Global Energy / 122 / Agosto 2018

Javier Barella Director Regional de OSIsoft

Ingeniería de alto nivel acompaña desarrollo energético nacional.

Información precisa y en tiempo real para mejorar la eficiencia energética.

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Daniel Zuluaga Country Manager de SUMMUM

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@GlobalEnergyMex

Año 10 Número 122 Agosto 2018

Global Energy México

Plan de refinación del nuevo gobierno, viable con asociaciones público-privadas: KPMG

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Transición energética: oportunidad para atraer innovación y talento A un mes de declararse un nuevo gobierno federal para el país, que tomará posesión el próximo diciembre, la industria energética ha comenzado una transición que incluye desde los nombramientos oficiales de los próximos directores generales de Pemex y CFE, hasta el aplazamiento de las licitaciones de las Rondas 3.2 y 3.3. Esta medida se ha catalogado como una oportunidad para atraer más empresas y tecnología a la industria nacional; ejemplo del futuro energético es el anuncio por parte de la italiana ENI del primer FPSO además del que ya opera Pemex en el país.

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La próxima administración tendrá que medir las capacidades financieras del país y decidir si la construcción de nuevas refinerías puede ser autofinanciable, si se tiene que recurrir a créditos con organismos multinacionales, o en su caso asociarse con la iniciativa privada nacional y extranjera, explicó en entrevista para Global Energy Rubén Cruz, socio líder de Energía y Recursos Naturales de KPMG en México.

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Importaciones de gas natural compensan disminución en producción nacional: Sener

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Aprueba CRE primer permiso para expendio de gas LP en tienda de autoservicio Walmart será la primera empresa en expender el hidrocarburo, en el Estado de México.

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Mexico Oil & Gas Summit

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Importa México gasolina asiática a niveles sin precedentes: Platts 22 AÑOS

Mientras que un exceso de oferta en Asia ha estimulado los flujos de gasolina hacia México, en EUA, la fuerte demanda ha limitado los barriles disponibles para la exportación.

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Sector LNG requerirá 200 mil mdd en inversiones: Royal Dutch Shell

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Ienova construirá terminal marina de hidrocarburos en Sinaloa

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DE INFORMAR EL ACONTECER DEL SECTOR ENERGÉTICO CON SERIEDAD, OBJETIVIDAD Y PROFESIONALISMO.

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Agosto 2018 www.globalenergy.mx

Bienvenidos

Editorial

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Claridad, importante para el proceso de transición Javier Barella Director Regional de OSIsoft

Ingeniería de alto nivel acompaña desarrollo energético nacional.

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Daniel Zuluaga Country Manager de SUMMUMMO de G500 7

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Información precisa y en tiempo real para mejorar la eficiencia energética.

@GlobalEnergyMex

Año 10 Número 122 Agosto 2018

Global Energy México

Plan de refinación del nuevo gobierno, viable con asociaciones público-privadas: KPMG

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Transición energética: oportunidad para atraer innovación y talento A un mes de declararse un nuevo gobierno federal para el país, que tomará posesión el próximo diciembre, la industria energética ha comenzado una transición que incluye desde los nombramientos oficiales de los próximos directores generales de Pemex y CFE, hasta el aplazamiento de las licitaciones de las Rondas 3.2 y 3.3. Esta medida se ha catalogado como una oportunidad para atraer más empresas y tecnología a la industria nacional; ejemplo del futuro energético es el anuncio por parte de la italiana ENI del primer FPSO además del que ya opera Pemex en el país.

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La próxima administración tendrá que medir las capacidades financieras del país y decidir si la construcción de nuevas refinerías puede ser autofinanciable, si se tiene que recurrir a créditos con organismos multinacionales, o en su caso asociarse con la iniciativa privada nacional y extranjera, explicó en entrevista para Global Energy Rubén Cruz, socio líder de Energía y Recursos Naturales de KPMG en México.

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Aprueba CRE primer permiso para expendio de gas LP en tienda de autoservicio Walmart será la primera empresa en expender el hidrocarburo, en el Estado de México.

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Importaciones de gas natural compensan disminución en producción nacional: Sener

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Mexico Oil & Gas Summit

Importa México gasolina asiática a niveles sin precedentes: Platts Bigstock

Mientras que un exceso de oferta en Asia ha estimulado los flujos de gasolina hacia México, en EUA, la fuerte demanda ha limitado los

22 barriles disponibles para la exportación.

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Ienova construirá terminal marina de hidrocarburos en Sinaloa

Sector LNG requerirá 200 mil mdd en inversiones: Royal Dutch Shell

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DE INFORMAR EL ACONTECER DEL SECTOR ENERGÉTICO CON SERIEDAD, OBJETIVIDAD Y PROFESIONALISMO.

DIRECTORIO GLOBAL ENERGY Presidencia Edgar Chávez Director de Operaciones Gerardo Ruiz Director Editorial Kathya Santoyo Coordinador Editorial Juan Manuel Ponce Director de Arte Sandino García Redacción Juan José García Salomón Rodríguez Diseño Gráfico Marco Alvarado Edición y Fotoproducción Luis Franco Directora Administrativa y Financiera Ericka Ibarra Gerentes Comerciales Gabriela Rocha Américo Padilla

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Foto: Bigstock

unque la toma de posesión del presidente electo, Andrés Manuel López Obrador, no se llevará a cabo hasta dentro de unos meses, el tabasqueño y su equipo de transición han estado trabajando en los temas puntuales que se manejaron durante la campaña que llevó a AMLO a la Presidencia de la República. Mover Pemex y la Sener al sur del país, revisar los contratos otorgados durante los procesos licitatorios, construir una refinería en Tabasco y rehabilitar las seis existentes; son solo algunas de las tareas en las que se concentrará la próxima administración.

Es importante recalcar que para estas acciones López Obador ya tiene definida una parte importantes de su gabinete en materia de energía: Rocío Nahle dirigirá la política energética desde la Secretaría de Energía, mientras que Octavio Romero y Manuel Barlett harán lo mismo respectivamente en Petróleos Mexicanos y la Comisión Federal de Electricidad.

Aunque esto permitirá que la transición se siga realizando de manera ordenada, hay un punto en donde aun se requiere un poco más de claridad y es la revisión de contratos. Al cierre de esta edición no ha habido un pronunciamiento oficial sobre su objetivo. Extra oficialmente se dice que es para detectar irregularidades, pero para eso existe la Bóveda Digital que administra la CNH, ahí cualquier persona puede ver las clausulas, planes de exploración, regalías del estado, entre muchos otros datos puntuales; no debería haber algún motivo por el cual dudar de estos procesos.

Reconocemos el derecho que el gobierno entrante tiene de revisar los procesos relacionados con la explotación de los recursos naturales de la nación, incluso es un elemento incluido dentro de la propia Reforma Energética y los órganos que la regulan. Dicho esto, tales acciones requieren de total claridad ya que, desde hace más de tres años, en el desarrollo energético nacional participan tanto el estado como empresas privadas.

No olvidemos la magnitud de la tarea: explotar recursos prospectivos no convencionales y en aguas profundas, realizar la transición hacia energías renovables, conectar a todo el país al Sistema Eléctrico Nacional. Si el estado fuera capaz de realizar estas y otras acciones, simplemente no habría Reforma Energética. Claro, es importante que la siguiente administración busque reducir el “factor externo”, ya que contribuiría a la seguridad energética del país, sin embargo, eso simplemente no es posible en este momento y tampoco lo será llegado el 1ro de diciembre.

La participación de empresas, nacionales y extranjeras, en la construcción de infraestructura, intercambio de tecnología y en la exploración y explotación de recursos es vital. Dudar de los procesos por los cuales participan, sin dar razones explicitas, fomenta la incertidumbre en un espacio-tiempo en donde el país es el foco de múltiples inversiones, pero su continuidad no está asegurada sino se actúa claramente.

Relaciones Institucionales Isvet Medina Asistente de Dirección Itzia Sánchez Colaboradores Óscar Alcaraz José de Jesús Pedroza Mónica Gutiérrez Distribución y Logística José Cruz David Medina Tabata Medina Circulación Ivonne Ortigoza Argenis Aguilar Moisés Lara Suscripciones ivonne@elementalmedia.mx Tel: (55) 5344 3851

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HIDROCARBUROS

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MERCADO GASOLINERO

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ELECTRICIDAD

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INFRAESTRUCTURA

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ALTERNATIVAS

TIRAJE, CIRCULACIÓN, DISTRIBUCIÓN, VENTA Y PERFIL DEL LECTOR CERTIFICADO POR LA ASOCIACIÓN INTERACTIVA PARA EL DESARROLLO PRODUCTIVO A.C.

EDICIÓN CERTIFICADA TIRAJE 30,000 EJEMPLARES

Global Energy, Edición 122, Año 10. Publicación mensual correspondiente a Agosto de 2018, editada, diseñada y publicada por Elemental Media, S.A. de C.V. en Vía Láctea 413, Col. Jardines de Satélite, Naucalpan de Juárez, Estado de México, C.P. 53129, Tel. 5344 3851. Correo Electrónico: edgar@globalenergy.mx Editor responsable: Edgar Francisco Chávez Ibarra. Certif icado de Reserva de Derechos de Autor No. 04-2017-020812072000-101. Certif icado de Licitud de Título y Contenido No. 16956. Suscripción $500.00 (quinientos pesos MN). Impresa el 1 de Agosto de 2018. Los artículos f irmados son responsabilidad de sus autores y no necesariamente representan o ref lejan el punto de vista u opinión de Elemental Media, S.A. de C.V., ni del periódico. Impresa en Multigráf ica Publicitaria S.A. de C. V., Avena No. 15, Col. Granjas Esmeralda, C.P. 09810, Iztapalapa, CDMX. Distribuida por Servicio Postal Mexicano, Ubicada En Av. Ceylán 468, Col. Cosmopolitan, C.P. 02521.

IMPRESA EN MÉXICO - PRINTED IN MEXICO

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Agosto 2018 www.globalenergy.mx

Hidrocarburos

Para acelerar el desarrollo de modelos de yacimientos

Emerson presenta software de E&P El paquete de software Paradigm 18 incluye integración avanzada, optimización del producto, y aprendizaje automático para proporcionar resultados precisos más rápido y con menor esfuerzo.

E

Por Guadalupe Ortiz

merson anunció el lanzamiento del paquete de soluciones de software integrado Paradigm™ 18, que se ejecuta en una plataforma unificada para generar imágenes y modelos del subsuelo en alta resolución. Este lanzamiento incluye tecnologías avanzadas que utilizan inteligencia de yacimientos para ayudar a los clientes a mejorar el desempeño, aumentar la certeza operativa y contribuir a la gestión eficaz de los activos.

Diseñado para optimizar la precisión de los resultados y al mismo tiempo permitir que los usuarios trabajen de forma más rápida y productiva, Paradigm 18 ofrece: • Capacidades de inteligencia artificial (IA) que permiten una identificación rápida y confiable de las facies geológicas a partir de datos sísmicos y del pozo.

• Unificación total de la interfaz del usuario y la gestión de datos, desde el procesamiento sísmico hasta la interpretación y el modelado, lo cual produce resultados más rápidos y con menor esfuerzo.

• Compatibilidad con el hosting en la nube, lo cual facilita más que nunca que los equipos remotos puedan trabajar juntos.

• Un software de procesamiento y generación de imágenes de alta resolución, de interpretación y modelado para geociencias que brinda modelos del subsuelo más precisos.

Este lanzamiento expande las opciones disponibles para los clientes de Emerson, y al mismo tiempo, les ayuda a mejorar el desempeño en todo el proceso de exploración y producción. El Paradigm 18 utiliza el aprendizaje automático como una herramienta de automatización de procesos e integración de datos para proporcionar una automatización avanzada en los procesos de interpretación acelerada y caracterización de los yacimientos.

Las nuevas características incluyen capacidades que mejoran la productividad del usuario en

Con automatización y colaboración basada en la nube, se mejora la productividad del usuario en el procesamiento, generación e interpretación de imágenes sísmicas de alta resolución.

Abstract

Escanee para obtener más información sobre el Paradigm 18

Reeligen a Alberto de la Fuente para presidir la AMEXHI Por Moisés Lara

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a Junta Directiva de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (AMEXHI) anunció que Alberto De La Fuente, Presidente y Director de Shell México, fue reelecto por unanimidad como Presidente de la Asociación para el periodo 2018-2020, tras haber concluido con su gestión para el periodo 2016-2018.

Bajo su lidera zgo, el 14 de marzo pasado AMEXHI dio a conocer la “Agenda 2040: Transformando a México”, la cual propone acciones específicas que tienen el objetivo de que

el procesamiento, generación e interpretación de imágenes sísmicas de alta resolución; más opciones para la interpretación sísmica cuantitativa y la caracterización de yacimientos; nuevas mejoras para la geomecánica, la estabilidad de los pozos y los registros de producción, y una extensión de la funcionalidad de incertidumbre petrofísica en Geolog®.

Este lanzamiento también mantiene y acelera la iniciativa de la compañía para proporcionar a los clientes una conectividad abierta que mantiene, al mismo tiempo, la seguridad de los datos.

“Las empresas de petróleo y gas hoy en día están bajo una enorme presión para optimizar los resultados de sus perforaciones. Las nuevas mejoras en Paradigm 18 permitirán a los usuarios conectar su tecnología subterránea con las actividades operativas, lo cual les ayuda a tomar las decisiones correctas en cuanto a las estrategias de perforación”, afirma Somesh Singh, director de producto, división de software de E&P de Emerson Automation Solutions.

Para conocer la Agenda 2040: Transformando a México, escanee el código.

Emerson Paradigm has included in the Paradigm™ 18 release solutions aimed at providing more accurate results in less time, and with less effort on the part of the user. Through automation, integration, collaboration, and product optimization, Paradigm 18 enhances work experience and provides solutions needed in today’s rapidly-changing world.

el nuevo modelo energético mexicano alcance su máximo potencial hacia 2040.

De La Fuente destacó la importancia de mantener el rumbo propuesto en esta Agenda a través del respeto a las reglas, la competencia, la transparencia y la generación conjunta de conocimiento.

“El nuevo modelo energético mexicano contribuye al desarrollo y a la competitividad del país. Desde la perspectiva de AMEXHI, este modelo debe continuar para hacer de la industria energética mexicana la columna vertebral de la prosperidad de todas las regiones del país y de todos sus sectores productivos. Asumo con gran orgullo el reto de seguir contribuyendo a fortalecer el sector energético mexicano para consolidar a la industria de hidrocarburos como una fuente de fortaleza y de orgullo para México,” comentó el recién reelecto Presidente de AMEXHI.

Foto: Bigstock

Adjudican capacidad de transporte y almacenamiento de petrolíferos a Andeavor Comprende el uso de tres terminales marítimas y de almacenamiento en BCS y Sinaloa, más dos poliductos y dos terminales de almacenamiento en Chihuahua.

Por Mónica Gutiérrez

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ndeavor resultó ganadora de capacidad de transporte y almacenam iento de pet rol í feros en el proceso de Temporada Abierta 3.1 de Pemex Logística. De acuerdo con un comunicado de la empresa, con esto continúa sus esfuerzos de lograr un crecimiento estratégico dentro de México, expandiendo la integración de sus cadenas de valor en la Costa Oeste y Sudoeste de Estados Unidos, con el crecimiento de sus operaciones comerciales en el Noroeste de México a través de su marca ARCO®.

