Etiqueta: Petróleo

  • Citi y Deutsche Bank ayudan a Pemex a  pagar facturas pendientes con SLB

    Citi y Deutsche Bank ayudan a Pemex a pagar facturas pendientes con SLB

    Citigroup y Deutsche Bank proporcionaron financiamiento a Petróleos Mexicanos (Pemex) para pagar facturas pendientes al gigante de servicios petroleros SLB, revelaron fuentes cercanas al asunto.

    Según las fuentes, SLB “garantizó efectivamente contra un default de Pemex sobre el préstamo mediante la emisión de más de mil millones de dólares en swaps de incumplimiento crediticio a los dos bancos”, es decir que para asegurarse de que recuperaría el dinero que Pemex le debía, creó una especie de seguro financiero.

     De esta manera, si Pemex no podía pagar, los bancos que habían comprado este seguro recibirían el dinero de SLB, y SLB, a su vez, recuperaría su deuda con Pemex.

    SLB, el mayor proveedor de servicios petroleros del mundo, reveló los swaps en documentos federales de Estados Unidos; 550 millones en julio y 560 millones de dólares en enero, sin embargo, no nombró a los bancos.

    Hasta ahora no se había informado sobre la participación de Citigroup y Deutche Bank en dicha operación, pero las empresas petroleras rivales Halliburton y Baker Hughes revelaron swaps similares con instituciones financieras no identificadas para cubrir préstamos a la petrolera del Estado mexicano durante el mismo periodo.

    ¿Cuánto le debía Pemex a SLB?

    Estos acuerdos financieros son parte de las medidas tomadas por los contratistas petroleros para cobrar por el trabajo que han realizado para Pemex. En octubre, SLB informó que las facturas por pagar de su mayor cliente en México aumentaron 20 por ciento en tres meses, hasta los mil 200 millones.

    Las empresas petroleras generalmente no poseen equipos de perforación, por lo que recurren a contratistas para realizar el trabajo manual de búsqueda y extracción de crudo, así, en el caso de Pemex, los contratistas llevan años enfrentándose a cuentas por pagar que, en conjunto, ascendieron 15 mil millones de dólares hace 18 meses.

    A finales de julio, Pemex debía a sus proveedores unos 126.400 millones de pesos —6.700 millones de dólares— incluidos proyectos y materiales pendientes de facturar, según las últimas cifras de la empresa.

    Cabe mencionar que SLB y sus pares estadounidenses no han señalado a Pemex en sus informes públicos.

    Con información de Bloomberg

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  • Turquía buscará petróleo en aguas somalíes

    Turquía buscará petróleo en aguas somalíes

    Turquía enviará apoyo naval a aguas somalíes; se trata de un buque con 86 metros de eslora, que navegará frente a la costa de Somalia para buscar petróleo y gas. Lleva el nombre de Oruc Reis.

    El primer mandatario turco, Tayyip Erdogan presentó el viernes una moción en el parlamento de dicho país, solicitando la autorización para el despliegue de militares turcos en Somalia, incluidas sus aguas territoriales.

    La iniciativa fue confirmada por Mohamed Hashi del Ministerio de Petróleo de Somalia, quien además subrayó el interés de Turquía en fortalecer sus lazos con una región en la que China, Rusia, los países del Golfo y Occidente también compiten por influencia. Este paso es parte de una estrategia más amplia que incluye la expansión de la presencia turca en África, donde el país gestiona infraestructuras clave y tiene una base militar en Somalia.

    Dicha medida se produjo un día después de que el Ministerio de Energía de Turquía anunciara que enviaría un buque de exploración frente a la costa somalí a finales de este año para buscar petróleo y gas como parte de un acuerdo de cooperación con hidrocarburos.

    Cabe recordar que a inicios de este año, Turquía y Somalia firmaron un acuerdo de defensa y cooperación económica durante la visita del ministro de defensa somalí.

    Con información de Reuters

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  • Precios del petróleo cierran a la baja: WTI cae 3%

    Precios del petróleo cierran a la baja: WTI cae 3%

    Este lunes el petróleo cayó más de dos dólares por barril, ante la perspectiva de que el éxito de las conversaciones de paz en Medio Oriente reduzcan los riesgos de suministro, mientras que la debilidad de China amenaza con frenar la demanda.

    Al inicio de esta semana los futuros del Brent cedieron 2.02 dólares, o 2.5 por ciento, a 77.66 dólares por barril, mientras que los futuros del West Texas Intermediate en Estados Unidos (WTI) cayeron 2.28 dólares a 74.37 unidades, es decir, tres por ciento.

