Noticia:
Petróleos Mexicanos (Pemex) continuará los trabajos de perforación en aguas profundas del Golfo de México conforme a la cartera de negocios y programa operativo 2010, a pesar del derrama de petróleo crudo de British Petroleum (BP) en las costas estadounidenses.
Funcionarios de alto nivel del sector energético explicaron que “hasta ahora no ha habido decisión de suspender” los trabajos de perforación como lo hizo el gobierno norteamericano y el noruego tras evaluar los impactos del desastre provocado por la fuga de crudo en el pozo Deepwater Horizon operado por BP en el Golfo de México.
Comentaron que la necesidad de obtener una mayor cantidad de petróleo de nuevos yacimientos para sostener la producción de crudo obliga a intensificar los trabajos de perforación en el Golfo de México.
No es el mejor momento, aseguró Fabio Barbosa Cano, especialista del sector energético, “sobre todo cuando se tiene una cartera tan robusta de proyectos en áreas como el Cinturón Plegado de Perdido o en costas de Tamaulipas y la necesidad de obtener volúmenes importantes de crudo en el menor tiempo posible”.
La paraestatal ha detectado hasta ahora seis oportunidades exploratorias —posibles pozos en el Cinturón Plegado de Perdido— muy cerca de la frontera marítima con Estados Unidos: Alaminos a 2 mil 88 metros de profundidad; Magnánimo a 2 mil 520; Maximino a 2 mil 821; PEP a 2 mil 940; Chachiquin a 3 mil 216 y Afótica a 3 mil 350 metros.
Además, tiene identificadas 11 nuevas estructuras en la misma área que podrían contener petróleo y gas.
Con todas ellas es posible extraer unos 3 mil 500 millones de barriles de petróleo crudo equivalente a un volumen superior al que se espera recuperar en Chicontepec en los próximos 17 años, “por eso no es conveniente suspender la perforación en aguas profundas”, subrayó Barbosa Cano.
Vinicio Suro, subdirector de Planeación y Evaluación de PEP, reconoció que el activo Maximino y el área circundante constituye una de las áreas más promisorias para encontrar hidrocarburos, por lo que es necesario intensificar los trabajos en esta región.
También se tiene en cartera las zonas conocidas como Nox-Hux, Holok Occidente, Jaca-Patini, Lipax, Oreos, Cinturón Subsalino, Han, Holok Oriente, Temoa y Nancan.
Para todas estas zonas se ha considerado la aplicación de contratos integrales de exploración y producción en diferentes áreas y proyectos, trabajos que tampoco se pueden frenar, reconoció la dirección de Pemex Exploración y Producción.
Debemos tomar en cuenta, explicó George Baker, analista internacional del sector energético, que a México le puede llevar menos tiempo explotar los yacimientos de Perdido, porque las incógnitas como costos, problemas y soluciones geológicas ya fueron resueltos por las petroleras que perforan del lado de EU.
“Si Pemex tuviera que partir de cero le llevaría 10 años o más, pero el conocimiento y las soluciones encontradas por otras compañías le va a facilitar la tarea”, de ahí que sería inoportuno frenar las tareas de perforación comento el experto.
La firma consultora PFC Energy indicó que dada la actividad en aguas someras —bajas profundidades— de México, “no hay una justificación ni lógica real para detener esta actividad”.
Además, añadió, ya están contratados equipos de perforación con capacidades para operar en tirantes de agua de hasta 10 mil pies y que iniciaran operaciones a finales de 2010 o principios de 2011 (una de las ellas la plataforma Bicentenario, que llegará en noviembre para instalarse en el pozo Maximino), y que de resultar exitosa, habrá un giro de 180 grados en la estrategia de explotación de yacimientos en México.
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lunes, 14 de junio de 2010
jueves, 3 de junio de 2010
Llevar Pemex a la bolsa, pide Téllez
Noticia:
El presidente y director general de la Bolsa Mexicana de Valores, Luis Téllez, dijo ayer que una manera de lograr profundidad en el mercado de valores mexicano sería privatizar Pemex y vender 70% de las acciones entre las familias mexicanas.
En su propuesta, hecha ante cientos de empresarios inmobiliarios, Téllez resaltó que habría el beneficio paralelo de hacer de la petrolera una firma más eficiente y rentable.
Ejemplificó el caso de Petrobas, la empresa petrolera de Brasil, que se enlistó en la bolsa y el gobierno brasileño se quedó con una participación preferente. Con ello mantiene una incidencia de derecho de veto en el Consejo de Petrobras, y la firma opera como una empresa privada extremadamente eficiente, comentó Téllez.
El ex secretario de Energía precisó que el gobierno mexicano podría convertir a Pemex en una empresa privada que operara adecuadamente, pero desde luego con unos cambios enormes, además de que podría quedarse con una participación preferente y vender entre la población 70% de las acciones emitidas en bolsa.
Explicó que esto tendría una ventaja enorme para las familias mexicanas y obviamente le daría profundidad al mercado de capitales mexicano, como hoy día no lo tenemos y sí la bolsa brasileña, explicó.
Esta idea fue vertida a pregunta expresa de uno de los asistentes, quien pidió explicar qué propuesta existe para ampliar la base de inversionistas en el mercado bursátil.
Téllez expuso otros ejemplos a partir de instrumentos financieros, como los Certificados de Capital de Desarrollo (CKDs) y los Fideicomisos de Inversión en Bienes Raíces (Fibras). De estos últimos, dijo que es cuestión de días para que se haga un cambio a la ley de traslado de dominio para lograr su operación en la BMV.
“En dos o tres semanas se hará una primera colocación de un primer fondo inmobiliario, respaldado con proyectos en parques industriales y, también, se publicará un cambio a la ley, que será un avance en el tema de Fibras. Sólo faltará resolver un detalle con el IETU y esperó que lo logremos”.
El presidente y director general de la Bolsa Mexicana de Valores, Luis Téllez, dijo ayer que una manera de lograr profundidad en el mercado de valores mexicano sería privatizar Pemex y vender 70% de las acciones entre las familias mexicanas.
En su propuesta, hecha ante cientos de empresarios inmobiliarios, Téllez resaltó que habría el beneficio paralelo de hacer de la petrolera una firma más eficiente y rentable.
Ejemplificó el caso de Petrobas, la empresa petrolera de Brasil, que se enlistó en la bolsa y el gobierno brasileño se quedó con una participación preferente. Con ello mantiene una incidencia de derecho de veto en el Consejo de Petrobras, y la firma opera como una empresa privada extremadamente eficiente, comentó Téllez.
El ex secretario de Energía precisó que el gobierno mexicano podría convertir a Pemex en una empresa privada que operara adecuadamente, pero desde luego con unos cambios enormes, además de que podría quedarse con una participación preferente y vender entre la población 70% de las acciones emitidas en bolsa.
Explicó que esto tendría una ventaja enorme para las familias mexicanas y obviamente le daría profundidad al mercado de capitales mexicano, como hoy día no lo tenemos y sí la bolsa brasileña, explicó.
Esta idea fue vertida a pregunta expresa de uno de los asistentes, quien pidió explicar qué propuesta existe para ampliar la base de inversionistas en el mercado bursátil.
Téllez expuso otros ejemplos a partir de instrumentos financieros, como los Certificados de Capital de Desarrollo (CKDs) y los Fideicomisos de Inversión en Bienes Raíces (Fibras). De estos últimos, dijo que es cuestión de días para que se haga un cambio a la ley de traslado de dominio para lograr su operación en la BMV.
“En dos o tres semanas se hará una primera colocación de un primer fondo inmobiliario, respaldado con proyectos en parques industriales y, también, se publicará un cambio a la ley, que será un avance en el tema de Fibras. Sólo faltará resolver un detalle con el IETU y esperó que lo logremos”.
lunes, 24 de mayo de 2010
Fraude por 13 mdd en filial de Pemex
Noticia:
La Secretaría de la Función Pública detectó un presunto fraude por más de 13 millones de dólares en contra PMI Comercio Internacional, filial de Petróleos Mexicanos (Pemex), presuntamente cometido por la subdirectora de Destilados Intermedios de esta última, María Karen Miyasaki Hara.
La funcionaria enfrenta dos denuncias por enriquecimiento ilícito y administración fraudulenta, informaron en conferencia de prensa conjunta Salvador Vega Casillas, titular de la Función Pública, y César Chávez Flores, visitador general de la Procuraduría General de la República (PGR).
Miyasaki, quien ingresó a PMI en 1997 y era subdirectora comercial de Destilados Intermedios desde 2002, hizo al menos cuatro operaciones fraudulentas de compra venta de combustible a nombre de PMI Internacional en las cuales podría estar involucrado su esposo, Max Miles Beckett.
Las operaciones de la funcionaria, quien ya fue separada de su cargo, consistieron en compra venta de energéticos a empresas privadas, una de las cuales detalló Vega Casillas.
Para abastecer a Pemex Refinación, Miyasaki compró a la empresa japonesa Idemitsu Kosan Company un cargamento de unos 330 mil barriles de diesel de ultra bajo azufre en el puerto de Chiba, Japón, en 27 millones 624 mil dólares.
Pero, en el mismo puerto vendió el mismo combustible en poco más de 28 millones de dólares a la empresa Blue Oil Trading, de cuya filial (Blue Trading S.R.L, de C.V.) Max Miles es socio y director comercial.
Días más tarde, la servidora pública volvió a comprar el mismo cargamento a Blue Oil Trading en más de 34 millones de dólares, pagando de manera adicional 4.5 millones de dólares , más por el combustible, que finalmente revendió a Pemex Refinación, la cual recibió el cargamento en instalaciones de Rosarito, Baja California.
“Hasta el momento, la Secretaría de la Función Pública ha detectado en total cuatro cargamentos con operaciones similares… se estima que estas cuatro transacciones han generado un perjuicio patrimonial a PMI Internacional por más de 13 millones de dólares” en utilidades no recibidas por la venta del combustible, dijo Vega Casillas.
De manera adicional, precisó, la investigación patrimonial de la servidora pública detectó 13 cuentas bancarias no declaradas por un monto calculado en 16 millones de pesos, que no pueden justificarse con sus ingresos en la filial de Pemex.
Vega y Chávez reconocieron que los delitos por los que se acusa a Miyasaki no son graves, por lo que no puede solicitarse ninguna medida cautelar. Sin embargo, de hallarse culpable, podría enfrentar hasta 14 años de prisión, la reparación del daño y el decomiso de los bienes obtenidos de manera ilícita.
La Secretaría de la Función Pública detectó un presunto fraude por más de 13 millones de dólares en contra PMI Comercio Internacional, filial de Petróleos Mexicanos (Pemex), presuntamente cometido por la subdirectora de Destilados Intermedios de esta última, María Karen Miyasaki Hara.
La funcionaria enfrenta dos denuncias por enriquecimiento ilícito y administración fraudulenta, informaron en conferencia de prensa conjunta Salvador Vega Casillas, titular de la Función Pública, y César Chávez Flores, visitador general de la Procuraduría General de la República (PGR).
Miyasaki, quien ingresó a PMI en 1997 y era subdirectora comercial de Destilados Intermedios desde 2002, hizo al menos cuatro operaciones fraudulentas de compra venta de combustible a nombre de PMI Internacional en las cuales podría estar involucrado su esposo, Max Miles Beckett.
Las operaciones de la funcionaria, quien ya fue separada de su cargo, consistieron en compra venta de energéticos a empresas privadas, una de las cuales detalló Vega Casillas.
Para abastecer a Pemex Refinación, Miyasaki compró a la empresa japonesa Idemitsu Kosan Company un cargamento de unos 330 mil barriles de diesel de ultra bajo azufre en el puerto de Chiba, Japón, en 27 millones 624 mil dólares.
Pero, en el mismo puerto vendió el mismo combustible en poco más de 28 millones de dólares a la empresa Blue Oil Trading, de cuya filial (Blue Trading S.R.L, de C.V.) Max Miles es socio y director comercial.
Días más tarde, la servidora pública volvió a comprar el mismo cargamento a Blue Oil Trading en más de 34 millones de dólares, pagando de manera adicional 4.5 millones de dólares , más por el combustible, que finalmente revendió a Pemex Refinación, la cual recibió el cargamento en instalaciones de Rosarito, Baja California.
“Hasta el momento, la Secretaría de la Función Pública ha detectado en total cuatro cargamentos con operaciones similares… se estima que estas cuatro transacciones han generado un perjuicio patrimonial a PMI Internacional por más de 13 millones de dólares” en utilidades no recibidas por la venta del combustible, dijo Vega Casillas.