La capacidad adjudicada comprende el uso de tres terminales marítimas y de almacenamiento en los estados de Baja California Sur y Sinaloa, más dos poliductos y dos terminales de almacenamiento en el estado de Chihuahua. Los detalles de la adjudicación son confidenciales y se encuentran en el proceso de negociación de los acuerdos definitivos con Pemex Logística.

“Nos sentimos muy contentos por la capacidad adjudicada y por las oportunidades de crecimiento que ello nos brinda para la creación de valor a nuestra compañía, clientes, socios estratégicos y comunidades en México,” expreso Siomara Márquez, Country Director de Andeavor para México.

Andeavor es una empresa norteamericana con más de 50 años de operación.

Opera 10 refinerías con una capacidad total de aproximadamente 1.2 millones de barriles por día en el norte del continente, junto con un sistema de logística que se extiende principalmente por el oeste de Estados Unidos, así como un sistema de comercialización minorista que incluye más de 3,300 tiendas comerciales de venta de combustibles bajo múltiples marcas reconocidas.

Andeavor emplea más de 14,000 personas.

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Hidrocarburos Notas

Agosto 2018 www.globalenergy.mx

Mexichem adquiere 44.09%

Pemex vende participación en Petroquímica de vinilo Foto: pemex.com

El rompimiento de la cadena productiva sal-cloro-sosa-etilenomonocloruro de vinilo se da como resultado de la decisión del Consejo de Administración de PMV de no reconstruir la planta de Clorados III dentro del Complejo Petroquímico Pajaritos.

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Por Mónica Gutiérrez

etróleos Mexicanos (Pemex) anunció la desinversión de su participación en la empresa Petroquímica Mex icana de Vinilo S.A. de C.V. (PMV), la cual representa el 44.09 por ciento de las acciones representativas del capital social de dicha sociedad.

3,436

millones de pesos, monto aproxiado de la operación

En septiembre 2013 Pemex y Mexichem se asociaron para integrar la cadena de valor sal-cloro-sosa-etileno-monocloruro de vinilo mediante la sociedad PMV en la cual Pemex participa a través de su empresa filial PPQ Cadena Productiva SL. El rompimiento de la cadena productiva sal-cloro-sosa-etileno-monocloruro de vinilo se da como resultado de la decisión del Consejo de Administración de PMV de no reconstruir la planta de Clorados III dentro del Complejo Petroquímico Pajaritos, en Veracruz, que sufrió un accidente el 20 de abril de 2016, lo que hace que la actividad principal de PMV se enfoque en la cadena sal-cloro-sosa, motivando así el interés de Mexichem de recuperar el proceso productivo sal-cloro-sosa.

El monto de la operación asciende aproximadamente a 3,436 millones de pesos que incluyen la compra de la participación accionaria de PPQ Cadena Productiva SL en PMV y la reintegración de los activos del Complejo Petroquímico Pajaritos a Petróleos Mexicanos, valor que se encuentra dentro de los rangos de valuación de empresas comparables y transacciones precedentes en el sector petroquímico.

Cabe señalar que el monto mencionado será ajustado a la fecha de cierre, reconociendo los derechos y obligaciones de cada socio en ese momento y que es común en ese tipo de transacciones.

D Esta transacción cuenta con las aprobaciones corporativas correspondientes tanto de Pemex como de Mexichem, y considera que los activos del Complejo Petroquímico de Pajaritos, que originalmente fueron aportados a la sociedad, se reintegren a Petróleos Mexicanos.

De este modo, Pemex avanza en la implementación de su Plan de Negocios 2017-2021 y en la consolidación de sus finanzas, así como en la mejora continua de su competitividad en actividades estratégicas de mayor productividad en el nuevo contexto de la industria energética internacional.

Foto: wordpress.com

Abstract

Mexichem announced that it has reached an agreement for the acquisition of Pemex ś 44.09% share in Petroquímica Mexicana de Vinilo through its subsidiary PPQ Cadena Productiva, after the approval of the Boards of Directors of Pemex and Mexichem. The operation amounts to approximately $178.7 million dollars, which is within the valuation ranges of comparable businesses and previous transactions in the petrochemical sector.

Total aumenta participación en mercado de GNL

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Por Moisés Lara

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l gigante francés de petróleo y gas, Total, dijo que completó un acuerdo para adquirir el negocio de gas natural licuado (GNL) de Engie, para convertirse en el segundo mayor actor en el mercado mundial de GNL. Según el acuerdo, valuado en 1,500 millones de dólares, Total haría pagos adicionales de hasta $550 millones a Engie si hubiera una mejora en los mercados del petróleo en el próximo año.

Patrick Pouyanne, presidente y director general de Total, dijo en un comunicado que el acuerdo le dará a la compañía una participación de mercado mundial del 10 por ciento.

El acuerdo permitirá que el grupo administre una cartera global de GNL de alrededor de 40 millones de toneladas por año para 2020 y aumente su participación en el mercado estadounidense, con una participación del 16.6 por ciento en el proyecto Cameron LNG de Engie, explicó.

“Esta adquisición es un cambio real para Total que nos permite aprovechar el tamaño y la flexibilidad en el mercado de GNL”, expuso el directivo. Asimismo, va en concordancia con su estrategia de integración a lo largo de la cadena de valor del gas, con mayores capacidades de regasificación, mayor flexibilidad y agilidad para satisfacer las oportunidades que brinda el mercado.

A partir de 2020, Total tendrá mayores capacidades de licuefacción y suministro diversificado alrededor del mundo, lo que ayudará a su meta de suministrar energía más barata, confiable y más limpia.

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Adquiere el negocio de Engie Foto: i.huffpost.com

Abstract

French oil and gas major Total said that it has completed a $1.5 billion deal to acquire Engie’s upstream Liquefied Natural Gas (LNG) business to become the second-largest player in the global LNG market.

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Foto: Bigstock

Producción de crudo en EUA alcanza 11 MMbpd por primera vez en la historia

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e acuerdo con el Depar tamento de Energía de Estados Unidos, la producción petrolera en ese país alcanzó los 11 millones de barriles por día (bpd) por primera vez en la historia, impulsada por el auge sostenido del esquisto.

Si es confirmada por los datos mensuales, esta cifra representa un rápido incremento de la producción y coloca a Estados Unidos justo por detrás de Rusia como el mayor productor mundial de crudo. Desde noviembre, su bombeo ha aumentando en casi 1 millón de bpd, gracias al veloz aumento en la explotación de yacimientos de esquisto.

“No creo que la producción se quede en 11.

Todos esperan que crezca más allá de 11, no nos quedaremos ahí”, dijo Scott Shelton, operador de ICAP en Durham, Carolina del Norte.

Los inventarios de crudo aumentaron en 5.8 millones de barriles en la semana al 13 de julio, contra el pronóstico de analistas de un descenso de 3.6 millones de barriles. Los futuros del crudo bajaron levemente tras los datos, pero luego comenzaron a subir. Tanto el barril en Estados Unidos como el Brent han experimentado ganancias estables desde que cayeron por debajo de los 30 dólares por barril a principios de 2016.

El crudo en Estados Unidos ha trepado cerca del 12 por ciento este año.

Las cifras de producción semanal de la Administración de Información de Energía (EIA) son famosas por sus revisiones, pero los datos mensuales ya mostraron que el nivel de bombeo alcanzó los 10.5 millones de bpd en abril. En las últimas semanas, la EIA ha redondeado el dato, que lleva más de un mes fijo en los 10.9 millones de bpd.

A pesar del rápido aumento de la producción estadounidense en los dos últimos años, el país sigue dependiendo mucho de las importaciones, pues sigue siendo el mayor consumidor mundial de petróleo, con cerca de 20 millones de bpd.

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Agosto 2018 www.globalenergy.mx

Daniel Zuluaga

Entrevista

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Country Manager de SUMMUM

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Hidrocarburos

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Ingeniería de alto nivel acompañará desarrollo energético nacional SUMMUM Projects ofrece expertise de talla mundial, con los beneficios de la mano de obra local, para satisfacer las necesidades de un mercado que está en pleno crecimiento.

Foto: e-media

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Por: Global Energy

acida de la adquisición de la operación internacional de Inelectra en 2010, SUMMUM Projects (parte de SUMMUM Corporation) empezó una trayectoria originada a partir de una idea de comprar empresas en el sector de energía por parte de grupos de inversión.

Desde entonces, brinda servicios de ingeniería y supervisión, principalmente al segmento de Oil & Gas, con amplia experiencia en México con dos de las más grandes empresas: Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Adicionalmente ha trabajado en el país para varios clientes privados y posee alianzas con diversas compañías constructoras.

“SUMMUM Projects es una empresa con una capacidad promedio de 500 mil horas hombre de ingeniería al año; y se complementa con la línea de negocio SUMMUM Energy (establecida en Colombia e iniciando operación en México), la cual presta servicios de operación, mantenimiento y pruebas de pozo en el segmento upstream”, explicó en entrevista para Global Energy Daniel Zuluaga, country manager de la empresa.

Se trata de un grupo ‘multilatino’, con oficinas en Colombia, Perú y México, lo que les brinda la oportunidad de gestionar el talento a lo largo

ot o: e-m edia

Foto: Bigstock

También cuentan en Colombia con una línea de negocios denominada Digital Solutions, mediante la cual ofrecen soluciones tecnológicas integrales para la optimización de procesos.

de diferentes geografías. “En este momento, por ejemplo, hay personal de México trabajando en proyectos en Colombia y Perú. De esa forma podemos mantener el know how de los ingenieros, pues considerando que hay momentos en que a un país le va mejor que a otro, podemos balancear nuestras operaciones”, detalló el directivo.

Agregó que México es actualmente la principal economía en Latinoamérica. “Nosotros sabemos lo atractivo que es el país ahora con la Reforma Energética porque Colombia vivió el mismo proceso en los años 90, entonces tenemos la experiencia de lo que significa que empresas estatales cedan parte de su control hacia privados”.

Cualquiera puede hacer ingeniería, pero ¿cómo hacer una ingeniería exitosa? Tener ese expertise hace el valor agregado de una empresa como SUMMUM, que tiene procedimientos y una estructura establecidas, con un knowhow de muchos años trasladado de nuestras adquisiciones en el pasado” Daniel Zuluaga, Country Manager de SUMMUM

Para el directivo, eso crea la necesidad de que compañías locales acompañen a estas nuevas empresas en la realización de proyectos, y también hace que empresas como CFE y Pemex se concentren en atacar problemas que antes no habían abordado porque no tenían cómo. “Al ser muy grande, tienes que diversificar tus recursos en varias áreas, pero al hacerte un poco más pequeño puedes concentrar tus esfuerzos en ciertos temas importantes para ti. Entonces el mercado se vuelve más dinámico y mucho más atractivo, así que obviamente todos quieren estar en México haciendo algo”.

Además, considerando que la industria petrolera nacional tiene como objetivo incrementar la producción, el directivo consideró que es un segmento de negocio con amplio potencial de inversión, especialmente en el desarrollo de instalaciones petroleras tempranas. Asimismo, destacó la importancia del almacenamiento.

En ese sentido, SUMMUM desarrolla las preingenierías necesarias para que los clientes soliciten permisos ante la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y brinda asesorías técnicas desde las fases iniciales del proyecto.

“Todos están hablando de terminales de almacenamiento de combustibles, porque actualmente la capacidad de almacenaje es de dos días, y la meta es llegar a un estándar de 15. Hay muchos privados buscando desarrollar proyectos de terminales de almacenamiento y yo creo que eso va bien encaminado y por ahí van a haber proyectos”.

Dentro de este entorno, calificó a SUMMUM como una de las pocas empresas latinas con equipo humano mexicano acuñado con ingeniería local, donde la experiencia en proyectos de talla mundial construyen talento sobresaliente.

Ejemplo de esta trayectoria está en el revamping de la planta termoeléctrica Manzanillo, un proyecto de 1,600 megawatts donde SUMMUM ejerció toda la ingeniería del BOP; también tuvieron a su cargo el revamping del cracker de la refinería de Minatitlán y el de la planta de Urea en el Complejo Petroquímico Pajaritos. “Son proyectos de clase mundial que hicimos con gente local que conoce la normativa mexicana. Esa experiencia es una gran ventaja para nosotros”.

Al ser un negocio de ingeniería, donde la experiencia es pieza fundamental, mantener el conocimiento dentro de la compañía es parte de los objetivos. Daniel Zuluaga ejemplificó con el caso de empresas locales 100% mexicanas que dependen sólo de México; “si le va bien al país tienen gente, pero si no, se ven forzados a perderla y recontratar conocimiento cuando retoman un proyecto. A diferencia de ellos, nosotros mantenemos a nuestro equipo “core” y crecemos con nuevos ingenieros según los requerimientos del mercado, conservando siempre una base de conocimiento”, recalcó.

Finalmente, el directivo explicó que una empresa de ingeniería vale por dos cosas: por sus personas y por sus procedimientos. “Cualquiera puede hacer ingeniería, pero ¿cómo hacer una ingeniería exitosa? Tener ese expertise hace el valor agregado de una empresa como SUMMUM, que tiene procedimientos y una estructura establecidas, con un know-how de muchos años trasladado de nuestras adquisiciones en el pasado”.

Asimismo, destacó que el hecho de contar con personal mexicano les otorga competitividad en cuanto a precio, con servicios que cumplen estándares de compañías internacionales de primer nivel, pero a un costo menor. A esto se suma que en México existen particularidades en los estándares civiles para diseñar y para trabajar el suelo; “para nosotros es mucho más sencillo, ya que como tenemos personal local estamos educados al diseño civil y eléctrico del país”.

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Hidrocarburos Instituto Mexicano del Petróleo

Al tener menor concentración metálica, su costo es menor

Agosto 2018 www.globalenergy.mx Foto: imp.com

Desarrollan tecnología para la producción de diésel ultra bajo azufre Con su aplicación se obtienen combustibles ultra limpios y se reduce la contaminación de nuestro entorno.

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Por Comunicación IMP

n grupo de investigadores del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) desarrolló dos prototipos de catalizadores para obtener Diésel Ultra Bajo Azufre (DUBA), con el objetivo de cumplir con las normas ambientales que marcan que los combustibles comercializados deben contener menos de 15 ppm, es decir, 15 mg de azufre por kg de diésel.

A partir del 1 de julio de este año, el límite máximo de emisiones de azufre en territorio nacional es de 15 ppm.

Firman convenio el IMP y la Universidad Juárez Autónoma de Tabasco

Para potenciar capacidades, visión y talento en petróleo y gas.

La firma del convenio entre el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) y la Universidad Juárez Autónoma de Tabasco (UJAT) fue suscrito con el objetivo de crear una sinergia que permita aprovechar capacidades, visión y talento en un tema muy estratégico que es el de gas y petróleo, además en formación de recursos humanos especializados, la validación de competencias laborales y el desarrollo conjunto de proyectos de índoles diversas, que permita atender las necesidades de los actores en el sector energético, incorporando recursos principalmente del estado de Tabasco.

Acompañado del Grupo Directivo del IMP, el doctor Ríos Patrón recalcó algunas expectativas que se derivan del convenio, como el desarrollo en conjunto de proyectos Sener-Conacyt en las áreas de ciencias de la Tierra, aguas profundas, recuperación secundaria, ductos y confiabilidad.

