noviembre 5, 2015 | Industria
(Pulso) La pérdida trimestral récord de Petróleos Mexicanos por US$10.200 millones no está resultando un factor de disuasión para los compradores de bonos.
Luis Maizel, que tiene a su cargo activos por US$5.500 millones como cofundador de LM Capital Group LLC, dijo que aumentó las posiciones de pagarés de Pemex incluso tras el decepcionante informe de ganancias. La garantía implícita del Estado de México sobre la deuda del productor petrolero estatal asegura a los bonistas que cobrarán independientemente de los problemas de Pemex, dijo.
Maizel tampoco es el único. En el último mes, los inversionistas se apoderaron de los bonos de Pemex empujando los retornos hasta 2,3%. Esto equivale a cuatro veces el promedio del sector.
“Cuando compramos Pemex, no miramos los aspectos financieros”, dijo Maizel desde San Diego. “La contabilidad en Pemex es básicamente irrelevante”. Es visto como “papel negociable pseudo-público”.
La compañía con sede en Ciudad de México ya perdió más dinero en 2015 que en los tres últimos años juntos conforme caen los precios del petróleo y se derrumba la producción. Pemex, que fue despojada de sus 75 años de monopolio como parte de las reformas históricas en el área de energía implementadas hace dos años, también dijo que su deuda total avanzó hasta un récord de US$87.300 millones.
Los inversionistas en Pemex también están viéndose beneficiados por los rendimientos más altos que ofrece su deuda en relación a la pública, según Maizel y Cathy Hepworth, gerente de cartera que colabora en la gestión de US$33.000 millones en Prudential Fixed Income.
Funcionarios de Pemex no respondieron a las consultas hechas por Bloomberg.
Los bonos en dólares a 10 años de la empresa rinden 1,11 puntos porcentuales más que los pagarés del Estado mexicano con igual vencimiento. Y si bien esto supera la media de cinco años, el margen se redujo desde 1,6 puntos porcentuales un mes atrás.
“Pemex necesita financiarse en niveles un poco más caros”, dijo Hepworth en un correo electrónico. “Da margen al mercado para ‘fijar un nuevo precio’ reconociendo a la vez que no necesita irse ni repensar la relación”.
Pemex tiene una calificación BBB+ de Standard Poor’s, el tercer grado de inversión más bajo e igual a la del Estado mexicano.
octubre 20, 2015 | Industria
(AméricaEconomía) El director de Proyectos Corporativos de Ferromex, Lorenzo Reyes Retana, aseguró que están dispuestos a participar con el gobierno federal en la elaboración de un plan integral de transporte de productos petroleros en el que se incorporen las alternativas actuales, para definir lo conveniente.
“El ferrocarriltiene una mayor eficiencia en distancias superiores a 400 km. En nuestras operaciones promediamos 700 km, pero lo más importante es dejar claro que se debe buscar cómo complementarnos con otras modalidades”, comentó.
Durante su participación en el 13 Encuentro de Transporte y Logística, afirmó que el transporte de energéticos enfrentará diversos retos en los siguientes años y lo conveniente es comenzar a trabajar ahora, a pesar de los altibajos existentes en tema de precios.
“En rigor, la transportación de gas se hace por ductos, pero hay otros productos refinados del petróleo, como gasolinas, turbosinas o diésel, que bien se pueden subir al tren”, agregó.
El directivo recordó que en Estados Unidos, luego del incremento de producción del gas shale, se incrementó el uso del ferrocarril debido a que resulta menos costoso instalar ductos en sitios que no tendrán un largo proceso de perforación, como ocurría anteriormente, y para los inversionistas es un tema prioritario.
Robo de combustibles
Reyes Retana también comentó que “la lamentable realidad” de robo de combustibles ha propiciado una cierta migración en el traslado de algunos productos a camiones, lo cual hace más costoso el servicio.
“Es algo circunstancial, pero es caro y se deben encontrar soluciones”, agregó. Por ello, reiteró la necesidad de tener una política de asignación de transportes y los apoyos que requiere cada uno de ellos.
El representante de Ferromex también dejó en claro, “sin pretensión de polemizar”, que el uso de ductos en lo sucesivo enfrentará diversas limitaciones, entre ellas, la obtención de los derechos de vía, que puede alentar los procesos de construcción e instalación.
Para el director del Corporativo
UNNE, Noé Paredes, es necesario dejar claro que no existe competencia entre los diversos modos de transporte de los materiales, sino que son complementarios, y que mientras más pronto haya lineamientos al respecto, se incrementará la competitividad de los involucrados.
“Ahora vemos incrementos de costos en algunos servicios porque se tienen que tomar decisiones inmediatas. El ferrocarril es lo mejor para las largas distancias y el camión en las de menor tamaño, pero como se ha dicho, hay cuestiones de inseguridad, que llevan a los dueños de la carga a usar medidas emergentes porque no pueden detener sus procesos”, refirió.
octubre 1, 2015 | Industria
(AméricaEconomía) México adjudicó este miércoles tres contratos de hidrocarburos de los cinco que puso en licitación, en línea con lo esperado por el regulador del sector para la segunda subasta de la llamada Ronda Uno.
La empresa italiana Eni International ganó un contrato para extraer crudo y gas en la mayor de las cinco áreas propuestas, que incluye los campos de Amoca, Miztón y Tecoalli en aguas someras del Golfo de México.
Para el área contractual uno, la compañía presentó una propuesta de un 83.75% de participación del Estado en la utilidad operativa, muy por encima del 34.8% que era el mínimo establecido por el Gobierno.