De manera adicional, precisó, la investigación patrimonial de la servidora pública detectó 13 cuentas bancarias no declaradas por un monto calculado en 16 millones de pesos, que no pueden justificarse con sus ingresos en la filial de Pemex.
Vega y Chávez reconocieron que los delitos por los que se acusa a Miyasaki no son graves, por lo que no puede solicitarse ninguna medida cautelar. Sin embargo, de hallarse culpable, podría enfrentar hasta 14 años de prisión, la reparación del daño y el decomiso de los bienes obtenidos de manera ilícita.
martes, 11 de mayo de 2010
Derrame no afectó venta de crudo a EU
Noticia:
Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que hasta el momento los embarques de petróleo mexicano de exportación que se destinan a Estados Unidos no han sido suspendidos o demorados por la contingencia del derrame de crudo de la plataforma de British Petroleum en el Golfo de México, del lado norteamericano.
Jaime Brito, de la firma consultora PFC Energy explicó que el crudo se está derramando a una distancia suficientemente lejana de las entradas hacia Corpus City, Texas City y Pasadena, que son las vías de llegada para la gran mayoría de los refinadores que operan en Estados Unidos, por lo que la logística de crudo se mantiene hasta ahora, inalterable.
Comentó que si el gobierno de Estados Unidos pide que los buquetantes no circulen para no esparcir más la mancha o por seguridad (en caso de un incendio), está logística de envío de crudo podría verse afectada.
Las fuentes consultadas de Pemex revelaron que mantienen permanente comunicación con las autoridades energéticas de Estados Unidos y comentaron que no hay por el momento alguna instrucción de modificar la logística de las embarcaciones que llegan a costas de ese país.
Datos de la Information Energy Administration (EIA, por sus siglas en inglés), organismo encargado de las estadísticas del sector energético del gobierno de Estados Unidos, revelaron que la importación de crudo en ese país aumento 20% entre el 2 y el 30 de abril de 2010.
Al mercado estadounidense llega petróleo crudo de 66 países en volúmenes de alrededor de 11.3 millones de barriles diarios.
México es uno de los países que se ha beneficiado por la mayor demanda del hidrocarburo en Estados Unidos, al grado que en febrero de este año el país retomó el segundo sitio, sólo después de Canadá, como uno de los principales abastecedores de para el mercado estadounidense.
Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que hasta el momento los embarques de petróleo mexicano de exportación que se destinan a Estados Unidos no han sido suspendidos o demorados por la contingencia del derrame de crudo de la plataforma de British Petroleum en el Golfo de México, del lado norteamericano.
Jaime Brito, de la firma consultora PFC Energy explicó que el crudo se está derramando a una distancia suficientemente lejana de las entradas hacia Corpus City, Texas City y Pasadena, que son las vías de llegada para la gran mayoría de los refinadores que operan en Estados Unidos, por lo que la logística de crudo se mantiene hasta ahora, inalterable.
Comentó que si el gobierno de Estados Unidos pide que los buquetantes no circulen para no esparcir más la mancha o por seguridad (en caso de un incendio), está logística de envío de crudo podría verse afectada.
Las fuentes consultadas de Pemex revelaron que mantienen permanente comunicación con las autoridades energéticas de Estados Unidos y comentaron que no hay por el momento alguna instrucción de modificar la logística de las embarcaciones que llegan a costas de ese país.
Datos de la Information Energy Administration (EIA, por sus siglas en inglés), organismo encargado de las estadísticas del sector energético del gobierno de Estados Unidos, revelaron que la importación de crudo en ese país aumento 20% entre el 2 y el 30 de abril de 2010.
Al mercado estadounidense llega petróleo crudo de 66 países en volúmenes de alrededor de 11.3 millones de barriles diarios.
México es uno de los países que se ha beneficiado por la mayor demanda del hidrocarburo en Estados Unidos, al grado que en febrero de este año el país retomó el segundo sitio, sólo después de Canadá, como uno de los principales abastecedores de para el mercado estadounidense.
martes, 4 de mayo de 2010
Pemex llegó a 153 mil trabajadores en marzo.
Noticia:
Pemex registró un histórico crecimiento en su plantilla laboral. En un año contrató a casi 10 mil nuevos trabajadores, y al 31 de marzo de 2010 su nómina la integran 153 mil 404 personas, entre empleados de confianza y sindicalizados, la plantilla más alta que ha tenido en los últimos 19 años.
Al 31 de marzo de 2010, de acuerdo con los estados financieros de Pemex, registró un crecimiento del personal de 6.7%, luego de la contratación de 9 mil 661 nuevas plazas, en relación con los primeros tres meses del año pasado.
Esta situación la coloca como la generadora de empleo más importante del país, pues en un lapso de seis años contrató a 15 mil 682 nuevos trabajadores. Pero, pese a contar con más personal, Pemex produce hoy 775 mil barriles menos que en 2004, cuando con 137 mil plazas alcanzó el máximo nivel histórico de extracción del país, calculado en 3 millones 382 mil barriles diarios.
En el primer trimestre de 2010 y con 15 mil 682 trabajadores más, la empresa logró obtener un nivel de producción de petróleo crudo de 2 millones 607 mil barriles por día. De hecho, Pemex cuenta con un número mayor de trabajadores que firmas petroleras de la talla de Shell, British Petroleum o Petrobras que emplean a 101 mil, 80 mil 300 y 76 mil 625 personas, respectivamente.
En 1990, según el sexto informe de gobierno del ex presidente Ernesto Zedillo, Pemex registró un máximo de 184 mil 783 trabajadores. Un año después fueron despedidos 30 mil petroleros y su nómina se sitúo en 154 mil 321 empleados, el segundo nivel más alto en la historia de la compañía.
Información de la subdirección de Recursos Humanos y Relaciones Laborales de Pemex Exploración y Producción (PEP) contenida en el expediente SRHRL-CGC-1170/2010, muestra que en algunos meses del año el número de trabajadores aumenta por la carga de trabajo que demandan los diversos proyectos u obras, sobre todo en áreas dedicadas a búsqueda y extracción de hidrocarburos; entre abril y diciembre de 2008, la nómina de la filial superó los 61 mil trabajadores y en diciembre de 2009, se registraron 65 mil 828 empleados, cuando PEP se movía con una plantilla de entre 47 y 50 mil empleados entre 2004 y hasta los primeros meses de 2008.
Explicó que la contratación de personal se verá reflejada en los próximos años, una vez que la cartera de proyectos en los que trabaja (24 prioritarios, tanto en tierra como en mar y aguas profundas) empiecen a aportar nueva producción de crudo y gas.
Este año, por ejemplo, se espera que Chicontepec produzca 58 mil barriles diarios de crudo y 102 millones de pies cúbicos de gas natural, mientras que el primer yacimiento localizado en aguas profundas del golfo de México, Lakach empezará a producir en 2013. Según el calendario de desarrollo de los últimos campos descubiertos como el Tsium, y Ayatzil-Tekel empezarán a producir en 2012 y 2014, respectivamente.
Pemex registró un histórico crecimiento en su plantilla laboral. En un año contrató a casi 10 mil nuevos trabajadores, y al 31 de marzo de 2010 su nómina la integran 153 mil 404 personas, entre empleados de confianza y sindicalizados, la plantilla más alta que ha tenido en los últimos 19 años.
Al 31 de marzo de 2010, de acuerdo con los estados financieros de Pemex, registró un crecimiento del personal de 6.7%, luego de la contratación de 9 mil 661 nuevas plazas, en relación con los primeros tres meses del año pasado.
Esta situación la coloca como la generadora de empleo más importante del país, pues en un lapso de seis años contrató a 15 mil 682 nuevos trabajadores. Pero, pese a contar con más personal, Pemex produce hoy 775 mil barriles menos que en 2004, cuando con 137 mil plazas alcanzó el máximo nivel histórico de extracción del país, calculado en 3 millones 382 mil barriles diarios.
En el primer trimestre de 2010 y con 15 mil 682 trabajadores más, la empresa logró obtener un nivel de producción de petróleo crudo de 2 millones 607 mil barriles por día. De hecho, Pemex cuenta con un número mayor de trabajadores que firmas petroleras de la talla de Shell, British Petroleum o Petrobras que emplean a 101 mil, 80 mil 300 y 76 mil 625 personas, respectivamente.
En 1990, según el sexto informe de gobierno del ex presidente Ernesto Zedillo, Pemex registró un máximo de 184 mil 783 trabajadores. Un año después fueron despedidos 30 mil petroleros y su nómina se sitúo en 154 mil 321 empleados, el segundo nivel más alto en la historia de la compañía.
Información de la subdirección de Recursos Humanos y Relaciones Laborales de Pemex Exploración y Producción (PEP) contenida en el expediente SRHRL-CGC-1170/2010, muestra que en algunos meses del año el número de trabajadores aumenta por la carga de trabajo que demandan los diversos proyectos u obras, sobre todo en áreas dedicadas a búsqueda y extracción de hidrocarburos; entre abril y diciembre de 2008, la nómina de la filial superó los 61 mil trabajadores y en diciembre de 2009, se registraron 65 mil 828 empleados, cuando PEP se movía con una plantilla de entre 47 y 50 mil empleados entre 2004 y hasta los primeros meses de 2008.
Explicó que la contratación de personal se verá reflejada en los próximos años, una vez que la cartera de proyectos en los que trabaja (24 prioritarios, tanto en tierra como en mar y aguas profundas) empiecen a aportar nueva producción de crudo y gas.
Este año, por ejemplo, se espera que Chicontepec produzca 58 mil barriles diarios de crudo y 102 millones de pies cúbicos de gas natural, mientras que el primer yacimiento localizado en aguas profundas del golfo de México, Lakach empezará a producir en 2013. Según el calendario de desarrollo de los últimos campos descubiertos como el Tsium, y Ayatzil-Tekel empezarán a producir en 2012 y 2014, respectivamente.
lunes, 19 de abril de 2010
Pemex: nuevo esquema de contratos atraerá inversiones por 142 mil mdd.
Noticia:
El nuevo esquema de contratación que Petróleos Mexicanos (Pemex) lanzará en los próximos meses va a generar una cascada de contratos entre las empresas privadas, nacionales y extranjeras, con un valor total superior a los 142 mil millones de dólares.
Será una inversión millonaria que se va a ejercer en “muchísimos” contratos ya sea adquisición de equipos, perforación de pozos, mantenimiento de líneas o prestación de servicios, dijo Sergio Guaso, subdirector de Nuevos Modelos de Negocios de Pemex Exploración y Producción (PEP).
Durante su participación en el International Conference on Exploration and Production of Oil and Gas in Mexico: The New Contractual Regime, organizado por el Institute for Energy Law y la Asociación Nacional de Abogados de Empresas (Anade), el funcionario de Pemex explicó que no se trata de un sólo tipo de contrato que la paraestatal va a oferta, sino de una variedad extensa que va a depender de las brechas que presente cada proyecto, de la cartera de inversiones autorizada y de la decisión del administrador del proyecto sobre qué contratar, cómo contratar y cuándo contratar.
Javier Estrada, comisionado de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) indicó que Pemex va a entregar esos contratos a las empresas que demuestren solvencia económica.
Guaso comentó al respecto que las compañías que decidan recurrir a la banca para financiar los proyectos, tendrán el respaldo de la paraestatal: “la garantía será las cuentas por cobrar, es un compromiso de pago a terceros y es muy financiable”.
Lo que está prohibido por la ley, añadió el funcionario, es que liguemos el pago a rentabilidad del proyecto, a los ingresos que obtenga Pemex por el proyecto o al barril obtenido.
Citó por ejemplo, que Cantarell y el activo Ku-Maloob-Zaap requerirán de contratos convencionales porque ahí Pemex tiene la tecnología, la experiencia, los recursos humanos, “prácticamente todo para su explotación”.
En estos dos proyectos, de acuerdo con los análisis costo-beneficio, los contratos que entregará Pemex suman casi 48 mil 714 millones de dólares.
Hay otra modalidad de contratos, los transacionales, en donde Pemex no cuenta con el “know How”, es decir, tecnología y suficientes recursos humanos especializados, como en la zona gasífera de Burgos, Jujo-Tecominoacan, el Complejo Antonio J. Bermudez, principalmente.
Tan sólo la explotación de la cuenca de Burgos entre los años de 2010 a 2027, va a requerir cientos de contratos con un valor total de 21 mil 422 millones de dólares.
El encargado del diseño del nuevo esquema de contratación de Pemex, añadió que aguas profundas, Chicontepec y campos maduros tendrán un tratamiento diferente porque ahí se requiere prácticamente todo y en donde la empresa paraestatal no cuenta con capacidad de ejecución y se busca mitigar riesgos financieros.
