Diferencia entre Pasivo Ambiental y Emergencia Ambiental

Las actividades relacionadas con los hidrocarburos conllevan diversos riesgos y afectaciones al ambiente, por lo cual se requiere estar prevenido ante cualquier percance dado el impacto económico que esto puede tener en la empresa al tener que remediarlo.

 

Para entender la importancia de contar con un Seguro de Responsabilidad Ambiental, estableceremos que se considera un Sitio Contaminado a un lugar, espacio, suelo, cuerpo de agua, instalación o cualquier combinación de éstos que ha sido contaminado con materiales o residuos que, por sus cantidades y características, pueden representar un riesgo para las salud humana, a los organismos vivos y el aprovechamiento de los bienes o propiedad de las personas. 

 

Lo anterior según la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos (LGPGIR), se da como resultado de alguno de estos dos sucesos: 

  • Emergencia ambiental: Cuando la contaminación del sitio derive de una circunstancia o evento, indeseado o inesperado, que ocurra repentinamente y que traiga como resultado la liberación no controlada, incendio o explosión de uno o varios materiales o residuos peligrosos que afecten la salud humana o el medio ambiente de manera inmediata.
  • Pasivo ambiental: Son aquellos sitios contaminados por la liberación de materiales o residuos peligrosos, que no fueron remediados oportunamente para impedir la dispersión de contaminantes, pero que implican una obligación de solución.

 

Para reparar el daño causado por estos factores se generaron los programas de remediación, en los que el afectado determina las acciones que llevará a cabo tomando como base lo establecido en la NOM 138 que tiene como objetivo establecer los límites máximos permisibles de los hidrocarburos en el suelo y las especificaciones para su caracterización y remediación.

 

La Responsabilidad Ambiental significa no dejar que los pequeños problemas se conviertan en grandes, en NRGI Broker contamos con un equipo experto en la industria de hidrocarburos que le brindará soluciones integrales, con productos comprobados, que se adaptan a la medida de sus necesidades.

 

Mercado competitivo en gas natural para el 2018: Sener

El titular de la Secretaría de Energía (Sener), Pedro Joaquín Coldwell, afirmó que con la eliminación de la fórmula del precio de venta de primera mano en las zonas norte y el centro del país, para 2018 México tendrá un mercado competitivo en gas natural.

En la publicación de la Política Pública para la Implementación del Mercado de Gas Natural, el funcionario federal aseguró que esto tiene el propósito de establecer el precio de acuerdo con la libre oferta y demanda del energético.

Señaló que con la maduración del mercado de gas natural se podrán celebrar contratos de suministro spot y de largo plazo, para posteriormente detonar nuevos instrumentos financieros.

Fuente: El Economista

Carlos Slim participará en Ronda 2 con Grupo Carso

Grupo Carso, conglomerado de Carlos Slim, ve oportunidades de negocio en los campos petroleros que se licitarán en la segunda ronda en aguas someras que organiza la Secretaría de Energía con la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

En conferencia con analistas, Arturo Spínola, director de finanzas y administración en Grupo Condumex y Carso Infraestructura y Construcción (CICSA), destacó que proyectan que las subastas serán importantes para apuntalar el negocio energético.

“Vamos a continuar participando en el sector de petróleo y gas, quiero decir, la segunda ronda que es la que viene para el próximo año. Estamos buscando en México negocios con el fin de mantener y hacer crecer la cartera de CICSA”, destacó el directivo.

Esta semana la Secretaría de Energía anunció que serán 15 bloques los licitados en contratos de producción compartida para la exploración y extracción de hidrocarburos en aguas someras del Golfo de México como parte de la Ronda 2.1, que tendrá su apertura y fallo el 22 de marzo de 2017.

Se espera que este concurso genere inversiones por 11 mil 250 millones de dólares, dado que en cada una de las áreas se espera una inversión de 750 millones de dólares.

CICSA presentó ingresos por ocho mil 933 millones de pesos en el primer semestre de 2016, un aumento de 9.4 por ciento comparado con igual periodo del año pasado; esto principalmente por mejores resultados en instalación de ductos, donde las ventas subieron 51.2 por ciento.

