REFINERÍAS a lo largo de la República Mexicana registra significativas CAÍDAS en OPERACIÓN/PRODUCCIÓN Punto Por Punto

Dos de las seis refinerías que operan en el país, tuvieron una caída significativa en su operación en septiembre, por lo que ya se registra una baja en la oferta nacional de petrolíferos, sobre todo de diesel.

De acuerdo con información de la Secretaría de Energía (Sener), la refinería de Minatitlán tuvo un procesamiento de crudo y líquidos de 61 mil 599 barriles diarios en septiembre, cuando en agosto registró un proceso de 117 mil 829 barriles diarios.

• En septiembre de 2022 producía 95 mil 460 barriles diarios, una caída anual de 35.4 por ciento.
• En el caso de la refinería de Madero, su procesamiento fue de 68 mil 172 barriles diarios, cuando en el mes anterior todavía estaba en un promedio de 94 mil 408 barriles diarios.
• En el noveno mes de 2022 producía 103 mil 836 barriles diarios, es decir, una caída anual de 34.3 por ciento.

Gonzalo Monroy, socio director de la consultora GMEC, explicó que con la caída operativa de Madero y Minatitlán se afectó la producción de petrolíferos.

«Es resultado de lo que está pasando en Minatitlán, que es casi de colapso, tan solo el último dato disponible es que produjo 61 mil barriles. Y otra de las caídas importantes fue en Madero, que le pasó algo similar», dijo.

• Lo anterior propició que la producción de diesel por parte de Pemex registrará una caída de 20.4 por ciento en septiembre comparado con el mismo mes del año previo.
• De acuerdo con el último reporte de estadísticas petroleras de la empresa, en el noveno mes del año se produjo un promedio de 99 mil 700 barriles diarios de diesel, cuando en el mismo mes de 2022 la producción era de 125 mil 300 barriles diarios.
• Incluso, si lo comparamos con el mes previo, la producción se redujo 34.5 por ciento, pues en agosto se produjeron 152 mil 400 barriles diarios.

En cuanto a la producción de gasolinas por parte de la petrolera estatal, también se puede observar una reducción anual del 6.6 por ciento.

• En septiembre de 2023 se produjeron 226 mil 100 barriles diarios, contra los 242 mil 100 barriles al día diarios obtenidos en el mismo mes de 2022.
• Respecto al mes previo, Pemex tuvo una producción en agosto de 241 mil 900 barriles diarios, lo que representa una disminución del 6.5 por ciento.
• En cuanto a la situación general del Sistema Nacional de Refinación (SNR), Monroy destacó que las refinerías, en general, requieren inversiones millonarias.

«Las necesidades que tienen las seis refinerías son de mucho dinero; por ejemplo, para el caso de Madero, que es con la que estoy más familiarizado, requiere al menos entre 4 mil 500 a 5 mil millones de dólares para levantarse de una manera consistente por arriba de un 80 por ciento», sostuvo.

Dijo que se podrían restaurar una gran cantidad de equipos (mantenimientos correctivos) que podrían ayudar a recuperar los niveles de procesamiento y producción.

«Gran parte de lo que se tiene en mantenimiento se está quedando, principalmente, en la compra de catalizadores y nada más, no hay realmente ningún tipo de mantenimiento preventivo o en el caso de Madero y Minatitlán, que son las que tienen un mayor grado de problemas, un mantenimiento correctivo», concluyó.

Producción petrolera de México caerá 25% al 2028, pronostica la IEA

La producción petrolera de México descenderá en los próximos cinco años tanto por la reducción de inversiones del Estado como por la escasa actividad de privados que se reduce a la dependencia de los campos en desarrollo que se han logrado adjudicar en el país, pronosticó la Agencia Internacional de Energía (IEA, por su sigla en inglés).

• Así, con una caída de 500,000 barriles diarios o 33% menos a su extracción de todos los líquidos hidrocarburos (crudo, condensados y líquidos del gas), México se convertirá en el país con la reducción porcentual más grande entre los que forman el bloque de no afiliados a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP+).
• De enero a julio, la producción nacional de crudo reportada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) más la producción de condensados reportada por Petróleos Mexicanos (Pemex) promedia 1.944 millones de barriles diarios.
• En términos absolutos, México registrará la mayor declinación en su producción petrolera después de Rusia entre los productores de la OPEP+, para situarse en algo menos que 1.5 millones de barriles por día en 2028, según el último Outlook de la Agencia Internacional de Energía.