Lakach, el primer yacimiento descubierto en aguas profundas del golfo de México, permitirá otorgar contratos por casi 2 mil millones de dólares entre 2013 y 2022, mientras que Chicontepec generará una derrama de aproximadamente 65 mil 478 millones de dólares en los próximos 17 años.
Campos maduros como el integral Poza Rica, Cárdenas, Cactus Sitio-Grande y Yaxche, entre otros, permitirán distribuir recursos por casi 6 mil 775 millones entre empresas contratistas y proveedoras.
A estas se suman los contratos que generarán los nuevos descubrimientos como los yacimientos Ayatzil-Tekel y Tsimin-Xux, cuyas inversiones a ejercer entre 2010 y 2024 ascienden a 2 mil 580 millones y 3 mil 60 millones de dólares, respectivamente.
El comisionado de la CNH, reiteró que Pemex requiere de contratistas de demostrada solvencia que le permitan desarrollar los proyectos de exploración y explotación que necesita el país, ya que con ello incrementa su capacidad de ejecución, su alcance financiero y la superación tecnológica.
Además, dijo, la complejidad de los proyectos exige que Petróleos Mexicanos cuente con contratos adaptados a los retos que enfrenta y que estos contratos sean competitivos respecto a los mercados internacionales, “sino, no vamos a traer a los mejores”.
Reconoció que la Comisión Nacional de Hidrocarburos no tiene injerencia en el diseño o suscripción de los contratos, pero el Poder Legislativo le otorgó facultades para evaluar la eficiencia de las actividades que realiza Pemex o subcontrata con terceros.
El nuevo esquema de contratación que Petróleos Mexicanos (Pemex) lanzará en los próximos meses va a generar una cascada de contratos entre las empresas privadas, nacionales y extranjeras, con un valor total superior a los 142 mil millones de dólares.
Será una inversión millonaria que se va a ejercer en “muchísimos” contratos ya sea adquisición de equipos, perforación de pozos, mantenimiento de líneas o prestación de servicios, dijo Sergio Guaso, subdirector de Nuevos Modelos de Negocios de Pemex Exploración y Producción (PEP).
Durante su participación en el International Conference on Exploration and Production of Oil and Gas in Mexico: The New Contractual Regime, organizado por el Institute for Energy Law y la Asociación Nacional de Abogados de Empresas (Anade), el funcionario de Pemex explicó que no se trata de un sólo tipo de contrato que la paraestatal va a oferta, sino de una variedad extensa que va a depender de las brechas que presente cada proyecto, de la cartera de inversiones autorizada y de la decisión del administrador del proyecto sobre qué contratar, cómo contratar y cuándo contratar.
Javier Estrada, comisionado de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) indicó que Pemex va a entregar esos contratos a las empresas que demuestren solvencia económica.
Guaso comentó al respecto que las compañías que decidan recurrir a la banca para financiar los proyectos, tendrán el respaldo de la paraestatal: “la garantía será las cuentas por cobrar, es un compromiso de pago a terceros y es muy financiable”.
Lo que está prohibido por la ley, añadió el funcionario, es que liguemos el pago a rentabilidad del proyecto, a los ingresos que obtenga Pemex por el proyecto o al barril obtenido.
Citó por ejemplo, que Cantarell y el activo Ku-Maloob-Zaap requerirán de contratos convencionales porque ahí Pemex tiene la tecnología, la experiencia, los recursos humanos, “prácticamente todo para su explotación”.
En estos dos proyectos, de acuerdo con los análisis costo-beneficio, los contratos que entregará Pemex suman casi 48 mil 714 millones de dólares.
Hay otra modalidad de contratos, los transacionales, en donde Pemex no cuenta con el “know How”, es decir, tecnología y suficientes recursos humanos especializados, como en la zona gasífera de Burgos, Jujo-Tecominoacan, el Complejo Antonio J. Bermudez, principalmente.
Tan sólo la explotación de la cuenca de Burgos entre los años de 2010 a 2027, va a requerir cientos de contratos con un valor total de 21 mil 422 millones de dólares.
El encargado del diseño del nuevo esquema de contratación de Pemex, añadió que aguas profundas, Chicontepec y campos maduros tendrán un tratamiento diferente porque ahí se requiere prácticamente todo y en donde la empresa paraestatal no cuenta con capacidad de ejecución y se busca mitigar riesgos financieros.
Lakach, el primer yacimiento descubierto en aguas profundas del golfo de México, permitirá otorgar contratos por casi 2 mil millones de dólares entre 2013 y 2022, mientras que Chicontepec generará una derrama de aproximadamente 65 mil 478 millones de dólares en los próximos 17 años.
Campos maduros como el integral Poza Rica, Cárdenas, Cactus Sitio-Grande y Yaxche, entre otros, permitirán distribuir recursos por casi 6 mil 775 millones entre empresas contratistas y proveedoras.
A estas se suman los contratos que generarán los nuevos descubrimientos como los yacimientos Ayatzil-Tekel y Tsimin-Xux, cuyas inversiones a ejercer entre 2010 y 2024 ascienden a 2 mil 580 millones y 3 mil 60 millones de dólares, respectivamente.
El comisionado de la CNH, reiteró que Pemex requiere de contratistas de demostrada solvencia que le permitan desarrollar los proyectos de exploración y explotación que necesita el país, ya que con ello incrementa su capacidad de ejecución, su alcance financiero y la superación tecnológica.
Además, dijo, la complejidad de los proyectos exige que Petróleos Mexicanos cuente con contratos adaptados a los retos que enfrenta y que estos contratos sean competitivos respecto a los mercados internacionales, “sino, no vamos a traer a los mejores”.
Reconoció que la Comisión Nacional de Hidrocarburos no tiene injerencia en el diseño o suscripción de los contratos, pero el Poder Legislativo le otorgó facultades para evaluar la eficiencia de las actividades que realiza Pemex o subcontrata con terceros.
viernes, 16 de abril de 2010
Pemex descarta una mayor producción.
Noticia:
Petróleos Mexicanos (Pemex) reporta un escenario más complicado en cuanto a producción de petróleo en el mediano plazo.
Ayer Carlos Morales, director de Pemex Exploración y Producción (PEP) dijo que es probable que la extracción de crudo se ubique en 2.4 millones de barriles diarios, frente a los 2.5 millones que se programaron para este año.
“Es un escenario en el futuro, no para este año”, aclaró el funcionario.
Durante su participación en la International Conference on Exploration and Production of Oil and Gas in Mexico: The New Contractual Regime, organizado por el Institute for Energy Law y la Asociación Nacional de Abogados de Empresas, Morales Gil dijo que se trata de un escenario difícil.
Ante inversionistas, nacionales y extranjeros reunidos en el foro, el director de PEP adelantó que iniciarán el desarrollo de los yacimientos recientemente descubiertos (Bricol, Cupache, Tsimin, Ayatsil, Xanab, Sikil, Terra y Madrefil, entre los mas importantes) para tratar de mantener los actuales niveles de producción del hidrocarburo.
El funcionario planteó que la empresa estatal podrá incrementar la producción hasta alcanzar 3 millones de barriles diarios en 2018.
Respecto a los nuevos contratos incentivados comentó que podrían estar listos en los próximos meses.
Mayor control
En el evento, el presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Juan Carlos Zepeda, advirtió que no se dará “ningún cheque en blanco” a Pemex para explotar los yacimientos y dijo que el organismo someterá a auditorías todos los proyectos que actualmente forman la cartera de inversiones de la paraestatal y los nuevos que presente.
Menos petróleo en Chicontepec
La empresa certificadora de reservas petroleras Ryder Scott ajustó a la baja los volúmenes de crudo que se pueden extraer de Chicontepec.
La última revisión realizada por la compañía que fue contratada por Pemex, revela que las reservas probadas y probables de Chicontepec se redujeron 11.3% y 16.5% entre 2003 y 2009, mientras que las de gas cayeron 20.3% y 23.6%, respectivamente.
De acuerdo con la compañía privada este resultado significa que actualmente México aspira a obtener menos crudo y gas de este yacimiento en relación con lo previsto hace seis años.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos detalló que si se desean extraer la reserva probadas y probables de Chicontepec se requeriría perforar 110 mil 844 pozos (5.2 veces más de lo que se ha propuesto Pemex en su programa de explotación hasta 2027), lo que en condiciones actuales “sería operativamente imposible de manejar por una sola empresa desde todos los aspectos de administración de proyectos”, explica el organismo.
Para enero de 2009, el nivel de esas reservas de Chicontepec habían caído a 5 mil 507 millones de barriles y 12 billones 861 mil millones de pies cúbicos de gas, según Ryder Scott.
Petróleos Mexicanos (Pemex) reporta un escenario más complicado en cuanto a producción de petróleo en el mediano plazo.
Ayer Carlos Morales, director de Pemex Exploración y Producción (PEP) dijo que es probable que la extracción de crudo se ubique en 2.4 millones de barriles diarios, frente a los 2.5 millones que se programaron para este año.
“Es un escenario en el futuro, no para este año”, aclaró el funcionario.
Durante su participación en la International Conference on Exploration and Production of Oil and Gas in Mexico: The New Contractual Regime, organizado por el Institute for Energy Law y la Asociación Nacional de Abogados de Empresas, Morales Gil dijo que se trata de un escenario difícil.
Ante inversionistas, nacionales y extranjeros reunidos en el foro, el director de PEP adelantó que iniciarán el desarrollo de los yacimientos recientemente descubiertos (Bricol, Cupache, Tsimin, Ayatsil, Xanab, Sikil, Terra y Madrefil, entre los mas importantes) para tratar de mantener los actuales niveles de producción del hidrocarburo.
El funcionario planteó que la empresa estatal podrá incrementar la producción hasta alcanzar 3 millones de barriles diarios en 2018.
Respecto a los nuevos contratos incentivados comentó que podrían estar listos en los próximos meses.
Mayor control
En el evento, el presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Juan Carlos Zepeda, advirtió que no se dará “ningún cheque en blanco” a Pemex para explotar los yacimientos y dijo que el organismo someterá a auditorías todos los proyectos que actualmente forman la cartera de inversiones de la paraestatal y los nuevos que presente.
Menos petróleo en Chicontepec
La empresa certificadora de reservas petroleras Ryder Scott ajustó a la baja los volúmenes de crudo que se pueden extraer de Chicontepec.
La última revisión realizada por la compañía que fue contratada por Pemex, revela que las reservas probadas y probables de Chicontepec se redujeron 11.3% y 16.5% entre 2003 y 2009, mientras que las de gas cayeron 20.3% y 23.6%, respectivamente.
De acuerdo con la compañía privada este resultado significa que actualmente México aspira a obtener menos crudo y gas de este yacimiento en relación con lo previsto hace seis años.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos detalló que si se desean extraer la reserva probadas y probables de Chicontepec se requeriría perforar 110 mil 844 pozos (5.2 veces más de lo que se ha propuesto Pemex en su programa de explotación hasta 2027), lo que en condiciones actuales “sería operativamente imposible de manejar por una sola empresa desde todos los aspectos de administración de proyectos”, explica el organismo.
Para enero de 2009, el nivel de esas reservas de Chicontepec habían caído a 5 mil 507 millones de barriles y 12 billones 861 mil millones de pies cúbicos de gas, según Ryder Scott.
lunes, 12 de abril de 2010
Se eleva 10 mil mdd proyecto Chicontepec.
Noticia:
Petróleos Mexicanos (Pemex) pide 10 mil 352 millones de dólares más para invertir en Chicontepec y comprometer, mediante los nuevos contratos incentivados, los servicios de empresas privadas para su explotación hasta 2027, cuatro años más de lo previsto originalmente, aunque ello no garantiza que pueda obtenerse ni más petróleo ni más gas de esta cuenca.
A pesar de los cuestionamientos sobre su rentabildad, la paraestatal señala que la explotación del yacimiento cuesta ya 65 mil 478 millones de dólares a la paridad actual, a diferencia de los 55 mil 126 millones de dólares previstos en la última revisión que se hizo del proyecto, apenas hace siete meses.
Considerada por el gobierno como la máxima acumulación de hidrocarburos del país, el proyecto Chicontepec fue sometido en Consejo de Administración a una revaluación el pasado 3 de febrero, argumentando que “al desaparecer la figura de financiamiento de Proyectos de Inversión de Impacto Diferido en el Registro del Gasto (Pidiregas), es necesario modificar su alcance”.
De acuerdo con información proporcionada por funcionarios de Pemex Exploración y Producción región Norte, desde el proyecto base que se elaboró en 2002 a la fecha, el costo total de explotación del yacimiento que incluye inversiones, intereses capitalizables, mantenimiento y gastos de operación se ha elevado en 146%.
