Pierde más Pemex con AMLO que con EPN y además reporta caída en producción de crudo

En cuanto a la producción de crudo, Pemex registró un millón 694 mil barriles, que comparada con la del tercer trimestre del 2018, disminuyó un 6.7%. 

De enero a septiembre de este año, Petróleos Mexicanos perdió 176 mil 367 millones de pesos, mientras que en el mismo periodo del año anterior -durante el gobierno de Enrique Peña Nieto-  las pérdidas fueron de 23 mil 089 millones de pesos, es decir, 7 veces menos, según el último informe de la petrolera enviado este lunes a la Bolsa Mexicana de Valores.

Tan sólo en el trimestre en julio-septiembre, Pemex reportó una pérdida neta de 87 mil 858 millones de pesos frente a los 26 mil 770 millones de pesos que perdió en el mismo lapso de 2018.

En cuanto a las ventas, registró un total de 350 mil 487 millones de pesos, de junio a septiembre de este año, lo que representa una caída de 20.1 por ciento respecto a las ventas registradas en el mismo periodo del año anterior, que fueron por 429 mil 148 millones de pesos. En el acumulado del año actual, de enero a septiembre registró ingresos por 1 millón 83 mil 387 pesos, mientras que en el mismo periodo del año pasado fueron 1 millón 272 mil 718.

Respecto a la producción de crudo, Pemex registró un millón 694 mil barriles, que comparada con la del tercer trimestre del 2018, disminuyó un 6.7%. 

Al respecto, la empresa destacó que:

-Después de una larga historia de 14 años de caídas en la producción de petróleo, PEMEX reporta en este tercer trimestre un crecimiento de 1.2 por ciento respecto del trimestre anterior.

-Se logró también un crecimiento de 10.4 por ciento del proceso de crudo en el sistema nacional de refinación, lo que a su vez favoreció la producción de petrolíferos de alto valor.

-Se consolidó la política de combate al robo de combustibles con resultados positivos

-Se redujo la deuda de la compañía y se logró un refinanciamiento exitoso de la deuda de PEMEX. También se avanzó significativamente en la optimización del gasto de la empresa, gracias a una política de disciplina financiera estricta basada en criterios de eficiencia y de austeridad.

-En el trimestre que se reporta mejoraron algunos indicadores financieros de la compañía, sin embargo la devaluación del peso registrada en el tercer trimestre provocó un deterioro en la valuación del resultado neto del periodo.

No obstante, reconoció que “durante el 3T19 (tercer trimestre de 2019), la producción de crudo de 1,694 Mbd comparada con la del 3T18, disminuyó 122 Mbdequivalente a 6.7%. La producción de crudo ligero y superligero disminuyó 117 Mbd, debido al contacto agua-aceite en el campo Xanab, cuya producción pasó de 101 Mbd en el 3T18 a 46 Mbd en el mismo periodo de 2019. El resto de la disminución se explica por la declinación natural de la producción en campos maduros y por el incremento del flujo fraccional de agua en algunos yacimientos de la Región Sur y las regiones Marina Noreste y Suroeste”.  

“En contraste, se lograron incrementos en la producción de los campos Ixtal, Onel y Kax de la Región Marina Suroeste por 31 Mbd, así como 7 Mbd en la Región Norte para los campos Ixachi, Bedel y Gasífero; y 10 Mbd en los campos Edén-Jolote, Teotleco y Samaria de la Región Sur”. 

“Por su parte, en el 3T19, la producción de crudo pesado se mantuvo constante en 1,069 Mbd, con respecto al 3T18, la declinación de 30 Mbd del campo Maloob se compensó con el crecimiento del campo Ayatsil, su producción pasó de 54 Mbd en el tercer trimestre del 2018 a 78 Mbd durante el mismo periodo de 2019, es decir, un crecimiento trimestral de 24 Mbd, así mismo debido al incremento en la producción de otros campos de crudo pesado el efecto de la declinación de Maloob se neutralizó”. 

Producción de gas natural

Durante el 3T19, la producción total de gas  alcanzó 3,685 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd). Comparado con el 2T19, esto implica un crecimiento de 49 MMpcd o 1.3%. 

La producción total de gas natural disminuyó 131 MMpcd (miles de millones de pies cúbicos diarios), pasando de 3,816 MMpcd en el 3T18 a 3,685 MMpcd en el 3T19, sin incluir la producción de los socios. Lo anterior es consecuencia de la declinación natural de campos maduros y del incremento de flujo fraccional de agua en las Regiones Norte, Sur y Marinas.

La producción trimestral de gas asociado promedió 2,742 MMpcd, esto es una disminución de 99 MMpcd con respecto al 3T18. Lo anterior, debido a la mayor producción de gas contaminado con nitrógeno proveniente de Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, es decir, la proporción producida de nitrógeno es mayor que la del gas asociado. Así mismo, una parte de esta disminución se explica por el campo Xanab en el cual se han cerrado pozos de alta productividad. A pesar de lo anterior, se tuvieron algunos crecimientos debido al desarrollo de los campos Teotleco (64 MMpcd) y Kax (16 MMpcd).

Por su parte, el gas no asociado disminuyó 30 MMpcd para promediar 943 MMpcd, esto es una disminución de 3.1% en relación con el 3T19. Este resultado es consecuencia de la inversión de recursos en los campos productores de aceite en la Región Norte.

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