    Los datos anteriores se dan en un contexto en el que el secretario de Estado estadounidense, Antony Blinken, declaró que el nuevo impulso de su nación para lograr un alto al fuego en Gaza era la última oportunidad para la resolución.

    “La persistente preocupación por la floja demanda en China provocó ventas masivas”, dijo Hiroyuki Kikukawa, de NS Trading, añadiendo que la proximidad del final de la temporada alta de vacaciones en Estados Unidos es otro factor que pesa sobre los precios.

    En suma, los datos de aduanas de este fin de semana mostraron que las exportaciones chinas de gasóleo y gasolina cayeron en julio, como reflejo de menores niveles de posicionamiento de crudo debido a debilidad de márgenes de beneficio.

    Así, ambos referenciales cayeron casi dos por ciento, toda vez que los inversionistas moderaron sus expectativas de crecimiento de la demanda del gigante asiático, pero terminaron la semana prácticamente sin cambios tras datos inflacionarios estadounidenses, que mostraron moderación pese al fuerte gasto minorista

    Los inversionistas también esperan pistas sobre la próxima decisión de la Reserva Federal (Fed) de Estados Unidos sobre las tasas de interés.

    Con información de Reuters

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  • Petróleo cae casi 2%; el Brent cotizó debajo de 80 dólares

    Petróleo cae casi 2%; el Brent cotizó debajo de 80 dólares

    Este viernes los precios del petróleo cayeron cerca de dos por ciento, cerrando la semana casi sin cambios y con el Brent a menos de 80 dólares por barril, debido en gran medida a que los inversores mantuvieron sus expectativas para el crecimiento de la demanda de China.

    Al cierre de esta semana los futuros del Brent bajaron 1.3 dólares equivalentes a 1.68 por ciento, hasta los 79.68 dólares por barril, mientras que los del West Texas Intermediate (WTI) en Estados Unidos restaron 1.51 por ciento para cerrar en los 76.65 dólares, es decir una contracción de 1.93 por ciento.

    Lo anterior, según comunicados de bolsa, se debió en gran medida a datos de China publicados el jueves; mostraron que su economía perdió impulso en julio, los precios de la vivienda cayeron a su peor nivel en nueve años y la tasa de desempleo aumentó.

    Eso ha generado el temor a una caída de la demanda del principal importador de petróleo. Las refinerías del país redujeron drásticamente las tasas de procesamiento de crudo el mes pasado debido a la débil demanda de combustible.

    Al respecto, Andrew Lipow, presidente de la consultora energética Lipow Oil Associates afirmó que fue “una semana volátil para los mercados petroleros” por interrupciones del suministro debido a una escalada en el conflicto de Medio Oriente y la desaceleración del crecimiento en China, misma que obligó revisar las previsiones de demanda.

    Por otra parte, Giovanni Staunovo, analista de UBS, aseguró que la baja liquidez probablemente desencadenó algunas de las grandes oscilaciones de precios observadas esta semana, ya que muchos inversores europeos y norteamericanos probablemente todavía estaban de vacaciones

    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) recortó el lunes sus previsiones de demanda para este año, citando unas expectativas menos alentadoras para el gigante asiático. La Agencia Internacional de Energía, con sede en París, también citó la débil demanda en China cuando redujo sus previsiones para 2025 el martes.

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  • Refinería Olmeca no refina, está en fase de pruebas, dicen analistas

    Refinería Olmeca no refina, está en fase de pruebas, dicen analistas

    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.

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  • Pemex y CME se unen para reactivar campos del Golfo

    Pemex y CME se unen para reactivar campos del Golfo

    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.

    Con información de Bloomberg

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  • Sheinbaum  impulsará asociación de Pemex con el sector privado

    Sheinbaum impulsará asociación de Pemex con el sector privado

    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.

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  • CNH aprueba perforación del pozo exploratorio Ocuapan-401EXP

    CNH aprueba perforación del pozo exploratorio Ocuapan-401EXP

    La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó la solicitud de Petróleos Mexicanos (Pemex) Exploración y Producción para perforar el pozo exploratorio terrestre Ocupan-401EXP, que está ubicado en el estado de Tabasco a 26.8 kilómetros al suroeste de Cárdenas.

    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.

    CNH

    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.

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  • Repsol inicia programa de recompra de 20 millones de acciones

    Repsol inicia programa de recompra de 20 millones de acciones

    Este miércoles, la empresa española Repsol arrancó con su programa de recompra de acciones por un importe máximo de 460.23 millones de dólares, equivalentes a 20 millones de acciones representativas de aproximadamente el 1.70 por ciento del capital social de la compañía.

