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  • La OPEP+ decide postergar aumentos de producción

    La OPEP+ decide postergar aumentos de producción

    Ocho miembros de la alianza OPEP+ de países exportadores de petróleo decidieron el jueves posponer el aumento de la producción ya que enfrentan una demanda más débil de lo esperado y la producción competidora de países no aliados — factores que podrían mantener los precios del petróleo estancados hasta el próximo año. 

    Los miembros de OPEP+ decidieron en una reunión en línea posponer por tres meses los aumentos de producción que estaban programados para entrar en vigor el 1 de enero. El plan había sido comenzar a restaurar gradualmente 2,2 millones de barriles por día a lo largo de 2025. Ese proceso ahora se retrasará hasta octubre de 2026. 

    La OPEP+, alianza de 22 países que incluye a Arabia Saudí como el miembro dominante y a Rusia como el miembro no OPEP, ha impuesto varios recortes a la producción acordada para apoyar los precios.

    Los precios del petróleo han estado flojos debido a una demanda más débil de lo esperado de China, así como a un aumento de la producción de países como Brasil y Argentina que no están en OPEP+. 

    Entre los beneficiarios del estado actual del mercado petrolero se encuentran los automovilistas estadounidenses, quienes han visto caer los precios de la gasolina a su nivel más bajo en 2 años y medio, cerca de 3 dólares por galón. 

    Los saudíes necesitan ingresos petroleros para llevar a cabo los ambiciosos planes del príncipe heredero Mohammed Bin Salman para diversificar la economía de su país, incluido el desarrollo de Neom, una ciudad futurista de 500.000 millones de dólares en el desierto. Para Rusia, los ingresos por exportaciones de petróleo son un pilar clave de las finanzas estatales y la financiación para la guerra contra Ucrania. Retener la producción corre el riesgo de perder cuota de mercado. Sin embargo, aumentar la producción y las ventas podría bajar los precios en una economía global que los analistas dicen que ya está bien abastecida de petróleo. 

    El petróleo estadounidense ha estado estancado alrededor de 70 dólares por barril y se negoció a 68,92 dólares el jueves antes de la reunión, bajando de 80 dólares en agosto. El crudo Brent de referencia internacional se negoció a 72,66 dólares por barril, bajando de alrededor de 80 dólares en julio. 

    Un resultado de esos precios flojos es que los precios promedio de la gasolina en Estados Unidos cayeron a 3,03 dólares por galón esta semana, el más bajo desde mayo de 2021 y muy por debajo de su pico récord de 5,02 dólares de junio de 2022, según el club de automovilismo AAA. 

    Treinta y un estados de Estados Unidos ahora tienen precios promedio de gasolina por debajo de 3 dólares por galón. 

    Los precios en Estados Unidos de 70 dólares o menos “son excelentes para los consumidores”, dijo el portavoz de AAA, Andrew Gross. El crudo constituye aproximadamente la mitad del precio de un galón de gasolina, lo que hace que el crudo sea el factor clave además de los costos de distribución e impuestos. Los automovilistas en Europa ven fluctuaciones mucho menores porque los impuestos constituyen una parte mucho mayor del costo. 

    La OPEP ha recortado su pronóstico de crecimiento de la demanda para 2025 a 1;54 millones de barriles por día, desde 1,85 millones de barriles por día en julio. Eso está en el extremo superior de las estimaciones en comparación con las de la Agencia Internacional de Energía en 990.000 barriles por día, las de la Administración de Información Energética de Estados Unidos de 1,22 millones y la firma de inteligencia energética Rystad Energy en 1,1 millones. 

    Los analistas de Commerzbank prevén que los precios del Brent promedien 75 dólares por barril en el primer trimestre del próximo año y 80 dólares para los tres trimestres restantes. 

    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) es una organización intergubernamental fundada en 1960, por Irán, Irak, Kuwait, Arabia Saudí y Venezuela. Desde entonces se ha expandido a 12 países miembros. En 2016, en gran parte en respuesta a la dramática caída de los precios del petróleo debido a la producción de petróleo de esquisto en Estados Unidos, la OPEP firmó un acuerdo con otros 10 países productores de petróleo para crear la OPEP+. 

  • Esta es la lista completa de los nombramientos en Pemex Exploración y Producción

    Esta es la lista completa de los nombramientos en Pemex Exploración y Producción

    En su Sesión 111 Extraordinaria, el Consejo de Administración de Pemex Exploración y Producción, realizado el pasado 2 de octubre de 2024, aprobó una serie de nombramientos clave que buscan fortalecer su operación en las áreas de exploración, producción y mantenimiento.

    Entre los nuevos cargos destacan Jesús Rojas Palma como Subdirector de Exploración y Producción por Contratos y Asociaciones, José Luis Guzmán Almazo como Subdirector de Producción de la Región Marina Noreste, y Blanca Estela González Valtierra, quien fue nombrada Subdirectora de Producción de la Región Marina Suroeste.

    Otros nombramientos relevantes incluyen a Marcos Torres Fuentes, que asume como Subdirector de Producción de la Región Sur, y Jorge García García, quien estará a cargo de la Subdirección de Mantenimiento, Logística e Infraestructura Complementaria. Estos nombramientos, en su conjunto, buscan reforzar las operaciones en las distintas áreas estratégicas de Pemex, con el objetivo de mejorar la eficiencia y seguridad de las operaciones.

    Los nombramientos oficiales surtieron efecto el mismo 2 de octubre, lo que refuerza el compromiso de la empresa por asegurar un liderazgo eficiente en cada una de las áreas clave dentro del sector energético mexicano.

