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  • ‘Top’ de los países que más producen gas natural a nivel mundial

    Este recurso natural es altamente demandado por la gran variedad de sectores que funcionan gracias a su uso.
    El gas es uno de los recursos naturales más demandados del mundo, pues este es fundamental para la cocina, la producción industrial, la generación de electricidad y el funcionamiento de los vehículos.
     
    El combustible, por ejemplo, se extrae del subsuelo en determinados yacimientos que posee cada país en su territorio. Por el nivel tecnológico, varias naciones están por encima de otras en cuanto a producción de este recurso se refiere, esto en medio de la búsqueda de energías limpias.
     
    Los 'reyes' de la producción de gas natural
    Con base a la unidad de medida utilizada para contabilizar la cantidad de gas (metros cúbicos), las naciones que más han producido este recurso natural, según cifras de Statista con corte al año 2021, son:
     
    1. Estados Unidos: 934 mil millones de metros cúbicos.
     
    2. Rusia: 701 mil millones de metros cúbicos.
     
    3. Irán: 256 mil millones de metros cúbicos.
     
    4. República Popular China: 209 mil millones de metros cúbicos.
     
    5. Catar: 117 mil millones de metros cúbicos.
     
    6. Canadá: 172 mil millones de metros cúbicos.
     
    7. Australia: 147 mil millones de metros cúbicos.
     
    8. Arabia Saudí: 117 mil millones de metros cúbicos.
     
    9. Noruega: 114 mil millones de metros cúbicos.
     
    10. Argelia: 100 mil millones de metros cúbicos.
     
    Producción de gas en América Latina
    En este rubro, México es el país que más gas natural produce en la región, con 29 mil millones de metros cúbicos, seguido de Brasil con 24 mil millones de metros cúbicos y, cerrando el podio, se encuentra Colombia, con 12,6 mil millones de metros cúbicos.
     
    Por Portafolio
  • Australia y la minería en México: detonando oportunidades

    Estamos siendo testigos de un mayor interés por parte de grandes empresas australianas, así como de proveedores clave en la cadena de valor, de operar en México.
     
    El sector minero de México cuenta con una larga y reconocida trayectoria que se remonta varios siglos. Sin embargo, en muchos países del mundo, incluyendo Australia, el sector minero enfrenta retos significativos.
     
    En el transcurso de los últimos dos años hemos atestiguado un considerable deterioro en la inversión en la minería, provocado por una caída en los precios de los commodities. Ni México ni Australia han sido inmunes a este cambio, y además, la caída ha forzado a muchas empresas del sector a reducir costos y redoblar esfuerzos en mejorar el manejo de temas y cuestiones relacionados con el medio ambiente, la seguridad y la interacción con las comunidades locales.
     
    Australia es un país con un sector minero muy importante, y los proveedores de dicho sector colaboran de manera muy activa en muchas regiones del mundo. Sin embargo, sus intereses comerciales en México son relativamente modestos. No obstante, estamos siendo testigos de un mayor interés por parte de grandes empresas australianas, así como de proveedores clave en la cadena de valor, de operar en México.
     
    A finales del año pasado, la importante empresa minera australiana Rio Tinto adquirió una participación en el Proyecto Promontorio Copper de Azure Minerals. Más recientemente, la empresa BHP-Billiton externó su interés en el desarrollo de proyectos de cobre a gran escala en México como complemento a sus aspiraciones en la industria del petróleo y el gas. Estas empresas se encuentran a la vanguardia en materia de innovación y cuentan con amplia experiencia y conocimientos para obtener los permisos en materia del medio ambiente y responsabilidad social que se requieren para operar. También, son particularmente propositivas en fomentar las aptitudes que la industria requerirá a futuro.
     
    Asimismo, el sector de la minería de Australia cuenta con amplia experiencia a lo largo y ancho de la cadena de valor. Desde hace décadas, se han realizado inversiones considerables en Australia para crear un conjunto de proveedores de tecnología, equipos y servicios de clase mundial para la minería. Hace dos semanas, diversos proveedores australianos sumamente innovadores, tales como Ausenco, Gekko Systems, Groundprobe y Pit-to-Ship Solutions, participaron en una delegación comercial que visitó México para explorar oportunidades en el sector, en ámbitos tales como procesado de minerales, seguridad en las minas, logística, planificación de minas, manejo ambiental y capacitación técnica. Existe un decidido y creciente interés en sus servicios.
     
    También existe un gran potencial para que Australia y México fortalezcan la colaboración institucional. En Australia contamos con investigación científica de vanguardia en materia de minería sostenible. Instituciones tales como nuestra principal entidad pública para la investigación, CSIRO, y el Instituto para la Minería Sostenible, colaboran muy estrechamente con otros países latinoamericanos y hay un gran interés en colaborar más con México.
     
    Para dar continuidad al impulso en la relación, una delegación encabezada por el Lic. Mario Alfonso Cantú Suárez, coordinador general de Minería de México, participará en la conferencia anual Latin America Down Under en Australia en mayo. Y más adelante en 2015 diversas empresas australianas participarán en la convención de minería Expo Minera a realizarse en Acapulco. Confiamos que estas iniciativas ayudarán a incrementar la inversión y participación por parte de empresas australianas en el sector minero de México.
     
    Espero sus comentarios en Esta dirección de correo electrónico está protegida contra spambots. Necesita activar JavaScript para visualizarla. o en Facebook.com/ausembmex.
     
     
    Tim George - mein Embajador de Australia en México.
     
  • BP se une a Shell para ayudar a México a ejecutar cobertura petrolera

    Tres fuentes de la industria dijeron que BP se convirtió en un participante del programa en el que México gastó unos US$1.260 millones para cubrir sus exportaciones de petróleo de 2018 contra caídas del precio del crudo como parte de los esfuerzos del Gobierno para estabilizar su presupuesto.

    Londres. BP ayudó a México a ejecutar su cobertura petrolera del 2018, la más grande de la industria, convirtiéndose en la segunda mayor empresa después de Shell en participar en el codiciado programa y desafiar el papel tradicional de los bancos en la operación.

    Tres fuentes de la industria dijeron que BP se convirtió en un participante del programa en el que México gastó unos US$1.260 millones para cubrir sus exportaciones de petróleo de 2018 contra caídas del precio del crudo como parte de los esfuerzos del Gobierno para estabilizar su presupuesto.

    BP declinó hacer comentarios.

    BP se une a su rival Royal Dutch Shell, que realizó su primera incursión el año pasado para convertirse en la primera gran firma en desafiar años de dominio de los grandes bancos de Wall Street en el programa.

    Shell declinó hacer comentarios.

    Bancos como Goldman Sachs, Citi y JPMorgan han dominado el programa de México durante años, pero su papel ha disminuido ante regulaciones más estrictas para operaciones bancarias con "commodities", incluida una prohibición casi total de operaciones por cuenta propia.

    Los ingresos relacionados con materias primas de los bancos de Wall Street cayeron en la primera mitad de 2017 a su nivel más bajo desde al menos 2006, dijo la consultora Coalition en un informe, debido principalmente a una caída en la actividad de los clientes y menores operaciones en el sector energético.

    México no ha revelado los volúmenes de petróleo cubiertos ni el detalle del precio promedio por barril de opciones de venta que el Gobierno ha comprado.

    En septiembre, la secretaría de Hacienda propuso un presupuesto para 2018 que basó los ingresos esperados por la exportación de petróleo en un precio de 46 dólares por barril. En octubre, miembros del Congreso aumentaron el precio estimado a US$48,5 por barril a medida que subían los precios mundiales del crudo.

    El martes, el petróleo Brent cotizaba a US$64 por barril.

    Durante más de una década, el Gobierno mexicano ha pagado una cobertura cada año en busca de garantizar los ingresos por las exportaciones de crudo de la petrolera estatal Pemex. El programa es considerado como la mayor operación de derivados soberanos del mundo.

    El año pasado, México compró opciones de venta a un precio promedio de US$38 por barril para cubrir 250 millones de barriles de crudo a un costo de US$1.030 millones y respaldar el presupuesto de 2017, que se basó en un precio promedio estimado de US$42 por barril.

    Este año, México está en camino de no ver ingresos de su cobertura petrolera ya que los precios del crudo mexicano están muy por encima de los US$50 por barril. En 2016, México recibió un pago de US$2.650 millones de su cobertura petrolera.

    México recibía alrededor de un tercio de sus ingresos federales de la venta de petróleo, pero ahora financia menos de una quinta parte de su presupuesto con dicha venta después del colapso de los precios del crudo a finales de 2014 y una disminución en la producción.

     

    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters

  • Cuatro empresas extranjeras se retiran de primera licitación de contratos de hidrocarburos en México

    La suiza Glencore, la tailandesa PTT Exploration and Production, la estadounidense Noble Energy y la colombiana Ecopetrol pidieron salir de los consorcios de los que formaban parte.
     
    México DF. Cuatro empresas desistieron de participar en la primera licitación de contratos para la exploración y explotación de hidrocarburos en México a pocos días de que se anuncien los ganadores del histórico proceso, informó este lunes el regulador del sector petrolero.
     
    La suiza Glencore, la tailandesa PTT Exploration and Production, la estadounidense Noble Energy y la colombiana Ecopetrol pidieron salir de los consorcios de los que formaban parte para participar en la licitación de 14 contratos en aguas someras del Golfo de México, dijo la autoridad.
     
    La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), que aprobó la nueva composición de los consorcios, no explicó las razones por las que las empresas salían del proceso.
     
    La retirada de esta licitación, la primera de la Ronda Uno -que tiene programados también campos en tierra, aguas profundas y no convencionales- se da a días de que se den a conocer a los ganadores de los contratos, el 15 de julio.
     
    Ahora, la empresa Premier Oil PLC, que había calificado de manera individual para la licitación, formará parte del consorcio integrado por Talos Energy y Sierra Oil, tras la salida de Glencore del grupo.
     
     
    Reuters
     
  • Ecopetrol suscribió contratos para buscar nuevas reservas de hidrocarburos en México

    El presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón Pardo, suscribió hoy en Ciudad de México los respectivos contratos de los bloques que le fueron adjudicados en junio pasado a la Empresa junto a sus socios Pemex y Petronas, para explorar y producir hidrocarburos en aguas someras de México en desarrollo de la Licitación CNH-R02-L01/2016.

    La firma de los contratos estuvo presidida por el Secretario de Energía de México Pedro Joaquín Codwell, el Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos Juan Carlos Zepeda Molina, y contó con la participación de los representantes de Pemex y Petronas.

