Advierte AMLO que gobierno de Peña malbarata el petróleo

MÉXICO, D.F: Andrés Manuel López Obrador alertó que con la reforma energética el gobierno de Enrique Peña Nieto está malbaratando el petróleo que es la riqueza de México, porque están cambiando las reglas, las condiciones para que se les regale prácticamente el hidrocarburo a las empresas extranjeras.

En la capital de Puebla, el excandidato presidencial alertó que si se regala prácticamente el petróleo no habrá presupuesto público, no se podrá financiar el desarrollo de los mexicanos, no se obtendrá dinero para la educación, la salud, el empleo.

“No es un asunto de capricho, sino se necesita que el petróleo se quede en beneficio del pueblo, no que se roben las ganancias de nuestro pueblo, la riqueza de México.

“Yo no sé otros, pero yo no quiero ser nada más florero, estar de adorno, no estamos para eso por lo que se está luchando, no es para tener el gusto, la satisfacción, el privilegio de decir soy presidente de México, no, eso no me quita el sueño, lo que quiero es la transformación del país, para eso es lo que estamos luchando”, sostuvo.

López Obrador indicó que Morena llevará a cabo la segunda nacionalización del petróleo al cancelar la reforma energética, porque el petróleo no es de Enrique Peña, ni de Carlos Salinas, y solo así se sacará adelante al país.

Tanto en evento como en conferencia de prensa en la capital poblana, López Obrador exhortó nuevamente a Enrique Peña Nieto que haga un cambio de política y de gabinete antes del primero de septiembre,  día que rinde su informe de gobierno, para que por lo menos se dé la ilusión del pueblo de México que pueden venir cosas buenas en el país.

El presidente del Consejo Nacional de Morena señaló que si Peña no hace nada, si sigue con el mismo discurso falso, es preferible que renuncie y se reforme la Constitución para que se convoquen a elecciones anticipadas y no tener que esperar 3 años más de agonía que no merecen los mexicanos.

Al preguntarle si Morena se uniría al PRD con la intención de que vayan unidas todas las izquierdas en el 2018 y si estaría contendiendo por la Presidencia, López Obrador contestó: “falta mucho para el 18, lo acabo de expresar ahora, lo que sucede es que nadie quiere que siga Peña y ya queremos que llegue el 18, pero faltan tres años esa es la verdad, esa es la realidad”.

En otro tema, López Obrador recomendó al gobernador de Puebla, Rafael Moreno Valle que recapacite especialmente sobre los acuerdos que hizo con la empresa constructora OHL y que integre una comisión de supervisión y vigilancia, porque la empresa española OHL se dedica a robar está apoyada por Enrique Peña Nieto.

“Si Rafael Moreno no está metido en el negocio que tenga cuidado, porque lo van a embarcar”, expresó.

La empresa OHL se dedica a sobornar a autoridades, son los que están haciendo el segundo piso en Puebla y muchas otras obras”, comentó al pedir a Moreno Valle que tenga cuidado, porque OHL es una empresa rapaz e igual que la compañía Higa de Armando Hinojosa.

Asimismo, López Obrador manifestó que Morena se opone a la construcción del nuevo aeropuerto de la Ciudad de México porque se destinarán 160 mil millones de pesos para favorecer a compañías contratistas vinculadas a Peña Nieto, si hace falta construir un nuevo aeropuerto se podría habilitar el aeropuerto militar de Santa Lucía, no costaría mucho y se tendrían una o dos pistas más.

Sobre qué opina de la precampaña que hace el gobernador de Puebla, Rafael Moreno Valle, para participar en las elecciones presidenciales del 2018, López Obrador respondió que todos tienen sus derechos a manifestarse, a expresarse y le recomendó a Moreno Valle que se dedicará a gobernar, dejará de robar.

Sobre que Puebla es el primer lugar en presos políticos, el presidente del Consejo Nacional de Morena indicó que ha denunciado la persecución de dirigentes sociales en Puebla, en encarcelamiento de compañeros de MORENA que es totalmente injusto.


Comentó que se presentó una denuncia a la Comisión Nacional de Derechos Humanos “y vamos a seguir demandando la libertad de todos los presos políticos de Puebla y todo el país, es muy autoritario el gobernador de Puebla, le estamos dando nosotros seguimiento a estos casos”.

FUENTE: PROCESO.
AUTOR: REDACCIÓN.

Prevén propuestas insuficientes en lo que resta de la ronda uno

Autoridades utilizarán menores precios para hacer sus cálculos, anticipa grupo financiero. La participación de inversionistas privados permitirá elevar la producción de crudo: Santander. No se debería esperar una recuperación significativa de la cotización de la mezcla, advierte.

Después de los resultados con menor éxito al esperado de la primera fase de la ronda uno, se podría esperar que las próximas fases tengan una baja demanda y que las propuestas no sean lo suficientemente atractivas para el gobierno, advirtieron analistas del Grupo Financiero Ve por Más.

Explicaron que esto podría ser resultado de un entorno con bajos precios del petróleo, que pudiera continuar por el reciente anuncio del acuerdo del programa nuclear de Irán y el consecuente retiro de sanciones internacionales que incrementará la sobreoferta de petróleo.

Por ello, para las siguientes licitaciones se espera que el gobierno incorpore, en mayor medida, la situación coyuntural del sector petrolero; por ejemplo, que se base en menores precios a los utilizados inicialmente para sus estimaciones en las siguientes fases.

Lo anterior, afirmaron, servirá como una señal al mercado, que podrá tener como resultado una mayor demanda de empresas interesadas para las siguientes cuatro etapas de la ronda uno.

Por ejemplo, el cálculo de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) para la participación total del Estado en las utilidades se realizó utilizando un precio mínimo de 65 dólares por barril como mínimo y 120 como máximo.

El precio de la mezcla mexicana cotizó en 69.7 dólares por barril en noviembre de 2014, dentro del rango del precio de referencia utilizado. Esto derivado de que a inicios de diciembre se publicó en el Diario Oficial de la Federación la primera convocatoria.

Sin embargo, la expectativa de que Irán regrese gradualmente al mercado petrolero en un contexto de bajo crecimiento mundial está resultando en expectativas desfavorables para los precios del petróleo en los mercados internacionales.


Al respecto, analistas del Grupo Financiero Santander alertaron que esto implicaría que “no deberíamos esperar una recuperación significativa del precio de la mezcla de petróleo de México que actualmente ronda 50 dólares por barril.

Este escenario tiene implicaciones importantes para México. Por una parte, ello incide en la referencia del precio del crudo que se considere para el Presupuesto de Ingresos del Sector Público en 2016, contra el precio de 79 dólares por barril fijado para 2015 (con coberturas). En el documento de Pre-Criterios de Política Económica para 2016 se adelantó un estimado de 55 dólares por barril, lo cual implicaría que por este efecto de precio se tendrían unos 90 mil millones de pesos menos.

Durante la primera mitad del año la producción promedio diaria de petróleo fue más baja de lo esperado, con caída anual de 8.2 por ciento y un nivel de 2 millones 265 mil barriles diarios. Esto es menor que la meta ajustada de 2 millones 288 mil barriles al día para 2015.

Los analistas de Santander estiman que aun con la participación de los inversionistas privados en la producción de petróleo permitirá que eventualmente se eleve la producción de crudo, pero no parece que ello ocurra en los próximos 18 meses.

Estos factores que son el alza en tasas de interés en Estados Unidos, el nivel de precios del petróleo y la caída de la producción interna del crudo, se perfilan como permanentes para la segunda mitad de este año y buena parte del próximo.