    Estos nombramientos forman parte de la estrategia de Pemex para asegurar una adecuada supervisión y operación de sus proyectos, tanto en aguas profundas como en tierra firme. Además, buscan garantizar el cumplimiento de los objetivos establecidos en el marco de la política energética del gobierno mexicano, especialmente en lo que respecta a la eficiencia operativa y la seguridad ambiental.

    Por otra parte, la designación de Miguel Ángel Miranda Mendoza como Subdirector de Seguridad, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental refuerza el compromiso de Pemex con la protección de sus trabajadores y del entorno en sus operaciones a nivel nacional.

  • Aumento en la producción de fertilizantes es impulsado por PEMEX

    Aumento en la producción de fertilizantes es impulsado por PEMEX

    La producción de fertilizantes de Petróleos Mexicanos (PEMEX) se espera que incremente en un 97% para el cierre de 2024, lo cual permitirá concluir el sexenio con una recuperación significativa, además de haber recuperado la producción de urea y amoniaco en este periodo.

    Con una producción total de un millón 535 mil toneladas proyectada para finales de 2024, la petrolera produjo 781 mil toneladas de abonos fosfatados (fertilizantes) al cierre de 2018.

    La reactivación de las plantas que generan insumos agrícolas permitió a la empresa productiva del Estado, en junio de este año, poner en funcionamiento la segunda planta de urea y amoniaco, que no operaba desde 1999.

    Después de 21 años, en octubre de 2020, se puso en marcha la primera planta de urea y una planta de amoniaco, y ahora cuatro producen. Es importante destacar que al inicio de esta administración no había materia prima para la producción de fertilizantes, debido a que las plantas de amoniaco de PEMEX no operaban.

    “Este mes de junio, arrancamos con la producción de la segunda planta de amoniaco y la segunda planta de urea, duplicando así la producción. Con estos volúmenes garantizamos que el programa de entrega de fertilizante del Gobierno de México sea abastecido al 100% con producto de PEMEX”, destacó el director general de la empresa, Octavio Romero Oropeza.

    Para finales de este año, la petrolera mexicana proyecta que la producción de urea y amoniaco llegará a 400 mil y 415 mil toneladas, respectivamente, lo que significará una producción de urea 13 veces mayor y un incremento del 200% en amoniaco, comparado con las 28 mil toneladas de urea y 136 mil de amoniaco producidas en 2020.

    En su estrategia para impulsar la producción de fertilizantes, la petrolera mexicana firmó hace poco un convenio con Mota Engil para levantar una planta industrial en Poza Rica, Veracruz.

    La empresa portuguesa, mediante este convenio, realizará la ingeniería, construcción, financiación y operación de una planta productora de amoniaco y urea, con una producción anual que superará las 700 mil toneladas.

    Ambas empresas coinciden en que esta planta, una vez construida, disminuirá las importaciones de fertilizantes y fortalecerá la autonomía productiva del sector agrícola nacional, además de impulsar soluciones ambientales sostenibles a través de la reducción de emisiones de gases contaminantes, al incorporar Adblue en los combustibles.

    Mota Engil, quien será el único responsable de la transformación y entrega del producto final, recibirá las principales materias primas (gas y agua) de PEMEX a través de este acuerdo.

    NOTA QUE TE PUEDE INTERESAR:

  • Descubrimiento de mega campo de hidrocarburos en Bolivia impulsa nueva era de producción

    Descubrimiento de mega campo de hidrocarburos en Bolivia impulsa nueva era de producción

    El presidente de Bolivia, Luis Arce, anunció este lunes un importante descubrimiento en el sector hidrocarburífero. La petrolera estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) ha identificado un mega campo de hidrocarburos en el departamento de La Paz, al oeste del país, con reservas estimadas en 1.7 trillones de pies cúbicos (TCF).

    Durante un acto público en conmemoración del aniversario de la ciudad de La Paz, Arce destacó que las pruebas de formación han confirmado la presencia de hidrocarburos gaseosos y líquidos en las formaciones Copacabana y Tomachi medio e inferior. Este descubrimiento se realizó con una inversión de aproximadamente 50 millones de dólares, en contraste con los 500 millones de dólares invertidos anteriormente sin resultados positivos en la misma región.

    “Este hallazgo representa el tercer mejor campo productor del país y marca el inicio de un nuevo capítulo para la región norte del subandino, posicionando a La Paz como un nuevo departamento productor de hidrocarburos”, afirmó el presidente Arce.

    El pozo Mayaya Centro X1, ubicado en el municipio de Alto Beni, en el norte paceño, comenzó sus operaciones el 25 de noviembre de 2022 como parte del Plan de Reactivación del Upstream ejecutado por YPFB. Este proyecto inicial contempla el desarrollo de tres pozos adicionales y la construcción de un ducto de interconexión para la producción de hasta 10 millones de metros cúbicos de gas por día y entre 500 y 1,000 barriles de líquidos diarios. Se estima que esta producción generará ingresos de aproximadamente 6,800 millones de dólares a lo largo de la vida del proyecto.

    El presidente Arce subrayó la relevancia de este descubrimiento, señalando que es el más significativo desde 2005 y que confirma el potencial de la cuenca del norte subandino, que abarca los departamentos de La Paz, Pando y Beni. Esta cuenca podría contener hasta 17 TCF de reservas de hidrocarburos.

    El Plan de Reactivación del Upstream de YPFB tiene como objetivo revitalizar las inversiones en exploración y explotación de gas y petróleo en Bolivia, asegurando la reposición de las reservas de hidrocarburos y manteniendo al país como un importante exportador de gas. Este esfuerzo refuerza la intención del gobierno de impulsar una segunda era de producción de hidrocarburos en Bolivia, ofreciendo nuevas oportunidades económicas y de desarrollo para la población.