“Es relevante la creación conjunta de centros virtuales de soluciones, para que de manera robusta sean opción de vanguardia para el área petrolera, que es también una estrategia de competitividad ante el esquema actual; asimismo, se planea invitar a estudiantes de ingeniería petrolera y del diplomado en Aguas Profundas a que realicen visitas y prácticas profesionales en el Centro de Tecnología para Aguas Profundas (CTAP)”.

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Por Comunicación IMP

b. : go Foto

Busca el desarrollo en conjunto de proyectos SenerConacyt en las áreas de ciencias de la Tierra, aguas profundas, recuperación secundaria, ductos y confiabilidad.

De acuerdo con la NOM-016-CRE-2016, a partir del 1 de julio de este año el límite máximo de emisiones de azufre en todo el territorio nacional es de 15 ppm, por lo que actualmente el desarrollo de estos catalizadores representa una gran ventaja para la industria petrolera. Estos productos compiten con los que se encuentran ya disponibles, pues al tener una menor concentración metálica, su costo es menor.

A la fecha se encuentran en una etapa de validación de resultados a nivel plantas piloto, con la visión de maquilar un lote que puedan utilizar en una planta industrial en cuanto termine esta última etapa del proyecto. El resultado que se

Por su parte, el doctor José Manuel Piña Gutiérrez, rector de la UJAT, a quien acompañaron la maestra María de la Cruz Baeza Priego, coordinadora general de la Unidad de Vinculación de Servicios Especializados de esa casa de estudios, señaló que esta universidad cuenta con la primera especialidad en Aguas Profundas, en alianza con la Universidad Federal de Río de Janeiro, Brasil.

“Vamos en la segunda generación de esta especialidad y estamos por sacar a la tercera generación; además, todos los alumnos están becados por el Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (Conacyt). En Recuperación Secundaria, agregó, tuvimos una serie de diplomados con el Instituto Tecnológico de Bandung, Indonesia y otro tema que estamos trabajando es el de Integridad de Ductos, en alianza con una empresa inglesa”.

El doctor Piña Gutiérrez destacó la calidad del capital humano del IMP, que junto con el de la UJAT —consideró— lograrán grandes logros de colaboración en el desarrollo de proyectos. También refirió que la UJAT cuenta con el Centro de Investigación de Ciencia y Tecnología Aplicada de Tabasco; con la Ciudad del Conocimiento y con 63 cuerpos académicos con 88 líneas de investigación.

“Si tenemos la idea de que vamos a competir, aseveró el Rector de la UJAT, debemos tener bien claro el porcentaje del mercado que queremos para Petróleos Mexicanos y para las empresas mexicanas; tenemos esa mentalidad, no sólo de investigación o de negocios, sino también de medir los mercados para poder competir con empresas extranjeras”.

“Firmo el compromiso de que estaremos en contacto para la creación de un equipo de trabajo que coadyuve a potenciar las capacidades de ambas instituciones, así como la visita de los expertos de exploración del IMP al Centro de Desarrollo de la UJAT, para conocer las capacidades de sus laboratorios”, finalizó el doctor Ernesto Ríos Patrón.

espera a nivel industrial, con su aplicación en una planta de Petróleos Mexicanos (Pemex), es la obtención de DUBA con menos de 15 ppm de azufre.

A pesar de que el desarrollo inicial se hizo para las fracciones de hidrocarburos que se manejan en el Sistema Nacional de Refinerías (SNR), si funcionan en estas plantas será un beneficio para la industria del petróleo en general. Por otra parte, con estos catalizadores se pueden aprovechar corrientes de muy bajo valor agregado por su alto índice de contaminantes, como el aceite cíclico ligero que se genera en las refinerías para convertirlo en DUBA, disminuyendo el nivel de azufre.

Dependiendo de las fracciones de diésel que se manejen en la carga de alimentación es el tipo de catalizador que se puede utilizar, con capacidades hidrogenantes o desulfurantes. Los especialistas del IMP combinan ambas para hacer más eficiente la producción de DUBA, de esta forma ahorran hidrógeno y no requieren temperaturas tan elevadas.

Una de las principales fortalezas del uso de estos catalizadores, es que el costo del procesamiento de combustibles va a disminuir, logrando una mayor calidad en el diésel requerido por la norma, a un menor costo. De igual forma, la protección ambiental es un punto fuerte en la elaboración de estos productos, pues las compañías petroleras están obligadas a cumplir con las normas de protección al medio ambiente, disminuyendo el contenido de azufre en los combustibles para evitar más daños al ambiente.

Con esta tecnología, el IMP se suma a los esfuerzos de comunidades internacionales y organismos gubernamentales de todo el mundo para disminuir contaminantes en los combustibles, cumpliendo con los objetivos de las normas reguladoras que, además de vigilar los procesos de la industria, contribuyen al cuidado y protección de nuestro entorno.

Gana IMP licitación para suministrar aditivo a dos refinerías de Pemex Como resultado del compromiso y estrecha comunicación del grupo de trabajo multidisciplinario.

Por Comunicación IMP

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as capacidades con las que cuenta el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), así como la colaboración entre sus grupos de trabajo multidisciplinario se conjuntaron para lograr que la institución ganara la licitación para suministrar a Petróleos Mexicanos (Pemex) el aditivo promotor de combustión IMP-PC-500 en las refinerías de Cadereyta y Salamanca.

Con el otorgamiento de esta licitación se fortalece la presencia del IMP como proveedor de Pemex y se obtiene un beneficio económico de un millón de pesos anuales. A pesar de que este beneficio no es sustancial porque se requiere poca cantidad de aditivo, en el proceso se utilizan alrededor de mil 200 toneladas por año de otro catalizador FCC, y esto proporciona la oportunidad de colocar en el mercado nuestros catalizadores IMP-FCC-12, IMPFCC- 51 e IMP- FCC- 32.

La intención del IMP es ir más allá de las licitaciones con Pemex y llevar el aditivo promotor de combustión hacia otras refinerías en Latinoamérica, como lo hicieron en el pasado cuando llegaron a vender los aditivos promotores de octano IMP- IO-04 y el IMP IO-02, a Venezuela y a Uruguay.

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Hidrocarburos Entrevista

Rubén Cruz

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Socio Líder de Energía y Recursos Naturales de KPMG México

Plan de refinación del nuevo gobierno, viable con asociaciones público-privadas: KPMG Foto: kpmg.com

Sistema Nacional de Refinación / Producción (mdb)

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Fuente: KPMG con datos del Sistema de Información Energética y Prospectiva de petróleo crudo y petrolíferos 2017-2031, Sener.

Foto: e-media

La próxima administración tendrá que medir las capacidades financieras del país y decidir si la construcción de nuevas refinerías puede ser autofinanciable, si se tiene que recurrir a créditos con organismos multinacionales, o en su caso asociarse con la iniciativa privada nacional y extranjera.

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Por Juan José García

revio a las elecciones presidenciales del 1 de julio, Andrés Manuel López Obrador anunció que de salir triunfador en los comicios construiría dos refinerías en Tabasco y Campeche para impulsar la autosuficiencia energética nacional. La inversión para ambos complejos, que producirían 300 mil barriles de combustible diarios, sería de seis mil millones de dólares.

Desde entonces su equipo de campaña tenía previsto que ambas refinerías se concluirían en tres años con una inversión anual de 2 mil millones de dólares, y para ello contemplaban los terrenos en Atasta, Campeche, y Dos Bocas en Paraíso, Tabasco, para iniciar las edificaciones industriales.

Foto: e-media

Para lograr este plan de refinación el nuevo gobier no reajustaría, desde la Secretaría de Hacienda, el presupuesto de Petróleos Mexicanos (Pemex), aunque tampoco descartaba celebrar una asociación público-privada para construir las refinerías.

En este sentido, Rubén Cruz, socio líder de Energía y Recursos Naturales de KPMG en México, confía en que el plan del presidente electo en materia de refinación puede ser viable y conveniente con la participación del sector privado nacional y extranjero.

En entrevista para Global Energy, el experto mencionó que dada la limitante de recursos y las grandes necesidades que tiene México para desarrollar una industria tan intensiva en capital como la del petróleo, la participación y

Los socios interesados en financiar esta infraestructura en México serán quienes tengan la experiencia y sean jugadores de un mercado no colindante.

Hablamos de países como Malasia, Rusia, China, Japón o Arabia Saudita, que están demasiado lejos para participar en el mercado mexicano desde sus geografías, pero que no por eso dejan de ver atractivo para invertir y convertirse en jugadores locales” Rubén Cruz, socio líder de Energía y Recursos Naturales de KPMG en México

asociación de instituciones públicas y privadas es fundamental para llevar a cabo el renacimiento de la producción petrolera nacional.

“No sólo son recursos y capital, sino también transferencia de tecnología. Creemos que México va a seguir siendo un país relevante en la región y en producción de petróleo, y dado el tamaño de su economía seguirá siendo un mercado atractivo tanto para la iniciativa privada nacional como la extranjera”, indicó.

Afirmó que el primer paso es analizar los mecanismos para financiar los proyectos, pues se trata de cantidades importantes de dinero que son invertidas a largo plazo. Explicó que de las seis refinerías que constituyen el Sistema Nacional de Refinación tres ya están reconfiguradas y no habría que darles mantenimiento.

Sobre esto, detalló que la ubicada en Tula está en proceso y hay dos que sí necesitan de una reconfiguración (Salamanca y Veracruz).

“La solución es reconfigurar las refinerías, pero para ello se estaría hablando de tres o cuatro mil millones de dólares por refinería. Lo más conveniente es concluir las reconfiguraciones y después añadir capacidad donde tenga sentido económico hacerlo, y para lograrlo en el corto plazo tal vez es más eficiente retomar el proyecto de la refinería de Hidalgo que pensar en

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México cuenta con un mercado interno atractivo en materia de combustibles líquidos, con un parque vehicular de 34.7 millones de vehículos para autotransporte en 2017, el cual, de acuerdo con estimaciones de Sener, crecerá a 38.5 millones para 2031. una nueva en una geografía más lejana a los centros de consumo, y en donde el transporte de productos con valor agregado se vuelve un atractivo para el comercio ilegal”, indicó.

De acuerdo con los cálculos de Rocío Nahle, posible titular de la Secretaría de Energía en el próximo gobierno, el mantenimiento de al menos tres de las seis refinerías existentes podría llevarse a cabo en los primeros siete meses

de la nueva administración. Para hacer estas previsiones, su equipo se apoya en el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), organismo que desarrolla soluciones para la industria petrolera nacional e internacional.

Con base en esto, calculan que el costo de una nueva planta de refinación estaría en alrededor de seis mil millones de dólares, y tomarían como referencia la refinería de Jamnagar, situada al oeste de la India y operada por Reliance Industries Limited. Sobre ello, Rubén Cruz considera que lo más rápido y viable es hacer las reconfiguraciones en Salamanca y Veracruz, y concluir la que está en proceso en Tula, y en paralelo buscar un mecanismo para construir la nueva refinería. Los retos para su construcción serían cómo financiarla y si estaría lista en un periodo de tres años.

“Los socios interesados en financiar esta infraestructura en México serán quienes tengan la experiencia y sean jugadores de un mercado no colindante. Hablamos de países como Malasia, Rusia, China, Japón o Arabia Saudita, que están demasiado lejos para participar en el mercado mexicano desde sus geografías, pero que no por eso dejan de ver atractivo para invertir y convertirse en jugadores locales. Podría ser un complemento para los planes que tiene la nueva administración: una combinación de recursos públicos y privados, además de crédito multilateral, para que se lleve a cabo un proyecto de esta envergadura”, manifestó.

Subsidio a gasolinas, “el juego de la cobija” Durante el periodo de transición, el presidente electo y la virtual secretaria de Energía han anunciado el mantenimiento y construcción de refinerías para aumentar la producción de

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Foto: pemex.com

Entrevista

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La inversión total de la reconfiguración en la refinería de Tula se estima en 4,600 mdd, lo que permitirá incrementar 40% la capacidad de producción de derivados de valor agregado y sustituir la producción de residuos pesados (28% de la refinación de crudo en 2017) por la de coque de petróleo (2.9% a parir de 2026).

Hidrocarburos

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petróleo y reducir los precios de los combustibles, que también dependen de la inflación, los precios internacionales del petróleo y los costos de logística e impuestos.

Sobre este tema, Rubén Cruz comentó que elevar la capacidad de producción de gasolinas de una manera eficiente es algo deseable por cualquier país o gobierno, y tener menor dependencia energética hacia el exterior en niveles razonables también es favorable. El especialista mencionó que cualquier propuesta encaminada a disminuir la dependencia es bien vista desde una perspectiva de seguridad nacional.

Sin embargo, una eventual intervención en los precios de los combustibles se convertiría en “el juego de la cobija”, “si la cobija es corta y le jalas para arriba se te destapa abajo, y si le jalas para abajo se te destapa arriba; al final tienes que buscar un balance, porque cualquier subsidio a las gasolinas lo tiene que financiar el Estado Mexicano, y eso resta recursos para dedicarlo a otros programas, como los sociales”, indicó.

Agregó que la disyuntiva entre priorizar la asistencia social o el gasto que cubren los usuarios de automóviles es una decisión que tendrá que tomar la nueva administración, aunque indicó que no sería deseable que el país incrementara su endeudamiento, pues éste ya ronda en niveles del 50 por ciento.

“Hemos visto que la deuda total ha crecido de manera importante en esta administración; eso con la bajada en los precios del petróleo provocó que las calificadoras pusieran en observación el riesgo de crédito y el grado de cotización del país. Por tanto, elevar el endeudamiento interno nos pondría en una situación muy vulnerable ante cambios en el entorno de los precios internacionales, del petróleo en particular, por su importancia en nuestra economía”, concluyó.

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Hidrocarburos Cobertura

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También se realizó un balance a casi cuatro años de la implementación de la Reforma Energética Foto: e-media

Política energética de la próxima administración, uno de los temas de Mexico Oil&Gas Summit 2018

se realizan las tareas para reconfigurar en tres de ellas su producción y eficiencia se ven afectadas. Rosanety Barrios menciono que, mientras que en una refinería de Houston solo el 2-4% de un barril que se procesa resulta en combustóleo, en nuestras refinerías no reconfiguradas este porcentaje aumenta a alrededor del 30%.

Como resultado de esta problemática se creó la reforma energética, la cual busca abrir el mercado a la participación del capital privado. La funcionaria dijo que “en este nuevo modelo el estado es un regulador que busca establecer las condiciones de competencia”, agregó que la reforma “trabaja en que se desarrollen condiciones para tener costos eficientes y que esas eficiencias se trasladen al mercado”.

Entre los logros mencionó los 56 proyectos anunciados en materia de infraestructura para el almacenamiento de petrolíferos, Barrios Beltrán reconoció que cada proyecto se encuentra en diversas etapas de desarrollo, “pero es un hecho que hoy hay proyectos muy avanzados, muy serios. La señal que hemos dado de la necesidad de infraestructura que tiene este país es muy clara”.

Destacó que si todos estos proyectos se concretaran agregarían 33 millones de barriles de capacidad de almacenamiento, lo que se añadiría a los 22 que posee Pemex.

Foto: e-media

Mexico Oil&Gas Summit reunió a participantes del sector publico y privado para exponer los avances y retos de la industria de los hidrocarburos en nuestro país.