Fuente: El Financiero

La legislación ambiental aplicable al sector hidrocarburos

La legislación aplicable al sector hidrocarburos, es amplia y compleja, pues se inscribe en distintos ámbitos: administrativo, civil, financiero, penal, judicial, entre otros.

En materia ambiental, aquellos que realizan actividades del Sector de Hidrocarburos deben cumplir con las disposiciones de la LGEEPA además de otras leyes y reglamentos que regulan materias específicas: residuos, calidad del aire, vida silvestre, desarrollo forestal, etc.

El regulado debe conocer otras normas que no son ambientales propiamente, pero que están relacionadas, tales como la Ley Federal de Procedimiento Administrativo, la Ley Federal de Procedimiento Contencioso Administrativo, el Código Civil, el Código Penal, por citar solo algunas.

Otro factor a considerar es la Reforma Energética, que vino a modificar el diseño legal e institucional en materia ambiental. Como producto de la misma, se creó la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Ambiente (ASEA), cuyo objetivo es la protección de las personas, el medio ambiente y las instalaciones del sector hidrocarburos, y en función de ello, tiene a su cargo la regulación y supervisión de la seguridad industrial operativa, control integral de residuos y actividades de desmantelamiento y abandono de instalaciones.

En este contexto se modificaron y crearon diversas leyes como la Ley de Hidrocarburos, La Ley de Organos Reguladores del Sector Energético, etc.

De lo anterior, se desprende que los regulados tienen ante sí una serie de disposiciones legales que deben conocer de manera integral para evitar su incumplimiento.

Con base en esta necesidad, en NRGI BROKER no sólo estamos comprometidos a ofrecer la mejor opción para la transferencia de riesgos a través de seguros y fianzas, sino que le brindamos asesoría legal especializada para el cumplimiento de la normatividad ambiental en el desarrollo de sus actividades

Mejor precio del petróleo impulsa 25% EBITDA de Alpek en 2T16

 La firma petroquímica Alpek presentó un flujo operativo (EBITDA, por sus siglas en inglés) de tres mil 751 millones de pesos al segundo trimestre de 2016, un aumento de 25 por ciento comparado con lo registrado en igual periodo del año pasado. 

En su reporte enviado a la Bolsa Mexicana de Valores (BMV) la empresa indicó que la mejora en el precio del petróleo fue lo que impulsó el valor de los inventarios, lo cual se refleja en una mejor posición del flujo operativo. 

Los ingresos de la compañía en el periodo abril a junio de este año fue de 22 mil 341 millones de pesos, un aumento de 4.0 por ciento comparado con igual lapso de 2015, cuando fueron 21 mil 399 millones.

La utilidad neta mayoritaria de la empresa fue de 867 millones de pesos, una baja de 32 por ciento comparado con el segundo trimestre del año pasado, debido a la depreciación del peso frente al dólar.

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Fuente: El Financiero

Ronda Uno genera 16 flamantes petroleras

A un año de la celebración de la primera licitación petrolera en la historia de México, producto de la Reforma Energética, existen ya 16 petroleras diferentes a Pemex con operaciones en el país, de las cuales al menos nueve ya comenzaron a producir petróleo, mientras que las restantes ya entregaron su plan de trabajo para comenzar a perforar, de acuerdo con datos de la subsecretaria de Hidrocarburos, Lourdes Melgar y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

A la fecha la CNH ha celebrado tres convocatorias de licitación (Rondas 1.1, 1.2 y 1.3) en las que subastaron 44 áreas, de las cuales 30 fueron asignadas y en 24 casos ya se firmaron los contratos.

“Hay 30 contratos adjudicados, 24 de los cuales han sido suscritos. Ahora hay 16 nuevos operadores (debido a que varias petroleras obtuvieron más de un contrato), cuando hace un año únicamente teníamos a Pemex como operador y hay contratos que ya están produciendo crudo, ya que en el caso de la segunda y tercera licitación había reservas certificadas 2P y en la 1.3 había campos en producción”, aseguró en entrevista con El Financiero la funcionaria.

Adicionalmente a la fecha nueve petroleras que participaron en la Ronda 1.3 -que incluía campos en producción-, comenzaron a generar sus primeros barriles, con lo que ya aportan regalías al Estado.

