil 499 millones de dólares, y según declaraciones del director general de Pemex, Octavio Romero Oropeza, al momento de la adquisición del 50.005 por ciento de la participación que tenía la petrolera británica Shell en dicho complejo, tenía una deuda cercana a los 980 millones de dólares, que sería pagada con reservas del Gobierno de México.
Por otra parte, el reporte financiero del segundo trimestre del año señaló que la planta de Deer Park requirió reparaciones mayores programadas, por lo que experimentó una reducción en la disponibilidad de sus operaciones.
Precisó que la disponibilidad se ubicó en 85.9 por ciento al cierre de junio de 2024, lo que se traduce en un porcentaje menor al 91.3 y 92.3 por ciento observado durante 2022 y 2023.
Además, apuntó que al segundo trimestre el año, procesó 261 mil barriles diarios de crudo, lo que significó un modesto crecimiento de 0.5 por ciento con respecto al mismo periodo del año previo.
En cuanto a la producción de petrolíferos, se observó una disminución de 0.7 por ciento anual, con una entrega de 301 mil barriles diarios entre gasolinas, diésel, turbosina, gas licuado de petróleo (LP), entre otros.
La refinería de Dos Bocas ya produce el 10 por ciento del total de consumo de gasolina en México, y aumentará al 20 por ciento durante las próximas dos semanas, informó el presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO).
AMLO indicó que la construcción de dicha refinería se logró en tiempo récord y con bajos costos al erario, y señaló que en 34 años no se había construido un complejo de este tipo en México, pues “en el periodo neoliberal” se priorizaba vender petróleo crudo y comprar gasolina.
Presidente @lopezobrador_ inicia producción de refinería Dos Bocas “Olmeca”: estoy contento, misión cumplida.
Al inicio del gobierno comprábamos 927 mil barriles diarios de gasolina, diésel y turbosina; al término estaremos en 52 mil, y en el primer… pic.twitter.com/3Hw1OLV0yL
Asimismo, explicó que durante su administración, se hicieron labores de reparación en las seis refinerías existentes, sumado a la compra de Deer Park en Texas, Estados Unidos, que aseguró una disminución del 90 al 10 por ciento la importación de gasolina.
También se refirió a dos coquizadoras en Salina Cruz y Tula para convertir combustóleo en gasolina. Dijo que con todas estas acciones se logrará la autosuficiencia energética.
Agregó que la primera etapa de la coquizadora en Tula se inaugurará en agosto y la segunda en diciembre.
En cuanto al complejo de Salina Cruz, que emplea a cerca de seis mil personas, adelantó que estará listo en 2026, por lo que “México dejará de importar gasolina, diésel y turbosina del extranjero”.
Cabe recordar que durante la ceremonia de inicio de operaciones de la refinería Olmeca el pasado domingo, AMLO recordó que está “a días” de terminar su mandato y aseguró que ahora puede irse con la “conciencia tranquila”.
En tanto, el titular de Petróleos Mexicanos (Pemex), Octavio Romero Oropeza, afirmó que desde julio comenzó la producción de diésel y que se obtuvieron un millón 100 mil barriles que ya fueron comercializados para abastecer el Valle de México, Puebla, Tlaxcala, Veracruz y Tabasco, además de otras localidades colindantes.
Pese a que Petróleos Mexicanos (Pemex) incorporó 54 nuevos campos petroleros para el segundo trimestre de año, su producción aún no ve reflejado un incremento, de acuerdo con datos de la petrolera del Estado.
El pasado 26 de julio Pemex explicó en una conferencia para inversionistas que desde 2019 al cierre del segundo trimestre de 2024 se desarrollaron 54 nuevos campos, con los que también se incorporaron 560 mil barriles diarios de hidrocarburos líquidos.
Sin embargo, de acuerdo con cifras de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), al cierre de junio, la producción de petróleo fue de un millón 570 mil barriles diarios, cifra que está lejos de la meta de 2.6 millones contemplados al inicio de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador.
Lo anterior, según una fuente con conocimiento del tema, se debe a que la suma de 560 mil barriles es producto de la incorporación de dichos campos, pero no logró sostenerse en el tiempo porque se terminó el recurso remanente
Específicamente, el caso del campo Hok, que arrancó en febrero de 2020 y para enero de 2022 dejó de producir, ya que los recursos posibles de extraer se agotaron, al igual que en Kuun, que inició en diciembre de 2022 y cuyos recursos terminaron en julio de 2023.
En torno a esto, Pablo Zárate, socio de FTI Consulting, explicó que los campos maduros, de los cuales depende gran parte de la producción de Pemex, han llegado a tener curvas de declinación más pronunciadas y aceleradas, y los campos nuevos no propician un incremento de cifras productivas, sino que compensan las perdidas registradas.
“La producción de campos como Cantarell, que ya era poquita, bajó aún más, igual que la de KuMaloob-Zaap, entonces los nuevos campos sí implican nueva producción, y cunado se considera el factor de declinación de los otros, pues lo que hacen es sustituirla y dejarnos en el mismo sitio”, comentó
En la misma línea, reiteró la importancia de realizar inversiones extraordinarias para contrarrestar las declinaciones naturales de los campos maduros, y dijo que a pesar de los esfuerzos de Pemex para incorporarlos, estos apenas logran sostener unos meses los niveles de producción
Conicidó Adrián Duhalt, investigador no residente del Baker Institute, pues dijo que los campos nuevos solo son un intento de estabilización de la producción petrolera en ligar de incrementarla, y afirmó que la falla está en la falta de inversiones y liquidez por parte de Pemex para realizar más y nueva explicación, además de incrementar las reservas petroleras.
En concordancia con lo anterior, destacó la necesidad de permitir que las empresas privadas sumen recursos e inversiones para nuevos proyectos de exploración, aunque eso estaría condicionado a los planes gubernamentales y a las condiciones que se impongan a la iniciativa privada para ver si resulta viable.