Por Juan Manuel Ponce

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entro de los participantes estuvo presente el Mtro. Juan Carlos Z e p e d a, com i sion a do pre sidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Habló del tiempo que lleva el periodo de exploración de un campo petrolero el cual, en sus diversas etapas, puede llevar entre 4 y 7 años dependiendo si se encuentra costa adentro o afuera; más un aproximado de 26 cuando se pasa a la siguiente fase, que es el de producción.

“Destaco estos eslabones de la cadena para que pongamos en perspectiva, cuales son los indicadores de desempeño que tenemos que ver, a tres años y medio que iniciamos el proceso de licitación y adjudicación de contratos de

Seguridad energética Rosanety Barrios, Jefa de la Unidad de Políticas de Transformación Industrial de la Secretaría de Energía (SENER), centró su participación en los retos de la actual administración para asegurar la seguridad energética del país. Destacó la situación en la que se encuentra Petróleos Mexicanos, en donde la producción de crudo y gas natural se redujo de 1994 a 2017; de 3 millones de barriles diarios y 4.1 millones de pies cúbicos diarios a 1.9 y 3.6, respectivamente. En ese sentido mencionó que “el esfuerzo por la eficiencia por parte de una empresa de energía debe ser constante y no relajarse, aún, cuando tengamos épocas de bonanza en los precios”.

También habló de la caída en la producción de refinados en donde se pasó de producir 1.59 millones de barriles diarios durante 2004 a 0.92 en 2017. Parte de la problemática es el cambio en la dieta de las refinerías, las cuales perdieron capacidad de producción de crudo ligero; mientras

En opinión de la iniciativa privada Foto: e-media

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proyectos anunciados de construcción de infraestructura de almacenamiento de petroliferos

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Foto: e-media

exploración y producción”, dijo el comisionado presidente. “No es el momento todavía para evaluar la reforma con métricas de producción”.

Indicadores de exploración superficial, compromisos de inversión y participación de utilidades del gobierno federal son, de acuerdo al Mtro.

Zepeda, más apropiados para determinar el desempeño de las rondas de licitación llevadas hasta el momento. En ese sentido destacó los cerca de 2 mil mdd invertidos a través de más de 40 autorizaciones de exploración, con lo cual se estableció una nueva industria en donde empresas privadas, a la par de Pemex, realizan estudios del subsuelo.

Cabe mencionar que si bien el marco legal le permite esas empresas comercializar la información, es propiedad del estado mexicano y este recibe regalías por su uso. “Hoy tenemos tres-cuatro veces más información y conocimiento del subsuelo del país. México ha invertido, como estado, cero”, subrayó Juan Carlos Zepeda.

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En 2015 se contaba con estudios de subsuelo que cubrían el 35% del Golfo de México, actualmente es el 100%: CNH

Por su parte Alberto de la Fuente, en su papel como presidente de la AMEXHI, reconoció que existe incertidumbre con respecto a las políticas energéticas de la siguiente administración, sin embargo, la asociación tiene la voluntad de trabajar a su lado. “Algo que nos va a tocar hacer a nosotros como asociación es entender los objetivos que está persiguiendo el nuevo gobierno y ver como nosotros, como empresas que estamos invirtiendo en México, nos podemos sumar a esos esfuerzos”, destacó el directivo durante su participación el panel ‘Panorama de las políticas de Oil&Gas’.

El presidente de la asociación destacó que las empresas que forman parte de la AMEXHI se encuentran concentradas en los planes de exploración resultantes de los procesos de licitación, los cuales involucran 130 pozos y deben ser realizados en un periodo de cuatro años.

Sin embargo, de la Fuente comentó que hay una serie de señales sobre las cuales hay que poner atención. Entre ellas se encuentra una pronunciación oficial sobre las rondas de licitación pendientes, la composición final del gabinete energético del próximo gobierno, una definición clara y concisa sobre el proceso de revisión de contratos, así como la política en cuanto al fortalecimiento de Pemex.

“La continuidad es clave, lo que vamos a tener en los próximos años es una intensidad de trabajo increíble. Esos 138 pozos, los 12 mil mdd que estamos comprometidos a invertir, en fin.

Todo eso va ocurrir durante el próximo sexenio, así no se haga nada”, puntualizó el presidente de la AMEXHI.

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Hidrocarburos Columna

Mejores prácticas

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La transición del sector energético requiere preparación y análisis

por Luis Vielma Lobo (*)

Tiempos de transición son nuevos tiempos y en ese marco histórico de encuentra México en general y en lo particular el sector energético. Se respira un aire de cambio, la tensión se siente en el sector.

Quienes representan empresas privadas, de servicio, consultoría o funcionarios de Pemex, SENER, CNH y SHCP, por solo mencionar algunas instituciones. todos perciben esa sensación de cambio.

Foto: Bigstock

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iempos de transición son tiempos de revisar compromisos y promesas de quienes llegan al nuevo gobierno a acompañar al Presidente electo. Son tiempos para reflexionar y separar la espiga de la cizaña, para usar términos bíblicos. Tiempos de bajar de la tribuna al vestuario; de cambiar el grito emotivo por el pensamiento racional y estratégico. Tiempos de revaluar la viabilidad de muchos mensajes públicos. En fin, tiempos de prepararse para aterrizar compromisos.

En tiempos de transición hay mucho diálogo, mucha plática, y estos deben ser sinceros, amigables y productivos. Diálogo para que quienes llegan practiquen más el escuchar que el ser escuchados. Escuchar más para recibir información, explicaciones que les permitan entender mejor el momento actual, el dónde estamos; para así poder evaluar compromisos y tomar decisiones y planificar mejor el futuro.

En tiempos de transición se deja en un lado (parking lot) las rencillas, los rencores y resentimientos y se abre la mente a lo importante, productivo y trascendente para el sector y el país. No es tiempo de correr, es tiempo de prepararse. Para que un aficionado corra un maratón de 42 kms en un tiempo promedio de 4 horas, se necesitan 6 meses de preparación integral en los cuales debe involucrarse: cuerpo, mente, alimentación y disciplina, pero sobre todo perseverancia en el entrenamiento. Uso esta metáfora porque este nuevo gobierno correrá un maratón de 6 años, un sexenio, y debe prepararse bien en estos 6 meses de transición, para completar ese reto y llegar a la meta, ese es el objetivo. La estrategia del maratón debe ser bien pensada, bien trazada, bien planeada.

Hay que estar claro de que se correrá un maratón, con estilo propio, paso y ritmos únicos. No es conveniente

dejarse llevar por el grupo y menos aún por los atletas de alta competencia. Tampoco por comentarios de “cuates” y filósofos de entrenamiento y preparación. Debe escucharse uno mismo, al cuerpo, a la respiración, sentir y controlar pulsaciones y reservar piernas. Controlar los tiempos parciales en cada momento, aquellos practicados, ensayados y programados para la carrera. Estar pendiente del reloj. Acelerar el ritmo cuando deba y suavizarlo cuando corresponda, En fin, ejecutar todo lo planeado durante la preparación. Esta es la clave para terminar un maratón de manera exitosa.

El mapa energético en México comienza por asegurar su abastecimiento. La Reforma impulsada por este gobierno busca ese propósito dentro de la amplitud de su alcance y objetivos. Además de los hidrocarburos incluyo el sector eléctrico y energías alternas, como la eólica, solar, hidráulica y geotérmica. Ningún país en el mundo ha propuesto una transformación tan profunda, tan integral del sector. México lo está haciendo por la necesidad de reducir su vulnerabilidad y dependencia energética.

En su planeación se dio prioridad a la participación de la inversión privada, buscando migrar de conceptos de monopolios estatales de suministro a un suministro diversificado. No hay nada que reprochar en esta premisa. Lo logrado hasta ahora en las diferentes modalidades energéticas, demuestra un interés extraordinario de inversionistas privados nacionales e internacionales.

Las instituciones responsables del sector han conducido de manera clara y transparente los procesos de licitaciones internacionales. Lo hecho está dentro del “estado del arte global”. Muchos países lo han hecho luego de la iniciativa de Venezuela en la década de los 90 y posteriormente, Brasil, Colombia, y otros países del Medio Oriente y África.

En esta etapa de transición, los representantes de la nueva administración podrán conocer los detalles del alcance de lo logrado hasta ahora; así como los tipos de contratos firmados entre el Estado con las empresas privadas nacionales e internacionales que han resultado ganadoras de las licitaciones, aplicando las debidas regulaciones emitidas por la SENER y CNH. Como en cualquier proceso se encontrarán aspectos que pueden corregirse, pero en términos generales, podrán verificar que el Estado ha respetado las leyes, protegiendo la propiedad sobre los recursos naturales no renovables y ha permitido la participación del sector privado en su explotación y desarrollo.

También ha cuidado de manera efectiva la participación económica del Estado en cada contrato, incluyendo regalías, participación en utilidades generadas e impuesto sobre la renta, lo que constituye el total de ingresos que le corresponden al gobierno (Government take) que en su mayoría están sobre el 80% del total de ingresos de cualquiera de las empresas ganadoras de bloques o campos. Otro ingreso importante para el país lo representa el monto de los bonos que ofertaron las empresas ganadoras, el cual ha sido cobrado de inmediato a la firma de cada contrato.

Sin duda hay temas que pueden mejorarse en el proceso vigente. La aprobación de los proyectos se toma demasiado tiempo, más de un año en algunos casos. La estrategia para estimular el desarrollo nacional del gas debe revisarse, por lo estratégico de este hidrocarburo a futuro y también por la alta dependencia del suministro de la importación. La estrategia de abasto de gasolina es urgente, pues ya se encuentran en el país más de 50 empresas con permisos para importar, almacenar y transportarla. Lamentablemente la oferta nacional proveniente del parque refinador operado por Pemex es cada día menor y esto sí debe revisarse para tomar las decisiones respectivas y darle un giro al proceso.

En aquellos países que han pasado por procesos similares de apertura del sector petrolero, la empresa nacional se fortalece; en cuanto a Pemex existen aún grandes áreas de oportunidad para mejorar los indicadores que permitan alcanzar mayor seguridad energética en el futuro. Por ejemplo, en materia de Exploración y Producción se requiere incrementar las tasas de reemplazo de reservas, así como su capacidad de producción de aceite y gas. Esto tiene su impacto en el negocio de transformación industrial al disponerse de menores volúmenes de aceite para procesamiento en las refinerías, menos capacidad para el abasto de gasolinas y menos volúmenes para asegurar el suministro de gas a las plantas petroquímicas. Recordemos que más del 80% del gas producido en el país es asociado al aceite. La consecuencia es menores ingresos de la empresa y del Estado.

Así pues, en este tiempo de transición hay mucho trabajo por hacer para la nueva administración, y en lo particular para quienes serán responsables de la toma de decisiones. Es necesario poner de un lado paradigmas históricos, actitudes de resentimiento y enfoques autoritarios para lograr una transición efectiva y amigable.

El país lo demanda así y México se lo merece.

(*) Luis Vielma Lobo, Director General de CBM Ingeniería Exploración y Producción, miembro del Colegio de Ingenieros de México, Vicepresidente de Relaciones Internacionales de la Asociación Mexicana de Empresas de Servicio AMESPAC, colaborador de opinión en varios medios especializados en energía, conferencista invitado en eventos nacionales e internacionales del sector energético y autor de la novela “Chapopote, Ficción histórica del petróleo en México”.

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Hidrocarburos Entrevista

Javier Barella

Agosto 2018 www.globalenergy.mx

Director regional de OSIsoft

Foto: e-media

Foto: osisoft.com

El reto de las grandes industrias, incluyendo la energética, es procesar el gran cumulo de información proveniente de infraestructura y equipo, y hacer sentido de este con el objetivo de optimizar sus procesos y costos. En ese sentido la empresa OSIsoft ha trabajado por más de 35 años en una gran variedad de sectores, ofreciendo software para el mercado de la ‘inteligencia operacional’.

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Por Juan Manuel Ponce

s infraestructura de datos en tiempo real que permite recolectar datos de todas las fuentes de información que tienen la mayoría de las empresas alrededor del mundo: plantas, líneas de transmisión, dispositivos remotos. Y lo pone a disposición en tiempo real para un análisis predictivo”, comentó Javier Barella, director regional de OSIsoft en entrevista con Global Energy. “El software esta pensado para recolectar todos esos datos y hacer análisis de punta a punta de la gestión del proceso de generación, distribución y transmisión de electricidad; como también del proceso de producción, transporte y refinación de petróleo” Las soluciones de la empresa se encuentran presentes en el 95% del sector Oil & Gas y más de mil que integran el sector eléctrico internacional.

Con la apertura de la industria energética nacional se extendió el mercado de empresas a las que OSIsoft puede ofrecer sus soluciones, además de CFE, Pemex y reguladores como el Cenace. “Este

mundo de energía es altamente regulado. La regulación nos ha ayudado, nosotros lo que hacemos es tomar datos, de sensores o un panel de control, y hacerlos disponibles de una manera que haga posible el estudio y comparación de las cosas que afectan un sistema. Entonces la Reforma Energética si nos ayudó”, destacó.

Digitalizar la información es solo una parte del desafío, ya que esta puede provenir de diferentes tipos de equipo, sistemas, protocolos, además de diferentes ubicaciones, etc. De acuerdo a Barella el reto es ‘normalizar y jerarquizar’ esa información a través de la gestión y análisis de datos. La toma de decisiones sobre balances de energía, desempeño del sistema, manejo de activos y mantenimiento preventivo debe realizarse a través de información en tiempo real, y utilizando distintos tipos de plataforma, como puede ser una estación de trabajo o un dispositivo portátil.

En ese sentido OSIsoft ofrece la plataforma ‘PI System’ que busca integrar la información de todos esto sistemas, maquinaría e infraestructura

1.5 mil millones de dispositivos que envían información a través de las soluciones de OSIsoft

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Eficiencia y competitividad a través de la tecnología: OSIsoft

Foto: osisoft.com

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El primer producto de OSIsoft vendido en México data de 1994

en uno solo. “La mayoría de los clientes dicen que ha permitido entender más a fondo como maximizar los activos que tienen”, comentó Barella refiriéndose a las ventajas de sus productos, entre ellas una mejor comprensión de la producción, así como extender la vida útil de los equipos cambiando el mantenimiento de reactivo a proactivo.

Al tener información precisa y en tiempo real sobre sus procesos y equipo, las empresas pueden mejorar la eficiencia energética de sus plantas, esto asiste en alcanzar o superar los objetivos de producción de manera eficiente.

“Todas estas nuevas tecnologías están tratando de asegurar obtener información que sistemas tradicionales no lograban, y no lo lograban porque no era económicamente viable”, dijo Javier Barella al preguntarle sobre todas las tecnologías que están convergiendo en el sector industrial y energético. “Ahora cada vez hay más sensores que pueden tomar y recolectar datos.

Nuestra visión es llevar toda esta información, de todos estos dispositivos, a la nube”. Si bien siempre habrá soluciones ‘SCADA’, el costo de su implementación hace que solo sean destinadas a infraestructura critica, mientras que la accesibilidad de los dispositivos ‘IIoT’ facilita su implementación a través de la cadena productiva.

“México hoy más que nunca necesita la tecnología en los tiempos que vienen para mantener su competitividad, para mostrar su eficiencia en términos energéticos,” mencionó al referirse a la transición que atraviesa nuestro país, no solo hacia fuentes de energía limpias y eficientes, sino al reto que las empresas energéticas enfrentan para aumentar su productividad. “Su gran aliado es la tecnología, es la única manera de revertir situaciones y cambiar paradigmas”, concluyó.