Pemex plantea que con la nueva propuesta del proyecto se pretende “recuperar un mayor volumen de la reserva incrementando la actividad física en un horizonte extendido al año 2027”, cuatro años más de lo previsto.
Pero aún con más recursos económicos, mayor número de pozos perforados y más tiempo, los resultados operativos que la empresa paraestatal espera de los 29 campos que conforman el activo, no son alentadores.
En julio de 2008, cuando los directivos de Pemex dieron a conocer las máximas perspectivas del proyecto, comprometieron que podrían extraer del activo “un volumen de 3 mil 431 millones de barriles de aceite y 4 mil 146 miles de millones de pies cúbicos de gas natural en el periodo 2002-2023”.
Comprometieron también que el máximo nivel de producción de petróleo y gas podrían obtenerlos en 2017: 808 mil barriles diarios y 970 millones de pies cúbicos por día
Ahora reconocen que sólo aspiran a obtener en Chicontepec durante toda su vida útil, “2 mil 880 millones de barriles de aceite y 3 mil 481 miles de millones de pies cúbicos de gas”.
En las nuevas circunstancias, la producción máxima se difiere prácticamente 10 años y en menor volumen, toda vez que será hasta 2026 cuando se pueda extraer aproximadamente 606 mil barriles diarios de petróleo y 727 millones de pies cúbicos diarios.
Las inconsistencias del proyecto han provocado una serie de cuestionamientos desde el 23 de enero de 2009, provenientes tanto de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) que sugirió un alto al proyecto como de la Auditoría Superior de la Federación que aseguró que el activo “está resultando poco rentable para el país”.
Apenas este viernes 9 de abril, la CNH dio a conocer la Primera Revisión y Recomendaciones del Proyecto Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec) que realizo a lo largo de 2009.
El organismo sostiene que el área de Chicontepec “cuenta con grandes recursos financieros para su ejecución. Sin embargo, sus resultados no han logrado justificar las importantes cantidades ya invertidas, lo que indica que es el momento oportuno para redefinir el alcance del proyecto”.
Este documento se concluyó en diciembre de 2009, antes de que Pemex realizará la nueva solicitud de recursos adicionales. En este diagnóstico, la CNH precisa que dentro del proyecto se requiere la asesoría de expertos independientes con suficiente experiencia en este tipo de yacimientos. Esto es relevante ya que Chicontepec se encuentra en una etapa crítica.
Petróleos Mexicanos (Pemex) pide 10 mil 352 millones de dólares más para invertir en Chicontepec y comprometer, mediante los nuevos contratos incentivados, los servicios de empresas privadas para su explotación hasta 2027, cuatro años más de lo previsto originalmente, aunque ello no garantiza que pueda obtenerse ni más petróleo ni más gas de esta cuenca.
A pesar de los cuestionamientos sobre su rentabildad, la paraestatal señala que la explotación del yacimiento cuesta ya 65 mil 478 millones de dólares a la paridad actual, a diferencia de los 55 mil 126 millones de dólares previstos en la última revisión que se hizo del proyecto, apenas hace siete meses.
Considerada por el gobierno como la máxima acumulación de hidrocarburos del país, el proyecto Chicontepec fue sometido en Consejo de Administración a una revaluación el pasado 3 de febrero, argumentando que “al desaparecer la figura de financiamiento de Proyectos de Inversión de Impacto Diferido en el Registro del Gasto (Pidiregas), es necesario modificar su alcance”.
De acuerdo con información proporcionada por funcionarios de Pemex Exploración y Producción región Norte, desde el proyecto base que se elaboró en 2002 a la fecha, el costo total de explotación del yacimiento que incluye inversiones, intereses capitalizables, mantenimiento y gastos de operación se ha elevado en 146%.
Pemex plantea que con la nueva propuesta del proyecto se pretende “recuperar un mayor volumen de la reserva incrementando la actividad física en un horizonte extendido al año 2027”, cuatro años más de lo previsto.
Pero aún con más recursos económicos, mayor número de pozos perforados y más tiempo, los resultados operativos que la empresa paraestatal espera de los 29 campos que conforman el activo, no son alentadores.
En julio de 2008, cuando los directivos de Pemex dieron a conocer las máximas perspectivas del proyecto, comprometieron que podrían extraer del activo “un volumen de 3 mil 431 millones de barriles de aceite y 4 mil 146 miles de millones de pies cúbicos de gas natural en el periodo 2002-2023”.
Comprometieron también que el máximo nivel de producción de petróleo y gas podrían obtenerlos en 2017: 808 mil barriles diarios y 970 millones de pies cúbicos por día
Ahora reconocen que sólo aspiran a obtener en Chicontepec durante toda su vida útil, “2 mil 880 millones de barriles de aceite y 3 mil 481 miles de millones de pies cúbicos de gas”.
En las nuevas circunstancias, la producción máxima se difiere prácticamente 10 años y en menor volumen, toda vez que será hasta 2026 cuando se pueda extraer aproximadamente 606 mil barriles diarios de petróleo y 727 millones de pies cúbicos diarios.
Las inconsistencias del proyecto han provocado una serie de cuestionamientos desde el 23 de enero de 2009, provenientes tanto de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) que sugirió un alto al proyecto como de la Auditoría Superior de la Federación que aseguró que el activo “está resultando poco rentable para el país”.
Apenas este viernes 9 de abril, la CNH dio a conocer la Primera Revisión y Recomendaciones del Proyecto Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec) que realizo a lo largo de 2009.
El organismo sostiene que el área de Chicontepec “cuenta con grandes recursos financieros para su ejecución. Sin embargo, sus resultados no han logrado justificar las importantes cantidades ya invertidas, lo que indica que es el momento oportuno para redefinir el alcance del proyecto”.
Este documento se concluyó en diciembre de 2009, antes de que Pemex realizará la nueva solicitud de recursos adicionales. En este diagnóstico, la CNH precisa que dentro del proyecto se requiere la asesoría de expertos independientes con suficiente experiencia en este tipo de yacimientos. Esto es relevante ya que Chicontepec se encuentra en una etapa crítica.
miércoles, 7 de abril de 2010
EU aventaja a Pemex en exploración del Golfo.
Noticia:
Especialistas del sector energético advirtieron que México trae un rezago de una década para igualar a Estados Unidos en la explotación de yacimientos profundos en el golfo de México.
Petróleos Mexicanos “llegó tardísimo si se toma en cuenta que a las multinacionales que operan del lado norteamericano les ha tomado casi 15 años explorar y diseñar estrategias para la explotación en aguas profundas de la zona llamada Cinturón Plegado de Perdido”, explicó George Baker, consultor con sede en Houston, Texas.
Estados Unidos comenzó la perforación de pozos en 1996.
La semana pasada las compañías Chevron y Shell anunciaron que un yacimiento descubierto en 2002 apenas empezará a producir crudo.
Por el contrario, México contrató recientemente un equipo de perforación que iniciará actividades en la zona a fines de este año o a principios de 2011, según Pemex Exploración y Producción.
Pero hasta ahora Petróleos Mexicanos (Pemex) sólo tiene sospechas de la existencia de petróleo y gas, que podrían representar al menos 3 mil 500 millones de barriles de petróleo, superior a lo que se espera recuperar en tierra (en la zona de Chicontepec) en los próximos 17 años.
Funcionarios de alto nivel de Pemex, reconocieron que “no existe la certeza” de que en las nuevas localizaciones se pueda encontrar hidrocarburos.
“Primero habrá que perforar, aunque tengamos información sísmica de excelente calidad que nos permite presumir que tenemos hidrocarburos en pozos del lado mexicano”, explicaron.
Baker reconoció que a México le puede llevar menos tiempo explotar los yacimientos: “Si Pemex tuviera que partir de cero le llevaría 10 años o más, pero el conocimiento y las soluciones encontradas por otras petroleras le va a facilitar la tarea y ahora sólo tendrá que resolver el problema del financiamiento y lograr un tratado entre Estados Unidos y México para la explotación conjunta”, señaló.
Especialistas del sector energético advirtieron que México trae un rezago de una década para igualar a Estados Unidos en la explotación de yacimientos profundos en el golfo de México.
Petróleos Mexicanos “llegó tardísimo si se toma en cuenta que a las multinacionales que operan del lado norteamericano les ha tomado casi 15 años explorar y diseñar estrategias para la explotación en aguas profundas de la zona llamada Cinturón Plegado de Perdido”, explicó George Baker, consultor con sede en Houston, Texas.
Estados Unidos comenzó la perforación de pozos en 1996.
La semana pasada las compañías Chevron y Shell anunciaron que un yacimiento descubierto en 2002 apenas empezará a producir crudo.
Por el contrario, México contrató recientemente un equipo de perforación que iniciará actividades en la zona a fines de este año o a principios de 2011, según Pemex Exploración y Producción.
Pero hasta ahora Petróleos Mexicanos (Pemex) sólo tiene sospechas de la existencia de petróleo y gas, que podrían representar al menos 3 mil 500 millones de barriles de petróleo, superior a lo que se espera recuperar en tierra (en la zona de Chicontepec) en los próximos 17 años.
Funcionarios de alto nivel de Pemex, reconocieron que “no existe la certeza” de que en las nuevas localizaciones se pueda encontrar hidrocarburos.
“Primero habrá que perforar, aunque tengamos información sísmica de excelente calidad que nos permite presumir que tenemos hidrocarburos en pozos del lado mexicano”, explicaron.
Baker reconoció que a México le puede llevar menos tiempo explotar los yacimientos: “Si Pemex tuviera que partir de cero le llevaría 10 años o más, pero el conocimiento y las soluciones encontradas por otras petroleras le va a facilitar la tarea y ahora sólo tendrá que resolver el problema del financiamiento y lograr un tratado entre Estados Unidos y México para la explotación conjunta”, señaló.
martes, 6 de abril de 2010
Pemex debe perforar en el Golfo: expertos.
Noticia:
México está atado a las exigencias del gobierno de Estados Unidos para negociar la explotación conjunta de yacimientos petroleros transfronterizos que comparten en el golfo de México, en la zona conocida como Cinturón Plegado de Perdido.
Expertos advirtieron que Pemex está obligado a “demostrar” con perforaciones en el lado mexicano la existencia de campos petroleros “para poder sentarse a la mesa de negociaciones”.
Ante los recientes acontecimientos que anunció Chevron y Shell, respecto a la obtención de la primer producción en los límites marítimos fronterizos con México, el país prepara un posible “viraje” en su estrategia de exploración y explotación para centrar atención y recursos en el área de Perdido y reducir ritmos de trabajo en proyectos más caros y difíciles como Chicontepec.
Francisco Garaicochea, presidente del Grupo Ingenieros Petroleros del Constitución del 17, dijo que las autoridades de EU le exigen a México un plan de explotación y desarrollo hasta el grado en el que Pemex debe definir localizaciones, cuántos pozos se van a perforar, reservas y volumen a recuperar, así como la garantía de que no se va a quemar ni enviar gas a la atmósfera.
Fabio Barbosa, catedrático y analista del sector energético, dijo que la situación se complica por el hecho de que Pemex registra retrasos en la llegada de equipos de perforación a aguas patrimoniales mexicanas, en la región de Perdido y que a pesar de tener cuatro contratados, “estos no llegarán sino hasta finales de 2010”.
“Es urgente perforar porque en Estados Unidos cuando empezó este debate había uno o dos pozos y ahora hay 60 que pueden representar un serio riesgo para nuestro país”, advirtió.
La dirección de Pemex Exploración y Producción (PEP) reveló la existencia de una “robusta” cartera de localizaciones de perforación en la región adyacente a la frontera en límites marítimos del golfo de México. Si llegamos a “pegarle” a algo importante (como ya lo hicieron los estadounidenses al norte, con el proyecto Great White), todo el panorama de desconsuelo, abatimiento, críticas y presiones a las que Pemex ha estado sometido en los últimos tiempos, cambiará”, dijo.
Diputados piden explicación
La actividad petrolera de EU en aguas fronterizas del golfo de México motivó en la Cámara de Diputados la urgencia de explicaciones por parte de la secretaria de Energía, Georgina Kessel, sobre eventuales ventajas que hayan tomado los estadounidenses.
En sentido contrario se expresó el PAN, por conducto de Felipe de Jesús Cantú Rodríguez, quien preside la Comisión de Energía, al considerar que el avance respecto de México que llevan empresas del vecino del Norte, “no interfiere la negociación bilateral para la explotación conjunta del petróleo”.