    El primero de los contratos suscritos fue  el  del bloque denominado ‘Área 6’ (de 559 kilómetros cuadrados) en el cual es socio PC Carigali México (filial de Petronas) y el segundo fue  el del bloque ‘Área 8’ (de 586 kilómetros cuadrados) donde el socio es Pemex.

    “Estamos muy complacidos con la llegada a México, un nuevo hito en la historia de Ecopetrol, el cual se enmarca en nuestra estrategia de fortalecer y diversificar las actividades de exploración y producción en Colombia y en el exterior, con el objetivo de incrementar las reservas de hidrocarburos”, expresó Felipe Bayón Pardo, presidente de Ecopetrol S.A.

    Por: Paisminero.co / Ecopetrol

     

     

  • Explotación de litio: así lo hacen Chile, Bolivia, Argentina y México

    Las inversiones latinoamericanas deben ser hechas lo antes posible porque existe una 'ventana de oportunidad' de solo dos o tres décadas.
    En América Latina se encuentra el 60% del litio del mundo, concentrado principalmente en Argentina, Chile y Bolivia.
     
    Con el reciente anuncio del plan del gobierno chileno para explotar el mineral, que busca una mayor participación del Estado, se ha intensificado el debate sobre cuál es la mejor fórmula para gestionar un mineral clave en la fabricación de baterías eléctricas.
     
    Chile es el segundo mayor productor de litio del mundo después de Australia, una posición que le da una ventaja frente a otros países que están sumándose a la carrera por conseguir los mejores beneficios del actual boom del metal.
     
    Argentina está acelerando la producción a toda velocidad, mientras que Bolivia, después de varios acuerdos comerciales fallidos, intenta ponerse al día.
     
    México, por otro lado, recién está dando los primeros pasos de la exploración del litio.
     
    Las inversiones en litio en América Latina, dicen los expertos, deben ser hechas lo antes posible porque existe una "ventana de oportunidad" de solo dos o tres décadas para entrar en un mercado que se ha vuelto esencial en el contexto de la transición global hacia energías menos contaminantes.
     
    "Los minerales críticos como el litio pueden convertirse en una fuente de ingresos significativa y duradera para los gobiernos", dice Pepe Zhang, director asociado del Adrienne Arsht Latin America Center del centro de estudios Atlantic Council.
     
    Sin embargo, "esos ingresos también dependen del grado de éxito comercial y de la participación del sector privado" en las operaciones, apunta en diálogo con BBC Mundo.
     
    "Depende de cada gobierno hacer acuerdos de manera tal que sean win-win, que ganen las dos partes", argumenta Patricia Vásquez, investigadora del centro de estudios Wilson Center.
     
    Uno de los dilemas que enfrentan los gobiernos de la región es cómo asegurar que parte de la riqueza generada por la explotación del recurso se quede en sus países.
     
    Nadie quiere quedar atrapado en negociaciones cuyos resultados sean percibidos como desfavorables para el país frente a las grandes mineras, con los costos políticos y económicos que eso puede conllevar.
     
    Pero, al mismo tiempo, para desarrollar una industria del litio que le dé valor agregado al producto y genere otros negocios asociados a la explotación, se requieren inversiones millonarias.
     
    Entonces, una de las interrogantes clave que se han hecho los gobernantes al mirar sus arcas fiscales, tras los embates de la pandemia de covid-19 y la guerra en Ucrania, es cómo financiar esas monumentales inversiones.
     
    Y no solo eso. También forma parte de la ecuación un factor clave: quién tiene la tecnología necesaria, los conocimientos y la experiencia para extraer y procesar el litio.
     
    Es ahí donde surge la perspectiva de hacer alianzas con el sector privado porque, dicen los expertos, los gobiernos por sí solos no tienen las herramientas para asumir los costos a lo largo de toda la cadena productiva.
     
    El aterrizaje de las empresas privadas en Argentina
     
    En Argentina hay una gran participación del sector privado en la producción de litio a través de compañías que han llegado a acuerdos directamente con los gobiernos locales.
     
    Las reservas del metal están concentradas en las provincias de Catamarca, Jujuy y Salta, en la región noroeste.
     
    Existen dos grandes proyectos en operación y cerca de 50 de exploración en esa zona del país, la cual históricamente ha tenido dificultades para generar empleo en el sector privado.
     
    En el país sudamericano operan las compañías mineras Livent (Estados Unidos) y Sales de Jujuy (integrada por las empresas Orocobre Limited, Toyota Tsusho Corporation y el gobierno de Jujuy).
     
    "Los argentinos tienen un modelo que quedó desde la época de la apertura económica del expresidente Carlos Menem, en el que las empresas pueden invertir libremente", explica Vásquez.
     
    En el caso del litio, no se aplican las restricciones que sí existen para las empresas que explotan otros recursos, agrega, con el objetivo de promover su desarrollo y el crecimiento económico de las regiones.
     
    En ese sentido, los gobiernos locales aspiran a lograr acuerdos para que un porcentaje de la producción de litio sea entregada al sector público, local o federal, con el fin de industrializarlo.
     
    A fin de cuentas, la premisa es que el mineral se convierta en un insumo para la producción de baterías y que, al mismo tiempo, se genere una transferencia de capacidades tecnológicas y productivas hacia los habitantes de la zona.
     
    Las actividades del sector están reguladas por el marco normativo minero general del país.
     
    "El supuesto que está detrás de este marco es que, para hacer minería en el país, se necesitan muchas inversiones y la forma de atraer inversiones es dándoles estabilidad a las empresas extranjeras por mucho tiempo", señala Martín Obaya, director del Centro de Estudios para la Transformación de la Universidad Nacional de San Martín.
     
    "Entonces, les otorgan un montón de beneficios y las provincias, que son las dueñas de los recursos, no pueden cobrar regalías de más del 3%", señala Obaya.
     
    El "control total" del Estado en Bolivia
     
    En el otro extremo está Bolivia, donde los gobiernos de Evo Morales y Luis Arce han insistido en que el mineral debe estar bajo un completo control de Estado.
     
    A fines de enero la empresa estatal Yacimientos del Litio Bolivianos (YLB) firmó un convenio con el consorcio chino CATL BRUNP & CMOC (CBC), para la instalación de dos complejos industriales en los salares de Uyuni (Potosí) y Coipasa (Oruro).
     
    "Bolivia ingresa hoy a la era de la industrialización del litio" dijo el presidente Luis Arce.
     
    Para el gobierno ha sido una prioridad que cualquier tipo de asociación con alguna empresa extranjera incluya en el proceso de extracción del litio el uso de la tecnología EDL (Extracción Directa de Litio), la cual está en etapa de experimentación a nivel internacional.
     
    Las autoridades le están dando preferencia al uso de esta tecnología para "acelerar la industrialización del litio", porque permite disminuir el tiempo para la separación entre el litio y otros metales que están en las salmueras desde donde se extrae el mineral, así como reducir gastos y disminuir el impacto ambiental.
     
    El ministro de Hidrocarburos, Franklin Molina, dijo que el acuerdo se enmarca en un "modelo soberano", bajo el cual se explotaría el mineral sin vender ni concesionar los salares a empresas privadas.
     
    En teoría, el convenio establece un "control absoluto" del Estado, aunque se desconocen los términos específicos del acuerdo, los plazos, las inversiones y cuál sería el papel que jugará el consorcio chino, si no tendrá ninguna participación en el negocio.
     
    El gobierno asegura que Bolivia comenzará a exportar baterías de litio, con materia prima boliviana, en el primer trimestre de 2025.
     
    "Aparentemente las empresas chinas expresaron su deseo de participar en la explotación del litio, pero todavía no está claro de qué se trata", comenta Patricia Vásquez.
     
    Entre estos dos modelos opuestos para gestionar el metal, están las estrategias propuestas por Chile y México.
     
    Una asociación comercial en Chile
     
    El "Plan Estratégico de Explotación del Litio" anunciado a fines de abril por el presidente de Chile, Gabriel Boric, propone una alianza entre el sector público y el privado para la gestión del mineral en los nuevos proyectos que desarrolle el país.
     
    Chile es el segundo mayor productor de litio del mundo, después de Australia. Hasta ahora, la explotación del recurso ha estado en manos de las empresas privadas Soquimich (SQM) y Albemarle.
     
    Sin embargo, el nuevo plan apunta a cambiar el modelo de negocio vigente en el país.
     
    "El control lo tendrá el Estado", dijo el mandatario. "Cualquier privado, ya sea extranjero o local, que quiera explotar litio en Chile deberá asociarse con el Estado", apuntó.
     
    Lo que no está definido es cuál será la fórmula específica que tendrán los contratos, ni qué tipo de incentivos existirán para que la inversión sea atractiva para las firmas privadas.
     
    El plan pretende que el país venda el recurso con valor agregado, que el Estado participe en todo el ciclo productivo y que los proyectos tengan un bajo impacto ambiental.
     
    Las dos mineras que están operando en el norte de Chile seguirán bajo los términos de sus contratos hasta que lleguen a su fin, ha dicho el gobierno, aclarando que no se trata de una "nacionalización" del mineral, como algunos interpretaron a raíz del mensaje presidencial.
     
    Hace unos días, SQM, cuyo contrato expira en 2030, dijo que espera llegar a un acuerdo para seguir produciendo el metal de baterías bajo el nuevo modelo.
     
    Albemarle, en cambio, manifestó que negociaría con Chile más cerca del final de su contrato en 2043.
     
    Así, las dos firmas mantendrán sus contratos hasta que expiren y luego entrarán al terreno de la negociación para definir si les resulta rentable mantener sus operaciones.
     
    Por ahora, el gobierno planea presentar un proyecto de ley al Congreso -de mayoría opositora- para crear en el futuro una empresa nacional de litio.
     
    América Latina tiene una larga historia de conflictos en torno a la extracción de minerales por parte de grandes corporaciones extranjeras que han sido acusadas de obtener millonarias ganancias y generar mínimos beneficios para los países de la región.
     
    Con el boom del litio, los gobiernos de Boric en Chile, Arce en Bolivia, Fernández en Argentina y López Obrador en México, intentan -bajo diferentes fórmulas- evitar que sus países vendan la materia prima sin entrar en la cadena productiva.
     
    Por eso, una de las aspiraciones compartidas es industrializar el litio.
     
    Cada uno a su manera aspira a que la tecnología y los conocimientos de las grandes mineras sean transferidos a la mano de obra local para que los países desarrollen sus propias capacidades de procesamiento del mineral.
     
    Esa idea los une, pero el camino para implementarla, es lo que los separa, dicen expertos del sector.
     
    Todos quieren llegar a exportar baterías de litio, pero la travesía es desafiante.
     