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Año 10 Número 122 Agosto 2018

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De Portada

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Cobertura

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De Portada

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Nueva agenda facilitará acompañamiento de futura administración

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Foto: pemex.com

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Foto: cfe.gob

Transición energética: Oportunidad para revalorar papel de Pemex y CFE Las propuestas en materia de energía del próximo gobierno se enfocan en el rescate del sector energético mexicano, para que éste se convierta en una palanca del desarrollo económico de la nación.

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Por Juan José García

l proyecto de nación en materia de energía del virtual presidente electo, Andrés Manuel López Obrador, tiene como finalidad el renacimiento de la industria energética nacional a través del impulso de la producción local de energía, el fomento a las renovables y sobre todo el fortalecimiento financiero y operativo de Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Con la mira puesta en el crecimiento de este sector, el gobierno de López Obrador pretende ir de la mano con todos los entes reguladores en esta materia y seguir abriendo paso a las inversiones, aún cuando se tiene en puerta la revisión de 107 contratos que suman hasta la fecha a raíz de las licitaciones petroleras.

Es por ello que en el marco de su 41 Sesión Extraordinaria, el Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dio a conocer que será hasta el 14 de febrero de 2019 cuando se lleven a cabo las licitaciones de las Rondas 3.2 y 3.3, así como de las siete asociaciones para la selección de socios de Pemex.

En respuesta a una solicitud por parte de la Secretaría de Energía (Sener), la CNH actualizó la agenda con el fin de que el acto de presentación y apertura de propuestas se lleve a cabo en el primer bimestre de 2019, esto con el objeto de promover la participación de un mayor número de licitantes.

A su vez, diversos interesados en participar en las licitaciones solicitaron, a través de los mecanismos previstos en las bases, ajustar los plazos para contar con más tiempo para analizar la información, obtener la licencia de uso correspondiente y preparar la documentación relativa a la precalificación.

De esta forma, todos los actos de apertura de propuestas quedaron empatados, por lo que el acceso a los cuartos de datos de las licitaciones se

El 14 de febrero de 2019 se presentarán las tres últimas licitaciones petroleras de esta administración: la ronda 3.2 para 37 contratos de licencia en campos convencionales terrestres; la 3.3 para nueve contratos de licencia en campos no convencionales, y los siete farmouts entre privados y Pemex.

cerrará hasta el 8 de enero de 2019, y las precalificaciones técnicas y financieras de las empresas en la licitación concluirán hasta el 29 de enero de ese mismo año.

En virtud de lo anterior, el Órgano de Gobierno de la CNH consideró positiva la ampliación del plazo, pues esto permitirá que el organismo interactúe con el gobierno del virtual presidente electo para analizar el proceso licitatorio y el contenido de los contratos.

“Destaco el deseo de incrementar el contenido nacional. Estas son licitaciones en tierra y son particularmente propicias para impulsar el contenido nacional, por lo que pudiera haber alguna modificación por parte de Sener”, explicó Juan Carlos Zepeda Molina, comisionado presidente de la CNH. En su última actualización de Seguimiento y Transparencia a las rondas petroleras pendientes en esta administración, con fecha de corte al 31 de julio, la Comisión Nacional de Hidrocarburos dio a conocer que ya son 23 las firmas que han mostrado interés por formar parte de la Ronda 3.2, la cual subastará 37 áreas contractuales bajo la modalidad de Contrato Tipo Licencia en Burgos, Tampico- Misantla-Veracruz y Cuencas del Sureste.

De este total, 14 se encuentran inscritas en el proceso de precalificación: Avanzia Exploración y Producción, CNE Oil and Gas, Deutsche Erdoel México, Galem Energy, GAT Oil and Gas, Gran Tierra México Energy, Jaguar Exploración y Producción de Hidrocarburos, Pacific Rubiales E&P México, Petrobal, Petróleos Mexicanos, Petroleum Incremental Inc., Química Apollo, Tecpetrol International y Tonalli Energía.

Respecto a la Ronda 3.3, primera licitación que se enfocará en los trabajos exploratorios de shale gas, la CNH destacó que hasta esa fecha habían mostrado interés ocho compañías, de las cuales cuatro han acreditado la etapa de acceso al Cuarto de Datos, aunque Pemex se sigue ostentando como la única empresa inscrita en el proceso de precalificación.

Por otra parte, con relación a la licitación para la selección de socios para la subsidiaria Exploración y Producción de Petróleos Mexicanos, donde se presentan siete farmouts para la exploración y/o extracción de hidrocarburos bajo contratos de licencia en áreas contractuales terrestres, hay hasta el momento 14 compañías que han mostrado interés.

De todas ellas, siete han iniciado el proceso de precalificación: California Resources Corporation, Compañía Española de Petróleos, Deutsche Erdoel México, ECP Hidrocarburos México, Frontera Energy Corporation, Gran Tierra México Energy y Tecpetrol Internacional.

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Foto: e-media

Destaco el deseo de incrementar el contenido nacional.

Estas son licitaciones en tierra y son particularmente propicias para impulsar el contenido nacional, por lo que pudiera haber alguna modificación por parte de Sener” Juan Carlos Zepeda Molina, comisionado presidente de la CNH.

Con este proyecto la utilidad operativa a favor del Estado Mexicano será de 12,758 millones de dólares, equivalente al 92.3%, mientras que para ENI será de 1,066 millones de dólares, es decir, 7.7%.

Cabe señalar que el contratista incrementó la cifra de reservas a extraer de 121.6 que se tenía en la estimación inicial, a 412.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que representa un incremento anual de 300% del volumen de recursos a extraer. m ex .co m

Una de las prioridades del gobierno entrante es disminuir la dependencia energética del extranjero, aumentando la capacidad de producción de Pemex, pero también alentando la producción que les corresponde a las empresas privadas nacionales e internacionales, que han participado en el sector de hidrocarburos en el marco de la Reforma Energética.

El ejemplo más reciente de este impulso al crecimiento, que se da desde la vigente administración, es protagonizado por la compañía italiana ENI, a la cual le fue aprobado su Plan de Desarrollo para la Extracción y Programa de Trabajo en Tabasco.

Como consecuencia de la segunda licitación de la Ronda 1, la empresa energética ostenta un contrato de producción compartida con una vigencia de 25 años, suscrito el 30 de noviembre del 2015 y con fecha de finalización para el 30 de noviembre del 2040, con la opción de solicitar dos periodos adicionales de cinco años cada uno.

El Área Contractual 1 comprende tres campos descubiertos previamente por Pemex: Amoca, Miztón y Tecoalli, ubicados en las costas de Tabasco, con un tirante de agua de entre 10 y 40 metros. Por ello, con el objeto de maximizar el factor de recuperación de forma acelerada, integral y completa, el Plan de Desarrollo contempla la puesta en operación de dos etapas: producción temprana y desarrollo completo.

La primera tiene previsto iniciar a partir del primer trimestre del 2019 con la construcción de un poliducto que transportará la producción obtenida (8,000 barriles por día) del campo Miztón, y concluirá en el cuarto trimestre del 2020.

Mientras que para el cuarto trimestre del 2020 se implementará la estrategia de desarrollo completo con la puesta en marcha del artefacto naval Floating Production Storage and Offloading (FPSO), con una meta de producción máxima de 90,000 barriles por día provenientes de forma conjunta de los campos Miztón y Amoca.

A su vez, el objetivo del plan incluye la construcción de infraestructura dentro y fuera del área contractual, con un costo total de 7,496 millones de dólares, para recuperar un total de 345.8 millones de barriles de aceite y 221.6 mil millones de pies cúbicos de gas.

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ENI traerá a México el primer FPSO después de Pemex.

Rumbo definido en política energética Otro aspecto fundamental en la transición energética hacia el próximo gobierno morenista es mejorar la manera en como se manejan los recursos energéticos del país, además de acelerar el cambio tecnológico, trabajar en políticas para reducir el consumo de energía y sobre todo procurar una mejor integración vertical para revertir el deterioro

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financiero y operativo que han sufrido las dos Empresas Productivas del Estado: Pemex y CFE. Por ello, a más de un mes de distancia de haberse proclamado ganador de las elecciones presidenciales, Andrés Manuel López Obrador hizo la presentación oficial de quienes dirigirán durante su sexenio a la Comisión Federal de Electricidad y Petróleos Mexicanos, así como a su secretaria de Energía, subsecretarios de estas dependencias y al responsable de políticas sobre energías renovables.

A su vez, aprovechó el espacio para anunciar cuatro iniciativas, con las que se buscará aumentar la producción petrolera y de electricidad, así como reducir las importaciones de combustible.

El primer proyecto consiste en extraer petróleo y gas debido a la caída en la producción petrolera. “Hace 14 años la producción de petróleo era de 3.4 millones de barriles diarios; en la actualidad es de un millón 900 mil barriles. En 14 años hemos perdido un millón 500 mil barriles diarios en producción, y es una tendencia a la

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Manuel Barlett

Octavio Romero

Alberto Montoya Martín del Campo baja, porque se abandonó el sector energético y la industria petrolera”, indicó.

Por esta razón el gobierno entrante intervendrá con urgencia y destinará desde el primer año 75,000 millones de pesos adicionales de inversión para explorar y perforar pozos petroleros, y llevar la producción de 1.9 millones de barriles diarios a 2.5 millones en dos años.

En el segundo programa se prevé rehabilitar las seis refinerías existentes, que requieren una intervención urgente porque están operando en términos generales al 30 por ciento de su capacidad.

“Consumimos 800 mil barriles diarios de gasolinas y se producen sólo 200 mil, por eso se va a implementar un plan de rehabilitación de las seis refinerías, para que operen al 100 por ciento de su capacidad en dos años. Este plan va a demandar la inversión adicional de 49,000 millones de pesos en dos años”, explicó López Obrador durante la presentación oficial de su equipo energético a finales de julio.

El tercer programa consiste en la construcción de una nueva refinería a partir de 2019 en Dos Bocas, Paraíso, Tabasco, con una inversión a tres años de 160 mil millones de pesos. Con esta nueva refinería y con la rehabilitación de las seis existentes la nueva administración estima que a mediados de sexenio se dejará de comprar gasolina en el extranjero, además de que habrá un descenso en los precios de los combustibles.

Finalmente, el cuarto proyecto estratégico se enfoca en producir más energía eléctrica, esto al no cerrar las plantas de generación de energía eléctrica de la CFE, sino fortaleciéndolas y modernizándolas.

Foto: Bigstock

Carlos Andrés Morales Mar

Luis Abelardo González Quijano “Vamos a empezar por modernizar las hidroeléctricas, porque tenemos la infraestructura sub utilizada. Se trata de generar energía eléctrica limpia y barata con las presas y embalses que se tienen actualmente”, enfatizó. Por ello, para el programa de producción de energía eléctrica, que permitirá al mismo tiempo que no aumente el precio de la luz con mayor producción de la CFE, se requerirá una inversión adicional de 20,000 millones de pesos en 2019.

Nuevos rostros en la administración Rocío Nahle García, ingeniera química con especialidad en Petroquímica egresada de la Universidad Autónoma de Zacatecas, fue elegida para encabezar la Secretaría de Energía durante w la ha llevado a ser miembro de empresas como Petróleos Mexicanos (Pemex) y Resistol, además de que ha sido ingeniero de procesos de plantas industriales, en análisis y control de calidad, y en administración y finanzas en los complejos petroquímicos de Cangrejera, Pajaritos y Morelos.

Sobre la edificación de otra refinería en la segunda mitad del sexenio, Nahle indicó que evaluarán el éxito de la primera, y en cuanto a los 175,000 millones de pesos de inversión adicional previstos por el virtual presidente, manifestó que habrá una redirección del presupuesto desde la Secretaría de Hacienda, e incluso tanto de Pemex como de CFE habrá un ahorro significativo.

Por otro lado, el futuro mandatario presentó a Manuel Bartlett Díaz como próximo director general de la Comisión Federal de Electricidad.

El senador Bartlett Díaz es licenciado en derecho por la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) y cuenta con una maestría y doctorado en ciencias políticas de la Facultad de Ciencias Políticas de esa casa de estudios, además de un diplomado en administración pública por la Universidad Victoria de Manchester, Inglaterra.

“El senador Manuel Bartlett tiene toda la experiencia de la administración, seguimiento y comportamiento de la industria eléctrica de este país.

Desde la década de los 90, que se dieron los primeros pasos para los productores independientes, él

Consumimos 800 mil barriles diarios de gasolinas y se producen sólo 200 mil barriles, por eso se va a implementar un plan de rehabilitación de las seis refinerías, para que operen al 100 por ciento de su capacidad en dos años. Este plan va a demandar la inversión adicional de 49,000 millones de pesos en 2 años” Andrés Manuel López Obrador.

175,000

millones de pesos es el monto que el virtual presidente electo prevé para rescatar al sector energético a partir de 2019.

Tras la aprobación del convenio modificatorio en el contrato trilateral, los intereses de participación se mantienen en 45% para Talos (Operador), 45% para Sierra Blanca y 10% para Premier.

Foto: Bigstock

es un conocedor del Sistema Eléctrico Mexicano”, destacó en su oportunidad Rocío Nahle.

En lo que se refiere a Petróleos Mexicanos, el tabasqueño y exdiputado federal, Octavio Romero Oropeza, será quien tomará las riendas para impulsar el fortalecimiento financiero y operativo de la petrolera, a fin de reducir la dependencia energética del exterior.

Previamente Oficial Mayor de AMLO durante su gestión como jefe de gobierno de la CDMX, Romero Oropeza es ingeniero agrónomo por el Colegio Superior de Agricultura Tropical en Cárdenas.

“Estamos en un proceso de diagnóstico de todo Pemex. El tema del robo de combustibles es uno de los que estamos analizando, y estamos trabajando en eso. No hay todavía una definición o programa específico, pero es un tema prioritario”, indicó Octavio Romero durante la presentación.

Finalmente, quien trabajará de la mano con Rocío Nahle en materia energética será Alberto Montoya Martín del Campo, como futuro subsecretario de Sener. En su trayectoria está la presidencia del Centro de Estudios Estratégicos Nacionales (CEEN). Asimismo, es catedrático de la Universidad Iberoamericana y ha sido profesor investigador del Colegio de Posgraduados de Chapingo y en la Universidad Autónoma Metropolitana.

Por su parte, el ingeniero Carlos Andrés Morales Mar será el próximo subdirector general de CFE. En su trayectoria figuran la Presidencia del Consejo Estatal de Morena en Veracruz, así como un destacado paso por la Comisión Federal de Electricidad.

Mientras, Luis Abelardo González Quijano fue confirmado como coordinador de políticas sobre energías renovables. El empresario veracruzano, activista y director de la compañía Ecoenergiza, coordinará los esfuerzos para trazar una ruta de transición energética en energías renovables que sea incluyente con la sociedad.

De tal forma, es así como el virtual presidente electo buscará recuperar la renta, la industria petrolera, la petroquímica como actividad sustantiva de los organismos del Estado, con la finalidad de transformar el desarrollo de México desde una perspectiva de crecimiento de una matriz energética nacional sustentable.