El priista Antonio Martínez Armengol pidió que Kessel explique al Congreso la situación del convenio de México y EU para la explotación del petróleo en el golfo de México.
Ayer se dio cuenta de que EU está en condiciones de iniciar la producción de crudo en el área de Perdido, en tanto que México espera llevar a cabo una negociación sobre el aprovechamiento de esa zona. El presidente de la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados, Felipe de Jesús Cantú, dijo que la actividad estadounidense no interfiere en posibles acuerdos bilaterales.
México está atado a las exigencias del gobierno de Estados Unidos para negociar la explotación conjunta de yacimientos petroleros transfronterizos que comparten en el golfo de México, en la zona conocida como Cinturón Plegado de Perdido.
Expertos advirtieron que Pemex está obligado a “demostrar” con perforaciones en el lado mexicano la existencia de campos petroleros “para poder sentarse a la mesa de negociaciones”.
Ante los recientes acontecimientos que anunció Chevron y Shell, respecto a la obtención de la primer producción en los límites marítimos fronterizos con México, el país prepara un posible “viraje” en su estrategia de exploración y explotación para centrar atención y recursos en el área de Perdido y reducir ritmos de trabajo en proyectos más caros y difíciles como Chicontepec.
Francisco Garaicochea, presidente del Grupo Ingenieros Petroleros del Constitución del 17, dijo que las autoridades de EU le exigen a México un plan de explotación y desarrollo hasta el grado en el que Pemex debe definir localizaciones, cuántos pozos se van a perforar, reservas y volumen a recuperar, así como la garantía de que no se va a quemar ni enviar gas a la atmósfera.
Fabio Barbosa, catedrático y analista del sector energético, dijo que la situación se complica por el hecho de que Pemex registra retrasos en la llegada de equipos de perforación a aguas patrimoniales mexicanas, en la región de Perdido y que a pesar de tener cuatro contratados, “estos no llegarán sino hasta finales de 2010”.
“Es urgente perforar porque en Estados Unidos cuando empezó este debate había uno o dos pozos y ahora hay 60 que pueden representar un serio riesgo para nuestro país”, advirtió.
La dirección de Pemex Exploración y Producción (PEP) reveló la existencia de una “robusta” cartera de localizaciones de perforación en la región adyacente a la frontera en límites marítimos del golfo de México. Si llegamos a “pegarle” a algo importante (como ya lo hicieron los estadounidenses al norte, con el proyecto Great White), todo el panorama de desconsuelo, abatimiento, críticas y presiones a las que Pemex ha estado sometido en los últimos tiempos, cambiará”, dijo.
Diputados piden explicación
La actividad petrolera de EU en aguas fronterizas del golfo de México motivó en la Cámara de Diputados la urgencia de explicaciones por parte de la secretaria de Energía, Georgina Kessel, sobre eventuales ventajas que hayan tomado los estadounidenses.
En sentido contrario se expresó el PAN, por conducto de Felipe de Jesús Cantú Rodríguez, quien preside la Comisión de Energía, al considerar que el avance respecto de México que llevan empresas del vecino del Norte, “no interfiere la negociación bilateral para la explotación conjunta del petróleo”.
El priista Antonio Martínez Armengol pidió que Kessel explique al Congreso la situación del convenio de México y EU para la explotación del petróleo en el golfo de México.
Ayer se dio cuenta de que EU está en condiciones de iniciar la producción de crudo en el área de Perdido, en tanto que México espera llevar a cabo una negociación sobre el aprovechamiento de esa zona. El presidente de la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados, Felipe de Jesús Cantú, dijo que la actividad estadounidense no interfiere en posibles acuerdos bilaterales.
viernes, 19 de marzo de 2010
Protestan en San Lázaro por manejo de Pemex.
Noticia:
Diputados del movimiento político de Andrés Manuel López Obrador, colocaron en la tribuna de San Lázaro mantas en las que exigen la renuncia del presidente Felipe Calderón a quien responsabilizan de practicas de saqueo de Petróleos Mexicanos (Pemex).
Los diputados Gerardo Fernández Noroña, encabezan la expresión de sus denuncias en la tribuna y ofrecieron a los grupos parlamentarios que a lo largo de la sesión se abstendrán de obstruir los trabajos del pleno.
Una de las mantas de los legisladores de izquierda expresa "Pemex no se vende; se defiende", en alusión al aniversario de la expropiación petrolera.
Fernández Noroña y Jaime Cárdenas, ambos del PT señalaron que la industria petrolera mexicana debe de ser rescatada de rescatada del, dijeron, saqueo que han cometido los dos gobiernos panistas.
Fernández Noroña afirmó que Pemex es objeto de una red de corrupción, en la que se han beneficiado, desde el presidente del PAN, César Nava; el ex diputado Rubén Nordhausen; así como la familia del ex secretario de Energía Juan Camilo Mouriño, los hijos de Marta Sahún, esposa del ex presidente Vicente Fox, quienes "han tomado a Pemex como un botín".
El legislador Fernández Noroña urgió a que la mayoría parlamentaria representada por el PRI se decida a constituir una comisión que ya ha sido propuesta para investigar actos de corrupción en Petróleos Mexicanos.
Diputados del movimiento político de Andrés Manuel López Obrador, colocaron en la tribuna de San Lázaro mantas en las que exigen la renuncia del presidente Felipe Calderón a quien responsabilizan de practicas de saqueo de Petróleos Mexicanos (Pemex).
Los diputados Gerardo Fernández Noroña, encabezan la expresión de sus denuncias en la tribuna y ofrecieron a los grupos parlamentarios que a lo largo de la sesión se abstendrán de obstruir los trabajos del pleno.
Una de las mantas de los legisladores de izquierda expresa "Pemex no se vende; se defiende", en alusión al aniversario de la expropiación petrolera.
Fernández Noroña y Jaime Cárdenas, ambos del PT señalaron que la industria petrolera mexicana debe de ser rescatada de rescatada del, dijeron, saqueo que han cometido los dos gobiernos panistas.
Fernández Noroña afirmó que Pemex es objeto de una red de corrupción, en la que se han beneficiado, desde el presidente del PAN, César Nava; el ex diputado Rubén Nordhausen; así como la familia del ex secretario de Energía Juan Camilo Mouriño, los hijos de Marta Sahún, esposa del ex presidente Vicente Fox, quienes "han tomado a Pemex como un botín".
El legislador Fernández Noroña urgió a que la mayoría parlamentaria representada por el PRI se decida a constituir una comisión que ya ha sido propuesta para investigar actos de corrupción en Petróleos Mexicanos.
martes, 2 de marzo de 2010
Pemex cierra 2009 en quiebra técnica.
Noticia:
Petróleos Mexicanos (Pemex) cerró sus finanzas en 2009 en quiebra técnica. Información de los estados financieros de la paraestatal, correspondientes al cuarto trimestre del año pasado, detalló que la empresa petrolera ya rebasó el valor de todos sus activos y reporta un patrimonio negativo de 18 mil 300 millones de pesos.
Sin embargo, al cierre de 2009 la petrolera logró una reducción en el monto de pérdidas netas, respecto a 2008, al pasar de 112.1 mil millones de pesos a 46.1 mil millones de pesos.
El total de los adeudos asciende a un billón 398 mil 822 millones de pesos, cifra integrada por compromisos con proveedores, créditos bancarios, bursátiles, impuestos por pagar y deuda adquirida con inversionistas privados para desarrollo de infraestructura.
El efectivo e inversiones disponibles, cuentas por cobrar, costos de los inventarios, inversiones en acciones, valor de inmuebles, plantas, equipos y en general fierros, así como construcciones en proceso, alcanzó un valor de un billón 380 mil 569 millones de pesos al cierre del ejercicio fiscal de 2009.
Esto significa que en este momento ni vendiendo la empresa se podrían cubrir los diversos adeudos contraídos.
Entre la información reportada por la Dirección Corporativa de Finanzas de la petrolera, se detalló que la filial Pemex Refinación y Pemex Petroquímica cerraron el año pasado con pérdidas por 48 mil 500 millones y 18 mil 600 millones de pesos, respectivamente.
Ligero avance
La principal generadora de recursos del grupo petrolero, Pemex Exploración y Producción, registro un superávit de apenas 6 mil 300 millones, en tanto que Pemex Gas y Petroquímica Básica obtuvo utilidades por tan sólo 600 millones de pesos.
La empresa elevó a 2 mil 227 trabajadores más en el ejercicio correspondiente del 1 de enero al 31 de diciembre de 2009. Pemex tiene en registro un universo de empleados, entre sindicalizados y de confianza de 143 mil 743.
Parte de los resultados alcanzados, se deben a la caída en el nivel de ingresos por ventas netas, tanto internas como externas que llegaron a un billón 94 mil millones de pesos, frente al billón 328 mil millones en 2008.
Esto contribuyó a que la producción de petróleo crudo disminuyera 5.3% en el año, aunado a la declinación natural y el cierre de pozos en Cantarell que fue parcialmente compensada con una mayor producción del Ku-Maloob-Zaap.
La producción de gas natural disminuyó 3.5%, al situarse en 7 mil 9 millones de pies cúbicos por día, como consecuencia de administrar la explotación del energético de la zona de transición del proyecto Cantarell.
El volumen de exportaciones de crudo se redujo 12%, debido a menor producción y mayor volumen procesado en el mercado interno, aún cuando el precio promedio de la mezcla subió.
Mal inicio de año
En enero de este año Pemex reportó pérdidas por 28 mil 447 millones de pesos. Esa cantidad representó 80% de las ventas de crudo en el exterior.
Petróleos Mexicanos (Pemex) cerró sus finanzas en 2009 en quiebra técnica. Información de los estados financieros de la paraestatal, correspondientes al cuarto trimestre del año pasado, detalló que la empresa petrolera ya rebasó el valor de todos sus activos y reporta un patrimonio negativo de 18 mil 300 millones de pesos.
Sin embargo, al cierre de 2009 la petrolera logró una reducción en el monto de pérdidas netas, respecto a 2008, al pasar de 112.1 mil millones de pesos a 46.1 mil millones de pesos.
El total de los adeudos asciende a un billón 398 mil 822 millones de pesos, cifra integrada por compromisos con proveedores, créditos bancarios, bursátiles, impuestos por pagar y deuda adquirida con inversionistas privados para desarrollo de infraestructura.
El efectivo e inversiones disponibles, cuentas por cobrar, costos de los inventarios, inversiones en acciones, valor de inmuebles, plantas, equipos y en general fierros, así como construcciones en proceso, alcanzó un valor de un billón 380 mil 569 millones de pesos al cierre del ejercicio fiscal de 2009.
Esto significa que en este momento ni vendiendo la empresa se podrían cubrir los diversos adeudos contraídos.
Entre la información reportada por la Dirección Corporativa de Finanzas de la petrolera, se detalló que la filial Pemex Refinación y Pemex Petroquímica cerraron el año pasado con pérdidas por 48 mil 500 millones y 18 mil 600 millones de pesos, respectivamente.
Ligero avance
La principal generadora de recursos del grupo petrolero, Pemex Exploración y Producción, registro un superávit de apenas 6 mil 300 millones, en tanto que Pemex Gas y Petroquímica Básica obtuvo utilidades por tan sólo 600 millones de pesos.
La empresa elevó a 2 mil 227 trabajadores más en el ejercicio correspondiente del 1 de enero al 31 de diciembre de 2009. Pemex tiene en registro un universo de empleados, entre sindicalizados y de confianza de 143 mil 743.
Parte de los resultados alcanzados, se deben a la caída en el nivel de ingresos por ventas netas, tanto internas como externas que llegaron a un billón 94 mil millones de pesos, frente al billón 328 mil millones en 2008.
Esto contribuyó a que la producción de petróleo crudo disminuyera 5.3% en el año, aunado a la declinación natural y el cierre de pozos en Cantarell que fue parcialmente compensada con una mayor producción del Ku-Maloob-Zaap.
La producción de gas natural disminuyó 3.5%, al situarse en 7 mil 9 millones de pies cúbicos por día, como consecuencia de administrar la explotación del energético de la zona de transición del proyecto Cantarell.
El volumen de exportaciones de crudo se redujo 12%, debido a menor producción y mayor volumen procesado en el mercado interno, aún cuando el precio promedio de la mezcla subió.
Mal inicio de año
En enero de este año Pemex reportó pérdidas por 28 mil 447 millones de pesos. Esa cantidad representó 80% de las ventas de crudo en el exterior.
lunes, 1 de marzo de 2010
Las reservas petroleras cayeron 1.5% en 2009.
Noticia:
Las reservas de hidrocarburos de México cayeron 1.5% en 2009, de acuerdo con información preliminar del director de Pemex Exploración y Producción (PEP), Carlos Morales.