Finalmente, los especialistas del Grupo Financiero Scotiabank consideraron que los resultados de la ronda uno, en la que se asignaron sólo dos bloques de los 14 subastados tienen una lectura negativa que pueden representar una mala señal para el desempeño de la inversión en nuestro país, en el que también incide por supuesto un entorno global adverso, especialmente del mercado petrolero internacional.

FUENTE: LA JORNADA.
AUTOR: Israel Rodríguez y Juan Carlos Miranda

Ganador de Ronda Uno confirma vínculo con cuñado de Salinas

México, DF. Sierra Oil & Gas, que se autodenomina como la primera empresa mexicana independiente de petróleo y gas, ganadora de dos áreas contractuales para la exploración de hidrocarburos en aguas someras del Golfo de México, confirmó la participación del fondo de inversión Infraestructura Institucional (I2), vinculado al cuñado del ex presidente Carlos Salinas.

Sin embargo, rechazó cualquier injerencia o participación indebida de parte de terceras personas en la compañía y destacó que es una empresa comprometida con el crecimiento y desarrollo a largo plazo de México.

Diversas informaciones revelaron que en Sierra Oil & Gas figura entre sus accionistas Hipólito Gerard Rivero, cuñado de Carlos Salinas, mediante un fondo conocido como Infraestructura Institucional quien posee una participación accionaria de 13 por ciento en la compañía petrolera mexicana de reciente creación.

Además, Gerard Rivero también tuvo relaciones de negocios con una filial de la constructora Higa, propiedad de Juan Armando Hinojosa Cantú, célebre por ser el constructor de la residencia de Angélica Rivera, esposa del presidente Enrique Peña Nieto.

A través de un comunicado, Sierra Oil & Gas explicó que conjuntamente con sus inversionistas internacionales invitaron a un fondo mexicano con representación institucional de los principales Afores, partiendo del interés de contar con la participación de fondos de retiro de trabajadores mexicanos en inversiones de infraestructura y energía.

Sierra Oil & Gas cuenta con el aval financiero de dos fondos de capital privado internacionales, Riverstone Holdings y EnCap Investments, y confirmó la participación del fondo mexicano público, Infraestructura Institucional (I2) como inversionista minoritario.

Pero aclaró que el fondo Infraestructura Institucional (de Hipólito Gerard Rivero) fue recientemente adquirida por BlackRock, el fondo de capital privado más grande del mundo.

Fuente: La Jornada

Autor: Israel Rodríguez

Sener: en licitación de la ronda uno no se malbaratarán recursos

Joaquín Coldwell: se elegirán a las petroleras que garanticen mayores pagos. Los primeros porcentajes de utilidades se recibirán a finales de 2018, comenta.

El secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, aseguró que las adjudicaciones de cada uno de los 14 bloques incluidos en la primera licitación de la ronda uno serán para las empresas que garanticen mayor pago al Estado. Indicó que los primeros porcentajes de utilidades se recibirán a finales de 2018 y principios de 2019, cuando los proyectos empiecen su explotación comercial.

Las grandes ausentes en la primera licitación de la ronda uno serán compañías estatales de la región, como Petrobras, de Brasil; la colombiana Ecopetrol y Petróleos Mexicanos (Pemex), de las cuales las dos primeras enfrentan investigaciones por presuntos actos de corrupción.

En Colombia, la Fiscalía General de la Nación indaga supuestos sobornos que habrían pagado ejecutivos de Petrotiger, en los años 2009 y 2010, a funcionarios de Ecopetrol, con el ánimo de conseguir contratos.

Por su parte, en Brasil también se investigan casos de corrupción en Petrobras, cometidos por casi una década y que, aparentemente, causaron un quebranto de unos 2 millones de dólares a las arcas de la petrolera.

En conferencia de prensa, acompañado de Lourdes Melgar, subsecretaria de Energía, así como de Juan Carlos Zepeda, presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, Pedro Joaquín Coldwell subrayó que la licitación será totalmente transparente a la altura de las mejores prácticas internacionales, y se acotará al máximo la discrecionalidad, por lo que habrá piso parejo en todo el proceso.

Podrá haber bloques desiertos

El titular de la Secretaría de Energía (Sener) afirmó: no vamos a precipitar condiciones económicas. Si todas las ofertas son inferiores al valor mínimo establecido por las autoridades se declarará desierto el bloque. Aseveró: no vamos a malbaratar los recursos petroleros de la nación.

Tomando las experiencias de las aperturas petroleras realizadas en el continente en siete años (2007-2014), se prevé que el umbral de éxito sea de entre 30 y 50 por ciento, refirió.

Para la ronda uno se estableció un sistema licitatorio que descansa sobre tres principios: primero, que múltiples instancias estén involucradas y que la decisión de asignar estos contratos no esté concentrada en una sola persona o en una sola institución; segundo, que no habrá discrecionalidad, y el tercer principio es la transparencia desde el principio hasta el acto final de adjudicación.


Sobre la ausencia de Pemex, el secretario de Energía explicó: “Petróleos Mexicanos no participó porque tomó una decisión de negocios. Sus ingresos por la caída en los precios del crudo se han reducido poco más de 50 por ciento. Por otro lado, Pemex fue el primer beneficiario de la implementación de la reforma energética y se le adjudicaron 83 por ciento de las reservas probadas del país, 21 por ciento de los recursos prospectivos y poco más de 90 mil kilómetros de aguas nacionales y tierra, por lo que tiene campos para 20 años. Ante esa circunstancia decide dar prioridad a sus campos y no participará en una ronda que es de exploración.

“Lo que sí anunció –dijo– es su interés en participar en la cuarta licitación en términos generales; Pemex es una gran empresa que produce por arriba de 1.6 millones de barriles diarios y ahí veremos a Petróleos y a otras de las grandes petroleras internacionales”.

Mañana miércoles se iniciará el proceso de adjudicación de la primera licitación para exploración y extracción de hidrocarburos en aguas someras del Golfo de México, hecho sin precedente, que tendrá una duración de aproximadamente 10 horas y será transmitido en vivo por la página electrónica de La Jornada.

Precisó que los contratos tendrán una de 30 años, prorrogable en dos ocasiones en cinco años, e incluyen una fase de exploración de cuatro años, con la posibilidad de ampliación de dos años.

Explicó que el régimen fiscal se compone de cinco contraprestaciones contractuales e impuestos: Porcentaje de utilidad operativa, sujeta a un mecanismo de ajuste progresivo; cuota contractual por kilómetro cuadrado; regalía sobre ingresos brutos; impuesto de actividad de exploración y extracción por kilómetro cuadrado, e impuesto sobre la renta.

Respecto a la variable de adjudicación será a partir de una fórmula que considera dos elementos: con ponderación de 90 por ciento, la participación del Estado en la utilidad operativa y una ponderación de 10 por ciento, el factor de inversión adicional para el área contractual.

Los 14 contratos de producción compartida en áreas para exploración y extracción en aguas someras se ubican frente a las costas de Campeche, Tabasco y Veracruz. Dichas áreas fueron determinadas por la Sener con la asistencia técnica de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). La convocatoria considera un área de 4 mil 222 kilómetros cuadrados, con bloques que van de 116 a 501 kilómetros cuadrados.

El presidente de la CNH, Juan Carlos Zepeda, destacó que con el apoyo de la Unidad de Inteligencia Financiera (UIF), dependiente de la Secretaría de Hacienda, se evaluará la procedencia licita de los recursos.

En caso de que alguna empresa ganadora no pueda cumplir con los compromisos asumidos, perderá la garantía de seriedad que será de 2 millones 500 mil dólares, y entonces a la empresa que haya quedado en segundo lugar se le asignará el área concursada.

