Terminales de Almacenamiento

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El almacenamiento es la actividad consistente en depositar y resguardar hidrocarburos y/o sus derivados en instalaciones para ese fin específico, las cuales pueden ubicarse en la superficie, el mar y el subsuelo.

 

Hasta hace poco tiempo, Petróleos Mexicanos era la única empresa que llevaba a cabo esta actividad, para lo cual cuenta con terminales terrestres y marítimas de almacenamiento y despacho, ubicadas a lo largo del territorio nacional, con una capacidad superior a los 30 millones de barriles.

 

En el corto y mediano plazo, se prevé que la infraestructura de almacenamiento será una de las que más demanda tendrá, derivado de dos hechos principalmente:

  • La libre comercialización de combustibles, que desde el año 2016 permite a la iniciativa privada importar gasolina y venderla a través de sus propias marcas en las estaciones de servicio, lo cual supone la entrada de una cantidad importante del combustible que de manera previa a su venta para consumo final, requerirá ser almacenada.
  • El incremento en la producción de hidrocarburos, derivada de las actividades de exploración y extracción que realizarán los operadores petroleros, para lo cual necesitarán contar con instalaciones de almacenamiento, para el resguardo de los hidrocarburos, antes de su traslado a las zonas de refinación o de transporte.

 

Como una muestra de lo anterior, en el primer trimestre del2017, se tiene previsto el inicio de operaciones de la primera terminal privada en el estado de San Luis Potosí, para el almacenamiento y reparto de gasolinas y diésel con una capacidad aproximada de 300,000 barriles, con lo que se abre la competencia para Pemex en esta actividad.

 

En este contexto, las empresas requieren contar con los seguros que les permitan llevar a cabo de manera segura la construcción y operación de las terminales de almacenamiento. Entre los principales seguros que deberán contratar se encuentran los siguientes: Todo riesgo de Construcción y Montaje, Responsabilidad Civil, Responsabilidad Ambiental, Daños Materiales e Interrupción de Negocios.

 

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Barril sube por segundo día ante posible extensión de recorte de OPEP

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Redacción

«El petróleo operan mantienen las ganancias de la sesión previa, con los inversores actuando con cautela ya que datos resientes de una recuperación en la actividad de perforación en Estados Unidos contrarrestaban reportes sobre una extensión del pacto de reducción de bombeo que firmaron la OPEP y otros exportadores, como Rusia.

Sin embargo, el mercado limitaba los avances ante un dólar a nivel global en alza de hasta el 0.40 por ciento.

A las 8:45 horas local del centro de México, el barril del crudo Brent  de Londres, sube 0.12 por ciento y se cotiza en 49.16 dólares en el Intercontinental Petroleum Exchange (ICE).

El West Texas Intermediate (WTI) de referencia en Nueva York, gana 0.02 por ciento, en la 46.22 dólares. Más temprano el contrato tocó un máximo de sesión de 46.98 dólares.

Ambos contratos, que se desplomaron más de un seis por ciento la semana pasada, acumulan una caída de hasta el 10 por ciento en el último mes.

Los contratos no recibieron son agrado las declaraciones del ministro de energía de Arabia Saudita, Khalid Al-Falih, quien dijo en Kuala Lumpur que, si bien el rebote en los Estados Unidos de esquisto de petróleo ha frenado los esfuerzos de la OPEP, el grupo probablemente mantendrá los recortes de producción este año y posiblemente en 2018. El Ministerio de Energía de Rusia dijo que apoya la idea.

La Organización de Países Exportadores de Petróleo se reúne el 25 de mayo y se espera que discuta la extensión de su pacto de reducción del bombeo hasta el final de año, aunque analistas estiman que una prolongación de seis meses no sería suficiente.

Rusia comentó el lunes que estaba en conversaciones con otros productores sobre prolongar los recortes más allá de 2017, una posibilidad a la que también se refirió el ministro de Energía saudí.

Sin embargo, la semana pasada las plataformas petroleras activas aumentaron en Estados Unidos por decimosexta semana seguida, según datos de Baker Hughes publicados el viernes.

Desde sus mínimos de mayo del año pasado, los productores petroleros en ese país han sumado 387 plataformas, incremento cercano al 123 por ciento, señaló Goldman Sachs.

La producción de crudo en Estados Unidos promedió 9.3 millones de barriles de petróleo por día en la semana terminada el 28 de abril, el nivel más alto desde agosto de 2015, según datos oficiales.»

08:02 AM 8 de Mayo 2017

El Financiero

11 Octubre_shutterstock_377851117

 

Pemex busca inversionistas para sus refinerías, pero ¿hay algún interesado?