    La Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) de España informó que el propósito de dicho programa es adquirir las acciones propias que habrán de amortizarse en el marco de la reducción de capital acordada por el consejo de administración.

    Lo anterior en consecuencia a que el pasado 23 de julio, el consejo de administración de Repsol acordó reducir el capital social de la Sociedad mediante la amortización de 20 millones de acciones propias, de un euro de valor nominal cada una y representativas de, aproximadamente, el 1.70 por ciento de su capital social.

    Así, la compañía decidió seguir con su política de remuneración a sus accionistas y anunció el pasado 24 de julio un segundo programa de recompra de acciones, y una reducción de capital mediante la amortización de acciones propias para la segunda mitad de este año.

    Con 1,232 millones de dólares comprometidos como dividendo en efectivo en 2025, la compañía distribuirá a sus accionistas 1.065 dólares brutos por acción en 2025, lo que representa más de un 8 por ciento en comparación con 2024.

    Repsol distribuyó un dividendo en efectivo de 0.98 dólares brutos por acción, incluyendo una remuneración de 0.43 dólares por acción y 0.54 dólares por acción en enero y julio respectivamente, es decir, un incremento cercano al 30% respecto a la remuneración de 2023.

    Adicionalmente, la compañía amortizó 40 millones de acciones propias el pasado 12 de julio, finalizando de esta forma la primera reducción de capital de 2024. Desde 2022, la compañía amortizó 350 millones de acciones, un 22.9 por ciento del capital social a 31 de diciembre de 2021.

    En total, el grupo prevé destinar 5,027 millones de dólares a dividendo en efectivo hasta 2027, a lo que se puede sumar la recompra y amortizaciones de acciones por un valor de hasta 5 mil 902 millones, para alcanzar un rango de distribución a los accionistas de entre 25 y 35 por ciento del flujo de caja operativo del periodo.

    Con información de agencias

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  • Llega a España crudo ‘Utapate’: bajo en azufre y de gran calidad

    Llega a España crudo ‘Utapate’: bajo en azufre y de gran calidad

    España se convirtió en el primer país en comprar un nuevo tipo de petróleo que supone una esperanza para la industria del crudo en Nigeria. Repsol, de origen ibérico, adquirió en julio el primer cargamento de la historia de este nuevo grado de crudo que Nigeria comenzó a exportar al mercado mundial; este tipo de crudo se denominó Utapate, según informó la Corporación Nacional de Petróleo de Nigeria (NNPC, por sus siglas en inglés).

    La NNPC ya había revelado anteriormente la creación de la nueva mezcla de crudo en el mercado petrolero internacional denominada Utapate, que tiene una producción de 28 mil barriles por día y se espera que contribuya a la producción de Nigeria. Cabe mencionar que dicha nación ya produce más de un millón de barriles diarios de crudo, pero no tiene capacidad de refino.

    La Corporación precisó que la producción de Utapate, está ubicada principalmente frente a las costas del estado de Akwa Ibom en Nigeria, y que por ahora no llega a los 30 mil barriles diarios, pero tiene el potencial de hacerlo hasta los 50 mil barriles por día.

    Asimismo, explicó que el principal beneficio de este tipo de petróleo es que su contenido de azufre es del 0.0655 por ciento, lo que lo convierte en un crudo muy atractivo para las refinerías, toda vez que la mayoría de los tipos de crudo con bajo contenido de azufre son procesados comúnmente para hacer gasolina, y tienen una elevada demanda en los países desarrollados.

    Por su parte, Olufemi Soneye, portavoz de la NNPC, aseguró que este nuevo grado, que es ligero y con bajo contenido en azufre, se comenzó a vender con un primer cargamento cuyo destino es España.

    El contrato para Repsol

    “El gigante petrolero español, Repsol, ganó la licitación para el cargamento inicial de 950.000 barriles de la nueva mezcla de petróleo”, declaró Soneye en un comunicado.

    Además, dijo que la empresa de Emiratos Árabes Unidos Gulf Transport and Trading, otro importante comerciante de crudo, también afianzó las licitaciones de carga de dicho producto para agosto y septiembre de este año.

    En la misma línea comentó que “este notable logro señala el compromiso de la NNPC de aumentar la producción de petróleo crudo de Nigeria y hacer las reservas a través del desarrollo de nuevos activos”, toda vez que según datos de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productores Petrolíferos (Cores) de España, Nigeria es el cuarto proveedor de crudo a la península ibérica, con el 12.1 por ciento.

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