    Especialmente para el triángulo sudamericano por su ubicación geográfica, distante de los grandes centros de fabricación de vehículos.
     
    "Podría ser difícil para América del Sur ser competitiva con los fabricantes de baterías en Asia, dada su lejanía de los principales mercados, entre otros factores", escribió Wilson Henry Sanderson, editor ejecutivo de la consultora Benchmark Mineral Intelligence.
     
    Estar lejos de los grandes mercados sube los costos, excepto en el caso de México, que comparte su frontera con Estados Unidos.
     
    Sin embargo, la ventaja geográfica y las décadas de experiencia en el desarrollo de su gigantesco mercado automotriz -que le abren la puerta a una potencial fabricación a gran escala de baterías eléctricas-, se ven limitadas por la cantidad y calidad de su litio, en comparación con el triángulo sudamericano.
     
    Mientras Argentina, Bolivia y Chile cuentan con 52 millones de toneladas, casi el 60% del litio que existe en el mundo, México solo tiene 1,7 millones de toneladas, según los datos del Servicio Geológico de Estados Unidos.
     
    Pero además, el litio en México está principalmente en yacimientos arcillosos, un tipo de depósitos que, hasta ahora, no han sido extraídos a escala comercial.
     
    La "nacionalización" al estilo AMLO en México
     
    A principios de este año, el gobierno mexicano anunció la creación de una empresa estatal de litio, LitioMx.
     
    "Lo que estamos haciendo ahora (...) es nacionalizar el litio para que no lo puedan explotar extranjeros, ni de Rusia, ni de China, ni de Estados Unidos", dijo el presidente Andrés Manuel López Obrador.
     
    Sin embargo, la nacionalización del mineral -que implicaría un control total del Estado- podría funcionar de otra manera.
     
    LitioMx, la empresa creada por el gobierno para ser la única encargada de explotar y comercializar el mineral, está negociando con firmas para concretar asociaciones público-privadas, según Pablo Taddei, director de la compañía pública, en una entrevista con Bloomberg.
     
    "En una primera etapa, muy probablemente sea necesaria una asociación. También en la parte de manufactura de baterías", dijo Taddei.
     
    Explicó que, en algunos casos, LitioMx "puede ir sola", pero en otros, buscaría asociarse con privados porque carece de la capacidad y tecnología para explotar yacimientos de arcillas de litio.
     
    "Es lo más complicado. En ese proceso definitivamente vamos en asociación público-privada".
     
    Por ahora, las salmueras de litio en Sudamérica son la oportunidad más prometedora para aumentar rápidamente la producción mundial de litio.
     
    Mientras Chile tiene las mayores reservas certificadas de litio del mundo, Bolivia tiene los mayores recursos, según el Servicio Geológico de Estados Unidos.
     
    ¿Por qué es importante la diferencia entre tener reservas y tener recursos de litio?
     
    Los expertos hablan de "reservas" cuando el potencial comercial del recurso ha sido certificado internacionalmente.
     
    En el caso de Bolivia, la llamada "Arabia Saudita" del litio, se ha establecido que con sus 21 millones de toneladas, es el país con más recursos de litio del mundo, pero aún no se ha determinado el potencial comercial de esos recursos.
     
    En la actualidad, los dos países sudamericanos que están produciendo litio a gran escala son Chile y Argentina, con éste último avanzando a toda velocidad.
     
    Bolivia espera alcanzar el paso de sus vecinos en los próximos años, mientras que México, aún está en una fase preliminar del proceso.
     
    Todos tienen claro que mientras más se demoren en subirse al boom del litio, menores serán los beneficios, especialmente cuando podrían inventarse baterías eléctricas comercialmente viables que utilicen otros materiales en su fabricación.
     
    Por BBC Mundo.
  • Inversión en minería en México cae a la mitad en tres años y totalizará US$4.000M en 2015

    La caída acelerada en las cotizaciones de los minerales en los últimos dos años y el establecimiento de regalías y derechos sobre metales preciosos han configurado un escenario menos alentador para el sector.
     
    Las menores inversiones en las entidades del país serán compensadas en parte por un mayor presupuesto.
     
    México atraerá inversiones en la minería por US$4.000 millones en el 2015, lo que significaría una desplome de 49,7% frente al máximo histórico alcanzado en el 2012 y constituiría la tercera caída consecutiva de este indicador, proyectó la Secretaría de Economía.
     
    De acuerdo con cifras preliminares y estimaciones de la Cámara Minera de México (Camimex), la inversión captada en este sector fue de US$6.576 millones en el 2013 y de US$6.176 millones en el 2014.
     
    El declive ocurrió al tiempo que los precios de los minerales presentaron una baja y se aprobó la reforma fiscal en México, que incluyó una nueva regalía de 7,5% sobre el flujo de operación de las empresas mineras y un nuevo derecho de 0,5% sobre sus ingresos de oro, plata y platino.
     
    Las menores inversiones en las entidades del país serán compensadas en parte por un mayor presupuesto. Ildefonso Guajardo, secretario de Economía, informó que la dependencia ha comenzado a coordinarse con los estados y municipios para destinarles, desde el presente año, parte de los recursos recaudados por las nuevas contribuciones.
     
    El Congreso de la Unión aprobó la creación de un Fondo para el Desarrollo Regional Sustentable de Estados y Municipios Mineros, que se integrará con recursos recaudados por los derechos y deberá ser destinado para mejorar el desarrollo social, ambiental y urbano de las comunidades.
     
    De la suma de lo que se recaude, 20% se dará a la Federación y 80% irá para dicho fondo, porcentaje -este último- que se distribuirá en 62.5% a los municipios y 37,5% a las entidades federativas en las que haya tenido lugar la explotación y obtención de sustancias minerales.
     
    Algunas comunidades mineras, sin embargo, enfrentan problemáticas diversas relacionadas con el crimen. Guajardo refirió que el gobierno atiende casos como el de una mina de oro de la empresa canadiense Torex, ubicada en Guerrero, donde los ejidatarios han sido extorsionados cuando la compañía paga dividendos.
     
    En el 2014, Torex informó que invertiría US$725 millones para construir otra mina en Quechultenango, Guerrero, y afirmó que ésta figurará entre las minas de oro más grandes y de más bajo costo en el mundo.
     
    También se han cancelado las exportaciones de mineral de hierro desde el puerto de Lázaro Cárdenas, Michoacán, donde se han detectado operaciones de extracción ilegal. Mario Cantú, coordinador general de Minería, mencionó que si bien se mantuvo una caída en las inversiones, la Bolsa de Valores de Toronto financió operaciones mineras en México por US$940 millones de enero a septiembre del 2014, en gran parte a empresas juniors (pequeñas y medianas), más enfocadas a exploración.
     
    Fuente: Americaeconomia.com
     
  • Los 5 países latinoamericanos con mayores reservas de petróleo

    América Latina es una región que normalmente no se asocia con la industria energética mundial y la producción de petróleo. Sin embargo, ha sido bendecido con considerables recursos naturales que van desde metales preciosos y básicos, metales de tierras raras cruciales para la transición energética global y combustibles fósiles como el carbón, el petróleo y el gas natural. Durante la última década, América Latina emergió como un actor global prominente en los mercados petroleros, particularmente después de que despegó el auge del petróleo presal marino en Brasil . A pesar de las copiosas reservas de petróleo en poder de muchos países de la región, la mayoría sigue empobrecida con gobiernos y economías fiscalmente débiles que indican que no están explotando adecuadamente la enorme riqueza otorgada por sus prodigiosos recursos naturales.
    #5 Argentina
     
    Argentina, la tercera economía más grande de América Latina, posee la quinta reserva de petróleo probada más grande de la región, con un total de 2.480 millones de barriles de petróleo crudo a fines de 2021. Durante 2022, el país devastado económicamente extrajo un promedio de 582.076 barriles de petróleo por día casi un 14% más que el año anterior. Es importante destacar que la producción continúa aumentando, alcanzando regularmente nuevos máximos a medida que el auge del petróleo de esquisto bituminoso de Argentina continúa expandiéndose. Argentina levantó un promedio récord de 631.000 barriles de petróleo por día durante marzo de 2023, casi un uno por ciento más que el mes anterior y un 12% más año tras año. Por cierto, la producción de gas natural también se está expandiendo a un ritmo sólido con Argentina bombeando 4.500 millones de pies cúbicos por día durante marzo de 2023, un aumento del 9,8 % mes a mes y del 2,7 % año tras año.
     
    Esa sólida expansión de la producción de hidrocarburos está ocurriendo debido a la formación de esquisto de Vaca Muerta , que se estima contiene 16 mil millones de barriles de petróleo y 308 billones de pies cúbicos de gas natural. Se anticipa que la producción de petróleo de Argentina crecerá a un millón de barriles por día para 2026, lo que junto con el aumento de la producción de gas natural reducirá la dependencia de las importaciones de energía. Eso, si ocurre, permitirá que las exportaciones de petróleo crezcan a 500.000 barriles por día, lo que impulsará el ingreso nacional y reducirá el creciente déficit de cuenta corriente de Argentina.
     
    A pesar del auge masivo del petróleo de esquisto liderado por la compañía petrolera nacional YPF, Argentina se encuentra nuevamente atrapada en una profunda crisis financiera. La inflación se está saliendo de control y se ha disparado hasta el 104 % durante marzo de 2023, o casi el doble de lo que había sido un año antes. El gobierno peronista del presidente Alberto Fernández ve a Vaca Muerta como una bala de plata para los problemas económicos de larga data de Argentina, aunque las elecciones presidenciales de este año amplificarán la incertidumbre que rodea el desarrollo de la formación.
     
    #4 México
     
    México, país centroamericano asolado por la crisis, ocupa el cuarto lugar en la región con 5.800 millones de barriles de reservas probadas de petróleo. Durante 2022, México bombeó un promedio de 1,78 millones de barriles de petróleo por día, que para marzo de 2023 había aumentado a un promedio de 1,9 millones de barriles por día, lo que convirtió al país en el segundo productor de petróleo más grande de América Latina. Ese notable aumento de la producción se puede atribuir a un enfoque continuo en acelerar el ritmo de las operaciones y la actividad de perforación con el petróleo crudo como un importante motor económico para México.
     
    La crisis de la deuda que afecta a la petrolera nacional Pemex, en la que el presidente López Obrador durante enero de 2023 garantizó la deuda de la empresa , y los yacimientos petrolíferos maduros y envejecidos están pesando sobre los planes del gobierno para expandir la producción. Esto, según la OPEP, hará que los volúmenes de producción de México disminuyan y el cártel predice que la producción caerá alrededor de 40,000 barriles por día durante 2023. La caída de la producción afectará los ingresos del gobierno y su economía dependiente del petróleo, lo que ejercerá una mayor presión sobre una administración fiscalmente frágil. luchan por contener la creciente violencia alimentada por el crimen.
     