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Por Jessica Resnick-Ault y David Alire Garcia

«La reforma energética ha convertido a México en uno de los prospectos costa afuera más atractivos del mundo, pero un segmento en particular no está despertando el interés de los inversionistas estadounidenses: las viejas refinerías.

Los esfuerzos de la petrolera estatal Pemex para atraer cerca de 5,000 millones de dólares que ayuden a la modernización de sus dos refinerías más grandes han sido inútiles, dijeron a Reuters dos fuentes familiarizadas con el proceso que pidieron no ser identificadas.

La empresa está buscando un socio para su refinería en Salina Cruz en el sur del país, así como un inversionista para completar la construcción de una unidad de coquización para procesar crudo pesado en su refinería de Tula, al norte de la capital mexicana.

Entre aquellos que han rechazado propuestas de Pemex durante el último año se encuentran las gigantes refinadoras estadounidenses Valero Energy Corp y Tesoro Corp. Ambas firmas declinaron hacer comentarios.

Estas y otras compañías se frenaron por preocupaciones operacionales, políticas y de mercado, de acuerdo con las fuentes.

Ejecutivos de Pemex niegan «categóricamente» que enfrentan problemas para encontrar inversionistas. «Ha habido interés,» dijo un portavoz de la empresa el jueves. «Hemos tenido conversaciones con muchas empresas cuyos nombres no podemos revelar», añadió.

Pemex ha dicho públicamente que está buscando inversiones de firmas coreanas, japonesas y chinas. La empresa contrató a Bank of America el año pasado para buscar socios potenciales.

El sector de refinación ha contribuido significativamente a las pérdidas de Pemex. Sus seis refinerías locales han acumulado pérdidas operativas anuales por alrededor de 5,000 millones de dólares en los últimos años. Los márgenes han sido duramente impactados por los precios de los combustibles -fijados por el Gobierno-, una serie de accidentes y paros no programados.

Durante años, Pemex dio prioridad a inversiones en proyectos de perforación, abandonando otras áreas. Como resultado, las refinerías construidas hace décadas para procesar crudo ligero de campos en aguas someras no pueden procesar eficientemente crudo pesado de los yacimientos actualmente en producción.

La conclusión: hoy México importa de Estados Unidos más de 60 por ciento de su consumo de gasolina y diésel, mientras que sus refinerías operan a la mitad de su capacidad.

Este desequilibrio parecería una oportunidad de negocio. Sin embargo, las refinerías de Pemex se han vuelto un tópico difícil para los inversionistas.

Algunos socios potenciales están nerviosos de las sumas necesarias para poner las plantas viejas al nivel deseado, de acuerdo con las fuentes. Además están los empleados, protegidos por un fuerte sindicato.

En promedio, Pemex usa 3,000 trabajadores de tiempo completo para operar cada refinería, el triple que en plantas de Estados Unidos con operaciones de tamaño similar, de acuerdo con cifras de Pemex y empresas norteamericanas.

«Las refinerías no son competitivas: su catálogo de productos no satisface las demandas del país», dijo Dave Hackett, consultor de energía en Stillwater Associates, en California.

MAYOR RETO

Las refinerías podrían ser el mayor reto de José Antonio González Anaya, nombrado director general el año pasado, para atraer inversiones a la compañía más importante de México. El gigante petrolero ha tenido dificultades con la producción, bajos precios y una creciente deuda.

González Anaya, un tecnócrata educado en Estados Unidos, ha conseguido algunas victorias; supervisó ahorros por más de 5,000 millones de dólares el año pasado y se ha esforzado por atraer socios a proyectos de exploración y producción.

El primero de ellos, en un bloque en aguas profundas, se firmó en febrero entre Pemex, el gigante estadounidense Chevron y la japonesa Inpex.

La reforma constitucional de hace cuatro años acabó con el monopolio de casi 80 años de Pemex en el sector, pero le permitió conseguir su primera asociación en su historia. También abrió la puerta para que otras empresas operen campos.

Grandes petroleras como Exxon Mobil Corp, Total SA y Statoil han ganado contratos costa afuera a través de licitaciones.

Sin embargo, modernizar el sector de refinación en México ha probado ser más desafiante.

A diferencia de la producción costa afuera, donde se puede traer nuevas plataformas y los operadores pueden tomar sus propias decisiones, las refinerías arrastran problemas.

Los inversionistas potenciales deben conformarse con la infraestructura existente, que en muchos casos data de la década de 1970, además de lidiar con intrincadas relaciones con funcionarios gubernamentales y líderes sindicales.