Al 1 de enero de 2010, el país estaría registrando un volumen total de reservas probadas, probables y posibles, de aproximadamente 42.94 mil barriles de petróleo crudo equivalente, que incluye líquidos, condensados y gas, 66 millones de barriles menos que el volumen reportado el año pasado.
Las reservas pérdidas no pudieron compensarse con nuevos hallazgos, y son equivalente a la producción de 26.4 días, considerando los niveles presupuestados para este año: 2 millones 500 mil barriles por día.
A los precios de 2009, esos 66 millones de barriles tuvieron un costo para el erario del orden de 3 mil 791 millones de dólares aproximadamente.
La información que será difundida oficialmente en la ceremonia de conmemoración del 72 Aniversario de la Expropiación Petrolera, confirma que los nuevos hallazgos de petróleo y gas todavía resultan insuficientes para compensar la extracción diaria.
Morales estimó en su presentación Aspectos Relevantes de la exploración y Producción de Hidrocarburos, que los recientes descubrimientos le permitirían a la empresa obtener una nueva producción por un volumen cercano a los mil 18 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en 2009, un volumen ligeramente menor a la extracción total registrada que fue de mil 84 millones de barriles.
Los cifras sobre los principales descubrimientos proporcionados por Pemex Exploración y Producción indican que los campos Bricol, Pijije, Cupache, Tekel, Artimón, Comitas, Cucaña y Palmero aportaron a las reservas totales en conjunto un volumen de 525.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Para el segundo semestre, la petrolera tenía previsto incorporar reservas de los campos Flanco-1, Tupilco-2001, Teotleco-1001, Tsimin-1, Xux-1, Ichalkil-1DL y Bacab-301, pero al 31 de septiembre sólo obtuvo resultados en Flanco-1 y Teotleco-1001 y la producción de nuevos descubrimientos en Parritas-1001, Nejo-2001 y Nejo-301 en la cuenca de Burgos.
Pemex argumenta que la certificación definitiva de estos campos descubiertos la realizan las empresas Netherland, Sewell International, Ryder Scott y Degolyer and McNaughton.
La petrolera informó que la producción total de hidrocarburos alcanzó mil 84 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, como resultado de un nivel de extracción de petróleo crudo, gas y derivados del orden de 2 millones 971 mil barriles por día.
Esto significa que en México se siguen sacando más hidrocarburos del subsuelo en mar y tierra de lo que se extrae con nuevos hallazgos a pesar de las crecientes inversiones en exploración.
En 2009, de los 18.1 mil millones de dólares invertidos en la industria petrolera, 84% se destinaron a la búsqueda y producción de energéticos.
De acuerdo con Pemex la importancia de mantener niveles de reservas aceptables radica en la capacidad de la empresa para satisfacer tanto las necesidades del mercado interno como exportar los excedentes.
De la producción total de petróleo obtenida el año pasado, aproximadamente un millón 264 mil barriles diarios se destinaron al Sistema Nacional de Refinación, integrado por los complejos de Cadereyta, Madero, Minatitlán, Salamanca, Salina Cruz y Tula para la elaboración de petrolíferos como gasolinas, Diesel, Turbosina, combustóleo, asfalatos y lubricantes.
A la petroquímica La Cangrejera se le destinaron otros 97.4 mil barriles diarios en promedio y a los mercados de exportación un millón 231 mil barriles diarios, crudo que a su vez fue distribuido entre compañías petroleras que operan en Estados Unidos: Chevron USA Inc., Citgo Petroleum Corp., ConocoPhillips Co., ExxonMobil Oil Corp., Flint Hills Resourses LP, Marathon Petroleum Co. LLC, Shell Oil Co. Deer Park y Valero Marketing and Suppley Co.
Las reservas de hidrocarburos de México cayeron 1.5% en 2009, de acuerdo con información preliminar del director de Pemex Exploración y Producción (PEP), Carlos Morales.
Al 1 de enero de 2010, el país estaría registrando un volumen total de reservas probadas, probables y posibles, de aproximadamente 42.94 mil barriles de petróleo crudo equivalente, que incluye líquidos, condensados y gas, 66 millones de barriles menos que el volumen reportado el año pasado.
Las reservas pérdidas no pudieron compensarse con nuevos hallazgos, y son equivalente a la producción de 26.4 días, considerando los niveles presupuestados para este año: 2 millones 500 mil barriles por día.
A los precios de 2009, esos 66 millones de barriles tuvieron un costo para el erario del orden de 3 mil 791 millones de dólares aproximadamente.
La información que será difundida oficialmente en la ceremonia de conmemoración del 72 Aniversario de la Expropiación Petrolera, confirma que los nuevos hallazgos de petróleo y gas todavía resultan insuficientes para compensar la extracción diaria.
Morales estimó en su presentación Aspectos Relevantes de la exploración y Producción de Hidrocarburos, que los recientes descubrimientos le permitirían a la empresa obtener una nueva producción por un volumen cercano a los mil 18 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en 2009, un volumen ligeramente menor a la extracción total registrada que fue de mil 84 millones de barriles.
Los cifras sobre los principales descubrimientos proporcionados por Pemex Exploración y Producción indican que los campos Bricol, Pijije, Cupache, Tekel, Artimón, Comitas, Cucaña y Palmero aportaron a las reservas totales en conjunto un volumen de 525.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Para el segundo semestre, la petrolera tenía previsto incorporar reservas de los campos Flanco-1, Tupilco-2001, Teotleco-1001, Tsimin-1, Xux-1, Ichalkil-1DL y Bacab-301, pero al 31 de septiembre sólo obtuvo resultados en Flanco-1 y Teotleco-1001 y la producción de nuevos descubrimientos en Parritas-1001, Nejo-2001 y Nejo-301 en la cuenca de Burgos.
Pemex argumenta que la certificación definitiva de estos campos descubiertos la realizan las empresas Netherland, Sewell International, Ryder Scott y Degolyer and McNaughton.
La petrolera informó que la producción total de hidrocarburos alcanzó mil 84 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, como resultado de un nivel de extracción de petróleo crudo, gas y derivados del orden de 2 millones 971 mil barriles por día.
Esto significa que en México se siguen sacando más hidrocarburos del subsuelo en mar y tierra de lo que se extrae con nuevos hallazgos a pesar de las crecientes inversiones en exploración.
En 2009, de los 18.1 mil millones de dólares invertidos en la industria petrolera, 84% se destinaron a la búsqueda y producción de energéticos.
De acuerdo con Pemex la importancia de mantener niveles de reservas aceptables radica en la capacidad de la empresa para satisfacer tanto las necesidades del mercado interno como exportar los excedentes.
De la producción total de petróleo obtenida el año pasado, aproximadamente un millón 264 mil barriles diarios se destinaron al Sistema Nacional de Refinación, integrado por los complejos de Cadereyta, Madero, Minatitlán, Salamanca, Salina Cruz y Tula para la elaboración de petrolíferos como gasolinas, Diesel, Turbosina, combustóleo, asfalatos y lubricantes.
A la petroquímica La Cangrejera se le destinaron otros 97.4 mil barriles diarios en promedio y a los mercados de exportación un millón 231 mil barriles diarios, crudo que a su vez fue distribuido entre compañías petroleras que operan en Estados Unidos: Chevron USA Inc., Citgo Petroleum Corp., ConocoPhillips Co., ExxonMobil Oil Corp., Flint Hills Resourses LP, Marathon Petroleum Co. LLC, Shell Oil Co. Deer Park y Valero Marketing and Suppley Co.
domingo, 28 de febrero de 2010
FCH plantea producir 3.3 millones de barriles de crudo.
Noticia:
El presidente de México, Felipe Calderón, envió al Congreso la Estrategia Nacional de Energía 2010-2024, en la que establece como meta que el país produzca 3,3 millones de barriles diarios de petróleo, informó una fuente oficial.
Actualmente el país, a través de la empresa estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) , produce 2,6 millones de barriles diarios de crudo, de los que exporta 1,2 millones. La estrategia plantea llegar a la producción de 3,3 millones de barriles en 2024.
El Ministerio de Energía indicó que el documento fue entregado ayer al Congreso, que cuenta con un plazo máximo de 30 días hábiles para su ratificación.
Otras metas del plan son la restitución de reservas probadas en un 100%, el aprovechamiento de gas natural en un 99,4%, lograr una capacidad de generación eléctrica con tecnologías limpias de un 35% y un ahorro en el consumo final de energía en 280 TWh (teravatios a la hora) , lo que representa una disminución de un punto porcentual en la tasa de crecimiento anual.
La Estrategia Nacional de Energía 2010-2024 se basa en los diagnósticos sectoriales, los cuales describen la situación actual y retos del sector hidrocarburos, del sector eléctrico y en eficiencia energética, señaló el ministerio.
Este plan está conformado por tres ejes rectores: Seguridad Energética, Eficiencia Económica y Productiva, y Sustentabilidad Ambiental, agregó.
El Ministerio de Energía aseguró que "es la primera vez que se presenta un documento de esta naturaleza, derivado de la reciente reforma energética" , aprobada en 2008.
El presidente de México, Felipe Calderón, envió al Congreso la Estrategia Nacional de Energía 2010-2024, en la que establece como meta que el país produzca 3,3 millones de barriles diarios de petróleo, informó una fuente oficial.
Actualmente el país, a través de la empresa estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) , produce 2,6 millones de barriles diarios de crudo, de los que exporta 1,2 millones. La estrategia plantea llegar a la producción de 3,3 millones de barriles en 2024.
El Ministerio de Energía indicó que el documento fue entregado ayer al Congreso, que cuenta con un plazo máximo de 30 días hábiles para su ratificación.
Otras metas del plan son la restitución de reservas probadas en un 100%, el aprovechamiento de gas natural en un 99,4%, lograr una capacidad de generación eléctrica con tecnologías limpias de un 35% y un ahorro en el consumo final de energía en 280 TWh (teravatios a la hora) , lo que representa una disminución de un punto porcentual en la tasa de crecimiento anual.
La Estrategia Nacional de Energía 2010-2024 se basa en los diagnósticos sectoriales, los cuales describen la situación actual y retos del sector hidrocarburos, del sector eléctrico y en eficiencia energética, señaló el ministerio.
Este plan está conformado por tres ejes rectores: Seguridad Energética, Eficiencia Económica y Productiva, y Sustentabilidad Ambiental, agregó.
El Ministerio de Energía aseguró que "es la primera vez que se presenta un documento de esta naturaleza, derivado de la reciente reforma energética" , aprobada en 2008.
lunes, 22 de febrero de 2010
Perforación privada le sale cara a Pemex.
Noticia:
A Petróleos Mexicanos (Pemex) le resultó más caro contratar el servicio de perforación de pozos con compañías privadas que hacerlo con sus propios recursos.
La Auditoría Superior de la Federación (ASF) detectó en 2008 que la paraestatal pagó un sobrecosto de 12 mil 879 millones de pesos a empresas que contrató por el mismo trabajo que Pemex realiza y que le cuesta menos y aún con ello no cumplió su meta de perforación de pozos y sólo 20 de 754 pozos perforados y terminados arrojaron nueva producción.
En el Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008, la ASF señala que con base en el reporte “Costo de Perforación y Terminación de Pozos de Desarrollo 2008 realizados con equipos de PEP (Pemex Exploración y Producción) y equipos de Compañía”, se comprobó que la limitación de equipos propios y la obligación de cumplir las metas de producción de hidrocarburos puso en desventaja a la petrolera frente a las exigencias de los contratistas, “que presentaron costos superiores a los de Pemex”.
En ese año, la empresa Weatherford obtuvo dos contratos para perforar 300 pozos cada uno, el primero a ejecutar entre julio de 2008 y diciembre de 2009 y el segundo que concluye en abril de 2010; Dowell Schlumberger estaba perforando 50 pozos mediante un contrato que concluye en mayo de este año; Services Company, Swecomex y Servicios Integrales GSM (estas dos últimas propiedad de Carlos Slim) habían obtenido un contrato para perforar 60 pozos más, de acuerdo con la Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos de PEP.
En ese año, según el informe del organismo fiscalizador, se pagó a las compañías privadas en promedio 74.6 millones de pesos por la perforación de cada pozo, monto superior en 12.8 millones de pesos al costo obtenido de 61.7 millones en la ejecución de esos mismos trabajos con recursos propios, es decir, un sobrecosto de 20.8%.
“Al encomendar la perforación a terceros, la entidad cubrió 6 mil 954 millones de pesos con recursos adicionales, con lo cual pudo haber realizado 112 perforaciones más que las registradas, incumpliendo el artículo 45 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria”, añade la ASF.