Las 17 empresas precalificadas que participarán son: Atlantic Rim México, BPH Hilton, Chevron, Cobalt Energía de México, Compañía Española de Petróleo SA (Cepsa), ExxonMobil, Hess México Oil and Gas, Hunt Overseas Oil Company, Lukoil Overseas Netherlands, Maersk Olle OG Gas, Marathon Offshore Investment, Nexen Energy Holdings, ONGC Videsh Limited, Pacific Rubiales, Plains Acquisition Corpration, Statoil E&P México y Total.


En tanto, las que conformarán siete consorcios son: BG Group México Exploration- Galp Energía E&P; EBI International- Casa Exploration; Murphy Worldwide-Petronas Carigali International; Pan American Energy- E&P Hidrocarburos y Servicios; Talos Energy LLC- Sierra Oil & Gas- Premier Oil; Tullow México- Petrobal y Woodside Energy Mediterranean- Diavaz Offshore - Pluspetrol México

FUENTE: LA JORNADA.
AUTOR: ISRAEL RODRÍGUEZ.

Baja producción en Pemex, origen del desabasto de gasolina, gas natural y turbosina

MÉXICO, D.F: Casi una semana después de que el desabasto de gasolina afectó al menos a nueve estados de la República, incluidas las áreas metropolitanas de Monterrey y Guadalajara, Petróleos Mexicanos (Pemex) admitió la problemática y ofreció una costosa solución: incrementar el volumen de importaciones de emergencia de combustible.

Hasta este lunes, Pemex no había informado lo que sus diagnósticos internos reflejan: que además del desabasto de gasolina en la tercera parte del país, también hay escasez de gas natural y turbosina.

Desde el pasado martes, cuando la insuficiencia empezó a afectar la zona norte del país, Pemex emitió un comunicado regional atribuyendo la problemática a la cancelación de transporte por el poliducto Brownsville-Cadereyta, inactivo para evitar el robo de combustible a través de tomas clandestinas. También anunció que había un mantenimiento mayor en una planta de la refinería de esta última ciudad. Más o menos la misma explicación del desabasto nacional.

Documentos internos de Pemex Refinación obtenidos por Apro, demuestran que la explicación pública es falsa: los ductos del norte se han mantenido en operación, pero una serie de decisiones motivaron el desabasto que ahora se deberá resolver con importaciones de emergencia.

De la revisión del documento se puede observar que el origen del problema fue la baja producción en las refinerías de Cadereyta, Salamanca y Salina Cruz, provocada por tareas de mantenimiento. También se debió a la decisión de migrar el Sistema Integral de Información Comercial (SIIC), del que depende la distribución de combustibles, a una nueva plataforma que se mantuvo inestable durante cinco días.

Y finalmente por las condiciones climáticas en el Pacífico que impidieron la descarga de combustible en la Terminal de Almacenamiento y Reparto (TAR), de Manzanillo.

Dicho documento fue elaborado por el Grupo de Integración Operativa (GIP), un cuerpo colegiado de la mencionada empresa productiva del Estado que se reúne a diario y que, para su sesión del pasado 2 de julio, documentó una serie de aspectos que hasta ahora no se han hecho públicos.

La situación de las refinerías provocó una disminución en la producción de combustibles que, según Pemex, sólo afecta a nueve entidades federativas que no tienen desabasto completo y que, a partir del 2 de julio se regularizarían.

Además, “la falta de gas natural” motivó la orden de implementar una serie de acciones a realizar el domingo 5 de julio, en las TAR de Minatitlán, Progreso, Campeche, Irapuato, Tula y Cadereyta. Ello significa que de extremo a extremo del país, esa falta de gas está afectando la operación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para la generación de energía.

Respecto al SIIC, el área de Tecnologías de la Información hizo la migración a su nuevo sistema la noche del 27 de junio y ésta se prolongó hasta la noche del 29. Del 30 de junio hasta el jueves 2 de julio, día del reporte del GIP, la plataforma no se había estabilizado y los problemas para descargar combustible –porque el nuevo sistema no reconocía códigos–, mantenía varadas diferentes operaciones.

En general, llevar a mantenimiento al mismo tiempo las distintas refinerías, así como la migración del SIIC, fueron las causas más graves del desabasto.

Refinerías en suspenso

Desde el pasado lunes por la noche, las gasolineras de las ciudades del noreste, especialmente en Coahuila y Nuevo León, registraron una afluencia inusual. La versión de que habría desabasto de combustible cundió a través de las redes sociales, motivó cargas de pánico y para la mañana siguiente, los medios locales de comunicación registraron el malestar de automovilistas y choferes de transporte de carga.

De acuerdo con el documento citado, la reunión del GIP el pasado 1 de julio, decidió enviar 21 carros de ferrocarril de Gómez Palacio a Durango, pues las vías de comunicación estaban inundadas. Por lo que tocaba a Cadereyta, la baja producción motivó que se ordenara abastecer la zona metropolitana de Monterrey con gasolina Magna, pues no habría Premium “hasta nuevo aviso”.

La refinería de Cadereyta está en mantenimiento desde mayo. Hasta ahora no se ha hecho público el motivo de la prolongación de los trabajos ni se ha identificado a los contratistas que ejecutan las obras.

La redacción del informe es peculiar, pues considera un “logro” la baja producción:

“Correctivos en las plantas Coquizadora y la de Hidrógeno, que logró que la producción de diésel cayera de un total de 52 a 30 millones de barriles diarios (mbd) a partir del 22 de mayo”, se lee en la sección “Menor oferta de Magna y Diésel en Cadereyta para junio y julio”.

Entre los “aspectos relevantes” del documento se menciona que la situación del norte del país tiene que ver con una menor oferta de combustible. Además, obedece a un mantenimiento de la planta catalítica 1, que se prolonga desde el 16 de mayo y permanecerá así hasta el 16 de julio; ello provoca una producción inferior a 16.6 mbd de Magna y de 3.7 mbd de Diésel.

También menciona que hubo una venta superior al pronóstico en mayo y que la importación regular por Ciudad Juárez estuvo “por debajo del programa”, es decir, les quedó mal el proveedor. Por esto último, solicitaron a la refinería de Ciudad Madero Tamaulipas el envío de 100 mbd extra en lugar de un pedido de Magna, por el poliducto Madero-Cadereyta.

La carga principal la tiene la refinería de Madero, pues de ahí intentan también hacer el abasto para San Luis Potosí y se programó al arribo de 14 pipas de ferrocarril con gasolina Magna, que se esperaba llegaran la tarde del 2 de julio.

Cadereyta provocó el desabasto de turbosina en Reynosa, por lo que una vez más la refinería de Madero debería salir al quite. También resintió la necesidad de gas demandado por CFE en Altamira que devino en el adelanto de lo programado para todo julio antes el 30 de junio.

La refinería de Minatitlán no registraba baja producción, pero la migración del SIIC impactó su sistema provocando el desabasto de turbosina en Villahermosa, Minatitlán, Oaxaca, Poza Rica, y Ciudad del Carmen.

Respecto a la refinería de Salina Cruz, el mantenimiento de plantas y la falta de hidrógeno provocaron la disminución de 25 mbd en las gasolinas y 40 mbd de diésel desde el 15 de junio y por 21 días más.

Salamanca también se fue a mantenimiento en cuatro plantas. Esta situación, aunada a la migración del SIIC, provocó el desabasto en Guadalajara y una zona de Michoacán. Al prever la falta de combustible, el GIP recomendó incrementar el envío de turbosina a Monterrey desde la TAR de Irapuato.

La misma migración del SIIC complicó el envío de gasolina Magna a Guerrero, de manera que el 2 de julio se decidió enviar combustible desde Azcapotzalco. El nuevo sistema impactó la refinería de Tula.