    #3 Ecuador
     
    En tercer lugar está el pequeño y empobrecido país sudamericano de Ecuador, que tiene reservas probadas de petróleo por un total de 8.300 millones de barriles. El parche energético económicamente crucial de Ecuador, como muchos en América Latina, está luchando por recuperarsede la pandemia de COVID 2020. Incluso las reformas de la industria completadas por el expresidente Lenín Moreno han hecho poco para atraer inversiones de la industria petrolera e impulsar la producción. Durante 2022, Ecuador extrajo un promedio de 480.299 barriles de petróleo por día, que si bien fue casi un 2% más alto año tras año, fue aún menor que la producción previa a la pandemia de 531.000 barriles por día para 2019. Al asumir el cargo en 2021, el actual presidente Guillermo Lasso anunció que planeaba duplicar la producción de petróleo de Ecuador a más de un millón de barriles por día, pero las interrupciones periódicas de la industria obligaron a revisar esa cifra a 750.000 barriles por día. 
    A pesar de las reformas y el compromiso de Lasso de impulsar significativamente la producción, la producción de petróleo de Ecuador todavía está muy por debajo de los niveles previos a la pandemia. Los datos del Ministerio de Energía muestran que Ecuador estaba bombeando 476.589 barriles por día a fines de abril de 2023, significativamente menos que los 531.040 barriles por día producidos durante 2019. Cortes de oleoductos debido a la erosión aguda y deslizamientos de tierra en la Amazonía ecuatoriana, donde se encuentran la mayoría de los campos petroleros del país. ubicados, y las frecuentes protestas contra las operaciones de la industria están afectando los volúmenes de producción.
     
    #2 Brasil
     
    Brasil, la economía más grande de América Latina, posee las segundas reservas probadas de petróleo más grandes de la región, con un total de 12.700 millones de barriles. El país está experimentando un auge petrolero masivo en alta mar impulsado por los campos petrolíferos presal de aguas ultraprofundas. Para 2022, la producción promedio de petróleo se disparó un 6,5 % año tras año a un promedio de 3,2 millones de barriles por día, mientras que la producción total de hidrocarburos fue de 4,1 millones de barriles de petróleo equivalente por día, un aumento del 5,8 % con respecto a 2021. impulsando estos impresionantes aumentos de producción. 
     
    Los datos del regulador de la industria, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP, siglas portuguesas), muestran que Brasil produjo 3,1 millones de barriles de petróleo para febrero de 2023. Si bien eso representa una disminución en comparación con meses anteriores, en particular enero de 2023 cuando la producción alcanzó un máximo histórico de 3,27 millones de barriles por día, los analistas creen que Brasil seguirá reportando un fuerte crecimiento de la producción.
     
    Si bien los analistas y el exministro de Energía, Adolfo Sachsida, afirmaron que la producción podría crecer hasta un 70% para fines de la década, existe el temor de que el auge petrolero de Brasil se detenga debido a la mayor intervención de la actual administración de Lula. El presidente Lula, que salió victorioso de las elecciones generales de Brasil de 2022, ya ha señalado un regreso a políticas más intervencionistas, especialmente con respecto a la operación de la compañía petrolera nacional Petrobras. Lula introdujo un impuesto sorpresivo del 9,2% sobre las exportaciones de petróleo , lo que molestó a las multinacionales energéticas Repsol, TotalEnergies, Shell, Equinor y Galp. Estas nuevas políticas pueden disuadir la inversión necesaria para construir las reservas y la producción de petróleo de Brasil.
     
    #1 Venezuela
     
    Las mayores reservas probadas de petróleo, y de hecho del mundo, están en manos de Venezuela, asolada por la crisis. El miembro fundador de la OPEP posee reservas probadas de petróleo por un total de 303.500 millones de barriles, pero está luchando por explotar ese vasto recurso natural. Esto se debe a que décadas de corrupción y malversación desde que el ex presidente Hugo Chávez inició su revolución socialista bolivariana en 1999, junto con la falta de inversión en infraestructura crucial, provocaron el colapso de la producción. Ese fuerte declive fue acelerado por las sanciones económicas de EE. UU., ya que aumentaron constantemente después de que Chávez llegó al poder.
     
    Fue la orden ejecutiva del presidente Barack Obama de 2015 que declaró a Venezuela una amenaza para la seguridad nacional lo que vio a Washington aumentar las sanciones con el objetivo de derrocar al régimen socialista autoritario. Luego, en enero de 2019, el presidente Donald Trump adoptó una política de máxima presión diseñada para sacar del poder al presidente de Venezuela, Nicolás Maduro, y a sus partidarios. Esto hizo que Washington endureciera las sanciones contra Venezuela, cortando la mirada paria de los mercados energéticos y financieros internacionales, lo que provocó el colapso de la columna vertebral económica del país, la industria petrolera, lo que empeoró una crisis humanitaria ya grave.
     
    Como resultado, la producción de petróleo se derrumbó cayendo a un mínimo de varias décadas de 569.000 barriles por día o menos de una quinta parte de los 3,1 millones de barriles por día bombeados durante 1998, el año anterior a la toma de posesión de Chávez. Desde fines de 2020, la compañía petrolera nacional PDVSA ha experimentado una especie de recuperación silenciosa. La asistencia de Irán con la reconstrucción de la infraestructura industrial destrozada y el presidente Joe Biden que autorizó a la supermajor energética Chevron a reiniciar el levantamiento de petróleo hizo que la producción de petróleo de Venezuela en marzo de 2023 promediara 754,000 barriles por día. Si bien eso es un 3,6% superior al mismo período de 2022, sigue siendo significativamente inferior a los 1,5 millones de barriles diarios levantados durante 2018, un año antes de las duras sanciones impuestas por la Casa Blanca de Trump como parte de la política de máxima presión.
     
    A pesar de las considerables reservas de petróleo que existen en América Latina y los notables volúmenes de producción de la región, las economías y finanzas de muchos países siguen siendo débiles. Esto indica que las importantes reservas de petróleo han sido una maldición para muchos países latinoamericanos en lugar de una bendición. Existe evidencia sustancial de que la abundante riqueza petrolera genera corrupción, socava las instituciones democráticas e incita al conflicto civil. 
     
    Un ejemplo clave de esto es Venezuela , donde el ascenso al poder de Chávez se vio facilitado por los disturbios civiles fomentados por el colapso de los precios del petróleo y el posterior debilitamiento de las instituciones democráticas del país. La maldición del petróleo pesa mucho sobre muchos países de América Latina además de Venezuela, incluso sobre aquellos como Colombia que no poseen reservas de petróleo comprobadas sustanciales.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
  • Los 5 países productores de petróleo más grandes de América Latina

    América Latina surgió en las últimas dos décadas como una de las principales regiones productoras de petróleo del mundo. Esto ocurrió debido al inmenso auge petrolero en alta mar de Brasil impulsado por los campos petrolíferos presalinos de aguas ultraprofundas de ese país. Si bien la producción regional disminuyó debido al colapso de la industria petrolera de Venezuela bajo el peso de la corrupción, la mala conducta y las duras sanciones estadounidenses, América Latina está atrayendo un interés considerable de las empresas energéticas extranjeras. El surgimiento de Guyana como un productor regional de petróleo, con su auge petrolero en alta mar descrito como el juego fronterizo más candente del mundo, se está sumando a un importante interés internacional en la región. Si bien Guyana ha experimentado una prodigiosa expansión de reservas y producciónaún tiene que emerger como uno de los cinco principales productores de petróleo en América Latina y el Caribe. Aquí están los cinco mayores productores de petróleo de América Latina.
    #5 Argentina
    En quinto lugar se encuentra Argentina, económicamente asolada por la crisis, que es la tercera economía más grande de América Latina. Para 2022, Argentina bombeó un récord de 582.387 barriles de crudo por día, un 13% más que el año anterior y un 14,5% más que los 508.645 barriles por día extraídos durante 2019. La producción de petróleo de marzo de 2023 estableció un nuevo récord de producción mensual promediando 631,103 barriles por día. Esto indica que la industria petrolera de Argentina se ha recuperado de la pandemia y que la producción se está expandiendo constantemente a medida que crecen las entradas de inversión.
     
    Hay señales de que la producción de hidrocarburos de Argentina aumentará aún más con la formación de esquisto de Vaca Muerta, que se cree que contiene 16.000 millones de barriles de petróleo y 308 billones de pies cúbicos de gas natural, el motor de ese crecimiento. La explotación de la formación geológica es vista por Buenos Aires como una panacea económica . El desarrollo de Vaca Muerta está siendo encabezado por la compañía petrolera nacional YPF, que fue nacionalizada por el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner en 2012. En marzo de 2023, el petróleo de esquisto compuesto representaba el 48,5 % de la producción total de petróleo de Argentina, frente al 40,5 % del año anterior.
     
    La inversión extranjera en energía también está creciendo en parte debido a los precios del petróleo más firmes, pero también debido a que el presidente Fernández implementó un paquete de beneficios fiscales y aduaneros para las empresas energéticas extranjeras que operan en Argentina en agosto de 2022. Se prevé que la producción de petróleo de Argentina crecerá a un millón. barriles por día para 2026, lo que facilitará un aumento notable de las exportaciones de petróleo a 500.000 barriles por día.
     
    #4 Venezuela
    El cuarto mayor productor de petróleo en América Latina es Venezuela, devastada por conflictos. Después de bombear un máximo histórico de 3,2 millones de barriles por día durante 1997, según datos de la OPEP, la producción colapsó cayendo a un mínimo de varias décadas de 569,000 barriles por día para 2020 cuando la pandemia de COVID-19 se extendió por todo el mundo. Desde entonces, la producción de petróleo de Venezuela se ha recuperado, en cierta medida, gracias a que Caracas recibió asistencia de aliados como Irán para reconstruir una infraestructura muy deteriorada. Las fuentes de datos secundarias de la OPEP muestran que Venezuela bombeó un promedio de 678.000 barriles por día para 2022, que creció a 695.000 barriles por día para marzo de 2023.
     
    A pesar de que la Casa Blanca de Biden alivió algunas sanciones, incluido permitir que la gran empresa energética Chevron vuelva a extraer petróleo en Venezuela, hay señales de que el miembro de la OPEP tendrá dificultades para aumentar la producción . La infraestructura de la industria petrolera destrozada, incluidas las tuberías con fugas, las refinerías inoperativas y los pozos defectuosos, pesan sobre las operaciones. Se necesitará una enorme inversión , estimada en hasta $ 120 mil millones, y al menos una década para reconstruir la industria petrolera de Venezuela. Caracas no podrá atraer ese nivel de inversión de la industria hasta que se garantice el estado de derecho y se suavicen sustancialmente las estrictas sanciones estadounidenses. 
     