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Mercado Gasolinero

896,000 barriles importó en junio

Importa México gasolina asiática a niveles sin precedentes: Platts

Foto: Bigstock

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Por Moisés Lara

as importaciones mexicanas de gasolina desde China subieron en junio a un nuevo máximo mensual, mientras que las importaciones de Estados Unidos, el proveedor de gasolina más importante de México, disminuyeron en el mismo mes.

En Asia, se atribuyó esta tendencia a un exceso de gasolina en su lado del Pacífico, mientras que EUA considera que fue causada por la fuerte demanda en Texas, lo que limitó los barriles disponibles para los mercados de exportación.

De acuerdo con Platts, si bien el complejo de refinación de Estados Unidos estaba cerca de su límite máximo en junio, México importó gasolina del este de Asia a niveles sin precedentes.

"El Golfo era demasiado caro", mientras que Asia ofreció "mejores precios" para la gasolina en junio, dijo un agente de gasolina de la costa del Golfo de EE. UU. Datos de la Secretaría de Energía de México (Sener) muestran que México importó 896,000 barriles de gasolina de China en junio, que superó el máximo establecido en mayo. Durante junio y mayo de 2017, China no envió gasolina a México y antes de 2018, el flujo de gasolina de China directamente a México era escaso.

En diciembre de 2017, China envió un cargamento de 34,964 tm a México, según datos de la Administración General de Aduanas de China.

Además de China, otras naciones asiáticas también han hecho sentir su presencia en el mercado mexicano de combustible este verano, según los datos de SENER. En junio, Malasia envió 301,000 barriles de gasolina a México, después de enviar ninguno en junio de 2017. Singapur envió 302,000 barriles a México en junio, por encima de los 299,000 barriles enviados en junio de 2017.

Corea del Sur envió 65,000 barriles en junio después de ninguno en el mes del año anterior.

Foto: origenenergia.com

Repsol y Bardahl se alían en negocio de lubricantes

Se prevé que el joint venture Bardahl (60%)-Repsol (40%) se complete en el tercer trimestre del año.

Por Mónica Gutiérrez

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epsol alcanzó un acuerdo para asociarse con el 40% de la compañía mexicana Bardahl, dedicada a la producción de lubricantes y fluidos automotrices. Se trata de la mayor operación realizada por Repsol en todo el mundo en su negocio de lubricantes, el más global de la compañía, cuya estrategia de internacionalización se impulsa de forma notable con esta alianza.

En virtud del acuerdo, Repsol fabricará y comercializará sus lubricantes en México a través de Bardahl, con los mismos estándares de seguridad y calidad que en España. Bardahl es un importante productor de lubricantes y aditivos automotrices en México y comercializa sus productos en todo el país a través de una red de distribución propia y otros canales. Posee una de las plantas de producción más modernas de Latinoamérica, situada en Toluca.

México se convertirá en uno de los principales mercados de lubricantes para Repsol y en un centro productivo de estos productos para Latinoamérica.

Repsol prevé invertir cerca de 400 millones de euros en la apertura de entre 200 y 250 estaciones de servicio al año en México hasta 2022, con el objetivo de alcanzar una cuota de mercado del 8 al 10%. La red actual de Repsol está integrada por 60 estaciones de servicio en nueve estados: Ciudad de México, Estado de México, Veracruz, Baja California Sur, Jalisco, Oaxaca, Puebla, Hidalgo y Tlaxcala. Esta inversión de Repsol en el mercado de estaciones de servicio no forma parte de la operación con Bardahl.

Se trata de un mercado con gran potencial de crecimiento, con una economía en plena expansión, una población de más de 120 millones de personas y un parque de 41 millones de vehículos en renovación.

Actualmente es el segundo país de Latinoamérica por volumen de ventas de lubricantes (725,000 toneladas/ año, solo superado por Brasil) y el noveno del mundo.

La nueva sociedad en la que entra Repsol comercializará en México lubricantes de las marcas

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Mientras que un exceso de oferta en Asia ha estimulado los flujos de gasolina hacia México, en EUA, la fuerte demanda ha limitado los barriles disponibles para la exportación.

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Además de China, se ha recibido combustible de Malasia, Singapur y Corea del Sur.

Abstract

Mexican imports of gasoline from China in June spiked to a new monthly high in June, while imports from the US, Mexico's most important gasoline supplier, declined in the same month. In Asia, market sources attributed this trend to a glut of gasoline on their side of the Pacific, while those in the US said it was caused by strong demand in Texas, which limited the barrels available for export markets.

Foto: economia.net

Foto: origenenergia.com

400

millones de euros, inversión prevista por Repsol para la apertura de entre 200 y 250 estaciones de servicio al año en México hasta 2022.

Los datos de SENER muestran que todo esto ocurrió en medio de una reducción en las importaciones de EUA. En junio, Pemex importó 12,385 millones de barriles de gasolina desde Estados Unidos, una baja de 2,317 millones de barriles desde mayo y una caída de 1,357 millones de barriles respecto del mismo mes del año pasado.

Mientras que un exceso de oferta en Asia ha estimulado los flujos de gasolina hacia México, en el otro lado del Río Grande, la fuerte demanda ha limitado la cantidad de barriles disponibles para la exportación.

"La producción de EUA primero satisface la demanda interna y luego busca la siguiente mejor salida de exportación, así que con un número relativamente menor de barriles [de EUA] para la exportación, el déficit debe cubrirse desde algún lugar", dijo un comerciante de gasolina de USGC. En el contexto de esta gran demanda, el complejo de refinación de Estados Unidos se acercó a tasas máximas en junio. En las semanas que finalizaron el 22 de junio y el 29 de junio, las refinerías estadounidenses obtuvieron el 97.5% y el 97.1%, respectivamente, de la capacidad total.

Esta fue la primera vez que el complejo de refinación de Estados Unidos corrió por encima del 97% de la capacidad total durante dos semanas consecutivas desde junio de 2001, mostraron los datos.

Los mismos datos muestran que las refinerías de la Costa del Golfo, que representan más de la mitad de la capacidad de EE. UU., Superaron el 97% desde la semana terminada el 15 de junio hasta la semana finalizada el 29 de junio, las primeras tres semanas consecutivas desde el 2010.

Con el complejo de refinación estadounidense preocupado por satisfacer la demanda interna, las exportaciones de gasolina promediaron solo 487,000 b / d en la semana terminada el 29 de junio, la menor en junio desde la semana que terminó el 24 de junio de 2016.

Bardahl y Repsol, dada la complementariedad que existe entre ambas empresas, tanto en posicionamiento como en canales de distribución.

Está previsto que la operación, que supondrá la creación de una joint venture Bardahl (60%)-Repsol (40%), se complete en el tercer trimestre del año, sujeto a que se hayan recibido las autorizaciones regulatorias necesarias.

La alianza con Bardahl se enmarca dentro del plan de crecimiento de Lubricantes de Repsol, con el que la compañía duplicará el volumen de ventas de este negocio hasta las 300,000 toneladas en 2021, 70% de ellas provenientes del ámbito internacional.

Para alcanzar este objetivo, invertirá hasta 80 millones de euros en tomar participaciones en plantas de lubricantes, especialmente en Latinoamérica y en Asia, en países como China, Indonesia e India.

En la actualidad, España representa aproximadamente el 55% de las ventas de lubricantes de Repsol y el negocio internacional, el 45% restante. El objetivo es que en el año 2021 las ventas fuera de España supongan el 70% del total.

La operación está alineada con el Plan Estratégico de Repsol, que prevé 15,000 millones de euros de inversión hasta 2020, de los que un total de 4,000 millones se destinarán a nuevas iniciativas, especialmente en el área de Downstream, tanto para la expansión de los negocios de petroquímica, estaciones de servicio, lubricantes y trading (1,500 millones), como para proyectos de bajas emisiones de CO2 (2,500 millones).

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Electricidad Entrará en operación en 2020

Iberdrola y Navantia celebran entrega de la mayor subestación eléctrica marina del mundo El parque eólico East Anglia One se ha convertido en uno de los principales motores económicos de empresas españolas.

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Foto: plural.com

Por Juan José García

BP Ventures anuncia inversión en compañía de monitoreo de energía

Foto: si.net

Voltaware es una compañía londinense de inteligencia de datos que ha desarrollado un sensor de electricidad y una plataforma integral enfocada en inteligencia artificial en desagregación de energía, mantenimiento predictivo de equipos y asesoramiento para el ahorro de energía.

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Por Juan José García

P Ventures, con apoyo de la estrategia de BP Energía Alternativa en energía con bajo contenido de carbono, almacenamiento y energía digital, anunció una inversión de alrededor de dos millones de libras esterlinas en Voltaware, cuyo innovador monitor de energía ofrece a las empresas la posibilidad de rastrear su demanda de energía a detalle.

Foto: plural.com

incluye innovaciones de diseño planteadas por Iberdrola, con las que se ha conseguido una estructura más compacta (3,900 toneladas) con el fin de permitir su instalación por un barco especializado en el sector de eólica marina.

De tal forma, durante los próximos meses se procederá a la instalación en el emplazamiento del resto de componentes del parque, entre ellos las estructuras tipo jackets y los pilotes, antes de la colocación de los aerogeneradores.

Voltaware desarrolló un dispositivo de monitoreo de energía habilitado para internet que permite a los usuarios comerciales y residenciales rastrear y optimizar su consumo de energía, reduciendo la demanda de datos de los electrodomésticos individuales y administrando su consumo de electricidad.

También brinda a las empresas la posibilidad de realizar un seguimiento proactivo del rendimiento de maquinaria individual, lo que les permite administrar sus negocios de manera más eficiente y proporcionar mantenimiento preventivo en dispositivos que muestran niveles anormales en su uso de energía.

En este sentido, BP Energía Alternativa está explorando el impacto que la digitalización tendrá en el sector energético y cómo la tecnología innovadora dará forma a la manera en que la energía es consumida y administrada tanto por empresas como por particulares. Por ello, sensores como los proporcionados por Voltaware son un ejemplo de estas innovaciones emergentes con capacidad digital.

Sobre esta inversión el director ejecutivo de BP Energía Alternativa, Dev Sanyal, dijo que se espera que casi dos terceras partes del crecimiento proyectado de la demanda mundial de energía en las próximas décadas se den en forma de electricidad, por lo que BP está buscando formas innovadoras de satisfacer la capacidad de los clientes y el almacenamiento de energía.

“Apoyados por tecnologías digitales como las proporcionadas por Voltaware podemos ser más eficientes en la generación de electricidad;

Iberdrola también decidió liderar el desarrollo de la eólica marina, fuente de energía renovable con mayores perspectivas de crecimiento donde ya cuenta con proyectos en operación.

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berdrola y Navantia llevaron a cabo el acto de entrega de la subestación eléctrica Andalucía II, construida por ésta segunda en el astillero de Puerto Real y destinada al parque eólico marino East Anglia One del gigante energético en Reino Unido.

Andalucía II, la mayor subestación marina en corriente alterna construida, iniciará su travesía al parque eólico que Iberdrola levanta en aguas británicas. Con una potencia instalada de 714 megavatios (MW) y una inversión de más de 3,000 millones de euros, se trata del proyecto renovable español más grande desarrollado hasta el momento en el mundo.

La subestación marina es el núcleo central del parque eólico que Iberdrola promueve en aguas británicas y su función consiste en recoger la electricidad producida por los aerogeneradores y transformar la tensión de 66 kV a 220 kV. Posteriormente, la electricidad se transmite por el cable marino hasta tierra, minimizando las pérdidas de potencia en su recorrido.

Andalucía II es la mayor subestación marina en corriente alterna construida en el mundo e

Desde 2006, BP Ventures ha invertido más de 400 millones de libras esterlinas y tiene 43 inversiones activas en su cartera actual de negocios

Abstract

Así, East Anglia One entrará en operación en 2020 y producirá energía limpia suficiente para abastecer a cerca de 600,000 hogares británicos.

Tal como ocurrió con el proyecto eólico marino Wikinger, en Alemania, para este proyecto Iberdrola contó con la participación de Navantia y una treintena de empresas auxiliares para la construcción de la subestación, un elemento fundamental del parque marino.

Esteban García Vilasánchez, presidente de Navantia, agradeció a Iberdrola la oportunidad de demostrar las capacidades de su empresa para desarrollar programas de vanguardia en un sector de largo plazo como el eólico marino.

Asimismo, comentó que se trata de una línea de negocio de diversificación clave para Navantia, que complementa su actividad principal, el mercado naval de defensa, como empresa estratégica al servicio de la seguridad nacional, tal y como refleja el plan estratégico de la compañía.

Ignacio Galán, por su parte, destacó el papel clave de las tecnologías renovables eficientes, como la eólica marina, en la “necesidad de afrontar el grave problema del cambio climático, que nos obliga a avanzar urgentemente hacia la descarbonización de la economía y una mayor electrificación de la misma”.

En este sentido, el directivo de Iberdrola valoró el nuevo objetivo de la Unión Europea de alcanzar un 32 por ciento de energías renovables para 2030 y agradeció la iniciativa de la Comisión Europea, así como la determinación de la ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera.

Galán también resaltó que la construcción de la subestación Andalucía II “ejemplifica la Andalucía pujante e industrial, que sitúa a esta tierra a la vanguardia de la innovación tecnológica, demostrando su capacidad de generación de riqueza y empleo”.

habilitados en cómo esa energía puede ser monitoreada, movida, vendida, intercambiada y almacenada”, refirió a través de un comunicado.

Por su parte, David Gilmour, vicepresidente de BP Ventures, mencionó que gobiernos, compañías y sociedad deben desempeñar un rol importante en el avance de la transición energética.

“El monitoreo de energía en tiempo real está creciendo y es el momento adecuado para que las empresas comiencen a adoptar esta tecnología. El producto de Voltaware brinda a los clientes acceso a más información y permite mejores opciones. BP Ventures cree que la oferta de Voltaware a las empresas podría conducir a operaciones mucho más eficientes", destacó.

Asimismo, Sergey Ogorodnov, fundador y CEO de Voltaware, indicó que al utilizar la potencia de la inteligencia de datos de electricidad de Voltaware, las empresas pueden lograr una ventaja competitiva sostenible para sus clientes.

“Los 2.5 millones de libras esterlinas invertidos por BP Ventures nos ayudarán a enfocarnos en nuestras capacidades de inteligencia artificial y ciencia de datos, así como a acelerar nuestro crecimiento ", puntualizó.

Voltaware has developed an internet-enabled energy monitoring device that allows business and residential users to track and optimize their energy consumption, breaking the data down to demand from individual appliances, and manage their electricity use.

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Gas

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Presenta el Prontuario Estadístico de la Sener

Importaciones de gas natural compensan disminución en producción nacional: Sener Foto: Bigstock

Foto: Bigstock

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Petroquímicos de producción local entre mayo de 2017 y mayo de 2018, también a la baja.

consecutivos a la baja tiene la producción nacional de gas natural

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Por Salomón Rodríguez

as importaciones de gas natural han permitido compensar la disminución nacional de la producción del hidrocarburo presentada en México en los últimos cuatro años, indica el Prontuario Estadístico a julio de 2018, realizado por la Dirección General de Gas Natural y Petroquímicos de la Secretaría de Energía (Sener).

Además, la Producción de Petroquímicos de Petróleos Mexicanos (Pemex) ha disminuido en 13.6% entre mayo de 2017 y el mismo mes de 2018. Datos de la consultoría internacional PwC indican que durante el 2017 fueron importados un total de 5,000 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) de gas natural, lo que representó 81% del total consumido en el país.