La situación de la refinería y su salida de operación para mantenimiento coincidieron con dos anuncios relacionados con la refinación:

El 14 de junio se informó que el consorcio internacional denominado Refinerías Unidas de México, con capital extranjero y algún contenido nacional, pediría permiso a Pemex para invertir unos 6 mil millones de dólares en seis nuevas refinerías.

El mismo día, Pemex difundió que en la primera parte del año, el incremento de las importaciones de combustible fue superior a 8% en comparación con 2014, debido a la baja producción de las refinerías mexicanas.

Aunque no fue público, un día después, una reunión de gerentes formalizó importaciones y otras acciones millonarias relacionadas con el previsible desabasto en la zona metropolitana de Guadalajara.

La mentira de los ductos

El pasado 18 de febrero, Pemex informó que ya no utilizaría los poliductos para transportar combustibles terminados debido al robo que, a través de tomas clandestinas, opera la delincuencia organizada. Con el paso de los meses informaría que detrás de la llamada “ordeña” estaba el grupo criminal de Los Zetas y que la mezcla final se realizaría en las TAR, previo a la distribución para comercialización.

El martes 30 de junio, al emitir el comunicado regional, Pemex informó que, debido a que los poliductos estaban en desuso, tenía que usar auto/tanques, es decir pipas, para transportar el combustible, para evitar el robo.

No obstante, las soluciones para el norte del país, por la redacción y el contenido, comprueban una vez más que los ductos están en operación en los estados fronterizos, pues a manera de solución, el GIP recomendó incrementar transporte en pipas porque los poliductos estaban a máxima capacidad, en algunos casos por Magna u otros productos.

También pidió disponer de la totalidad del parque vehicular para transportar combustible, pues el ducto Ciudad Juárez-Chihuahua y Madero-Cadereyta están a máxima capacidad. Además demandó evitar las suspensiones por variaciones de presión en este último ducto.

La reunión del 2 de julio en el GIP registró la realidad de los polidcutos, particularmente en la zona de influencia de Los Zetas. Por ejemplo, el Brownsville-Cadereyta operaba con 30.6 mbd de gasolina Magna y viernes 3 de julio se incrementaría a 50 mbd.

En general, la mayoría de los poliductos están en operación, nueve de ellos a capacidad normal. Sin embargo, se tiene programada la suspensión de operaciones en 14 poliductos a partir del 1 de julio.

Como ocurre con las refinerías y la migración del SIIC, los poliductos entrarán a mantenimiento, reparación y pruebas, en plena crisis por desabasto.

La importación de emergencia

Hasta este lunes, Pemex no había informado el monto que debería pagar por las importaciones de emergencia para solventar la crisis por desabasto ni el caos en el Sistema Nacional de Refinación.

Más o menos en las mismas fechas, entre mayo y agosto de 2011, hubo una serie de paros por mantenimiento correctivo en Cadereyta, Tula, Ciudad Madero, Salina Cruz y Salamanca. Sumado a las condiciones climáticas, una vez más forzaron importaciones de emergencia. Entonces, en sólo mes y medio implicaron la importación de 1 millón 645 mil barriles de gasolinas con un valor estimado en 380 millones de dólares. (Proceso 1810).

Con los informes del documento citado aun no es posible cuantificar el gasto de importación que, por no estar programada con los proveedores, así como por el traslado a México, incrementa su valor de manera tan discrecional como la misma forma de contratación, por adjudicación directa, sobre la cual ya hay casos de corrupción documentados.

Sin embargo, el GIP acordó el pasado 2 de julio, solicitar a Pemex Comercio Internacional una serie de importaciones: 4 mbd adicional por el ducto Frontera-Juárez, así como importaciones adicionales para Ciudad Juárez y Nuevo Laredo a lo largo del mes, sin especificar cantidades.

Además, demandó 10% adicional de gasolina Premium por el poliducto Brownsville-Cadereyta y 75 mbd adicional de diésel.

Incluso, ordenó el envío de 5 mbd de Premium por pipas y ferrocarril a Santa Catarina Nuevo León, durante todo julio, para no distraer el poliducto Brownsville-Cadereyta de la importación.

Otras importaciones se habían concretado el 15 de junio y de acuerdo con el documento, “se formalizó el comercio exterior”. En una reunión más, realizada el día 17 siguiente, las autoridades acordaron “dejar fondeados importaciones en Manzanillo y Mazatlán, para garantizar el abasto a Guadalajara”. Esa decisión implica estacionar los buques-tanque sin descargar, con un costo adicional para Pemex.

No es el único caso: el buque “El Tapatío”, está fondeado en Pajaritos Veracruz desde el 1 de julio, lo mismo que “El Cenito” lo está en Lázaro Cárdenas, donde permaneció inactivo también el buque “Inlaya” entre el 25 y el 27 de junio. En esas mismas fechas el buque “BOW Trumph” estuvo fondeado en Puerto Progreso.


La proclividad a incrementar los volúmenes de importación se mantiene. El apartado de Guadalajara, concluye al añadir que en la reunión del día 17 “se señaló que en caso de requerir cargamentos adicionales, se gestione ante PMI, a fin de garantizar el abasto”.

FUENTE: PROCESO.
AUTOR: ARTURO RODRÍGUEZ GARCÍA.

Pemex se irá reduciendo y será sustituido por grandes trasnacionales: especialistas

Rechazan que los nuevos yacimientos sean producto de la reforma energética.

Tras el descubrimiento de cuatro nuevos yacimientos de crudo, en aguas someras del área conocida como Litoral de Tabasco y de una estructura cercana al complejo Cantarell, en el Golfo de México, Francisco Garaicochea, presidente del Grupo Ingenieros Pemex Constitución de 1917, y René Sánchez, director de Colectivas AC, coincidieron en que estos hallazgos no se deben a la reforma energética sino que se habían detectado desde antes.

En entrevista para Aristegui CNN, Garaicochea indicó que los nuevos yacimientos se le adjudican a la reforma energética “yo siento porque Pemex ha estado siendo presionado para dar algún buen resultado, se les ha caído la producción; ha caído el precio del petróleo, no se cumple con la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos en cuanto a la quema de gas; no se restituyen las reservas probadas; en fin, son muy malas las noticias; yo creo que de alguna manera están tratando de dar la impresión de que hay nuevos descubrimientos pero la verad es que no se debe ni a la reforma ni se pueden clasificar como nuevos”, pues la información sismológica tiene más de 40 años que se realizó y últimamente se está afinando, sostuvo.

El especialista expuso que Pemex ha podido determinar gracias a la información sismológica cuáles son las grandes estructuras y son las primeras que desarrolla, como Cantarell, que están sustentando la mayor producción en México, pero ha tenido que recurrir a los campos más pequeños, como los que ahora anuncia, que sólo alcanzarían “para 40 días” las reservas de cada campo.

Garaicochea aseguró que para presentarse como una “empresa de éxito“, Pemex tiene que recurrir a descubrimientos menores y presentarlos como lo que no son, como “grandes descubrimientos”, pese a que en 16 meses es prácticamente imposible que los pongan a producir porque faltan estudios por realizar, pozos por perforar, para delimitar y conocer la extensión de cada yacimiento.

Sobre el futuro de Pemex, apuntó que el régimen fiscal que le aplican es más rígido y excesivo que el régimen fiscal de las compañías privadas que van a participar en la explotación. Por ello, concluyó que es “una empresa que se va a ir reduciendo en capacidad operativa y sus actividades sustantivas van a ir siendo sustituidas por las compañías privadas, fundamentalmente las grandes trasnacionales”. 