Plantea que PEP perforó 214 pozos en ese año con recursos propios estimados en 13 mil 211 millones de pesos, mientras que las compañías privadas perforaron 540 pozos por lo cual se les pagó 40 mil 292 millones de pesos, que representó 75.3% del presupuesto total destinado a estas actividades.
El oficio PEP-SAF-GCG-1130-2009 del 3 de noviembre de 2009, Pemex expone que el programa operativo rebasó la capacidad de ejecución de las divisiones pues sólo tiene 117 equipos propios, que están ocupados todo el año.
Esta situación obliga a contratar a terceros y la diferencia en costos está asociada a la complejidad de las intervenciones, como profundidad, objetivo, calidad cantidad y diámetro de tubería, complejidad geológica, entre otras características.
A Petróleos Mexicanos (Pemex) le resultó más caro contratar el servicio de perforación de pozos con compañías privadas que hacerlo con sus propios recursos.
La Auditoría Superior de la Federación (ASF) detectó en 2008 que la paraestatal pagó un sobrecosto de 12 mil 879 millones de pesos a empresas que contrató por el mismo trabajo que Pemex realiza y que le cuesta menos y aún con ello no cumplió su meta de perforación de pozos y sólo 20 de 754 pozos perforados y terminados arrojaron nueva producción.
En el Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2008, la ASF señala que con base en el reporte “Costo de Perforación y Terminación de Pozos de Desarrollo 2008 realizados con equipos de PEP (Pemex Exploración y Producción) y equipos de Compañía”, se comprobó que la limitación de equipos propios y la obligación de cumplir las metas de producción de hidrocarburos puso en desventaja a la petrolera frente a las exigencias de los contratistas, “que presentaron costos superiores a los de Pemex”.
En ese año, la empresa Weatherford obtuvo dos contratos para perforar 300 pozos cada uno, el primero a ejecutar entre julio de 2008 y diciembre de 2009 y el segundo que concluye en abril de 2010; Dowell Schlumberger estaba perforando 50 pozos mediante un contrato que concluye en mayo de este año; Services Company, Swecomex y Servicios Integrales GSM (estas dos últimas propiedad de Carlos Slim) habían obtenido un contrato para perforar 60 pozos más, de acuerdo con la Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos de PEP.
En ese año, según el informe del organismo fiscalizador, se pagó a las compañías privadas en promedio 74.6 millones de pesos por la perforación de cada pozo, monto superior en 12.8 millones de pesos al costo obtenido de 61.7 millones en la ejecución de esos mismos trabajos con recursos propios, es decir, un sobrecosto de 20.8%.
“Al encomendar la perforación a terceros, la entidad cubrió 6 mil 954 millones de pesos con recursos adicionales, con lo cual pudo haber realizado 112 perforaciones más que las registradas, incumpliendo el artículo 45 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria”, añade la ASF.
Plantea que PEP perforó 214 pozos en ese año con recursos propios estimados en 13 mil 211 millones de pesos, mientras que las compañías privadas perforaron 540 pozos por lo cual se les pagó 40 mil 292 millones de pesos, que representó 75.3% del presupuesto total destinado a estas actividades.
El oficio PEP-SAF-GCG-1130-2009 del 3 de noviembre de 2009, Pemex expone que el programa operativo rebasó la capacidad de ejecución de las divisiones pues sólo tiene 117 equipos propios, que están ocupados todo el año.
Esta situación obliga a contratar a terceros y la diferencia en costos está asociada a la complejidad de las intervenciones, como profundidad, objetivo, calidad cantidad y diámetro de tubería, complejidad geológica, entre otras características.
martes, 16 de febrero de 2010
Pemex ve un aumento en el precio del crudo.
Noticia:
Petróleos Mexicanos (Pemex) prevé una sensible mejora de 7.74 dólares por barril en el precio de la mezcla del crudo mexicano de exportación respecto del valor que el Congreso aprobó en el presupuesto correspondiente a 2010.
Nuevos cálculos de la Dirección de PMI Comercio Internacional, filial de Pemex, detallaron que el precio del crudo mexicano podría alcanzar los 66.74 dólares por barril este año.
La paraestatal notificó a las secretarías de Energía y Hacienda que luego de evaluar las nuevas condiciones del mercado petrolero es posible esperar excedentes de aproximadamente 4 mil 906 millones de dólares.
Los reportes que fueron analizados por el Comité de Precios y el Consejo de Administración de Pemex mencionaron que la empresa está en condiciones de generar aproximadamente 28 mil 771 millones de dólares este año por concepto de la venta externa de crudo tipo Altamira, Istmo, Maya y Olmeca.
La plataforma de exportación también fue modificada al alza, debido a que se espera vender entre clientes de América, Europa y Lejano Oriente un millón 181 mil barriles por día, 73 mil barriles más que el nivel de ventas autorizado para efectos presupuestales.
El 17 de noviembre de 2009, el Congreso autorizó el paquete económico 2010 con un escenario para el comercio exterior de petróleo crudo basado en un precio de la mezcla mexicana de 59 dólares por barril y un volumen de ventas de un millón 108 mil barriles.
Analistas ven mejora
Firmas como Bofa Merril Lynch Global Research confirmaron la tendencia en los precios.
En su último reporte correspondiente a la primera semana de febrero, explicó que, a pesar de que el mercado de petróleo “está rodeado de preocupaciones macroeconómicas acerca de la recuperación cíclica”, es posible esperar que los precios se acerquen a la banda de los 90 dólares por barril en el tercer trimestre de 2010, sobre todo por la aparente fortaleza de los inventarios que alejan el riesgo de un colapso de precios en los próximos meses.
México buscará respetar los contratos de largo plazo que tiene con empresas que operan en Estados Unidos, cuyos volúmenes se concentran únicamente en siete empresas: Chevron USA, ConocoPhillips, ExxonMobil, Hunt Crude Oil Suppley, Marathon Petroleumm Motiva Enterprises, Shell Oil Co Deer Park y Valero Marketing.
México estableció un récord en el volumen de ventas hacia un solo país, pues Estados Unidos capta 84.3% del total de exportaciones de petróleo crudo mexicano, a grado tal que al cierre del año pasado se ubicó como la segunda fuente de abastecimiento externa del hidrocarburo en esa nación.
Petróleos Mexicanos (Pemex) prevé una sensible mejora de 7.74 dólares por barril en el precio de la mezcla del crudo mexicano de exportación respecto del valor que el Congreso aprobó en el presupuesto correspondiente a 2010.
Nuevos cálculos de la Dirección de PMI Comercio Internacional, filial de Pemex, detallaron que el precio del crudo mexicano podría alcanzar los 66.74 dólares por barril este año.
La paraestatal notificó a las secretarías de Energía y Hacienda que luego de evaluar las nuevas condiciones del mercado petrolero es posible esperar excedentes de aproximadamente 4 mil 906 millones de dólares.
Los reportes que fueron analizados por el Comité de Precios y el Consejo de Administración de Pemex mencionaron que la empresa está en condiciones de generar aproximadamente 28 mil 771 millones de dólares este año por concepto de la venta externa de crudo tipo Altamira, Istmo, Maya y Olmeca.
La plataforma de exportación también fue modificada al alza, debido a que se espera vender entre clientes de América, Europa y Lejano Oriente un millón 181 mil barriles por día, 73 mil barriles más que el nivel de ventas autorizado para efectos presupuestales.
El 17 de noviembre de 2009, el Congreso autorizó el paquete económico 2010 con un escenario para el comercio exterior de petróleo crudo basado en un precio de la mezcla mexicana de 59 dólares por barril y un volumen de ventas de un millón 108 mil barriles.
Analistas ven mejora
Firmas como Bofa Merril Lynch Global Research confirmaron la tendencia en los precios.
En su último reporte correspondiente a la primera semana de febrero, explicó que, a pesar de que el mercado de petróleo “está rodeado de preocupaciones macroeconómicas acerca de la recuperación cíclica”, es posible esperar que los precios se acerquen a la banda de los 90 dólares por barril en el tercer trimestre de 2010, sobre todo por la aparente fortaleza de los inventarios que alejan el riesgo de un colapso de precios en los próximos meses.
México buscará respetar los contratos de largo plazo que tiene con empresas que operan en Estados Unidos, cuyos volúmenes se concentran únicamente en siete empresas: Chevron USA, ConocoPhillips, ExxonMobil, Hunt Crude Oil Suppley, Marathon Petroleumm Motiva Enterprises, Shell Oil Co Deer Park y Valero Marketing.
México estableció un récord en el volumen de ventas hacia un solo país, pues Estados Unidos capta 84.3% del total de exportaciones de petróleo crudo mexicano, a grado tal que al cierre del año pasado se ubicó como la segunda fuente de abastecimiento externa del hidrocarburo en esa nación.
jueves, 4 de febrero de 2010
Pemex no consigue bajar importaciones.
Noticia:
Petróleos Mexicanos (Pemex) desembolsó 12 mil 78 millones de dólares para importar gasolinas, diesel, combustóleo y algunos componentes que demanda el país y que la empresa no tuvo capacidad para producir en 2009.
Información de Pemex que obtuvo EL UNIVERSAL detalla que México cerró 2009 con un saldo deficitario en su balanza comercial de petrolíferos por 8 mil 740 millones de dólares, ante la mayor demanda de productos en el mercado interno.
El reporte menciona que las seis refinerías que opera Pemex produjeron 471 mil barriles diarios de gasolinas en 2009, mientras que la demanda fue por 792 mil barriles por día, lo que obligó a la paraestatal a salir al mercado externo para traer 329 mil barriles diarios de gasolina que se refina en países como Taiwán, Singapur, Corea, Japón, Italia, Francia, Brasil, España y Estados Unidos, para cubrir totalmente el consumo interno.
Los combustibles que se compran en el exterior van desde gasolina tipo Premium y Premium de Ultrabajo Contenido de Azufre (UBA), regular (similar a la Magna) y regular UBA, hasta el Metil-Terbutil-Eter (producto químico que se utiliza para aumentar octanaje, mejorar la combustión y reducir las emisiones de monóxido de carbono). Por este tipo de productos Pemex pagó 9 mil 170 millones de dólares en 2009.
En importaciones de combustóleo y diesel de 500 partes por millón (500 PPM) y 15 PPM de azufre pagó 2 mil 324 millones de dólares.
La compra externa de combustibles también abarco gasavión y turbosina, que tuvieron un costo de 43.7 millones de dólares.
El informe de la paraestatal menciona que mientras el costo de las importaciones alcanzó los 12 mil 87 millones de dólares, las exportaciones de combustóleo, diesel SIN, turbosina y residuo largo ligero (Virgin Stock) totalizaron 3 mil 338 millones de dólares, lo que arrojó un déficit para el país de 8 mil 740 millones de dólares.
El documento revela que los precios a los que se compraron los combustibles fueron menores frente al nivel en que se vendieron al consumidor final en el país.
Petróleos Mexicanos (Pemex) desembolsó 12 mil 78 millones de dólares para importar gasolinas, diesel, combustóleo y algunos componentes que demanda el país y que la empresa no tuvo capacidad para producir en 2009.
Información de Pemex que obtuvo EL UNIVERSAL detalla que México cerró 2009 con un saldo deficitario en su balanza comercial de petrolíferos por 8 mil 740 millones de dólares, ante la mayor demanda de productos en el mercado interno.
El reporte menciona que las seis refinerías que opera Pemex produjeron 471 mil barriles diarios de gasolinas en 2009, mientras que la demanda fue por 792 mil barriles por día, lo que obligó a la paraestatal a salir al mercado externo para traer 329 mil barriles diarios de gasolina que se refina en países como Taiwán, Singapur, Corea, Japón, Italia, Francia, Brasil, España y Estados Unidos, para cubrir totalmente el consumo interno.
Los combustibles que se compran en el exterior van desde gasolina tipo Premium y Premium de Ultrabajo Contenido de Azufre (UBA), regular (similar a la Magna) y regular UBA, hasta el Metil-Terbutil-Eter (producto químico que se utiliza para aumentar octanaje, mejorar la combustión y reducir las emisiones de monóxido de carbono). Por este tipo de productos Pemex pagó 9 mil 170 millones de dólares en 2009.
En importaciones de combustóleo y diesel de 500 partes por millón (500 PPM) y 15 PPM de azufre pagó 2 mil 324 millones de dólares.
La compra externa de combustibles también abarco gasavión y turbosina, que tuvieron un costo de 43.7 millones de dólares.