Para la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (Cepal), en México “las importaciones netas de gas natural han aumentado de manera acelerada, provocando severas restricciones en el suministro de gas natural”, indica su documento denominado El dilema del suministro de gas natural en México.

Para diciembre de 2015, la producción nacional de gas natural en complejos y campos fue por un total de 3,877 MMpcd, mientras que las importaciones fueron por 4,020 MMpcd. En el mismo periodo, la Oferta Nacional Total (producción nacional más importaciones) fue de 7,897 MMpcd de gas natural.

Por su parte, en el mismo mes de 2016, la disminución en la producción nacional fue de 711 MMpcd, al llegar a los 3,166 MMpcd, mientras

de 4,846 MMpcd, mientras que para el mismo periodo de este año, las transacciones desde el exterior fueron por un total de 5,152 MMpcd, equivalente a 306 MMpcd.

La causa de la disminución en la producción de gas natural a nivel local es, según especialistas, el agotamiento de las cuencas de gas húmedo y gas seco en el país. A pesar de la diminución observada, la Secretaría de Energía, en su Prospectiva 2017- 2030 de Gas Natural, resalta que en la materia hay logros significativos.

El documento indica que en julio de 2016 se publicó la “Política Pública para la implementación del mercado de gas natural” la cual sienta las bases para crear un mercado de gas natural eficiente y competitivo que promueva las inversiones y la entrada de nuevos participantes.

Para agosto de 2014 se creó el CENAGAS, en marzo de 2017 se llevó a cabo la segunda revisión anual del Plan Quinquenal de Expansión del Sistema de Transporte y Almacenamiento Integrado de Gas Natural 2015-2019 y también se emitió la nueva estrategia del Plan Quinquenal de Licitaciones para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos 2019.

Precio del gas natural

Foto: Bigstock

que las importaciones se incrementaron en 90 MMpcd del hidrocarburo, al llegar la Oferta Nacional Total a los 7,276 MMpcd.

El último mes de 2017 también presentó una baja en la producción diaria de gas natural, al pasar de 3,166 MMpcd en 2016 a 2,677 MMpcd un año después. El total para este periodo de la producción nacional más importaciones del hidrocarburo fue de 5,117 MMpcd.

Para 2018, el Prontuario presenta números hasta el mes de mayo, fecha en la que se observa una disminución sensible respecto al mismo mes del 2017, por lo cual la tendencia de la producción de gas natural a nivel nacional presenta una constante: aún es a la baja, mientras que las importaciones se incrementaron.

Para mayo de 2017, la producción local de gas natural fue de 3,169 MMpcd, pero para el mismo mes de este año, la obtención fue de 2,775 MMpcd del hidrocarburo. La disminución en la producción año tras año durante el mes de mayo fue por un total de 394 MMpcd.

En contraste, para el mismo mes del año pasado, las importaciones fueron por un total

5,000 MMpcd

Foto: Bigstock

13.6% disminuyó la Producción de Petroquímicos de Petróleos Mexicanos en el periodo mayo 2017 a mayo de 2018

fueron importados por México en el 2017

Escanea para revisar el documento completo.

El Prontuario Estadístico a julio de 2018 resalta que, comparado con otros combustibles de uso común, el gas natural es el más económico, al alcanzar un precio de 3.66 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMbtu).

El documento de la Secretaría de Energía resalta que combustibles como el diésel y gas LP alcanzan precios de 29.89 y 22.90 dólares por MMbtu, mientras que el combustóleo llega a los 12.50 dólares por MMbtu.

Petroquímicos El Prontuario Estadístico a julio de 2018 de la Secretaría de Energía indica que también la producción de petroquímicos de Petróleos Mexicanos (Pemex) ha disminuido en 13.6% de mayo de 2017 al mismo mes de 2018, al pasar de 22 mil toneladas diarias (Mtd) en mayo de 2017 a 19 Mtd en mayo de 2018.

Aunado a lo anterior, en el periodo 2000 a 2018, la producción ha tenido altibajos, siendo el mejor año el 2010, con una obtención de 36 Mtd, mientras que el 2017 fue el que menos recursos se pudo extraer, con 17 Mtd. Una muestra de la disminución de producción de petroquímicos en México es el complejo petroquímico Cangrejera, en el que productos como el Benceno, Tolueno, Xilenos y Estirenos tienen una producción de cero Mtd durante el 2018.

En el complejo químico de Camargo, el amoniaco y el anhídrido carbónico también presentan una producción en los últimos seis años de cero Mtd. El prontuario Estadístico a julio de 2018 resalta que la falta de producción de amoniaco y etileno se debe la poca disponibilidad de gas natural para las plantas petroquímicas de Pemex.

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World Gas Conference 2018, hacia una transición mundial al gas natural y LNG

Mejoramos 10% la eficiencia energética de nuestras refinerías desde el año 2000, también redujimos 7% la intensidad de las emisiones de nuestro negocio químico desde el 2013” Darren Woods, CEO de ExxonMobil Foto: wgc2018.com

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Cobertura

Es la primera vez en 30 años que el evento se realiza en los Estados Unidos

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En vez de castigar a los combustibles que producen emisiones a través de regulaciones, buscamos reducir emisiones con la innovación” Rick Perry, Secretario de Energía de los Estados Unidos

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Ministros y secretarios de energía participaron junto a CEOs, analistas y representantes del sector del gas durante la realización de este evento. El tema principal fue la transición de la generación de energía a gas natural, como una de las alternativas para disminuir las emisiones contaminantes y el impacto del cambio climático.

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Por Juan Manuel Ponce

urante el discurso de apertura, el Secretario de Energía de los Estados Unidos, Rick Perry, recordó que hace 30 años su país era uno de los mayores importadores de gas natural, situación que se ha revertido y ahora EU es uno de los mayores productores.

Perry atribuyó el crecimiento en la producción energética como un producto de la innovación.

El secretario dio el ejemplo de como tecnología desarrollada para mejorar las barrenadoras, el compuesto conocido como diamante poli cristalino o PDC, fue mejorado por el laboratorio Sandia a cargo del Departamento de Energía. Al ser combinado con un nuevo proceso de fractura hidráulica, o ‘fracking’ -utilizado para perforar pozos horizontalmente-, dio como resultado la llamada ‘revolución del shale’.

Foto: wgc2018.com

No hay una solución práctica a este reto global que no incluya un papel importante para el gas natural.

El gas natural es la base de nuestro futuro energético” Michael K. Wirth, CEO de Chevron

“Este es el mismo espíritu de innovación que ha promovido el progreso en otras áreas. La innovación ha liderado el crecimiento de las energías renovables, nos impulsa hacia una nueva generación en energía nuclear, nos ayuda a reducir drásticamente las emisiones en los combustibles”, subrayó el funcionario estadounidense.

“Al escoger la innovación podremos continuar el desarrollo de nuestra energía, mejorar nuestra economía y beneficiar al medio ambiente”.

Por su pa r te el M i n ist ro de Re cursos Naturales de Canadá, David Carr, participó en el panel sobre el papel del LNG en el mercado del gas natural. En este habló sobre el proceso de consulta llevado a cabo en su país, para determinar los pasos hacia una transición económica baja en carbón. Si bien el papel de los combustibles fósiles seguirá jugando un papel predominante, se buscará que su extracción sea más eficiente. “No hay un combustible que facilite la transición mas poderosa y accesiblemente que el gas natural y el LNG”, destacó.

Carr también mencionó la declaración conjunta realizada por los países miembros del G20 durante su reunión en Argentina, en ella se presenta un conceso sobre el futuro energético de estas naciones. “Reconocemos el papel importante que juega el gas natural para los países del G20, y su potencial para expandir, durante las próximas décadas, las transiciones a sistemas energéticos bajas en emisiones. Trabajaremos para mejorar la transparencia y competitividad de los mercados, con una visión estratégica del canal de distribución, incluyendo el LNG e infraestructura de almacenamiento a nivel mundial”, refirió el Ministro de Recursos Naturales.

Petroleras reconocen importancia del gas natural Dentro del evento compar t ieron escenar io los CEOs de Che v ron y E x xon Mobi l: Michael K. Wirth y Darren Woods. Bajo el tema ‘Allimentando el futuro’ ambas empresas mostraron sus respectivas expectativas en el mercado del gas natural.

“Este es un cambio como no hemos visto antes, es moverse de un pasado anticuado a un futuro excitante. Pero en el mundo de la energía las transiciones tienen precedentes, no es algo nuevo, el hecho es que siempre estamos en una transición energética; hemos estado y siempre

Foto: wgc2018.com

lo estaremos”, comentó Michael K. Wirth al referirse de cómo el hombre ha pasado de una fuente de energía ha otra desde los inicios de la era moderna. Pero en este nuevo panorama no habrá una sola fuente dominante, sino varias que se complemente para ofrecer energía confiable, accesible y limpia. Para que este cambio llegue a todos los rincones del planeta, el CEO de Chevron mencionó que se necesitan tres cosas: innovación, socios y libre mercado.

“El gas natural descrito por muchos como el ‘combustible del futuro’ es una gran parte de la solución, nos apegamos a los hechos: es abundante, es relativamente barato, es más limpio que el carbón para la generación de electricidad, puede ayudar a reducir las emisiones de gases de invernadero”, esto fue lo que dijo Darren Woods al referirse a las soluciones energéticas que satisficieran las necesidades del planeta, al mismo tiempo que ayudan a contrarrestar el cambio climático. Sin embargo, gracias a la inversión en tecnología ExxonMobil ha desarrollado opciones que complementarán al gas natural: sistemas de captura de CO2, biocombustibles a base de algas y soluciones de eficiencia energética para la industria petrolera son algunas de las iniciativas que Woods mencionó..

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Gas Notas

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Busca aumentar el uso de gas natural renovable

UPS añade a su flota de gas natural más de 700 vehículos

Foto:flett.com

Actualmente, la empresa opera más de 50 estaciones de servicio de gas natural en EUA, Canadá y Reino Unido.

U Por Moisés Lara

na inversión de US $130 millones se destina a vehículos y estaciones especiales para abastecimiento de gas natural en EE.UU. Esta iniciativa marca una década de liderazgo en la que se han invertido US $1,000 millones en vehículos de tecnología avanzada que funcionan con combustible alternativo, así como estaciones para su abastecimiento En ese marco, UPS anunció sus planes de construir cinco estaciones adicionales de abastecimiento de gas natural comprimido (GNC) y agregará más de 700 vehículos nuevos que funcionan con GNC, entre ellos 400 semirremolques y 330 tractocamiones. Esta inversión de US $130 millones en capacidad de GNC en 2018 se suma a inversiones realizadas por UPS anteriormente de US $100 millones en 2016 y US $90 millones en 2017.

De esta forma, UPS habrá invertido más de US $1,000 millones entre 2008 y 2018 en vehículos de tecnología avanzada que funcionan con combustible alternativo y en estaciones de abastecimiento. "Creemos firmemente que una mayor inversión en nuestra flota de gas natural es un elemento clave para ayudarnos a alcanzar nuestros objetivos a largo plazo para reducir nuestras emisiones de CO2", comentó Carlton Rose, presidente de mantenimiento e ingeniería de la flota global para UPS. La creación de la capacidad para GNC y GNL (gas licuado) es un facilitador importante para aumentar el uso de gas natural renovable (GNR)

El GNR reduce hasta 90% en el ciclo de vida de las emisiones de gases de efecto invernadero, en comparación con el diésel convencional.

por parte de UPS. El uso de GNR reduce hasta 90 por ciento en el ciclo de vida de las emisiones de gases de efecto invernadero, en comparación con el diésel convencional. El año pasado, UPS usó 15 millones de galones equivalentes de GNR. La compañía es el mayor consumidor de GNR en el sector de transporte.

Las cinco nuevas estaciones de GNC est a r á n en G o o dyea r, A r i z ona; Pla i n f ie ld, Indiana; Edgerton, Kansas; Fort Worth, Texas y Arlington, Texas. Cuatrocientos semirremolques serán suministrados por Freightliner y Kenworth y 330 tractocamiones por TICO. UPS distribuirá los nuevos vehículos que funcionan con GNC en rutas que permitan utilizar las nuevas estaciones de GNC, así como para agregar a las flotas de gas natural existentes en otras ubicaciones de UPS, incluyendo Atlanta, Georgia; y Salt Lake City, Utah.

Actualmente, UPS opera más de 50 estaciones de servicio de gas natural estratégicamente ubicadas en los Estados Unidos y, fuera del país en Vancouver, Canadá y Tamworth, Reino Unido.

La iniciativa ayudará a UPS a alcanzar en 2020 su meta de que uno de cada cuatro vehículos nuevos que se adquieran, empleen combustible alternativo o sean de tecnología avanzada.

La compañía también estableció la meta de reemplazar el 40 por ciento de todo el combustible terrestre con fuentes diferentes a la gasolina convencional y el diésel. Estos objetivos respaldan el compromiso de UPS de reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero en las operaciones terrestres globales en un 12 por ciento para 2025.

Utilizando su enfoque Rolling Laboratory (Laboratorio rodante), UPS despliega aproximadamente 9,100 vehículos de bajas emisiones para determinar qué tecnología funciona mejor en cada configuración de ruta. Esto incluye todo eléctrico, híbrido eléctrico, híbrido hidráulico, etanol, gas natural comprimido (GNC), gas natural licuado (GNL) y propano.

Foto:flett.com

Abstract

UPS announced plans to build an additional five compressed natural gas (CNG) fueling stations and add more than 700 new CNG vehicles including 400 semi-tractors and 330 terminal trucks. This $130 million dollar investment in CNG capacity for 2018 builds on previous UPS investments of $100 million dollars in 2016 and $90 million dollars in 2017.

Foto: expok.net

Aprueba CRE primer permiso para expendio de gas LP en tienda de autoservicio Busca la diversificación de la oferta de gas LP a través de la creación de puntos fijos de venta en lugares de fácil acceso para el consumidor.

Por Mónica Gutiérrez

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l Órgano de Gobierno de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) aprobó el primer permiso de Expendio al Público de gas LP mediante Bodega de Expendio, con número de permiso LP/21394/ EXP/BOD/2018, en el que se autoriza, a un establecimiento comercial (Walmart), la posibilidad de expender el hidrocarburo a los consumidores de manera portátil.

El permiso aprobado por la CRE, que tendrá una vigencia de 30 años a partir del 17 de julio, consiste en la prestación del servicio de expendio al público de gas LP mediante bodegas de expendio en tiendas de autoservicio, en las que el gas LP estará a la venta en recipientes portátiles con capacidad de hasta 10 kilogramos.

De esta manera, el permiso aprobado por la CRE busca la diversificación de la oferta de gas LP a través de la creación de puntos fijos de venta en lugares de fácil acceso para el consumidor, como son las tiendas de autoservicio.

El otorgamiento de este permiso es relevante porque implica beneficios directos para más de 4 mil familias en los municipios de Ecatepec de Morelos, Tlalnepantla de Baz, Cuautitlán Izcalli, Otumba, Nextlalpan y Coacalco en el Estado de México. Dicha población tendrá la opción de adquirir o intercambiar cilindros portátiles hasta de 10 kilogramos de gas LP en un establecimiento comercial con horarios flexibles de manera segura y eficiente, ya sea en forma peatonal o mediante vehículos particulares. También, los consumidores tendrán más opciones en las formas de pago para adquirir el gas LP. Esta alternativa se suma a la venta tradicional del combustible a través de camiones repartidores o mediante el suministro en las plantas de distribución.