En tanto, René Sánchez coincidió que los nuevos descubrimientos no se derivan de la reforma ni son “un gran logro”

Recordó que lo que hizo la reforma fue entregar el subsuelo mexicano a las empresas privadas, por contratos, campos, “cuadriculan los yacimientos y van firmando contratos con las empresas privadas… ese procedimiento se encontró a nivel internacional que para mantener protegida la empresa estatal, en este caso Pemex, se establece una ronda cero, la primera repartición de contratos que le corresponde a Pemex. La Secretaría de Energía, que va a repartir, al entregarle a Pemex la ronda cero garantiza que va a tener 2.5 millones de producción (de barriles al día), piso, (pero) estamos muy por debajo de 2.5, anuncian un logro (los yacimientos) que no llega al piso, entonces más bien yo diría que es un anuncio para rescatar lo que no han podido hacer”.

Y preguntó por qué estos nuevos descubrimientos beneficiarían a la industria, como lo dijo el director de Pemex, Emilio Lozoya: “¿Pemex va a asumir los costos de exploración y las ganancias serán para privados?”.


Además, aseveró que si se asignaran los contratos a la empresa que deje mayor beneficio a México, todos se le deberían entregar a Pemex.

FUENTE: ARISTEGUI NOTICIAS.
AUTOR: REDACCIÓN.

Pemex descubre 4 nuevos campos de crudo

Se ubican en el área conocida como Litoral de Tabasco y de una estructura cercana al complejo Cantarell.

El director general de Petróleos Mexicanos, Emilio Lozoya, anunció los primeros descubrimientos de hidrocarburos aprovechando las nuevas herramientas que le proporcionó la Reforma Energética.

Dichos descubrimientos representan el mayor éxito exploratorio de Pemex en los últimos 5 años después de los yacimientos Tsimin-Xux y Ayatsil.

Lozoya precisó que se trata de cuatro nuevos campos con importante potencial de hidrocarburos en aguas someras del área conocida como Litoral de Tabasco y de una estructura cercana al complejo Cantarell para iniciar la producción dentro de 16 meses aproximadamente y alcanzar una plataforma de producción estable veinte meses después.

En este sentido, se estima una producción incremental de al menos 200 mil barriles diarios de petróleo crudo y 170 millones de pies cúbicos diarios de gas.

Del monto agregado mencionado, en la Sonda de Campeche se podrán producir 100 mil barriles diarios de crudo y alrededor de 80 millones de pies cúbicos de gas, los que se podrán incorporar a la producción a corto plazo por ubicarse cercanos a infraestructura de otros campos, y contribuirán a revertir la tendencia declinante en la zona.

Adicionalmente, los descubrimientos en el Litoral de Tabasco aportarán una producción adicional del orden de 100 mil barriles diarios de petróleo ligero y 90 millones de pies cúbicos de gas al día.


El titular de Pemex precisó que los estudios de caracterización estiman la existencia de reservas totales en estos yacimientos de hasta 350 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. 

FUENTE: ARISTEGUI NOTICIAS.
AUTOR: REDACCIÓN.

La Comisión de Hidrocarburos aprueba la precalificación de 26 licitantes de la Ronda Uno para exploración

México, 25 May: El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó la precalificación de 26 licitantes de la primera convocatoria Ronda Uno, para exploración en aguas someras.

Durante su Sesión Extraordinaria, el organismo precisó que 19 de los interesados presentaron su propuesta de forma individual; mientras de los siete restantes lo hicieron a través de consorcios; quienes han acreditado las capacidades técnicas, financieras y de experiencia.

El comisionado presidente, Juan Carlos Zepeda, indicó que registraron participantes de todas las nacionalidades, de los cuales, hay tres empresas mexicanas en tres distintos consorcios, además de Petróleos Mexicanos (Pemex).

Asimismo, señaló que hay empresas de otras nacionalidades, como Inglaterra, Portugal, Italia, Estados Unidos, Colombia, Malasia, Argentina, Australia, Rusia, Dinamarca, China, india, Noruega y Francia.

De acuerdo con la Comisión Nacional de Hidrocarburos, los consorcios son BG Group México Exploration y Galp Energía E&P; ENI International, Noble Energy México y CASA Exploration; Murphy Worldwide, Ecopetrol, Petronas, Carigali International E&P y PTT Exploration and Production Public Company Limited.

Asimismo, Pan American Energy con E&P Hidrocarburos y Servicios; la sociedad de Talos Energy, Sierra Oil & Gas y Glencore E&P (México); Tullow México y Petrobal; así como Woodside Energy Mediterranean, Diavaz Offshore y Pluspetrol México.

Las empresas precalificadas individualmente son Atlantic Rim México, BHP Billiton Petróleo Operaciones de México, Chevron Energía de México, Cobalt Energía de México, Compañía Española de Petróleos, ExxonMobil Exploración y Producción México, Hess México Oil and Gas, Hunt Overseas Oil Company, Lukoil Overseas Netherlands.


Además de Maersk Olie OG GAS, Marathon Offshore Investment Limited, Nexen Energy Holdings International Limited, ONGC Videsh Limited, Pacific Rubiales E&P México, Petróleos Mexicanos, Plains Acquisition Corporation, Premier Oil PLC, Statoil E&P México y Total.

FUENTE: SIN EMBARGO.
AUTOR: REDACCIÓN.
LINK: http://www.sinembargo.mx/25-05-2015/1356192.

El desmantelamiento de Pemex se dará también en áreas en las que es competitiva

Las grandes multinacionales del sector energético, e incluso las medianas empresas nacionales, podrían empezar a suplir a Pemex en áreas “insuficientes”, e incluso en proyectos “extraordinariamente caros y complejos”, donde la petrolera del Estado tiene reconocida experiencia internacional, expresaron analistas consultados por SinEmbargo.

El 13 de agosto de 2014, la Secretaría de Energía (Sener) asignó a Petróleos Mexicanos (Pemex), antes de ofrecer a las empresas privadas, 83 por ciento de las áreas para explotación de reservas probadas y probables, volumen que cubre el total de lo solicitado por la empresa, pero solamente 21 por ciento de los recursos prospectivos de hidrocarburos.

Sin embargo, en el “Informe Anual 2014 de Petróleos Mexicanos” que recibió la Comisión Permanente del Congreso, la ahora Empresa Productiva del Estado mexicano adelantó que podría perder el derecho para la extracción de las reservas que le fueron asignadas en la Ronda Cero, por no cumplir con el plan de exploración establecido o, simplemente, porque no tiene dinero.

“Conviene destacar, sin embargo, que Petróleos Mexicanos no puede garantizar que tendrá o estará en posibilidades de obtener, en el tiempo esperado, los recursos suficientes que sean necesarios para explorar y extraer las reservas de las asignaciones adjudicadas, o en su caso, a través de los derechos que se le adjudiquen en el futuro”.

En este contexto, Miriam Grunstein Dickter, investigadora del Mexico Center Rice University y académica de la Universidad Autónoma de Nuevo León (UANL), sostuvo que “habría que ver si esta situación de Pemex, es coyuntural por el recorte del presupuesto o si es una cuestión estructural. Si es una cuestión coyuntural podría haber una recuperación económica, como de hecho se espera para Pemex en el futuro”.

Aunque adelantó que hay muchos proyectos que son muy caros y de muchísima complejidad en aguas profundas, donde sí podrían entrar las grandes empresas trasnacionales. “La iniciativa privada podría empezar a suplir un área de insuficiencia de Pemex”, precisó.

Destacó que en donde va a empezar a haber una entrada interesante de empresas privadas, “para dejar a Pemex descansar”, es en la parte extractiva, específicamente en la parte de logística.

En tanto, alertó que “si Pemex tiene problemas económicos tan fuertes, la parte de transformación industrial va a ser la que realmente va a sufrir”.