Se trata de las petroleras Canamex Energy, Consorcio Manufacturero Mexicano, Consorcio Petrolero 5M del Golfo, Diavaz, Dunas Exploración y Producción, Grupo Mareógrafo, Renaissance Oil, Lifting de México y Strata.

Luis Miguel Labardini, del despacho Marcos y Asociados destacó que a un año de la primer licitación petrolera en México, estamos frente al nacimiento de una nueva industria.

“Hay varias compañías que ya están produciendo crudo aparte, por su cuenta, sin Pemex y esto es un paso histórico, estas compañías producen y pagan en promedio más del 70 por ciento de sus ingresoscomo regalías al Fondo Mexicano del Petróleo y eso es un gran avance para reconocer el valor que tiene el hecho de que haya muchos operadores en lugar de uno solo, que era Pemex”, dijo Labardini.

En tanto Gonzalo Monroy, fundador de la consultora energética GMEC, consideró que en el ámbito petrolero, pasó algo muy positivo, porque se pusieron las bases para diversificar los participantes. 

“Hoy hay 24 nuevas empresas petroleras, además de Pemex, se verá un nuevo aprendizajes y formas de hacer las cosas, Pemex no podría haber hecho estas inversiones que hará hoy el sector privado”, aseveró.

Ambos expertos destacaron la transparencia del proceso.

2.1 y 2.2 TRAERÁN CRUDO PRONTO

Las licitaciones de la Ronda 2.1 y 2.2, que serán anunciadas en breve, incluirán bloques de extracción y exploración en aguas someras y campos terrestres, en los que la expectativa es que su producción se registre en los dos o tres primeros años.

“El enfoque es que estas dos convocatorias están diseñadas para poder producir petróleo relativamente rápido, para empresas con experiencia y áreas geológicas en los que veamos barriles de petróleo en los próximo dos o tres años”, señaló Melgar.

Detalló que en la Ronda 2.1 se licitarán 15 bloques de exploración en aguas someras y para la 2.2 serán 12 bloques en campos terrestres.

Melgar agregó que aprovecharán el aprendizaje de la primera Ronda para tratar de reducir los tiempos de implementación y los costos burocráticos de algunos procesos con miras a tener mejores resultados.

Fuente: El Financiero

La industria naviera 
está en terapia intensiva

El incumplimiento de pagos, además del ajuste y cancelación de contratos por parte de Petróleos Mexicanos (Pemex), ha colocado al transporte marítimo mexicano en una situación crítica, lo que ha ocasionado caídas de ingresos de hasta 50% y despidos de hasta 40% en las plantillas de personal de las empresas navieras que aglutina la Cámara Mexicana de la Industria del Transporte Marítimo (Cameintram), de acuerdo con Armando Rodríguez, director del organismo privado.

Pemex sostiene que ejecuta su último tramo de pagos pendientes a proveedores, dentro de los que se encuentra buen número de agremiados de la Cameintram, pero “los pagos se están dando a cuentagotas, según lo que se me reporta. Se les está pagando a algunos y no todo lo que se les debe”, reveló a El Economista el directivo gremial, quien lidera negociaciones para lograr condiciones fiscales que le permitan a la industria lidiar con la crisis.

Asolada por el desplome en los precios del crudo, la empresa estatal concluyó el año pasado con adeudos atrasados a proveedores cercanos a los 150,000 millones de pesos, monto que se ha ido reduciendo paulatinamente luego de sucesivos programas de pago —en los que se privilegió a las pymes—, pero según cifras de la propia estatal hasta la semana pasada, aún se adeuda alrededor de 50,000 millones de pesos.

Además de la falta de pagos, la Cameintram lamentó la falta de planeación y compromiso por parte de la estatal, pues, acusó, ésta no honró su palabra cuando a principios del año pasado prometió prolongar los contratos de servicios marítimos a cambio de obtener reducciones en tarifas. Todo lo contrario: de junio del 2015 a enero de este año, la Dirección Corporativa de Procura y Abastecimiento (DCPA) de Pemex “informó a los navieros de la reducción del número de contratos y por lo tanto la continuidad de los contratos ofrecida por la DCPA en el 2015 no se llevó a cabo; además, un gran número de facturas no se cubrió”, denunció Rodríguez García.