    #3 Colombia
    Para un país con reservas probadas de petróleo que ascienden a unos escasos dos mil millones de barriles, Colombia, devastada por conflictos, supera su peso en términos de producción, habiendo bombeado un promedio de 754,199 barriles de petróleo por día para 2022. Esa impresionante producción ubica a Colombia como el tercer país más grande de América Latina. productor de aceite Para marzo de 2023, la producción había aumentado a 771 732 barriles de petróleo por día, pero al igual que en 2022, ese volumen todavía estaba muy por debajo de los 885 851 barriles obtenidos durante 2019 y sustancialmente menos que la producción récord de 2013 de poco más de un millón de barriles por día alcanzado durante 2013. 
     
    Es cuestionable si Colombia permanecerá entre los cinco principales productores de petróleo de América Latina. El parche energético del país andino está siendo azotado por muchos vientos en contra. Entre los más severos se encuentran las escasas reservas probadas de petróleo de poco más de dos mil millones de barriles, que durarán menos de ocho años debido a la falta de exploración. Eso, junto con la extracción de la mayor parte del petróleo de campos maduros, pesa sobre los volúmenes de producción. 
     
    Luego están los planes del primer presidente izquierdista de Colombia, Gustavo Petro, de prohibir la adjudicación de nuevos contratos para la exploración de hidrocarburos y la fracturación hidráulica. El Presidente y su ministra de Energía, Irene Vélez, confirmaron que cesarán las adjudicaciones de nuevos contratos de exploración de hidrocarburos y también hay un proyecto de ley que prohíbe el fracking en la Cámara de Diputados de Colombia. Cualquier movimiento de este tipo no solo disuadirá la inversión en el golpeado sector de hidrocarburos de Colombia, sino que dañará la economía dependiente del petróleo , donde el petróleo es responsable de un tercio de las exportaciones y casi una quinta parte de los ingresos del gobierno.
     
    #2 México
    Es un México devastado por los conflictos, que es el tercer productor de petróleo más grande de América Latina, bombeando 1,6 millones de barriles por día para 2022. Eso no solo representó una disminución del 2,5% en comparación con 2021, sino que fue la producción más baja desde 1979 cuando la producción anual fue un promedio de 1,5 millones de barriles por día. Hay señales de que México está luchando para impulsar la producción de petróleo y volver a más de dos millones de barriles por día, que se vio por última vez en 2016, por no hablar del récord de 3,4 millones de barriles por día alcanzado en 2004. Para marzo de 2023, la producción de petróleo se mantuvo estable en alrededor de 1,6 millones de barriles por día.
     
    La compañía petrolera nacional de México, Pemex, que es responsable de más del 90 % de la producción nacional, anunció pérdidas desastrosas en el primer trimestre de 2023 , con una utilidad neta de $3,150 millones para el período, casi la mitad de los $6,200 millones reportados un año antes. Pemex continúa agobiado por los onerosos niveles de deuda que suman $107 mil millones, lo que la convierte en una de las empresas de energía más endeudadas del mundo. A pesar de los esfuerzos de la compañía petrolera nacional para expandir la producción mediante la puesta en marcha de nuevos campos petroleros, que agregaron 543.000 barriles diarios durante el trimestre, la fuerte caída de la producción durante la última década parece irreversible. 
     
    #1 Brasil
    Brasil, la economía más grande de América Latina, también es el mayor productor de petróleo de la región, bombeando un récord de tres millones de barriles por día para 2022, mientras que la producción total de hidrocarburos fue de 3,9 millones de barriles por día. El inmenso auge petrolero en curso en Brasil sigue cobrando impulso con el vasto campo petrolero presal en alta mar del país que atrae una inversión extranjera considerable. Shell, el segundo mayor productor de petróleo de Brasil detrás de Petrobras, está invirtiendo fuertemente en operaciones en alta mar, aunque el sorpresivo impuesto a la exportación introducido por la administración de Lula perturbó a la súper gigante de la energía.
     
    La petrolera nacional Petrobras impulsará gran parte del crecimiento previsto de la producción de petróleo. En noviembre de 2022, la compañía petrolera nacional de Brasil anunció que tiene la intención de invertir $ 78 mil millones entre 2023 y 2027 con el 83% o $ 64 mil millones destinados a exploración y producción upstream. Durante ese período, Petrobras planea agregar 18 FPSO con siete destinados al campo Buzios, donde la mezcla de petróleo producida ha demostrado ser particularmente popular en China. Las crecientes exportaciones de petróleo respaldadas por una producción en constante crecimiento fueron responsables de que Brasil registrara un superávit comercial récord en marzo de 2023.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
  • México anuncia que posterga licitación petrolera en aguas profundas

    México DF. El secretario de Energía de México, Pedro Joaquín Coldwell, dijo que se pospondrán licitaciones en aguas profundas para contratos de exploración y extracción de hidrocarburos y se ajustarán sus términos, después de que la primera que se llevó a cabo quedó lejos de las expectativas del Gobierno.
     
    Coldwell, quien habló en una entrevista televisiva el martes por la noche, dijo que se modificarán reglas que asustaron a potenciales participantes en la licitación realizada a mediados de julio, en la que asignaron sólo dos de los 14 bloques ofrecidos en aguas someras del Golfo de México.
     
    El funcionario dijo que se podrían relajar los requisitos para que uno de los miembros de un consorcio funja como garante y cuente con un capital mínimo de US$6.000 millones para proteger los intereses del Estado en caso de un accidente mayor.
     
    "El tema de las garantías (lo) estamos revisando", dijo Coldwell a la cadena Televisa.
     
    Coldwell dijo también que el Gobierno ajustaría las reglas que prohíben que un consorcio elija a una empresa operadora distinta a la seleccionada inicialmente pero que salió del consorcio. El funcionario indicó que esa condición frustró la presentación de ofertas este mes.
     
    También el Gobierno podría permitir que las empresas hagan una segunda oferta en las licitaciones si la inicial no cumplió con los valores mínimos solicitados.
     
    La subasta realizada el 15 de julio fue la primera de las cinco planeadas en la Ronda Uno, que se extenderá hasta el próximo año y que lleva a cabo el regulador del sector petrolero, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
     
    Coldwell, también presidente del consejo de administración de la petrolera estatal Pemex, dijo que la licitación en aguas profundas en el Golfo de México sería pospuesta para permitir al Gobierno y a las empresas más tiempo para estudiar minuciosamente los detalles.
     
    "Vamos a hacer una evaluación más a fondo para lanzar la convocatoria hacia fines del mes de septiembre, la de aguas profundas, para darnos tiempo a madurar muy bien los criterios porque allí sí no debía de haber margen de error", dijo el secretario.
     
    La CNH había dicho anteriormente que la convocatoria para aguas profundas podría realizarse a finales de este mes.
     
    Coldwell dijo que la quinta fase de la Ronda Uno, pensada para no convencionales, en los que se incluirían yacimientos de shale, ha quedado congelada. "Ahorita la tenemos suspendida para una futura evaluación", señaló.
     
    El Gobierno había dicho previamente que ante la fuerte caída de los precios del crudo reestructuraría la fase de licitaciones de no convencionales debido a los altos costos de producción que tienen.
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
  • México espera adjudicar entre cuatro y seis campos petroleros en primera licitación de su historia

    La Secretaría de Energía (Sener) aseguró que para la primera licitación en la historia de contratos de producción compartida en campos petroleros, que se llevará a cabo este miércoles, será mejor que se declaren bloques desiertos a adjudicarlos en condiciones que no favorezcan económicamente al Estado.

    El secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, detalló que se considerará exitoso si se logra adjudicar entre 30 y 40% de los bloques, es decir, un máximo de seis de los 14 campos de exploración en el golfo de México. Este porcentaje de éxito se mantendrá para las cinco fases de la ronda, dijo.

    “Si todos están por debajo de los mínimos requeridos de inversión, dejaremos desierto ese bloque porque no vamos a malbaratar los recursos de la nación”, afirmó en conferencia de prensa el titular de Energía.

    Para determinar los mínimos de inversión, la Secretaría de Hacienda elaboró ya un mínimo ponderado de inversión bloque por bloque, el cual mantiene en sobres cerrados dentro de una bóveda y presentará el día de la adjudicación antes de que arranque cada uno de los 14 procesos; éste se realizó mediante una fórmula que contiene dos cantidades: el valor por barril de petróleo que la empresa estará dispuesta a compartir como utilidad anual antes de impuestos con el Estado, que representa 90% de la fórmula, y el factor de inversión adicional por bloque, que promedia el resto del valor total. Todos los participantes inscritos deberán entregar 28 sobres —uno con cada uno de los dos valores por bloque, o una carta de disculpa por abandonar el proceso—, además de añadir un monto adicional como bono por la firma del contrato que están dispuestos a dar al Estado en caso de empates.

    Hasta el momento, esta primera fase de licitaciones cuenta con 25 participantes, de los que 18 son empresas inscritas para concursar en lo individual y siete más son consorcios.

    Otro aspecto que dará certeza a los procesos será la planeación multianual de rondas de licitación, como los planes quinquenales, con lo que se garantizará la participación reiterada de empresas que anticipen sus portafolios de inversión.

    “¿Cuántas van a subastar el miércoles? Eso no lo sabemos, es una decisión que cada una tomará”, aseguró Coldwell, quien detalló que no se considerarán mecanismos especiales para conservar el interés de los concursantes en rondas o fases subsecuentes, sino que se harán propuestas interesantes, como hasta ahora.

    Pemex, salida obligada. Pedro Joaquín Coldwell, quien también es presidente del Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos (Pemex), detalló que la estatal abandonó esta licitación por una decisión de negocios, ya que sus ingresos se han reducido en 50% por la caída de los precios petroleros y que por tanto, al haber sido beneficiada en una Ronda Cero en la que se le asignaron 90,000 kilómetros de aguas y tierras mexicanas, con 83% de las reservas y 21% de los recursos prospectivos, prefiere concentrarse en las operaciones que ya tiene.

    La estatal analiza si participará en la fase dos de la Ronda Uno y ha manifestado interés en participar en la fase cuatro, de aguas profundas, en consorcio, pero al ser un operador con una producción que supera los 1.6 millones de barriles diarios, podrá asociarse con empresas de menor tamaño.