PEMEX ENDEBLE



Guadalupe Huerta Moreno, académica del Departamento de Administración de la Universidad Autónoma Metropolitana (UAM), unidad Azcapotzalco, criticó que “el Gobierno federal desde que estaba planeando la Reforma, sabía que Pemex tiene una situación financiera totalmente endeble, con una cantidad enorme de pasivos, [sin embargo] en la Ronda Cero, prácticamente le dio todas las asignaciones que solicitó, después viene la caída de los precios internacionales del petróleo que afecta directamente a los ingresos de Pemex, y ahora resulta que no va a poder desarrollar esos proyectos”.

Adelantó que ahora lo que probablemente tenga que hacer la Empresa Productiva del Estado es migrar esos proyectos que le habían sido asignados, “a contratos con el capital privado, lo que podría generar que Petróleos Mexicanos cada vez vaya teniendo menor participación en el mercado”.

Contratos, en los que podrían figurar firmas como Exxon, Shell, Halliburton y British Petroleum, entre otras internacionales, que vienen a participar en los campos y en los lugares “en los que está comprobadísima la experiencia de Pemex, que es en aguas someras; donde no debería de ser desplazado”, abundó.

Grunstein Dickter sostuvo que para proyectos en aguas profundas hay muchas empresas internaciones que podrían interesarse, dependiendo el modelo contractual, como Shell, Chevron, Exxon, Conoco, incluso empresas de menor escala como Cobalt, que “están con la mira en aguas profundas”. “Sin embargo no pueden tomar ninguna decisión de negocios en tanto no se publique el contrato”, añadió.

“Esos sí son proyectos extraordinariamente caros y complejos, para los cuales, en esta coyuntura, Pemex no está preparado”, sostuvo.

En la Segunda Fase de la Ronda Uno, se licitan cinco contratos para la extracción de hidrocarburos en aguas someras del Golfo de México, que agrupan nueve campos que contienen recursos estimados por 355 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. De acuerdo con los avances de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), ocho empresas pudieron iniciaron el proceso de precalificación, entre ellas Chevron Energía de México, CNOOC International Limited, Compañía Española de Petróleo, Diavaz Offshore, Lukoil Overseas Oil Company, Shell Exploración y Extracción de México, Sierra Oil & Gas y Pemex.

Para la segunda fase de la Ronda Uno, coinciden las especialistas, se vio una gran participación de los gigantes energéticos, mientras que para la tercera fase que se anunció el pasado martes, en la cual se licitarán 26 campos terrestres para la explotación de hidrocarburos, prevén se registre una mayor participación de empresas medianas nacionales.

Miriam Grunstein, detalló que en la tercera fase de la Ronda Uno, hay un gran oportunidad para empresas nacionales como Carso Oil and Gas, Petrobal, Sierra Oil and Gas, e incluso para el Grupo Alfa, “quienes también podrían interesarse en el sector”.

En tanto, Guadalupe Huerta abundó en que en esta tercera fase, a diferencia de las otras rondas donde se pedía acreditar una amplía experiencia en el desarrollo de proyectos del sector, no se está pidiendo eso, y con ello “se abre un poco más el juego para que empresas nacionales puedan participar sin que tengan una comprobada experiencia”.

“Abres el juego a proveedores nacionales de tamaño mediano, como Grupo Bal, Carso Oil & Gas, así como a las grandes empresas que ya están participando”, sostuvo.

Por lo anterior, advirtió que si no se fortalece a la empresa para que pueda seguir desarrollando proyectos en los que, insistió, tiene una reconocida experiencia internacional en poco tiempo “Pemex va a ser sólo una oficina de administración de contratos”.

Finalmente, Grunstein Dickter señaló que en los próximos meses Pemex va a estar avocada a mantener las áreas que le asignaron en la Ronda Cero, y que incluso se está asociando con tres empresas para proyectos en aguas someras.


Advirtió que Pemex debería hacer una “ponderación seria de su estrategia de inversión”, además de llevar a cabo una reformulación de sus estrategias de administración interna “para identificar realmente dónde están las coladeras de dinero y realmente tomar en serio rectificar sus políticas en materia de transformación industrial, que a la ahora llamada empresa productividad del estado, le ha sido absolutamente ruinosa”.

FUENTE: SIN EMBARGO.
AUTOR: ILSE GARCÍA.
LINK: http://www.sinembargo.mx/18-05-2015/1344339.

Actividad petrolera acabará con pesca, ganadería y la agricultura de Veracruz

Luego de que en 2014 y en 2015 se comenzara a operar las rondas cero y uno de la reforma energética, en al menos 78 municipios veracruzanos de la zona norte podría terminarse la tradicional actividad pesquera, agrícola, forestal y ganadera por los trabajos de extracción de petróleo y gas, pues se realizará en 76 por ciento de la superficie ejidal de la entidad a pesar de que el precio internacional de la mezcla mexicana descendió de 70 a 57 dólares, lo que implicará que muchas familias veracruzanas mestizas, totonacas, tepehuas, otomíes y huastecas podrían quedarse sin sustento, no sólo por la extracción del combustible, sino por el consumo de agua y contaminación de los recursos naturales que esta industria trae consigo.

En un mapeo realizado por el geólogo Manuel Llano y que se pueden consultar en http://www.cartocritica.org.mx/, con la ubicación de las rondas cero y uno (futuro de la extracción de hidrocarburos en este país) y las concesiones mineras cruzan con ejidos y comunidades, éstas son la implementación de los proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos se ha contemplado para ocurrir con base en el otorgamiento de asignaciones, áreas, campos y bloques.

La ronda cero permite que Pemex, frente a la apertura a la inversión privada, defina la asignación a su favor de ciertas áreas con recursos de hidrocarburos en el país que le permitan continuidad en la exploración y extracción, en tanto que la ronda uno abrirá a la inversión privada, nacional o extranjera, los recursos de hidrocarburos no considerados en la ronda cero, a través de licitaciones que iniciarán en 2015. En estas licitaciones podrá participar Pemex sola o en asociación con otras empresas.

La ronda cero abarca una superficie de casi 4 millones 800 mil hectáreas, distribuidas en 142 municipios de 11 estados (Campeche, Chiapas, Coahuila, Hidalgo, Nuevo León, Oaxaca, Puebla, San Luis Potosí, Tabasco, Tamaulipas y Veracruz). Dentro de esta extensión se encuentran un total de mil 899 núcleos agrarios con poco más de un millón 600 mil hectáreas de superficie ejidal o comunal.

Los principales ejidatarios y/o comuneros afectados se encuentran en Veracruz (900 mil hectáreas) y Tabasco (500 mil hectáreas), 13 pueblos indígenas tendrían comprometida una parte de su territorio, en primer lugar el pueblo Chontal de Tabasco con 85 por ciento (27 mil 770 hectáreas) de su territorio ocupado, seguido del pueblo totonaca (38 por ciento) y popoluca (31 por ciento).

La ronda uno comprende 68 municipios en ocho entidades (Campeche, Chiapas, Coahuila, Hidalgo, Puebla, Tabasco, Tamaulipas y Veracruz), sobre todo del área terrestre con un millón 100 mil hectáreas, principalmente en Veracruz con casi 900 mil hectáreas, seguido de Coahuila y Puebla con poco más de 90 mil hectáreas cada estado. Abarcan 671 ejidos y comunidades, ocupando 441 mil 631 hectáreas de propiedad social, principalmente en Veracruz (317 mil hectáreas) y Coahuila (62 mil). Los pueblos huastecon Náhuatl y totonaca tendrían ocupada poco más de 320 mil hectáreas de su territorio tradicional, lo que representa una quinta parte de sus posesiones.

La agricultura borrada de los ayuntamientos veracruzanos rondas cero y uno

De acuerdo con el artículo 96 de la Ley de Hidrocarburos que dice: “Las actividades de Exploración y Extracción se consideran de interés social y orden público, por lo que tendrán preferencia sobre cualquier otra que implique el aprovechamiento de la superficie o del subsuelo de los terrenos afectos a aquéllas”, así, autoriza a Pemex y socios afectar la posesión de la tierra y de las aguas.