Desde principios del 2015, Pemex también había extendido los periodos de pago de facturas de 20 hasta 90 y 180 días, hecho nunca antes visto en la historia de la Cámara, y que inició con la descapitalización de los proveedores.

En adición a lo anterior, en junio pasado Pemex solicitó a las navieras un descuento aún más drástico en sus tarifas y comenzó la cancelación de contratos y suspensión de los mismos, lo que en palabras del representante de la Iniciativa Privada tiene a la industria en un estado de “terapia intensiva”. “Yo en lo personal estoy muy preocupado (…) Esperemos que esta ola nos deje salir, porque sí la veo muy difícil”, externó.

Satélites petroleros

La Cameintram representa a 90% de la industria naviera nacional y como cámara se conforma en más de 90% de empresas vinculadas al sector petrolero —fundamentalmente Pemex—, por lo que la condición de la empresa productiva del Estado es, hasta que no exista una industria petrolera mexicana con diferentes participantes, su principal indicador de sobrevivencia.

Y el panorama no es alentador para los proveedores de la petrolera, pues la empresa ejecuta para este año un recorte presupuestal de 100,000 millones de pesos, que se reflejará en la reducción de alrededor de 100,000 barriles diarios de petróleo en la plataforma productiva de este año.

Estimaciones de la industria indican que más de 80 de las 138 embarcaciones de los miembros de la Cameintram se encuentran en la actualidad sin contrato (más de 40 prestaban servicios directamente a Pemex), lo que significa que alrededor de 65% de la flota nacional está en paro y hayan disminuido hasta 50% los ingresos de las navieras. Se habla de un riesgo para inversiones de más de 1,200 millones de dólares.

“Nos han reportado casos de despidos de hasta 40% en las plantillas de personal de las empresas”, lamentó Armando Rodríguez, quien, pese a todo, sostiene que su gremio no pide un “rescate”, pues es evidente que la realidad del mercado petrolero cambió radicalmente, pero demanda más flexibilidad en su trato fiscal y con el pago de derechos ante las autoridades portuarias, pues, en un escenario como éste, “a todos nos toca poner y estamos conscientes de que debemos reinventarnos, pero junto con Pemex”.

—¿Qué es lo que piden?

Se le pidió a la Secretaría de Hacienda que se otorguen beneficios fiscales: básicamente se solicita un tratamiento de acumulación del ingreso hasta el momento en el que sean cobrados los servicios, no cuando éstos sean prestados o cuando se emita la factura, que entendemos es el criterio que se tiene con otros sectores, como el de la construcción. Porque nosotros facturamos todo el 2015 y tuvimos que enterarlo en marzo pasado. Tuvimos que pagar 35% del impuesto de la renta, sin haber un solo peso de ingresos. También buscamos una reunión con el coordinador de Puertos y Marina Mercante de la SCT para que las embarcaciones que están paradas no paguen al puerto como si el barco estuviera atracado, operando, porque se quieren cobrar derechos como si estuvieran comercialmente activos.

—¿Existe la expectativa de que Pemex siga incumpliendo?

Lo que pasa es que es lo que vemos. Lo que nosotros queremos es, en caso de que siga esta situación, darle a la industria marítima estas alternativas. Si el actual entorno no sigue, pues obviamente no operarían estas condiciones. No se trataría de un régimen especial para el sector marítimo.

Fuente: El Economista

Problemas de productividad en pozos petroleros

La productividad de un pozo puede verse afectada por diversos factores, los cuales pueden ser:

 

Imputables al pozo
  • Conexiones sub-superficiales de control. Esto hace referencia a los elementos de conexión en el aparejo , los sistemas artificiales de producción, accesoria y empacadora.
  • Conexiones superficiales de control. Se refiere a los factores tales como las presiones de la formación y en la superficie, situación ambiental del pozo, fugas, temperatura, velocidad de erosión, corrosividad, volúmenes, toxicidad, y abrasividad de los fluidos esperados imputables al yacimiento.

 

Daño a la formación.