La producción de Rusia, por su parte, caerá desde los actuales 9.6 millones de barriles por día a 9 millones de barriles diarios en cinco años, una reducción de 5.5% o 600,000 barriles diarios en un lustro.

• El organismo internacional planteó en su documento “Oil 2023, Analysis and Forecast to 2028”, que la disminución de la producción de México a largo plazo en la producción de petróleo muestra un breve respiro en 2022-23 a medida que el campo Quesqui se intensifica. “El sector ha tenido altibajos desde la pandemia, cuando Pemex restringió severamente las inversiones planificadas”, estimaron.
• Por otra parte, el proyecto Ichalkil-Pokoch de Fleetwood Energy ha estado funcionando continuamente desde su inicio y el Área 1 de Eni ha mostrado aumentos constantes en los volúmenes desde que el barco plataforma FPSO Miamte se puso en servicio en 2022. Además, los grandes descubrimientos recientes de Eni y Wintershall Dea se han sumado a esos éxitos.

Para frenar el declive en años posteriores, será crucial poner en funcionamiento los campos Zama y Trion”, expuso la AIE, “la salida de Equinor del país y la serie de agujeros secos de Shell han generado dudas sobre las perspectivas de crecimiento a largo plazo de México”.

• El país no contará con nuevos desarrollos petroleros en tanto no se reanuden las rondas de adjudicación de nuevas áreas, puesto que el Estado tiene recursos limitados para mantener todas sus actividades de exploración y ya ha iniciado la producción acelerada de nuevos campos, con lo que tomará tiempo arrancar con otros.

A la vez, los yacimientos gigantes con que ha contado el país llevan una trayectoria de declinación natural que no se podrá frenar y no se observan alternativas para sustituir la producción que aportan al total nacional.

• Por ejemplo, la producción del activo compuesto por los campos Ku, Maloob y Zap en la Sonda de Campeche bajará desde los pocos más de 700,000 barriles por día que aporta hoy, a poco menos de 500,000 barriles diarios en 5 años, siendo uno de los principales factores que aportarán a la caída nacional de producción de hidrocarburos líquidos.
• El otro yacimiento gigante en aguas someras mexicanas, Cantarell (descubierto en los años setenta del siglo pasado), reducirá a la mitad su producción, que ya es menor de 400,000 barriles diarios luego de la extracción acelerada se los últimos 15 años, cuando este yacimiento llegó a producir casi 2 millones de barriles diarios por cuenta propia.

El documento de la EIA calcula que los campos prioritarios que ha arrancado Pemex para su producción acelerada llegarán a su pico de poco más de 450,000 barriles diarios el próximo año y luego comenzarán a declinar, mientras que los operados por contratistas privados como Tecoalli, Miztón, Amoca y Hokchi también iniciarán su descenso a finales de 2024.

Pemex revela en EU otra inyección para Dos Bocas de mil mdd

De acuerdo con el medio El Universal, el proyecto de la refinería Dos Bocas recibió otros mil millones de dólares entre enero y junio de este año, así lo reveló tras consultar un informe de Pemex a la Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos (SEC, por sus siglas en inglés).

“Durante el periodo de seis meses finalizado el 30 de junio de 2023, recibimos 17 mil 700 mil millones de pesos (mil millones de dólares) en aportes de capital del gobierno de México destinados a la construcción de la refinería Olmeca, en Dos Bocas, Paraíso, Tabasco, para apoyar y fortalecer nuestro negocio de fertilizantes y para la rehabilitación del Sistema Nacional de Refinación”, indica el documento.

También expone que recibió 65 mil millones de pesos (3 mil 800 millones de dólares) del gobierno para fortalecer su condición financiera, incluso para pago de deuda.