De una revisión cartográfica realizada por especialistas se calcula que el estado de Veracruz tiene una superficie total de núcleo agrario de un millón 178 mil 356 26 hectáreas, de las cuales, dentro de la ronda cero se contempla 906 mil 305.97, que equivale al 76 por ciento del núcleo agrario.

Los municipios afectados serán Acayucan, con 20 mil 282 hectáreas; Acula con 7 mil 337.20; Agua Dulce con 15 mil 84.75; Álamo Temapache con 27 mil 927.40; Alvarado con 5 mil 22.20; Amatitlán, 6 mil 4.14; Ángel R. Cabada con 861.92, y en Camarón de Tejeda se afectarían 67.69 hectáreas.

Carlos A. Carrillo tendría una afectación de 11 mil 094.10 hectáreas; en Castillo de Teayo18 mil 789.53; Catemaco, mil 157.07; Cerro Azul, 2 mil 624.43; Chacaltianguis, 13 mil 259.18; Chicontepec, 24 mil 330.18; Chinampa de Gorostiza, mil 313.17; Las Choapas, 90 mil 269; Chontla, 6 mil 44.93; Citlaltepetl, 555.85 hectáreas; Coahuitlán, 948.54; Coatzacoalcos, 5 mil 416.87; Coatzintla, 20 mil 669.16 y Cosamaloapan con 3 mil 773.99 hectáreas.

También incluye Cosamaloapan 14 mil 878.79, Cotaxtla con 3 mil 132.16, Coxquihui con 648.23, Coyutla con 10 mil 366.77, Espinal con 10 mil 267.68, Gutiérrez Zamora con 289.76, Hueyapan de Ocampo con 52 mil 902.26, Ignacio de La Llave 19 mil 684.86, Isla con 23 mil 816.46, Ixhuatlán de Madero 17 mil 700, Ixhuatlán del Sureste 4 mil, Ixmatlahuacan con 4 mil 611 y Jamapa con mil 694.13 hectáreas.

Además José Azueta con 15 mil 438.65, Juan Rodríguez Clara con 56 mil 500, Las Choapas con 5 mil 702.40, Manlio Fabio Altamirano con 423.40, Medellín con 8 mil 300.71, Minatitlán con 54 mil 419.42, Moloacán con 11 mil 202.14, Naranjos Amatlan con 677.87, Otatitlán con 203.01; en Pánuco se afectarían 52 mil 736.03 hectáreas; en Papantla, 20 mil 38.81; la afectación en Playa Vicente sería de 17 mil 458.02; en Poza Rica, 345.68; en Pueblo Viejo, 4 mil 641.05; Saltabarranca, 539.53 y San Andrés Tuxtla, entre otros.

En tanto para la ronda uno, el estado de Veracruz tiene una superficie total de núcleo agrario de 618 mil 980.18 hectáreas de superficie, de las cuales se abarcarían 317 mil 833.80, que equivale al 51 por ciento del núcleo agrario.


Los municipios en los que se aplicará la técnica del fracking son: Álamo Temapache con 19 mil 965.80 hectáreas; Benito Juárez, 4 mil 947.35; Castillo de Teayo, 10 mil 460.02; Cerro Azul, 4 mil 817.51; Chalma, 3 mil 819.63; Chicontepec, 49 mil 960.26; Chontla, 5 mil 400.70; Coahuitlán mil 504.01; Coatzacoalcos, 472 y Coatzintla mil 356.17 hectáreas.

FUENTE: LA JORNADA VERACRUZ.
AUTOR: NORMA TRUJILLO BÁEZ.

Que comiencen las licitaciones

Inversionistas extranjeros podrán por primera vez explotar crudo y gas en México, con la licitación de 26 áreas localizadas en cinco estados del país.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos anunció ayer la licitación de 26 áreas petroleras terrestres como parte de un nuevo paquete de contratos que permitirá a empresas nacionales y extranjeras participar por primera vez en la explotación de crudo y gas.

Las 26 áreas localizadas en cinco estados del país tienen un potencial conjunto de 35 mil barriles de crudo diarios y 225 millones de pies cúbicos de gas al día.

De las áreas que se licitarán ocho se encuentran en Nuevo León, seis en Veracruz, cinco en Chiapas, cinco en Tabasco y dos en Tamaulipas.

Contexto adverso

Esta primera ronda de licitaciones representa la puesta en marcha de la reforma energética aprobada el año pasado.

El gobierno espera que con la reforma lleguen millonarias inversiones y se reimpulse la producción de crudo.


La licitación, sin embargo, ocurre en medio de un entorno de caída en los precios del petróleo, lo cual podría restar el interés de los inversionistas.

FUENTE: REPORTE INDIGO.
AUTOR: STAFF.

Pobladores recolectan gasolina derramada por “ordeña” en Tabasco

VILLAHERMOSA, Tab: A casi un mes del “pipazo” con saldo de 21 muertos hasta ahora, pobladores siguen sin medir el peligro y esta mañana se abalanzaron a recoger gasolina derramada por toma clandestina en un ducto de Petróleos Mexicanos (Pemex).

La empresa informó a las 14:00 horas que el derrame ocurrió en el poliducto Minatitlán-Villahermosa, en el cruce de la comunidad San Fernando del municipio de Huimanguillo y que personal especializado de Pemex lo había controlado.

“Como medida preventiva, se suspendió el bombeo del ducto, a través de una unidad de presión y vacío; se trabaja en la recolección del producto, se llevan a cabo trabajos de eliminación del artefacto colocado ilícitamente y se realizará la limpieza del área afectada”, añadió.

Detalló que el sitio impactado es una zona baja inundable, sin población ni cultivos cercanos y que la gasolina que transportaba el ducto era producto no terminado aún para su consumo final.

Sin embargo, desde la mañana decenas de habitantes de San Fernando acudieron con cubetas y bidones para recoger la gasolina.

San Fernando se encuentra sobre la carretera federal Cárdenas- Coatzacoalcos, a unos 10 kilómetros de Palo Mulato, donde el pasado 26 de marzo volcó y explotó la pipa que enlutó a 21 familias tabasqueñas.

De esa tragedia aún se encuentran tres personas hospitalizadas en Villahermosa y tres menores en Galveston, Texas con graves quemaduras. De los más de 30 lesionados por esa tragedia, sólo cuatro han sido dados de alta.

Por su lado, el titular de la Secretaría de Ordenamiento Territorial y Obras Públicas (Sotop), Manuel Ordóñez Galán, acusó a Pemex de no respetar a Tabasco y ocultar información sobre derrames de hidrocarburo.

El funcionario citó como ejemplo el derrame sobre los ríos Teapa y Grijalva que la semana pasada dejó sin agua potable, durante dos días, a medio millón de habitantes de esta capital, por inmovilización de cinco plantas potabilizadoras.

Reprochó que la empresa sólo tuviera tres empleados deteniendo cordones para proteger las captaciones de las plantas potabilizadoras y cinco pipas para atender al medio millón de habitantes que dejó sin el vital líquido.

“Es absurdo, a nosotros como tabasqueños no nos están dando nuestro lugar, no están respetando, ya que este problema en cualquier otra parte de la República les hubiera costado lo que sabemos que les cuesta”, señaló Ordóñez Galán.

En reunión con empresarios, reveló que el gobernador Arturo Núñez hizo saber a funcionarios de Pemex que lo único que pide es que digan la verdad y se hagan responsables de los daños que provocan al estado y que se comprometía a solucionar cualquier conflicto que se presentara para el desarrollo de la empresa.