    Miércoles histórico: primera adjudicación de contratos petroleros. En una jornada que puede durar hasta 12 horas, 25 empresas o consorcios presentarán ofertas para adjudicarse uno de los 14 contratos de producción compartida en campos de exploración en las aguas someras de Campeche, Veracruz y Tabasco. Juan Carlos Zepeda, presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), adelantó lo que el país está a punto de vivir por primera vez:

    - El evento de adjudicación y fallo se llevará a cabo en el Centro Nafin, al sur de la ciudad de México.

    - Se colocarán 14 urnas, una por bloque, y luego de los discursos inaugurales se invitará a cada uno de los representantes de las empresas a que depositen dos sobres en cada urna: uno con el valor por barril de petróleo que la empresa estará dispuesta a compartir como utilidad anual antes de impuestos con el Estado y otro con el factor de inversión adicional por bloque.

    - Arrancará la licitación del primer bloque. Un representante de Hacienda, acompañado de notario público, entregará el primer sobre con los valores mínimos para este contrato, mismos que aparecerán en los tabuladores ubicados en pantallas a la vista de todos.

    - Se abrirán los sobres con las ofertas de las empresas y se colocarán en las pantallas, de donde automáticamente se sacará el valor ponderado y se determinará si el concursante sigue en el proceso, sale por no cumplir con los mínimos de inversión o se retira.

    - La pantalla irá ordenando las propuestas en orden descendente, por lo que después de la apertura de todas las ofertas se conocerá de manera automática al ganador.

    - En caso de empate, se abrirá la propuesta económica que las firmas integraron previamente como bono a la firma del contrato.

    - Si ninguna empresa cumple con los mínimos de inversión o no hay propuestas, se declarará desierto el contrato. Se procederá igual con el resto de los bloques.

    - La CNH cuenta con 48 horas para analizar las garantías financieras de los ganadores. En caso de que no se cumplan, el contrato se asignará al segundo lugar.

    - A más tardar el viernes, se anunciará el fallo de adjudicación y en agosto, se firmarán los contratos.

    - La jornada se transmitirá en vivo a través de www.eleconomista.com.mx. Se harán enlaces en vivo todo el día en televisión abierta por Canal 11, del IPN.

    Comexi fija criterios que garantizan éxito de Ronda Uno. El Consejo Mexicano de Asuntos Internacionales (Comexi) aseguró que los criterios para evaluar el éxito e impacto de los procesos de licitación de la Ronda Uno son aumentar el número de participantes y sus inversiones, la creación de un horizonte de oportunidades y la construcción de un ambiente de certidumbre en la implementación de las reglas, los tiempos y los procesos regulatorios.

    En el cuaderno de trabajo “La Ronda Uno y la senda del futuro”, que presentaron Andrés Rozental y Mario Gabriel Budebo, coordinadores de la Comisión de Energía del Comexi, se asegura que para que se cumpla con éxito la meta gubernamental de adjudicaciones se requiere un mecanismo que incorpore a los jugadores serios en el ecosistema de inversionistas.

    “El análisis de sus programas de trabajo, que contienen los montos de inversión propuestos, es un buen indicador para medir el nivel de confiabilidad de los jugadores”, explican. Sin embargo, en los procesos habrá sin duda ganadores y perdedores; la clave es que aquéllos que perdieron en la Ronda Uno concursen en los años siguientes. Para ello se necesita una clara y predecible periodicidad de licitaciones, así como alinear los incentivos a corto y largo plazo, explicaron.

    Otro aspecto que dará certeza a los procesos será la planeación multianual de rondas de licitación, como los planes quinquenales, con lo que se garantizará la participación reiterada de empresas que anticipen sus portafolios de inversión.

    El documento enfatiza que las reglas de certidumbre se derivarán del Estado, y que las decisiones de Petróleos Mexicanos serán indicadores de transparencia y buenas prácticas, por lo que el proceso de migración de contratos de riesgo a contratos de servicios no será un reto menor.

     

    El Economista (México)

     

  • México ofrece a las multinacionales la región petrolera más rica

     La joya de la corona petrolífera en México se llama Chicontepec. Una región de 3.800 kilómetros cuadrados en el norte de los estados de Veracruz y Puebla cuyo subsuelo alberga el 40% de las reservas de hidrocarburos del país.
     
    Tras la aprobación de la reforma energética, que permite por primera vez en 76 años la inversión privada en la industria petrolera de México, esta zona estará disponible casi en su totalidad para la instalación de compañías privadas en su suelo. De los 169 campos energéticos que la Secretaría de Energía de México ofrecerá a los nuevos participantes de la industria a partir del próximo año, 90 están localizados allí.
     
    Chicontepec podría considerarse el tesoro de 139.000 millones de barriles de crudo que más dolores de cabeza ha dado al Gobierno mexicano. Una mina de petróleo descubierta desde 1926, en la que se comenzó a trabajar 30 años después, y de la que nunca se han podido obtener significativas cantidades de hidrocarburos por su complejidad geológica. Petróleos Mexicanos (Pemex), como antiguo encargado de toda la industria petrolífera del país, se encontró con un enorme yacimiento donde el crudo se hallaba en rocas con poca porosidad y permeabilidad, en un suelo con poca presión para extraer numerosos barriles de petróleo. Hasta 2012, la petrolera mexicana logró allí una inestable producción de 74.000 barriles diarios, cuando yacimientos estrella como Cantarell o Ku Maloob Zaap, en el golfo de México, han conseguido más de 800.000 barriles al día.
     
    La administración del expresidente Felipe Calderón intentó en su mandato (2006-2012) dar un empuje a la región con una tímida reforma energética que apenas permitió a las empresas privadas intervenir en la industria como proveedoras de servicios. “Chicontepec es un proyecto exitoso, que le está dando viabilidad al futuro de la industria petrolera de México”, dijo el exmandatario el 25 de noviembre de 2012, cinco días antes de dejar la presidencia. Esos planes jamás se cristalizaron. “Son reservorios muy pequeños que requieren nueva tecnología, muy probablemente fracking (fracturación hidráulica). El reto y el riesgo tecnológico son altos y sólo una compañía con experiencia y conocimiento del tema podría arriesgarse y participar”, explica Dante San Pedro, abogado energético que participó en la redacción de la reforma de 2008.
     
    Pemex puso, en 2013, a disposición de las grandes petroleras seis campos en la zona y les ofreció contratos incentivados, donde por cada barril de crudo extra que obtuvieran conseguirían una tarifa de hasta 6,5 dólares. La oferta solo interesó a tres compañías: Baker Hughes, Weatherford y Halliburton. Esta última redujo su pago a un centavo de dólar por barril y tres campos quedaron desiertos. Los rumores de que el presidente, Enrique Peña Nieto, presentaría pronto la iniciativa de reforma energética hicieron retroceder a varias compañías bajo la esperanza de obtener mejores condiciones contractuales en el futuro. Ahora es un negocio que puede convenir a todas estas compañías. “Por los retos tecnológicos de Chicontepec pensaría que la reforma energética podría crear mejores condiciones para que las empresas existentes migren a los nuevos tipos de contratos”, señala Miriam Grunstein, académica del Centro de Investigación y Docencia Económicas (CIDE).
     
    La complejidad del yacimiento de Chicontepec no es un secreto, en 2010 la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) elaboró un polémico informe sobre la región donde apuntaba que no sólo las dificultades técnicas eran un problema sino también los altos costos de indemnización para la población que allí vive, así como el riesgo medioambiental que corre la región cuando la intervención que se necesita es sumamente agresiva. En el mismo reporte, la Comisión criticaba duramente a Pemex por no cumplir con las expectativas: “Pemex decidió implementar un programa de perforación de pozos en distintas partes del paleocanal de Chicontepec, a pesar de que contaba con un conocimiento limitado de las características y de la dinámica de los yacimientos en el proyecto. Esa decisión de inversión careció de mecanismos oportunos de control para corregir su implementación”, expone el texto.
     
    El error de Pemex, según el abogado San Pedro, fue la confianza que sus antiguos directivos tuvieron en que el futuro los alcanzaría para tener la capacidad de explotación de Chicontepec. “El yacimiento se desarrolló pensando en que con las nuevas tecnologías que se fueran incorporando lo iban a hacer más rentable. La realidad es que los números no mienten, Chicontepec no deja dinero. Para Pemex ha sido más un gasto que una utilidad”, señala. La actual subsecretaria de Hidrocarburos, Lourdes Melgar, ha reconocido en encuentros con la prensa internacional que el trabajo en este yacimiento “no ha sido exitoso”. Ahora la petrolera mexicana se quedará en una pequeña porción del yacimiento a la espera de una alianza con una compañía con la capacidad técnica para trabajar allí.
     
    Puestas las esperanzas en que la reforma energética será clave para el despegue de la economía mexicana —el Gobierno calcula un crecimiento del 1% del PIB nacional para 2018 e inversiones de 50.000 millones de dólares— queda pendiente que la administración de Peña Nieto diseñe los contratos con las condiciones legales y económicas para que las compañías interesadas en Chicontepec levanten la mano.
  • México otorga siete permisos para estudios de sísmica en el Golfo de México a firmas noruegas

    Filiales de las empresas noruegas Dolphin Group ASA, Petroleum Geo Services ASA, Spectrum, y TGS realizarán estudios de sísmica 2D que sumarán 267.788 kilómetros en un promedio de dos años, de acuerdo a datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
     
    México DF. El regulador mexicano del sector petrolero aprobó el jueves siete permisos de exploración superficial a cuatro firmas noruegas que realizarán estudios de sísmica en el Golfo de México, lo que aumentará el conocimiento sobre una de las zonas de mayor potencial de hidrocarburos en el país.
     
    Filiales de las empresas noruegas Dolphin Group ASA, Petroleum Geo Services ASA, Spectrum, y TGS realizarán estudios de sísmica 2D que sumarán 267.788 kilómetros en un promedio de dos años, de acuerdo a datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
     
    La información generada se entregará a la CNH y será propiedad del Estado mexicano, pero las empresas que realicen los estudios del subsuelo podrán comercializarla en exclusiva durante 12 años a partir del otorgamiento de los permisos, de acuerdo a lo aprobado por el órgano de Gobierno del regulador.
     
    La sísmica 2D que se generará será aproximadamente el 50% de datos similares que se han producido en México desde 1970, de acuerdo a la CNH.
     
    "Lo que tenemos aquí es un alud de información y de conocimiento por delante en los próximos años", dijo a Reuters el comisionado presidente del regulador, Juan Carlos Zepeda.
     