El informe de la paraestatal menciona que mientras el costo de las importaciones alcanzó los 12 mil 87 millones de dólares, las exportaciones de combustóleo, diesel SIN, turbosina y residuo largo ligero (Virgin Stock) totalizaron 3 mil 338 millones de dólares, lo que arrojó un déficit para el país de 8 mil 740 millones de dólares.
El documento revela que los precios a los que se compraron los combustibles fueron menores frente al nivel en que se vendieron al consumidor final en el país.
martes, 2 de febrero de 2010
Pemex pierde ahora en Minatitlán.
Noticia:
La reconfiguración de la refinería Lázaro Cárdenas es un proyecto de Petróleos Mexicanos que lleva 12 años y puede extenderse aún más. Es un verdadero récord mundial, señalan analistas.
Hace unas semanas la petrolera recibió una orden judicial para devolver 112 hectáreas, que se utilizarían en las obras, o negociar un nuevo pago por los terrenos.
Los ejidatarios, promotores del litigio, reconocen que a Pemex no le conviene regresar la tierra, por lo que este mes iniciarán las negociaciones. En 2003 ellos recibieron 28 millones de pesos, pero después argumentaron que el pago no había sido justo e iniciaron el proceso de nulidad de contrato.
Los retrasos han elevado 118% el costo de la reconfiguración.
La reconfiguración de la refinería Lázaro Cárdenas es un proyecto de Petróleos Mexicanos que lleva 12 años y puede extenderse aún más. Es un verdadero récord mundial, señalan analistas.
Hace unas semanas la petrolera recibió una orden judicial para devolver 112 hectáreas, que se utilizarían en las obras, o negociar un nuevo pago por los terrenos.
Los ejidatarios, promotores del litigio, reconocen que a Pemex no le conviene regresar la tierra, por lo que este mes iniciarán las negociaciones. En 2003 ellos recibieron 28 millones de pesos, pero después argumentaron que el pago no había sido justo e iniciaron el proceso de nulidad de contrato.
Los retrasos han elevado 118% el costo de la reconfiguración.
sábado, 23 de enero de 2010
Pemex fracasa en Chicontepec.
Noticia:
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) confirmó el fracaso operativo de Petróleos Mexicanos en Chicontepec, considerada una de las regiones productoras más prometedoras para reactivar la producción de petróleo.
Asegura que “2009 fue el tercer año consecutivo en que el cumplimiento en la meta de producción respecto al Programa Operativo se deterioró”. En su reporte de Indicadores de Exploración y Explotación al 12 de enero de 2010, el organismo regulador asegura que en 2007 la producción observada fue del 75% del programa operativo; en 2008, de 51%; y en 2009 de 42%.
En el arranque del 2010, este activo produce 31 mil barriles diarios, cuando la meta original comprometida para este mismo año era que estuviera produciendo 226 mil barriles diarios.
Tras constantes revisiones a la baja, ahora el volumen de producción propuesto es infinitamente menor ya que se calcula en 48 mil barriles diarios en promedio, según información proporcionada por la subdirección de Planeación y Evaluación de Pemex Exploración y Producción (PEP).
Por otro lado, Pemex dió a conocer un balance de cierre de año en el que informó que obtuvo un monto de divisas del orden de 25 mil 693 millones de dólares por la venta de un millón 225 mil barriles diarios en promedio a un precio de 57.44 dólares por barril.
Pero el año pasado comercializó más petróleo a mayor precio; 1 millón 403 mil barriles diarios en promedio con un precio que alcanzó los 84.38 dólares por barril.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) confirmó el fracaso operativo de Petróleos Mexicanos en Chicontepec, considerada una de las regiones productoras más prometedoras para reactivar la producción de petróleo.
Asegura que “2009 fue el tercer año consecutivo en que el cumplimiento en la meta de producción respecto al Programa Operativo se deterioró”. En su reporte de Indicadores de Exploración y Explotación al 12 de enero de 2010, el organismo regulador asegura que en 2007 la producción observada fue del 75% del programa operativo; en 2008, de 51%; y en 2009 de 42%.
En el arranque del 2010, este activo produce 31 mil barriles diarios, cuando la meta original comprometida para este mismo año era que estuviera produciendo 226 mil barriles diarios.
Tras constantes revisiones a la baja, ahora el volumen de producción propuesto es infinitamente menor ya que se calcula en 48 mil barriles diarios en promedio, según información proporcionada por la subdirección de Planeación y Evaluación de Pemex Exploración y Producción (PEP).
Por otro lado, Pemex dió a conocer un balance de cierre de año en el que informó que obtuvo un monto de divisas del orden de 25 mil 693 millones de dólares por la venta de un millón 225 mil barriles diarios en promedio a un precio de 57.44 dólares por barril.
Pero el año pasado comercializó más petróleo a mayor precio; 1 millón 403 mil barriles diarios en promedio con un precio que alcanzó los 84.38 dólares por barril.
miércoles, 13 de enero de 2010
Pemex pierde ahora la marca en Canadá.
Noticia:
Petróleos Mexicanos no aprendió la lección y ahora perdió la marca en Canadá. En apenas un mes, la paraestatal fue sorprendida por la empresa Intermix, con sede en Islas Caimán, al registrar la marca Pemex en Estados Unidos y ahora en territorio del segundo socio comercial de México en la región de América del Norte, Canadá.
“Mientras el gobierno mexicano ha estado de vacaciones, Intermix logró obtener los derechos y la propiedad de la marca Pemex en todas las provincias canadienses, en donde planea desarrollar una extensa red de infraestructura (altamente tecnológica) de gasolineras, mediante el esquema de franquicias”, informó Jimi Rosen, representante de la compañía que opera en Islas Caimán.
Intermix, explicó, “se mueve rápidamente” y pretende extenderse en toda América del Norte, con la ayuda de varias corporaciones energéticas estatales y privadas para lanzar nuevas estaciones de servicio que lleven el nombre Pemex como marca. “La compañía tiene varias ofertas para crear una alianza insuperable dirigida a la creciente población hispana de la zona”.
Opción de acuerdo
Rosen no descarta la posibilidad de negociar con Petróleos Mexicanos una sociedad de franquicias en Estados Unidos y Canadá, siempre y cuando la petrolera mexicana demuestre que “posee el capital y la visión para asegurar el futuro de la marca tanto en Estados Unidos como Canadá”.
El 12 de diciembre de 2009, EL UNIVERSAL publicó que Intermix inició la comercialización de franquicias de estaciones de gasolina con la marca Pemex en Estados Unidos.
La ausencia del registro de la marca por Petróleos Mexicanos en ese país sería aprovechado por Intermix para ofertar entre inversionistas franquicias con valor de un millón de dólares para comercializar combustibles en toda la Unión Americana.
Jimi Rosen, presidente de Group Rosen Investment Advisor, cuyas oficinas se encuentran en Boston, Massachusetts, dijo en ese momento que la división de Marketing Global de Pemex (Intermix) iniciará una campaña para que los automovilistas estadounidenses identifiquen las nuevas gasolineras que competirán con las de compañías multinacionales como Shell, ChevronTexaco, ExxonMobil y BP, entre otras.
La franquicia sostiene que no tiene nada que ver con Petróleos Mexicanos y que estarían disponibles y a la venta de manera inmediata.
Intermix giró la vista hacia el mercado canadiense para aprovechar el potencial de 19 refinerías que procesan 311 mil metros cúbicos por día de petróleo.
El empresario comentó que trabajan en el diseño e implementación de campañas mercantiles en Estados Unidos y Canadá, para que los clientes puedan identificar las estaciones de servicio Pemex “como distintas y mejores que la competencia, pues incluyen fórmulas especializadas de gasolina, bombas de última tecnología, empleados uniformados y tiendas de conveniencia”.
El director de Petróleos Mexicanos, Juan José Suárez Coppel, reconoció en reunión de trabajo en el Senado de la República, el mismo 12 de diciembre de 2009, que Pemex no tiene registrada la marca en Estados Unidos y que están haciendo todas las acciones pertinentes para evitar que un tercero tenga el registro.
La paraestatal intentó registrar la marca Pemex en Estados Unidos el 25 de marzo de 2004, con el número 78392523, y no tuvo éxito en el proceso.
Suárez Coppel explicó a legisladores que la ley en EU niega el registro de una marca si no se tienen programas para su uso.
Manuel Mora MacBeaht, especialista en propiedad intelectual, sostuvo que Pemex cometió una “gravísima omisión” al descuidar la protección de su marca fuera de México.
Jimi Rosen comentó que el gobierno mexicano no puede decirse sorprendido porque Intermix notificó “a cada miembro del gabinete del presidente Felipe Calderón” sobre las acciones que ha emprendido para registrar la marca en Estados Unidos y Canadá; agregó que, aunque no pretende ningún tipo de batalla legal, “sí esta dispuesto a defender su propiedad si es que es desafiada”.
Petróleos Mexicanos no aprendió la lección y ahora perdió la marca en Canadá. En apenas un mes, la paraestatal fue sorprendida por la empresa Intermix, con sede en Islas Caimán, al registrar la marca Pemex en Estados Unidos y ahora en territorio del segundo socio comercial de México en la región de América del Norte, Canadá.
“Mientras el gobierno mexicano ha estado de vacaciones, Intermix logró obtener los derechos y la propiedad de la marca Pemex en todas las provincias canadienses, en donde planea desarrollar una extensa red de infraestructura (altamente tecnológica) de gasolineras, mediante el esquema de franquicias”, informó Jimi Rosen, representante de la compañía que opera en Islas Caimán.
Intermix, explicó, “se mueve rápidamente” y pretende extenderse en toda América del Norte, con la ayuda de varias corporaciones energéticas estatales y privadas para lanzar nuevas estaciones de servicio que lleven el nombre Pemex como marca. “La compañía tiene varias ofertas para crear una alianza insuperable dirigida a la creciente población hispana de la zona”.
Opción de acuerdo
Rosen no descarta la posibilidad de negociar con Petróleos Mexicanos una sociedad de franquicias en Estados Unidos y Canadá, siempre y cuando la petrolera mexicana demuestre que “posee el capital y la visión para asegurar el futuro de la marca tanto en Estados Unidos como Canadá”.
El 12 de diciembre de 2009, EL UNIVERSAL publicó que Intermix inició la comercialización de franquicias de estaciones de gasolina con la marca Pemex en Estados Unidos.
La ausencia del registro de la marca por Petróleos Mexicanos en ese país sería aprovechado por Intermix para ofertar entre inversionistas franquicias con valor de un millón de dólares para comercializar combustibles en toda la Unión Americana.
Jimi Rosen, presidente de Group Rosen Investment Advisor, cuyas oficinas se encuentran en Boston, Massachusetts, dijo en ese momento que la división de Marketing Global de Pemex (Intermix) iniciará una campaña para que los automovilistas estadounidenses identifiquen las nuevas gasolineras que competirán con las de compañías multinacionales como Shell, ChevronTexaco, ExxonMobil y BP, entre otras.
La franquicia sostiene que no tiene nada que ver con Petróleos Mexicanos y que estarían disponibles y a la venta de manera inmediata.
Intermix giró la vista hacia el mercado canadiense para aprovechar el potencial de 19 refinerías que procesan 311 mil metros cúbicos por día de petróleo.
El empresario comentó que trabajan en el diseño e implementación de campañas mercantiles en Estados Unidos y Canadá, para que los clientes puedan identificar las estaciones de servicio Pemex “como distintas y mejores que la competencia, pues incluyen fórmulas especializadas de gasolina, bombas de última tecnología, empleados uniformados y tiendas de conveniencia”.
El director de Petróleos Mexicanos, Juan José Suárez Coppel, reconoció en reunión de trabajo en el Senado de la República, el mismo 12 de diciembre de 2009, que Pemex no tiene registrada la marca en Estados Unidos y que están haciendo todas las acciones pertinentes para evitar que un tercero tenga el registro.
La paraestatal intentó registrar la marca Pemex en Estados Unidos el 25 de marzo de 2004, con el número 78392523, y no tuvo éxito en el proceso.
Suárez Coppel explicó a legisladores que la ley en EU niega el registro de una marca si no se tienen programas para su uso.
Manuel Mora MacBeaht, especialista en propiedad intelectual, sostuvo que Pemex cometió una “gravísima omisión” al descuidar la protección de su marca fuera de México.
Jimi Rosen comentó que el gobierno mexicano no puede decirse sorprendido porque Intermix notificó “a cada miembro del gabinete del presidente Felipe Calderón” sobre las acciones que ha emprendido para registrar la marca en Estados Unidos y Canadá; agregó que, aunque no pretende ningún tipo de batalla legal, “sí esta dispuesto a defender su propiedad si es que es desafiada”.
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