• “Esperamos que la refinería Olmeca en Dos Bocas, Paraíso, Tabasco, esté en etapa de estabilización durante el primer semestre de 2023. Durante el segundo semestre de 2023 esperamos incrementar el procesamiento de petróleo a medida que las diferentes unidades de procesamiento entren en operación.
• “El funcionamiento estable de la refinería dependerá de la estabilización de las diferentes unidades de procesamiento. A la fecha se encuentran en ejecución los trabajos de precomisionamiento”, apunta el documento publicado el pasado 29 de septiembre.
• Sarahí Salvatierra, coordinadora del programa anticorrupción de Fundar, destacó que el tratamiento de la información de la construcción de esta obra ha sido opaco, pues no se han mostrado los ejercicios de recursos públicos y se ha dificultado el acceso a la información.

“Al igual que el Tren Maya, el aeropuerto Felipe Ángeles o las otras obras en donde el Ejército ha entrado, el gobierno ha reservado información, lo que genera riesgos de corrupción e ineficiencias”, dijo.

La ahora exsecretaria de Energía, Rocío Nahle, explicó que a la refinería se añadió una planta de cogeneración independiente a la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

• Además, se incluyó un gasoducto de 65 kilómetros y un acueducto de 28 kilómetros. “Por eso nos fuimos a más, al principio (el costo de) la refinería estaba en 8 mil 900 millones de dólares, y con la ampliación del gasoducto, acueducto y ciclo combinado, nos vamos a 9 mil 800 millones”, dijo entonces

Sin embargo, a la fecha los costos reconocidos por la petrolera en sus actas de Consejo de Administración ascienden a cerca de 17 mil millones de dólares, con IVA incluido, a los que se suman los mil millones de dólares notificados a la SEC.

Difieren números de Sener y Pemex sobre proceso de crudo en el 2024

En materia de proceso de crudo en las refinerías de México para el 2024, los planes de la Secretaría de Energía son más optimistas (y ambiciosos) que los de Petróleos Mexicanos (Pemex).

• La secretaría estima que el próximo año las exportaciones de crudo del país se reducirán a 296,000 barriles diarios, con la intención de procesar más aceite en las refinerías del país, según dijo Miguel Ángel Maciel, el nuevo titular de la Sener en octubre pasado.
• Esto implica una contracción de poco más de 742,000 barriles tomando como referencia los un millón 38,000 barriles que se han exportado en promedio de enero a agosto de este año.
• Ahora, para el próximo año Pemex prevé una producción de líquidos (crudo más condensados) de 1 millón 887,000 barriles diarios, según dijo Octavio Romero el pasado 9 de octubre en su comparecencia ante el Congreso.

De modo que al sustraer los 296,000 barriles que prevé la Sener como exportación, la disponibilidad de líquidos para proceso en el país en el 2024 sería de un millón 591,000 barriles.

No obstante, en su comparecencia ante el Congreso, Octavio Romero previó que en el 2024 Pemex procesará un millón 23,000 barriles de crudo en sus seis refinerías activas (en enero-agosto procesó 818,000 barriles diarios) y 320,000 barriles diarios en la nueva refinería Olmeca.

Esto arroja un total de un millón 343,000 barriles de proceso previstos para el próximo año, cifra que es 248,000 barriles inferior a los un millón 591,000 barriles disponibles para proceso a partir de la cifra de exportación prevista por la Sener.

El compromiso de reducir las exportaciones de crudo no es nuevo en esta administración y si bien en volumen se ha exportado 8.5% menos que en 2019 en el promedio de enero a agosto de 2023, en comparación con el 2022 se exportó precisamente 8.5% más, con un volumen de 1 millón 38,000 millones de barriles diarios. Lo anterior, porque la mezcla mexicana de exportación recuperó valor e ingresos necesarios para Pemex y las arcas de la nación.

• El analista del sector energético mexicano, Arturo Carranza, dijo a El Economista que el anuncio del secretario Maciel Torres se explica por el imperativo presidencial de orientar la infraestructura de Pemex Transformación Industrial hacia productos de mayor valor.
• Justo de esto se trata la tan pregonada “autosuficiencia energética”: de procurar que la producción nacional de petróleo crudo se utilice como insumo para producir combustibles automotrices en el Sistema Nacional de Refinación.
• “La ‘autosuficiencia energética’ pudiera tener una lógica de rentabilidad siempre y cuando Pemex fuera capaz de reducir los costos de operaciones de su infraestructura y de incrementar la eficiencia de sus operaciones. Esto no ha sucedido.