    "Lo que estamos viendo es un cambio cuántico en el volumen de información y de conocimiento que se va a generar sobre el subsuelo y el potencial petrolero del país", añadió.
     
    La CNH estudia 20 solicitudes adicionales para reconocimiento y exploración superficial, que incluyen sísmica 3D y reprocesamiento de información ya existente.
     
    Estas solicitudes en estudio contemplan áreas en tierra como la cuenca Tampico-Misantla, donde habría un gran potencial de shale gas y shale oil (lutitas), y cuencas petrolíferas en el estado de Veracruz, con costas en el Golfo de México.
     
    "Lo principal es en el Golfo pero también hay solicitudes en tierra", dijo Zepeda, quien añadió que los permisos se aprobarían en las próximas semanas.
     
    México está impulsando con fuerza del desarrollo de su sector de hidrocarburos, al que busca atraer millonarias inversiones tras una profunda reforma energética puesta en marcha el año pasado en busca de elevar la producción de crudo y gas.
     
    La reforma abrió al sector privado la producción directa de hidrocarburos por primera vez en más de 70 años.
     
    A la fecha, México ha lanzado dos licitaciones de contratos de hidrocarburos en aguas someras del Golfo de México tras la reforma, que se adjudicarán en los próximos meses, pero también planea poner a subasta campos maduros y áreas en aguas profundas más tarde en el año.
     
     
    Reuters
  • México: estiman que la inversión minera caerá por segundo año consecutivo

    La Cámara Minera de México (Camimex) prevé que en 2014 la economía mexicana capte US$6.176 millones de inversiones en el sector.
     
    La Cámara Minera de México (Camimex) estimó que la economía mexicana captará US$6.176 millones de inversiones en el sector de la minería en 2014, lo que representa una caída de 6,1% frente al año pasado.
     
    Con ello, se tendrían dos años continuos con decremento en materia de inversión, con el consecuente impacto en las actividades de exploración, expansión de minas y desarrollo de nuevos proyectos.
     
    México alcanzó en 2012 la máxima atracción de capitales en la industria minero-metalúrgica, cuando sumó US$8.043 millones; pero al año siguiente se registró un descenso de 18,2%.
     
    “En México se dio un debate respecto a nuestro sector que concluyó con la imposición de más derechos mineros y la eliminación de deducir fiscalmente los gastos en exploración en el año en que se realizaron, lo que junto con la caída de precios ha comenzado a mostrar indicadores negativos”, dijo Humberto Gutiérrez-Olvera, presidente de la Camimex.
     
    En 2013, a tasas interanuales, el precio promedio del oro retrocedió 15%, el de la plata 24%, el del cobre 8% y el del zinc 1,5%.
     
    “En especial se ha afectado negativamente la exploración, lo que repercutirá a futuro en una menor inversión y creación de empleos por falta de proyectos mineros”, agregó Gutiérrez-Olvera, quien también es presidente de Minera Frisco.
     
    En 2012 se presentó un punto de inflexión hacia la etapa de desaceleración y de menores cotizaciones de los minerales, ya que la tendencia se mantuvo en 2013 y se estima continúe en 2014. Baker & Mckenzie expuso que otro de los factores de presión a la baja es la desaceleración de la economía china.
     
    De acuerdo con el Banco Mundial, los precios de los metales seguirán en los próximos años un ajuste a la baja en términos reales. Entre 2013 y 2018 el organismo estima que el índice de precios de los metales industriales experimentará una caída de 3% y el de los metales preciosos de 9,5%.
     
    Al mismo tiempo, ha habido un incremento de los costos en los últimos nueve años. En forma más pronunciada, los gastos de operación de las empresas mineras en el mundo se elevaron 38,2% de 2010 a 2012, a US$340.000 millones, según Pricewaterhouse Coopers.
     
    El sector minero es una actividad estratégica para México, porque provee de materias primas básicas a un amplio número de industrias y estimula el desarrollo de zonas rurales.
     
    En 2013 el sector minero metalúrgico aportó 4% del Producto Interno Bruto (PIB) de México y se ubicó como la cuarta fuente de divisas del país.
  • México: Primeras dos fases de la Ronda Uno despiertan el interés de las petroleras

    Los campos de aguas someras a adjudicarse de forma compartida con la compañía estatal Petróleos Mexicanos (Pemex), los cuales comprenden las primeras dos fases de la Ronda Uno en el marco de la reforma energética mexicana, han recibido el interés de 35 firmas. Hasta el momento la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) informó que están en marcha 42 procesos de preclasificación, dentro de los que se incluyen 34 para exploración y explotación de 14 campos, y ocho adicionales para para desarrollar ocho campos.
     
    Aunque no necesariamente todas las firmas que se encuentran en preclasificación realizarán propuestas, el interés de las empresas es de gran valor en un contexto de bajos precios internacionales del petróleo y de la caída de la mezcla mexicana de referencia, la cual se encuentra en US$ 50 bbl. Este interés puede ser explicado, en gran medida, por tratarse de campos en aguas someras, los cuales tiene un costo de extracción aproximado de US$ 23 bbl, además de que varios sólo requieren reparaciones menores.
     
    Ya países como Kuwait ha mostrado interés en participar de la reforma energética mexicana, pues ha manifestado que invertirá en refinerías mexicanas. Ya se realizó la firma de un memorándum de entendimiento entre las empresas petroleras estatales de los dos países, pues Kuwait busca conocer el mercado mexicano y así poder iniciar la construcción de refinerías.
     
    Van 12 empresas autorizadas sin requerir licitación para exploración en la totalidad del Golfo de México, equivalente a lo que Pemex ha desarrollado en los últimos 45 años. Cualquier hallazgo que estas empresas tengan en sus manos durante el tiempo que cumple el contrato, deberán compartirlo con la CNH y podrán venderlo con más detalle a las petroleras interesadas. Utilizarán un total de 19 barcos durante periodos de entre cinco y 22 meses.
     
     
    Fuente: bitlam.com
     
  • Peña Nieto abre a México a la Inversión Minera

    Durante los primeros años del sexenio de Enrique Peña Nieto, la inversión extranjera directa en la industria minera se duplicó. El geólogo Roberto Almeida declara “Peña Nieto le dejó vía libre a las empresas extranjeras, por medio de la explotación capitalista de libre mercado, así es como se facilitan los negocios”.
     
    Asimismo afirma “Enrique Peña Nieto ha autorizado el desarrollo de los proyectos de minería a cielo abierto, en distintos puntos del país, este tipo de actividad produce impactos ambientales, afectación de la superficie, afectación del entorno, contaminación del aire, afectación de las aguas superficiales, afectación de las aguas subterráneas o freáticas, afectación de los suelos, impacto sobre la flora y la fauna, impacto sobre las poblaciones y por otra parte, puede provocar un impacto económico negativo, por el desplazamiento de otras actividades económicas locales actuales y/o futuras, teniendo los informes en sus manos o no los ha leído o ha hecho caso omiso, provocando desde otro rubro la debacle de este país”.
     
    La minera canadiense Goldcorp produjo un millón de onzas de oro en México en 2014, lo que representa cerca de un tercio de su producción global anual. Dicha empresa es considerada la minera de oro más valiosa del mundo por capitalización de mercado, produjo entre de 2.95 y 3.10 millones de onzas de oro en 2014.
     
    José Narro Céspedes, dirigente de la Coordinadora Nacional Plan de Ayala (CNPA), declara “la minera extrae a diario 130 mil toneladas de oro, plata y zinc; su paquete accionario tiene un costo de 80 mil millones de dólares. Toda esa riqueza se va del país, pero se niega a cumplir los compromisos adquiridos con los ejidatarios; y para que no haya problemas de manifestaciones, elementos del Ejército y de la Policía Federal resguardan las instalaciones de la minera”.
     
    GoldCorp mantiene su sede en Guerrero, estado que ocupa el segundo lugar en pobreza. A una hora de Iguala, se encuentra la que podría ser la mina de oro más importante de Latinoamerica. Ahí la empresa extraerá más de 60 millones de toneladas de oro. Su proyecto Filos se convertiría en la mina de oro más grande de México, aunque cientos de habitantes se han opuesto, por medio de marchas y manifestaciones, la minera que en un principio aceptó retirarse, ha seguido poco a poco con sus planes de expansión. Hoy dentro de sus operaciones, se encuentra la actividad de dos minas a cielo abierto, desde 2008 y una mina subterránea.
     
    Guerrero se caracteriza por mantener minerales como hierro, plata, zinc, plomo y oro. GoldCorp pretende explotar un “cinturón de oro” que empieza en Mezcala y llega hasta Argelia, zona en donde también se puede encontrar dichos minerales.
     
    El titular de la Secretaría de Desarrollo Económico (Sedeco), Enrique Castro Soto, afirma que en dicho estado existen en operación 700 proyectos mineros, sumándose a ellos la explotación de oro en Teloloapan, en este año. Asegura que empresas transnacionales son quienes realizan trabajos de exploración en un cinturón minero que comprende las regiones Centro, Norte y Tierra Caliente.
     
    Según el geólogo Claudio Garibay “el vínculo de Goldcorp con las comunidades de Guerrero se caracteriza por ser de reciprocidad negativa organizada con la intención de obtener oro impunemente sin dar nada a cambio y que se despliega como un esfuerzo corporativo por transitar de una negatividad simétrica, en la que las comunidades mantienen su autonomía como sujeto social, a una negatividad asimétrica, en la que éstas quedan sometidas a un régimen de dominación”.
     
    Al mismo tiempo argumenta que las mineras en Guerrero, al hacerse del control del campo social, las comunidades entran en disputa entre facciones internas por el control del gobierno comunitario: entre una facción que acepta la relación vigente con la corporación invocando los beneficios recibidos, y otra que la repudia invocando ‘argumentos de injusticia’ y que llama a transformar la reciprocidad negativa en reciprocidad balanceada.
     
    Según el ingeniero Julio Hernández, “en Guerrero las empresas extranjeras tienen las puertas abiertas desde la firma del Tratado de Libre Comercio (TLC), si el pueblo se opone, ejercen presión y chantaje para frenar protestas.”
     
    En Guerrero más de un 80% de los proyectos mineros son de firmas canadienses y aunque los habitantes de comunidades, generalmente caracterizados por la pobreza, se quejan de daños ecológicos y a la salud, ni el gobierno federal, ni el estatal, hacen caso de sus demandas.
     
    A diferencia de otros países, en donde las concesiones mineras se otorgan luego de un largo proceso que puede tardar entre 8 y 10 años, durante los cuales se realizan audiencias públicas y foros en los que diversos grupos involucrados exponen sus puntos de vista con respecto al proyecto, en México el proceso de concesión es cerrado y centralizado, con la competencia del Gobierno Federal, y se puede resolver en un plazo de 8 meses.
     