Durante la colocación de un gigantesco tambor de coquización, González Anaya estuvo presente, acompañado no por inversionistas extranjeros, sino por el líder del poderoso sindicato petrolero de México: Carlos Romero Deschamps, también senador por el PRI, el partido del presidente Enrique Peña.

Si los inversionistas en refinerías «son forzados a seguir el modelo de trabajo que ha usado Pemex en el pasado, claramente nadie vendrá», dijo Carlos Petersen, un analista del Eurasia Group para América Latina.

El clima político de México es otra preocupación. Por ley, Peña Nieto, quien encabezó la reforma energética, tiene un único periodo de gobierno de seis años, que culmina a finales del próximo año.

La decisión del Gobierno de abrir su industria petrolera a productores externos y vender algunos activos de Pemex recibió una fuerte oposición por parte de muchos mexicanos y políticos de izquierda. Entre ellos, Andrés Manuel López Obrador, un populista que actualmente encabeza la carrera presidencial hacia los comicios del 2018.

La empresa financiará la mitad de los 2,200 millones de dólares que costará la primera etapa de su proyecto de coquizadora en Tula en tanto consigue socios para completarla, dijo a analistas el director del brazo industrial de Pemex, Carlos Murrieta, durante una conferencia telefónica a inicios de la semana.

Jake Fuller, analista petrolero en Houston, duda que otros proyectos de refinación de Pemex le sigan en el corto plazo.

«Sería un cambio monumental», dijo Fuller, experto de IHS.»

viernes 5 de mayo de 2017 16:03 CDT

REUTERS MÉXICO

 

Petróleo inicia mayo con descalabro; WTI en mínimo de 5 semanas

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Mauro Álvaro Montero

“En el primer día de mayo, los precios del petróleo terminaron a la baja, en una sesión que fue influida por el dato de plataformas petrolíferas que, aunque se conoció el viernes, la inercia negativa se traslada a la sesión de este lunes.

La firma privada Baker Hughes indicó en su reporte semanal que al 28 de abril, Estados Unidos aumentó en 9, el número de plataformas, por lo que se anticipa que su producción también tendría un repunte en esa misma semana, lo que afecta los fundamentales del mercado energético y el desempeño del mercado.

El total de plataformas de petróleo subió a 697, el mayor número desde abril de 2015, en tanto, las de gas aumentaron cuatro a 171, con lo que registraron un total de 870 pozos de extracción.

El crudo operado en Nueva York, el WTI bajó a su menor nivel de cinco semanas. En la jornada descendió 0.99 por ciento, o 49 centavos, con lo que se ubicó en 48.84 dólares por barril.

En el mercado de materias primas de Londres, el precio del crudo Brent terminó con una baja de 1.02 por ciento, equivalentes a 53 centavos, lo que significó descender a los 51.52 dólares por tonel negociado.

En cuanto al precio de la gasolina, cerró en 1.52 dólares el galón, un declive de 1.40 por ciento, con lo que cayó a un nuevo mínimo desde el 28 de febrero de este año.

El combustible, medido en moneda mexicana, su cotización bajó a 7.58 pesos por litro, el menor precio desde el 29 de noviembre del año pasado en el mercado de Nueva York, según los cálculos de Bloomberg.

Los precios cayeron a pesar de que se esperan noticias positivas en esta semana, aunque la cautela de los operadores es mayor ante el peso que representa el aumento en la producción estadounidense que alcanza los 9.265 millones de barriles diarios, el mayor bombeo desde agosto de 2015.

Para esta semana se esperan sondeos sobre el recorte de la OPEP e independientes, el cual, todo apunta a que el organismo podría haber alcanzado el 100 por ciento en abril, luego de que en marzo alcanzara el 98 por ciento, como lo señaló en un reporte, no obstante, los datos oficiales estarán disponibles hasta el 11 de mayo.

Asimismo, el sondeo sobre inventarios de crudo en Estados Unidos hasta el momento indica una nueva reducción de más de 3 millones de barriles de crudo durante la semana pasada. El Departamento de Energía de ese país dará el saldo oficial el miércoles a las 9:30 horas.”

01.05.2017

El Financiero

Pemex buscará socios en campos maduros terrestres

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Karol García

“Petróleos Mexicanos (Pemex) buscará socios mediante dos procesos de farmout este año en campos maduros de Tabasco, luego de que la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobara este viernes los términos de las licitaciones en los campos de extracción en tierra Cárdenas-Mora y Ogarrio, de crudo ligero, donde la estatal petrolera no será operador y tendrá una participación de 50% en cada proyecto.