Los tres campos tienen en conjunto reservas probadas (1P) de 55.6 millones de barriles de crudo y 32.9 miles de millones de pies cúbicos de gas (mmmpc), de acuerdo con datos del regulador, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
El área contractual dos fue adjudicada a un consorcio liderado por la firma argentina Pan American Energy, que presentó una oferta de un 70 por ciento de participación del Estado en la utilidad operativa frente a un mínimo exigido de 35.9%.
El consorcio incluye también a la también argentina E&P Hidrocarburos y Servicios.
El campo Hokchi tiene reservas probadas (1P) de 19.5 millones de barriles de crudo y 9.2 miles de millones de pies cúbicos de gas (mmmpc), de acuerdo con la CNH.
La Comisión adjudicó a la estadounidense Fieldwood Energy, en consorcio con la mexicana Petrobal, el área contractual 4, con una oferta de 74 por ciento de participación estatal frente al 33.7% que fijó el Gobierno.
Las subastas del área contractual del campo Xulum y la de los campos de Misón y Nak fueron declaradas desiertas.
La Ronda Uno es el resultado de una ambiciosa reforma energética puesta en marcha el año pasado con la que el Gobierno de Enrique Peña Nieto se propone elevar la alicaída producción de México, el décimo productor de crudo del mundo.
septiembre 22, 2015 | Sustentabilidad
(Portal Iagua) El alto consumo de energía eléctrica que demandan las plantas de tratamiento de aguas residuales invita a desarrollar tecnologías alternativas de tratamiento que requieran menor consumo de energía o, incluso, que sean generadoras de energía, operen eficientemente y generen menor cantidad de desechos sólidos.
El agua residual contiene grandes cantidades de energía renovable en forma de puentes químicos. Por ejemplo, el agua residual doméstica podría potencialmente generar hasta 2.2 kW/h.m3 de energía (demanda química de oxígeno [DQO] de 500 mg O2/L). Mediante un manejo eficiente e innovador, la energía química contenida en las aguas residuales crudas podría cubrir hasta el 7% de la energía consumida por viviendas.
Recientemente se ha demostrado que las celdas de combustible microbianas (CCM) pueden ser utilizadas para producir bioenergía (electricidad, metano e hidrógeno), a partir del tratamiento de aguas residuales. Las aguas residuales, ya sean de origen doméstico, municipal o industrial, contienen un rango variado de materia orgánica biodegradable que puede ser aprovechada por los microorganismos como una fuente de carbono. Durante el proceso de oxidación de la materia orgánica se libera energía que puede ser convertida en electricidad, logrando así el doble efecto de depurar el agua residual y generar energía. Además, las CCM se pueden acoplar con celdas solares para mayor generación de energía eléctrica. Las CCM no necesitan construcciones grandes, pero sí escalables, que puedan tratar volúmenes mayores de agua residual para la generación de electricidad en tamaños compactos.
Actualmente, el Instituto Mexicano de Tecnología del Agua (IMTA) mantiene en operación dos sistemas de multiceldas de combustible microbianas: una con 40 CCM y otra con 20 CCM. Ambos sistemas se alimentan con agua residual de una unidad habitacional, la cual contiene una DQO entre 300 y 800 mg/L. Cada celda ha generado continuamente entre 300 y 700 mV, con una remoción de DQO alrededor del 75%. Igualmente se desarrolla un sistema de monitoreo del voltaje en tiempo por medio deLabView y un banco de resistencias para caracterizar individualmente cada CCM.
Con este proyecto se desarrolla y caracteriza un sistema para la autogeneración de electricidad mediante aguas residuales y radiación solar, por medio de un sistema híbrido de celdas de combustible microbianas-paneles fotovoltaicos, utilizando espectroscopía de impedancia electroquímica.
septiembre 16, 2015 | Industria
(AméricaEconomía) El Gobierno mexicano anunció el lunes que solicitará como mínimo entre 30,2% y 35,9% de utilidad para el Estado en los contratos de extracción de hidrocarburos que se adjudicarán a fin de mes y no pedirá un compromiso adicional de inversión a los ganadores de los yacimientos.
Estos valores mínimos para cinco contratos de producción compartida, que abarcan nueve campos de extracción en aguas someras del Golfo de México, son clave para que los inversores interesados afinen sus propuestas en la licitación que se definirá el 30 de septiembre.
Esta será la segunda licitación de contratos petroleros, parte de la llamada Ronda Uno, cuya primera subasta el 15 de julio adjudicó sólo dos de las 14 áreas de exploración y extracción de hidrocarburos ofrecidas, un resultado muy por abajo del esperado por el Gobierno.
En un intento por evitar un nuevo fracaso, el regulador del sector petrolero, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), anunció a finales de agosto que se darían a conocer los valores mínimos dos semanas antes de la adjudicación de los contratos y no el mismo día, como ocurrió en la subasta de julio.
Además, ha flexibilizado los términos de licitación para atraer inversionistas, como eliminar restricciones a la profundidad en algunos campos, lo que abre la posibilidad de que los contratistas realicen exploración, además de la extracción de hidrocarburos.
El tirante de agua de los campos en extracción es de un promedio de 30 metros, pero las profundidades desde el lecho marino oscilan entre 2.5 y 6.0 kilómetros, de acuerdo a la CNH.
Las licitaciones de contratos de hidrocarburos son fruto de una profunda reforma energética puesta en marcha el año pasado con la que el Gobierno busca arduamente elevar la alicaída producción de gas y crudo, así como recuperar en el mediano plazo los niveles cercanos a los tres millones de barriles por día (bpd) de petróleo.
Actualmente la producción se mantiene con dificultades en un promedio de 2.3 millones de bpd.