De acuerdo con los estados financieros consolidados de la empresa petrolera, Pemex Transformación Industrial reportó pérdidas netas por 168,000 millones de pesos en 2022, por 219,000 millones de pesos en 2021 y por 238,000 millones de pesos en 2020”, dijo.

Para el experto, en una coyuntura en la que, nivel internacional, se observa una escalada de precios del petróleo por las tensiones geopolíticas y en la que, a nivel nacional, el Sistema Nacional de Refinación no logra aumentar la producción de combustibles automotrices, el anuncio del secretario Maciel Torres significará una reducción de los ingresos que Pemex obtiene por la venta de petróleo crudo en el exterior y un golpe a las finanzas públicas.

• Pero según el recientemente nombrado titular de Energía, Maciel Torres, quien sustituirá en el último tramo de la presente administración a Rocío Nahle al frente del sector, exportar crudo es como vender naranjas y comprar jugo, además de que el país pierde 802,000 dólares diarios por cada 100,000 barriles de petróleo crudo que vende al extranjero.

“Debemos seguir rescatando el sector energético para avanzar hacia la soberanía y la autosuficiencia energética, recordemos que, en plena crisis energética, la economía mexicana ha mostrado estabilidad y solidez, vamos en la ruta correcta para asegurar el suministro de energía y combustibles a los mexicanos de forma sustentable”, dijo el pasado octubre en Veracruz.

Fracasa proyecto de Pemex de producir gas natural en aguas profundas

Por segunda vez, la intención de Pemex de producir gas natural en aguas profundas con el campo Lakach se vino abajo.

• La petrolera mexicana y la estadounidense New Fortress Energy (NFE) dieron por terminado un acuerdo que habían firmado hace casi un año para producir gas natural en aguas profundas del Golfo de México en ese campo, dijeron a Reuters fuentes confiables.
• Según la información de la agencia, estaba previsto que en el primer trimestre de 2024 se iniciaría la producción del hidrocarburo. Lakach, ubicado a 90 kilómetros del Puerto de Veracruz, tiene una reserva de alrededor de 900 mil millones de pies cúbicos de gas.
• Las fuentes aseguraron que la decisión de terminar anticipadamente con el contrato de servicios la habría tomado Pemex en octubre después de que NFE intentara imponer condiciones que la estatal consideró inaceptables.

Añadieron que la petrolera mexicana quiere seguir adelante con el proyecto y que por ello ya está en conversaciones con otras compañías que podrían sumarse.

• Una de las fuentes dijo que NFE quería el gas a un precio sumamente bajo y la otra aseguró que Lakach se había vuelto demasiado costosa para la empresa de EU y observó que sería un desafío para Pemex seguir adelante con el proyecto.

Lo cierto es que desde que se anunció el acuerdo con NFE, la cual inyectaría mil 500 millones de dólares al campo, muchos analistas dudaron que pudiera ser viable, argumentando que el privado no podría tener suficiente capital para emprenderlo y que a Pemex la falta de pericia para producir en aguas profundas.

”Es un proyecto complicado en sí, pero conforme, Estados Unidos fue haciendo más y más proyectos de fractura hidráulica y el precio del gas en Estados Unidos, y por ende en México, siguió bajando, pues poco a poco esos factores hicieron que el proyecto no fuera económicamente viable”.

”El precio promedio o esperado por cada millón de BTU que se pudiera extraer de ahí estaba siendo cada vez más por arriba del precio de mercado (rondó ayer los 3.18 dólares por millón de BTU)”, aseguró, David Rosales, socio y director de gas natural y combustibles en la consultoría Elevation Ideas.

Añadió que por muchos años se vio como un proyecto que no se hacía por ser económicamente inviable.

La primera vez que se suspendió este proyecto fue en 2016 tras la inversión de unos mil 400 millones de dólares por parte de Pemex.

En una revisión al proyecto, funcionarios del regulador encontraron que los costos de perforación eran demasiado altos y la producción estaba sobreestimada, lo que llevó a la petrolera a modificarlo./Agencias- PUNTOporPUNTO