FUENTE: PROCESO.

AUTOR: ARMANDO GUZMÁN.

La otra caída petrolera

La mayor parte de la cobertura en el desplome de los precios petroleros ha culpado al aumento en la oferta de crudo, pero expertos opinan que la caída estructural de la demanda también debe ser considerada.

El desplome de más de 50 por ciento que los precios petroleros experimentan desde mediados del año pasado ha sido atribuido principalmente al fuerte aumento en la producción global de crudo, el cual es un factor cíclico.

Pero expertos opinan que la reducción que la demanda petrolera ha vivido en la última década también es una parte importante de la historia, y que es poco probable que esta tendencia cambie en el futuro.

Esto se debe a que a pesar de la existencia de factores cíclicos en la caída de la demanda, como lo es el menor crecimiento económico global posterior a la crisis del 2008, también existen factores estructurales más difíciles de cambiar.

Quizá el mayor factor dentro de esto es el creciente uso de vehículos con un consumo más eficiente de combustible y el desarrollo cada vez más veloz de vehículos eléctricos que son más atractivos para los consumidores.

El consumo petrolero de Estados Unidos es utilizado como barómetro global debido a que este país es por mucho el mayor consumidor de crudo del mundo. 

A un nivel de más de 19 millones de barriles diarios, el consumo estadounidense es casi el doble que el de China, el segundo mayor consumidor, y representa más del 20 por ciento del consumo global.

Datos del Departamento de Energía estadounidense muestran que el consumo de derivados de crudo en el país se han mantenido por debajo del pico de 21 millones de barriles diarios que tocó en el 2004, cayendo aún mientras el país continúa recuperándose de la crisis económica del 2008.

Bloomberg reporta que Michael Liebreich, fundador de la empresa de investigación energética Bloomberg New Energy Finance (BNEF), explicó recientemente que parte de esta caída se debe a avances tecnológicos que han incrementado la eficiencia en el consumo de combustibles a nivel global y reducido el costo de la energía renovable.

Esta transición no se encuentra limitada a los países desarrollados, ya que aunque los países emergentes tradicionalmente representan el mayor impulso al consumo global de petróleo y otros energéticos, algunos de ellos también son líderes en la inversión en energía renovable.

El mayor ejemplo de esto es China, que no sólo fue el mayor inversionista en estas tecnología en 2014 sino también el país con el mayor crecimiento en este rubro.

Futuro eléctrico

Estos cambios debilitan el vínculo entre el uso vehicular y el consumo petrolero. En el caso del consumo vehicular de combustibles, en Estados Unidos esta mejora en la eficiencia fue de más de 20 por ciento en los últimos 15 años.

Y una nueva tendencia podría acelerar estos cambios aún más. El futuro vehicular, a decir de los expertos, será eléctrico.

El año pasado, las ventas globales de vehículos eléctricos rebasaron las 288 mil unidades. Y mientras que esto sigue representando sólo 0.5 por ciento de las ventas totales de la industria automotriz, también representa un nivel de ventas cinco veces mayor que el que se registró en el 2011.

Esto tiene sentido al considerar que este tipo de vehículos es cada vez más accesible. El precio de las baterías que los impulsan cayó 60 por ciento entre el 2010 y el año pasado, y BNEF prevé que esta tendencia continuará al mismo ritmo.

De esta forma, el precio de estos automóviles se igualaría al de los que usan gasolina dentro de la próxima década, volviéndolos más atractivos fuera de los mercados desarrollados.

Mejores baterías

Los expertos concuerdan en que uno de los costos que tiene que descender para que el uso de energía renovable se vuelva más amplio es el de las baterías, que actualmente se encuentra en un nivel de 400 dólares por kilowatt-hora generado (el doble del que se estima como necesario).

Es por esto que inversionistas multimillonarios como Elon Musk, Nick Pritzker y Bill Gates han invertido más de 5 mil millones de dólares en la última década para desarrollar mejores baterías que reemplacen las de níquel-cadmio y de iones de litio en uso actualmente.

La revista Bloomberg Markets reporta que estos inversionistas están apostando que las nuevas baterías en desarrollo revolucionarán la industria global de baterías, valuada en 50 mil millones de dólares.


Estas nuevas formas de almacenar energía podrían dar energía limpia a vehículos y hogares, además de hacer las redes eléctricas más limpias al reemplazar generadores y reducir la necesidad de crear más plantas generadoras que usen combustibles fósiles.

FUENTE: REPORTE INDIGO.
AUTOR: ROLANDO HINOJOSA.

Roban pertenencias a asistentes de congreso que promovía inversión petrolera en México

MÉXICO, D.F: Los asistentes al congreso “Oil & Gas Summit” sufrieron el robo de computadoras, aparatos electrónicos y un maletín.

Mientras expertos en energéticos y representantes de empresas trasnacionales presenciaban conferencias de miembros del gobierno mexicano y directivos de Petróleos Mexicanos (Pemex), asaltantes los privaron de sus pertenencias.

El congreso se celebró los pasados 15 y 16 de marzo en el hotel Krystal, ubicado en Paseo de la Reforma, en el Distrito Federal.

En su invitación al congreso, los organizadores enfatizan que, desde la aprobación de la reforma energética, México se ha convertido en un punto medular para la inversión petrolera.


Los organizadores se vieron obligados a avisar a los 200 asistentes de los constantes robos en el foro y les pidieron no perder de vista sus pertenencias.

FUENTE: PROCESO.
AUTOR: REDACCIÓN.

A empresas noruegas, primeros permisos para buscar hidrocarburos

México, DF. Cuatro empresas noruegas son las primeras en obtener la autorización para realizar estudios geológicos y sísmicos de diversas áreas susceptibles de contener hidrocarburos en territorio mexicano y comercializar por cuenta propia información exclusiva durante un periodo de 12 años, la cual pasará después a ser propiedad de la Nación.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), ente regulador de la industria petrolera en México, otorgó la autorización a las compañías de origen noruego Dolphin Geophysical, Petroleum Geo-Services ( PGS), Spectrum ASA y TGS AP Invesments AS.

Antes de la Reforma Energética los estudios sísmicos y geológicos en materia petrolera los hacían las empresas internacionales especializadas por cuenta y orden de Petróleos Mexicanos (Pemex), sin embargo ahora estas y otras empresas podrán vender su información de manera directa a los nuevos participantes en la industria petrolera.

Estas son las primeras autorizaciones en la historia que se entregan a empresas especializadas en la investigación sobre superficies del terreno o del mar que permitan estimar a la industria petrolera la posible existencia de hidrocarburos dentro de una área.

La nueva regulación establece que las empresas autorizadas en realizar estos estudios, con la más avanzada tecnología, puedan comercializar la información de forma exclusiva por un periodo de 12 años.

Durante la décima sesión extraordinaria del pleno de los comisionados, encabezados por el presidente de la CNH, Juan Carlos Zepeda Molina, se dio a conocer el primer paquete de empresas interesadas en vender la información sísmica y geológica de última generación a la industria petrolera.


Actualmente hay 26 empresas especializadas que iniciaron sus trámites para conseguir su autorización, entre ellasCGGVerita Services, Dolphin Geophysical, Dowell Schlumberger, EMGS Sea Bed Logging, Fugro Chance, Fugro Survey México,Geokinetics de México,Geoprocesados, GX Technology Corporation, Multiclient Geophysical ASA, Nopec Geophysical Company, P.G.S. Data Processing, P.G.S. Geophysical AS, Seabird Seismic México, Seismic Enterprises México, Spectrum ASA, TDI-Brooks International y TGS AP Invesments AS.

FUENTE: LA JORNADA.
AUTOR: ISRAEL RODRÍGUEZ.