Esto puede ser por causa natural o inducida por las propiedades petrofísicas de la roca de formación. Hay tres mecanismos que se identifican en el daño a la formación: 

  1. Reducción de la permeabilidad absoluta de la formación, provocada por la presencia de finos y arcillas propios de la formación, sólidos de los fluidos de perforación o terminación, incrustaciones de asfáltenos o parafinas y depósitos complejos de orgánicos e inorgánicos.
  2. Reducción de permeabilidad relativa a los fluidos de la formación.
  3. Aumento de viscosidad de los fluidos del yacimiento. 

De igual manera podemos clasificar los tipos de daño en:

  1. a)    Daño por bloqueo de agua.
    b)    Daño por bloqueo de aceite.
    c)    Daño por bloqueo de emulsiones.
    d)    Daño por cambio de mojabilidad.
    e)    Daño por precipitación secundaria.
    f)    Daño asociado con la producción.
    g)    Daño por invasión de sólidos. 

 

Inherentes a fenómenos físico-químicos
  • Precipitación y depositación de parafinas y asfáltenos. Esto provoca problemas de obstrucción en las líneas de conducción ocasionando caídas de presión.
  • Hidratos de Metano. Son compuestos sólidos cristalinos semejantes al hielo, estos causan obstrucciones en las tuberías, esto se puede evitar con inhibidores termodinámicos.  

 

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Privados ganan 30% del mercado de gas LP a Pemex

El valor de las importaciones de gas Licuado de Petróleo (LP) de Petróleos Mexicanos (Pemex) cayó 37% de un año a otro en el acumulado de los primeros cinco meses del año, ubicándose en 325 millones de dólares, gracias a que el volumen de estas compras al exterior por parte de la estatal se redujo 16%, debido a que la libre importación por parte de privados (que arrancó a inicios del año) ya abastece 30% de la demanda nacional.

Como muestran los indicadores de Pemex, la importación por cuenta propia de los privados que arrendaban su infraestructura a la estatal antes de este cambio legal arrancó con mayor fuerza en el mes de abril, en que se importó un volumen de 29,000 barriles diarios, en comparación con los 102,400 que se importaron el mes anterior y con los 110,000 barriles por día importados en el mismo mes del 2015; en mayo se redujo incluso a 26,43 0 barriles por día la compra de gas LP al exterior de Pemex, restándole esta carga que Pemex tenía antes de los cambios legales, al ser el único autorizado para importar gas LP.

Por tanto, en términos financieros, la estatal pasó de gastar 87 millones de dólares en marzo de este año a 24.29 millones en abril y a 24.28 millones en mayo en compras de gas LP; en comparación con los mismos meses del año pasado, la estatal gastó en este concepto 78% menos en abril y 70% menos en mayo.

En tanto, la demanda se ha mantenido estable por encima de los 275,000 barriles diarios, y gracias a las nuevas posibilidades legales, empresas como Soni, Tomza, Global Gas y Nieto —que según la Asociación de Distribuidores de Gas LP (ADG) son las arrendatarias de terminales marítimas de almacenamiento, buques y hasta un ducto que daba servicio a Pemex— han sustituido en una tercera parte las ventas de la petrolera estatal, según la Asociación Mexicana de Distribuidores de Gas Licuado y Empresas Conexas (Amexgas).

“Las ventas de Gas LP de Pemex han disminuido en más de 30%, particularmente las que se originan como importaciones. La empresa productiva del Estado ha sido rápidamente remplazada en este tipo de operaciones por un gran número de importadores privados que ya cuentan con infraestructura propia”, dijo Octavio Pérez Salazar, presidente ejecutivo de la Amexgas.

Menores precios

Además, el presidente de la Amexgas aseveró que los precios del gas LP ya han disminuido en varias ciudades y regiones del país, lo que ha permitido que los consumidores de gran volumen del energético, que lo utilizan en México para producir bienes de consumo indispensables y proporcionar servicios básicos para la población, tales como la floreciente agroindustria de los invernaderos, las tortillerías, los restaurantes, los hoteles y las cadenas comerciales, ya reciban descuentos sobre el precio máximo autorizado mayores al 10 por ciento.

“Los cambios han obligado a Pemex a competir, el cual era uno de los propósitos de la reforma energética y Pemex ha reaccionado con una estrategia come

Fuente: El Economista