Los ganadores de los contratos de licencia, que tendrán vigencia de 25 años prorrogables por dos periodos de cinco años cada uno, serán anunciados el 4 de octubre.

La convocatoria de estos dos nuevos procesos de farmout será publicada hoy martes, en el Diario Oficial de la Federación y posteriormente el regulador publicará las bases de licitación, modelos de contratos y acuerdos de operación conjunta entre los potenciales socios. El primero de los bloques en concurso se compone de dos campos maduros: Cárdenas y Mora, que se ubican a 62 kilómetros de Villahermosa, Tabasco. Su desarrollo comenzó en 1982 y en la actualidad tienen una producción conjunta de 6,250 barriles de petróleo por día y 20.7 millones de pies cúbicos diarios de gas.

El primer campo, Cárdenas, comprende un área estimada de 104 kilómetros cuadrados, mientras que Mora tiene una superficie de 64 kilómetros cuadrados. En conjunto cuentan con reservas totales 3P del orden de 94 millones de barriles de petróleo crudo equivalente al 1 de enero del 2016, con calidad de crudo ligero de 39 grados API.

El campo Ogarrio se ubica en el municipio de Huimanguillo, Tabasco, a 65 kilómetros de Coatzacoalcos, Veracruz. Su desarrollo comenzó en 1964 y hasta la fecha Pemex ha reportado la perforación de 530 pozos tanto exploratorios como productivos en su interior. Cubre un área estimada de 153 kilómetros cuadrados y reservas 3P de 54 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, principalmente de crudo ligero de 37 grados API.

Ogarrio produce 6,560 barriles diarios de petróleo y 25.08 millones de pies cúbicos por día de gas, de acuerdo a datos de la CNH a febrero. De acuerdo con expertos de la CNH, estos bloques presentan condiciones idóneas para la implementación de técnicas de recuperación mejorada, por lo cual el socio de la estatal podría tener el perfil de especialización en estas actividades.

Reconocen costos a Pemex en Ayín-Batsil

La apertura de propuestas y designación de ganadores de estos campos terrestres se llevará a cabo junto con el farmout del área contractual en aguas someras Ayín-Batsil, que tendrá un contrato de producción compartida para el cual la CNH aprobó para Pemex una recuperación de costos ya sobre la utilidad compartida cuando los campos comiencen a producir, que ascenderá a 249 millones 909,457 pesos, ya que a diferencia de los contratos de licencia, no bastará el monto de acarreo previsto en el acuerdo de operación conjunta.”

 

May 1, 2017 | 22:23

El Economista

Contaminación ambiental

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La contaminación ambiental es un problema muy complejo, por sus consecuencias económicas y sociales. Actualmente, el medio ambiente es considerado como un bien jurídico tutelado, con independencia de las personas o sus bienes, lo que ha hecho que se genere todo un régimen legal dedicado a su protección.

 

De acuerdo con la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (LGEEPA), por daño ambiental se entiende toda pérdida, cambio, deterioro, menoscabo, afectación, o modificación adversa de los ecosistemas, de los elementos y los recursos naturales. Este tipo de daños suceden continuamente derivados de diversas actividades humanas; algunas de ellas, de hecho, son consideradas como altamente riesgosas, por su potencial para causar desequilibrio ecológico, como es el caso de las actividades del Sector Hidrocarburos.

 

Tal como ocurre en el ámbito civil, todo daño causado al medio ambiente debe ser reparado y en caso de que sea imposible su reparación, podrá ser compensado mediante una indemnización económica, por aquel que lo haya causado. Lo anterior, se encuentra sustentado en el principio de que “el que contamina, paga”.

 

La reparación de los daños al medio ambiente implica grandes sumas económicas, por lo que es importante que los responsables cuenten con los recursos suficientes para hacer frente este tipo de obligaciones que, en caso de no ser cumplidas, pueden ser motivo de sanciones económicas, administrativas y hasta penales.

 

En el caso de las empresas, sabemos que reservar una cantidad determinada para este tipo de acontecimientos no es sencillo, pues necesitan tener liquidez económica, por ello la mejor opción para estar respaldadas en caso de causar un daño al ambiente y no tener que inmovilizar sus recursos económicos, es contar con un Seguro de rResponsabilidad Ambiental.

 

El Seguro de Responsabilidad Ambiental puede cubrir los gastos y costos generados por atención a emergencias; contención de contaminantes; mitigación de impactos y daños ambientales; caracterización de sitios contaminados; remediación de sitios contaminados y la restauración y compensación ambiental.

 

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