    Y aunque la devastación ambiental y las violaciones de las empresas mineras canadienses han sido ampliamente documentadas en Guatemala, Perú, Rumania, Filipinas, Honduras, Ecuador, Bolivia, Ghana, Surinam, la República Democrática del Congo, Papua Nueva Guinea, Tanzania, India, Indonesia, Zambia y Sudán, en México no existe ningún documento gubernamental que exponga los riesgos y daños a la salud y al medio ambiente.
     
    Según cifras de GoldCorp, en Guerrero, en 2009 la empresa obtuvo ganancias de 73 millones de dólares, en 2010 ganó 198 y en el 2011, 302 millones de dólares, triplicándose año con año sus ganancias. A contraposición, dicho estado tiene el municipio más pobre del país, Metlatonoc, en donde, empresas mineras de capital extranjero como GoldCorp, Hochschild, Camsim y Zalamera, descubrieron yacimientos de oro, plata, zinc y otros metales en un área de 500 kilómetros cuadrados, quienes explotan las tierras en donde persisten altos niveles de pobreza, analfabetismo, insalubridad, desempleo y migración.
     
    El abogado Valentín Hernández, asesor jurídico de dicha comunidad afirma “las empresas inglesas y canadienses exploraron la región sin permiso de indígenas mixtecos y tlapanecos. El gobernador ya autorizó 17 puntos de exploración y explotación de minerales. Esto también sucede en los municipios de San Luis Acatlán, Metlatónoc, Tlacoapa, Atlamajalcingo del Monte, Malinaltepec, Acatepec y Zapotitlán Tablas, en las zonas de la Montaña y de la Costa Chica de Guerrero, donde la pobreza persiste desde hace años.
     
    Asegurando que comunidades como Carrizalillo “ha padecido discriminación y aislamiento, GoldCorp ha desaparecido ya 7 manantiales; su fuente de agua principal “El triángulo”, ha sido expuesta a la contaminación de metales pesados, la cual utilizan por lo menos el 45% de las familias. La empresa utiliza cada día millones de litros de agua que bombea y conduce por una tubería de entre 8 a 9 kilómetros de longitud desde el río Mezcala hasta La Cima, que se ubica a por lo menos unos 1,000 metros de diferencia en altitud, de donde empieza su descenso hacia los patios de lixiviados, donde es mezclada con cianuro de sodio para ponerla a punto para la lixiviación del oro, el pueblo también mantiene contacto con esos fluidos.
     
    La ecónoma e internacionalista, Ana Esther Ceceña, afirma “la distribución de la riqueza ha concentrado los ingresos en empresas extranjeras y gobierno federal (que modificó a modo la constitución), siendo la población indígena, quienes sufren además de marginación y racismo, la pobreza extrema y la explotación.
     
    Fuente: revoluciontrespuntocero.com
  • Reservas petroleras de México ascienden a 9.160 millones de barriles

    Las reservas petroleras probadas de México ascienden a 9.160 millones de barriles de crudo equivalente (bce), anunció el órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH, regulador estatal).
     
    Los 9.160 millones de reservas probadas de crudo equivalente están conformadas por 7.037 millones barriles de aceite crudo y 2.123 millones de barriles equivalentes de gas (que suponen 10.402 millones de pies cúbicos de gas natural), dijo el organismo que encabeza el consejero presidente de la CNH, Juan Carlos Zepeda.
     
    La comisión "aprobó la consolidación y publicación de los valores de las Reservas Probadas de hidrocarburos de la Nación al 1 de enero de 2017", informó en un comunicado.
     
    La proyección para este año es que el promedio de la producción petrolera diaria será de 1,95 millones de barriles, lo que equivale a 711 millones de barriles anuales, de acuerdo con una estimación de la secretaría de Finanzas, en un documento enviado al Congreso.
     
    A ese ritmo de producción anual, sin contar nuevos descubrimientos de reservorios, los 9.160 millones de barriles de crudo equivalente de reservas probadas de México, alcanzarían para 12,8 años.
     
    El balance anterior indica que "se observa una disminución de 7,9% en las reservas de petróleo, así como una reducción de 17,8% en las reservas de gas", dijo la CNH.
     
    Significado de las reservas probadas
     
    Hasta la reforma energética que entró en vigencia en 2014 y las primeras licitaciones de contratos petroleros de 2015 las reservas las cuantificaba la estatal Petróleos Mexicanos (Pemex).
     
    Pero después de la apertura a la inversión privada y extranjera el órgano de gobierno de la CNH "publicó el dato con fundamento en su atribución para consolidar y publicar la información nacional de reservas de hidrocarburos que cuantifiquen los Asignatarios y Contratistas", dijo el organismo regulador, creado hace tres años.
     
    Ese reporte no incluye las informaciones de las reservas de crudo ligero asociadas al reciente hallazgo anunciado por la empresa petrolera italiana ENI, el 24 de marzo pasado, aclaró la propia CNH.
     
    Desde el punto de vista financiero, las reservas probadas son las que sustentan los proyectos de inversión, por esa razón es importante para los inversionistas petroleros que México adoptara definiciones estándar para valorar a las compañías petroleras en el mundo, emitidas por la Securities and Exchange Comission (SEC, de EEUU) organismo regulador de los mercados financieros de Nueva York.
     
    Debido a que todas las estimaciones de reservas involucran algún grado de incertidumbre tecnológica, las reservas probadas de hidrocarburos son cantidades estimadas de aceite crudo, gas natural, y líquidos del gas natural, que tiene la mayor calidad de información geológica, geofísica, petrofísica y de ingeniería, así como de su disponibilidad al tiempo de la estimación e interpretación de esta información y recursos financieros para la explotación.
     
    De acuerdo con Pemex las reservas probadas son aquellos hidrocarburos fósiles que "mediante datos geológicos y de ingeniería, se demuestra con certidumbre razonable que serán recuperadas en años futuros de yacimientos conocidos bajo condiciones económicas y de operación existentes a una fecha específica".
     
    Las reservas probadas, por lo tanto, son las que aportan la producción de un país o empresa petrolera y tienen mayor certidumbre (90% de éxito comercial) que las probables (50% de probabilidad de hallar y explotar) y que posibles (10% de posibilidad).
     
    Las reservas probadas de hidrocarburos de México se evaluaron de acuerdo con los criterios y definiciones de la SEC de EEUU por primera vez el 1 de enero de 2014, reportando reservas remanentes por 13.438 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de manera que han disminuido desde entonces un total de 4.278 millones de barriles hasta el reporte del viernes.
     
    En cuanto a la producción petrolera de México, ésta alcanzará este año un promedio de 1,95 millones de barriles diarios en 2017, un mínimo histórico a niveles de los años 1980, y subirá en 2018 a un promedio anual de 2,6 millones de barriles al día.
     
    Si México logra ese aumento en su producción —gracias a inversiones de casi 60.000 millones de dólares en contratos por unos 10 años firmados con las grandes petroleras privadas y extranjeras desde 2015—, será la primera vez en 14 años que suba la extracción de crudo del décimo productor mundial.
     
    En el año 2004, la producción mexicana de petróleo alcanzó su pico histórico de 3,4 millones de barriles diarios, y desde entonces ha declinado año tras año, hasta el mínimo previsto en 2017, una caída de 75% en 14 años, informó Reuters. 
     
    Fuente: Diariodelsur.com.co
  • Resultados poco alentadores en la producción de petróleo y gas

    Foto de Canacol energyFoto de Canacol energyEn los últimos días, los países latinoamericanos Colombia, Perú y México han revelado sus resultados de producción de crudo y gas para el mes de abril 2015. Los resultados de petróleo cayeron en México y Perú en comparación con el año anterior entre 11% y 14% y sólo Colombia aumentó su producción en más de un 9%. En materia de gas comparando el mismo periodo, los resultados fueron negativos para los tres países cayendo la producción entre el 4% y 8%.
     
     En Colombia, el Ministerio de Minas y Energía reveló que la producción acumulada de crudo para el mes de abril fue de 1.025 Millones bbl/d, cifra superior en  9.63% en comparación con el mismo periodo del año anterior que fue de 935 Mbbl/d, y 0.39% superior en comparación con los 1.02 millonesbbl/d registrados marzo. Dicha producción se vio beneficiada por el restablecimiento de las operaciones después de los mantenimientos de los campos Quifa, Rubiales, Rondon, Chipiron y Pauto. En cuanto a la producción de gas, el país tuvo una disminución de 9.11% al pasar de 198 Mboe/d en abril del año anterior a 180 Mboe/d registrados durante el mismo periodo del presente año y una disminución de 3.91% en comparación con el mes de marzo de 2015.  La disminución refleja principalmente la declinación en los campos Riohacha, Nelson y Arianna.
     
     Por su parte, Perupetro informó que la producción de crudo durante el mes abril del presente año tuvo una disminución de 13.53% en comparación con el mismo periodo de 2014 al pasar de 67 Mbbl/d a 58 Mbbl/d, además de una disminución de 5.49% cuando se compara con la producción del marzo del presente año. En cuanto a la producción de gas, el país disminuyó su producción hasta alcanzar un promedio de 205 Mboe/d durante el mes de abril del presente año, 8.22% menos que los 224 Mboe/d registrados en el mismo periodo del 2014. Si se compara con la producción del mes anterior de 2015 que fue de 223 Mboe/d, la disminución fue de 7.88%. Con respecto al crudo, aunque la producción lleva varios años con una tendencia negativa, gran parte de la disminución se debió por los conflictos sociales que afectaron los campos productores Lotes 1-AB, 8, XIII. La disminución en la producción de gas se debió a una disminución en la producción en los lotes 57 Y 56 operados por Repsol y Pluspetrol respectivamente.
     
     Finalmente, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) en México reportó que la producción de crudo durante el mes de abril del presente año fue de 2.201  millones bbl/d, 11.16% menos en comparación con los 2.478  millones bbl/d registrados en 2014, y 5.08% menos en comparación con los 2,319 Mbbl/d registrados durante el mes de marzo de 2015. En materia de gas, la producción en abril del presente año fue de 1,114 Mboe/d, 4.51% menos frente a los 1,167 Mboe/d reportados durante el mismo periodo del año anterior, y 4.59% menos en comparación con los 1,168 Mboe/d registrados durante el mes de marzo del presente año. La disminución en la producción tanto de crudo como de gas en México, se da por una  tendencia negativa desde hace varios años en sus principales yacimientos productores, Ku-Maloob-Zaap y Cantarell.
     
     
    Fuente: Bitatam.com