Es importante destacar que, según datos de la Encuesta Nacional de Ingresos y Gastos de los Hogares (ENIGH) 2016, el 75.7 por ciento de los hogares mexicanos utilizan el gas LP como principal fuente de energía y que el 15.6 por ciento de los hogares aún usa leña, en detrimento de la salud de las familias. Por lo anterior, este primer permiso de expendio a un establecimiento comercial es relevante porque busca poner al alcance más opciones en el expendio de gas LP e impulsar la sustitución de leña para reducir los efectos adversos de su uso.

Con este permiso de expendio, la CRE promueve el desarrollo eficiente de mercados competitivos de gas LP en donde los consumidores puedan beneficiarse con más opciones de compra.

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Noticias

Foto: Bigstock

Gas

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Consumo de gas natural por sector

Fuente: OCDE / IEA Foto: wsi.com

Sector LNG requerirá 200 mil mdd en inversiones: Royal Dutch Shell

Producción y consumo global de gas natural al alza

Empresas como BP y Shell, así como la IEA, coinciden en que el mercado de gas natural registró un crecimiento durante el año pasado. Su adopción como alternativa al diésel y al carbón son un factor importante, sin embargo, el crecimiento industrial y económico de China es considerado como el principal impulsor.

Crecimiento del consumo de gas natural 2017 - 2023

Fuente: OCDE / IEA

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Por Juan Manuel Ponce

n su `Panorama Energético 2018` la empresa British Petroleum (BP) señala que, durante 2017, el crecimiento en el consumo y la producción del gas natural a nivel mundial aumentó 3 y 4%, respectivamente, o 96 y 131 mil millones de metros cúbicos (bcm). En cuanto a las reservas internacionales, los datos preliminares apuntan a un crecimiento del 0.2%, para un total 193 mil millones de millones de metros cúbicos (tcm). Esto equivale a 52.6 años a los niveles de producción del 2017.

79.1

tcm de reservas localizadas en Medio Oriente, las más grandes del planeta

El estudio de BP destaca a Israel y a los países del bloque exsoviético, como los principales contribuidores al aumento en las reservas. La petrolera nota que este crecimiento ha ido de la mano de una estabilización de los precios internacionales, los cuales, se han mantenido por debajo del promedio de los últimos 10 años. Esto se debe a la entrada de los Estado Unidos como exportador con el índice de precios más bajos del planeta.

Por su parte Royal Dutch Shell identificó otros factores detrás del crecimiento del mercado del gas; como las políticas a nivel internacional, regional, nacional y local que buscan un mejoramiento en la calidad del aire. Como ejemplos la empresa mencionó el Acuerdo de París, así como las iniciativas de varios países por eliminar las centrales de energía a base de carbón.

Por otro lado, la decisión de la industria marítima internacional por utilizar combustibles bajos en sulfuro, ha acelerado la adopción de alternativas, incluido el gas natural licuado (LNG) el cual se viene utilizando desde hace varios y recientemente muestra un incremento en su uso. Shell menciona en su ‘panorama gasero’ que ha detectado el desarrollo de una cadena de suministro de LNG para el sector transporte, camiones y navíos de carga, que hasta el momento consiste en más 100 estaciones distribuidas en Europa y más de dos mil en China.

Sin embargo, para continuar con el desarrollo del mercado LNG hacia el futuro, la empresa calcula que se requerirán alrededor de 200 mil mdd en inversiones en infraestructura. Esto permitiría cubrir la demanda de LNG, que Shell espera aumente de 293 millones de toneladas anuales en

El factor más grande en el aumento del consumo internacional fue el súbito crecimiento de la demanda por parte de China, el cual fue de más del 15% y equivale a una tercera parte del consumo global. Esta rápida expansión se debe al Plan de Acción Ambiental anunciado en 2013, el cual estableció objetivos para mejorar la calidad del aire” Spencer Dale, Economista en Jefe, BP 2017 a alrededor de 500 millones para el año 2030.

“En los próximos años, el mercado global del gas será moldeado por tres cambios estructurales”, declaró el Dr. Fatih Birol, Director Ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía (IEA), durante la presentación del estudio de la agencia sobre el mercado internacional del gas. Los cambios a los que alude son: el surgimiento de China como uno de los mayores importadores del energético, el aumento en la producción y las exportaciones de los Estados Unidos, y el uso del gas en la industria para alimentar centros de producción y generadores de energía.

La agencia pronostica que la demanda proveniente de China crecerá un 60% entre el 2017 y 2023, por si solo el país representará el 37% del crecimiento de la demanda internacional, superando a Japón y Corea del Sur como los mayores importadores en 2019. Mientras que las exportaciones de LNG representarán el 40% del mercado global del gas en el 2023, la mitad de ellas se concentrarán en Asia, provocando que la capacidad de licuefacción aumente en 30%.

“Aunque el gas tiene un futuro brillante la industria enfrenta desafíos importantes. Estos incluyen la necesidad de que sus precios permanezcan asequibles en mercados emergentes y que la industria reduzca las emisiones de metano a lo largo de la cadena de valor”, señaló el dirigente de la IEA.

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Infraestructura

Tecnología y nuevos jugadores son impulsores

Terminales de Almacenamiento y Reparto, oportunidad para invertir y detonar mercado energético

(Segunda parte)

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Foto: Bigstock

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Por Juan José García

a apertura en el sector energético tras la Reforma de 2013 impulsó un mercado de combustibles competitivo que a la larga pretende brindar una amplia diversidad de marcas que incentiven nuevas propuestas a los consumidores mexicanos. Asimismo, permite la incorporación de empresas en los procesos de exploración y extracción de hidrocarburos.

El 12 de diciembre de 2017 la Secretaría de Energía (Sener) publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) la Política Pública de Inventarios Mínimos de Petrolíferos (PPAMP), la cual permitirá que México cuente con reservas estratégicas de gasolina, diésel y turbosina para reforzar el suministro de combustibles a la población en situaciones de emergencia, así como para fomentar el desarrollo de infraestructura de almacenamiento de petrolíferos, reforzando la seguridad energética nacional.

En este marco se establece que para 2020, los volúmenes mínimos de inventarios serán equivalentes a cinco días de ventas; en 2022

Foto: Bigstock

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pe me x.com

El nuevo modelo energético permitió la apertura en los sectores de hidrocarburos, combustibles, gas natural y eléctrico, donde se estima alcanzar, para finales del sexenio, inversiones cercanas a los 200 mil millones de dólares.

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México necesita robustecer su infraestructura de almacenamiento y transporte de combustibles a través del desarrollo de nuevos proyectos, que permitirán fortalecer la seguridad energética y garantizar un abasto de combustibles confiable, continuo y seguro.

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serán de ocho a nueve días de ventas, así como de nueve a diez días como promedio trimestral.

En 2025, el inventario mínimo será de diez a 13 días de ventas y de 12 a 15 días como promedio trimestral, por lo que la obligación de mantener inventarios mínimos será aplicable a los comercializadores y distribuidores que vendan a gasolineras o usuarios finales.

Esta política también establece la obligación de reportar estadísticas de producción, importación, inventarios y ventas de forma regional por producto, que generarán señales de abundancia y escasez necesarias para la formación de

precios y la detonación de arbitrajes geográficos.

Estos niveles son definidos para asegurar el abasto del país en caso de una declaración de emergencia, por lo que almacenar un volumen mínimo es parte de las obligaciones de los comercializadores y distribuidores de petrolíferos.

En este tema es importante señalar que la Secretaria de Energía (Sener) creó la figura de derechos financieros sobre inventarios, conocidos como tickets, para asegurar este volumen, los cuales a partir de 2020 obligarán no sólo a los distribuidores de combustibles, sino también a las gasolineras a almacenar un volumen mínimo.

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Infraestructura

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Noticias

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Competencia y tecnología, la nueva cara de las TAR En la industria de gasolinas y diésel, diversas empresas mostraron interés en el desarrollo de 48 proyectos de terminales de almacenamiento que significarían un incremento de 31 millones de barriles en la capacidad actual, un 177 por ciento más. Por ello, al culminar los 48 proyectos se pasará de tres días promedio de almacenamiento a entre diez y 13 días de venta.

En el expendio de gasolinas y diésel, la llegada de nuevas opciones para los consumidores es una realidad, pues a la fecha se cuenta con más de 43 nuevas marcas de gasolineras. Del total de las 11 mil 973 estaciones de servicio que tenemos en el país, 24 por ciento ostentan ya con una nueva marca.

Actualmente se tienen 45 proyectos privados de Terminales de Almacenamiento y Reparto (TAR), pero no todas son para comercializar petrolíferos; algunas son de importación y comercialización de tickets, por lo que se requiere infraestructura para aumentar los inventarios mínimos de seguridad nacional energética.

Por parte del sector público, Pemex cuenta con una capacidad actual de almacenamiento de 20 millones de barriles y el objetivo es construir en los próximos 15 años las TAR necesarias para albergar otros 20 millones de barriles. Aquí cabe destacar que para duplicar la capacidad actual serán necesarias al menos 40 TAR con una capacidad promedio de 500 mil barriles.

A pesar de que se tienen en la mira 45 proyectos de TAR, existen los que van a desarrollar importación para la comercialización de petrolíferos, para la comercialización de tickets o para la combinación de cualquiera de ellos.

Una de las nuevas caras en el mercado de almacenamiento y reparto es Hydrocarbon Storage Terminal, una empresa privada de capital cien por ciento mexicano que desarrolla TAR explotando su expertise en logística internacional, desarrollo de proyectos y terminales de almacenamiento y trasvase.

De acuerdo con cifras de 2017 de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), esta compañía tiene una inversión de 1,073.4 millones de pesos, ubicada en Acolman, Estado de México. La HST1 del Valle de México es la segunda terminal más

Foto: Bigstock Foto: pemex.com

Foto: pemex.com

Pemex cuenta con una capacidad de almacenamiento de 20 millones de barriles y el objetivo es construir en los próximos 15 años las TAR necesarias para albergar otros 20 millones de barriles.

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millones de dólares de inversión en almacenamiento y distribución de gasolina y diésel en 2017.

pe me x.com

La Sener ha dividido al país en ocho regiones y cada una debe cumplir con sus niveles de seguridad energética. Así, el ticket funciona para poder adquirir barriles, aunque no sea físicamente, de otro proveedor para poder complementar el mínimo requerido, siempre y cuando se ubique en la misma región y dentro del territorio nacional.

Sin embargo, el rezago en Terminales de Almacenamiento y Reparto (TAR) a largo plazo es evidente cuando se compara a México con otros países, como Italia y Reino Unido, donde se tienen 38 días de almacenamiento, o Francia, que cuenta con 34 días asegurados.

De las 11,973 estaciones de servicio que hay actualmente en México, 24% ostentan ya una nueva marca.

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Interport FTZ se convirtió en la primera terminal públicoprivada de almacenamiento y distribución de gasolina en México, ubicada en San Luis Potosí; con una capacidad operativa de 270 mil barriles y una inversión de 1,277.5 millones de pesos.

grande del área metropolitana, con una capacidad de 875,000 barriles, diez tanques de distintas capacidades, una espuela de ferrocarril para tren unitario e instalaciones versátiles para recibir la molécula.

Otro participante en este sector es Grupo Valoran, empresa responsable de construir la plataforma ubicada en el parque industrial WTC I, en San Luis Potosí, que trabajó con la petrolera texana Watco para crear la infraestructura de distribución de combustible, así como con Kansas City Southern (KSC), que aportó su red ferroviaria para la distribución inicial de 70 mil barriles por semana, lo que en promedio arrojó 3 millones 360 mil por año.

Este proyecto, pionero en México, fue denominado Interport FTZ, con una capacidad operativa de 270 mil barriles y una inversión de 1,277.5 millones de pesos. De esta manera, Interport FTZ se convirtió en la primera terminal público-privada de almacenamiento y distribución de gasolina en México, con combustible originario de las refinerías de Texas e infraestructura soportada por Watco. En su proceso, el hidrocarburo se traslada hasta San Luis Potosí a través de las 100 mil hectáreas de vías férreas con las que cuenta KSC, y también puede distribuirse por vía marítima a través de la zona de Tampico.

Finalmente, un tercer ejemplo de entre todos los jugadores de las TAR es Hidrosur Energéticos, empresa ubicada en Veracruz dedicada a la comercialización y distribución de hidrocarburos para satisfacer la demanda de combustibles de las industrias de la transformación, hotelera, agrícola y comercio, con una capacidad operativa de 415 mil 190 barriles y una inversión de 766.1 millones de pesos.

En innovación tecnológica, esta compañía ofrece un respaldo de energía mediante una planta de emergencia que genera 80 kva. de energía eléctrica; capacidad de almacenamiento para bombear mil 500 litros por minuto; un sistema de red contra incendio que cumple con las especificaciones de Pemex Refinación; y un sistema de monitoreo de inventarios instalado en los tanques de almacenamiento, que permiten saber con exactitud los niveles de producto para planificar compras y garantizar suministro.

Innovación y asociaciones, el reto Ante un entono altamente competido, el uso de tecnología será uno de los diferenciadores para alcanzar el liderazgo de costos operativos, lo que, junto con la oferta de valor, sentará las bases de la competitividad a largo plazo en el mercado de las TAR. Estar a la cabeza en costos tendrá una relación directa con la transformación digital a lo largo de toda la cadena de suministro, por lo que el uso de tecnologías de la comunicación, controles volumétricos, el monitoreo a distancia y la robótica para la automatización tanto de procesos operativos como administrativos serán los pilares de la competitividad.

Por otra parte, asegurar la continuidad de las operaciones, el control de inventarios y evitar pérdidas en la cadena de suministro permitirán llegar al punto de venta con las mejores condiciones.

De esta forma, los grupos gasolineros buscarán hacer valer su poder de compra, dado que también podrán participar en alguno de los eslabones previos de la cadena de suministro, como transporte, almacenamiento y distribución, lo que permitirá alinear los intereses de los participantes.

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Infraestructura Notas

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Transporta 670 millones de pies cúbicos de gas natural al día

Proyecto Topolobampo arranca operaciones

Foto: sempraenergy.com

Comprende 560 kilómetros de ductos de 30 pulgadas de diámetro desde El Encino, Chihuahua, a Topolobampo, Sinaloa.

Foto: Shutterstock

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nuevas plantas de generación de energía eléctrica y facilitará la conversión a gas natural de plantas existentes que actualmente usan combustóleo y diésel, reduciendo así el costo de la electricidad y las emisiones de gases de efecto invernadero”, dijo Robert Jones, Presidente de TransCanada México. “Nos enorgullece la forma en la que superamos retos técnicos muy difíciles y completamos este proyecto tan demandante de una manera segura”, mencionó.

El ducto de Topolobampo presentó algunos de los retos de construcción más demandantes en todo el país, dada la geografía a lo largo de la ruta, incluyendo cruzar la sierra Tarahumara cerca del Cañón del Cobre en el estado de Chihuahua. TransCanada usó técnicas innovadoras como la perforación vertical para cruzar acantilados con pendientes extremadamente inclinadas y grúas aéreas para transportar los tubos a regiones remotas.

Durante su construcción, el proyecto empleó a cerca de 3,500 empleados y contratistas y alcanzó más de 10 millones de horas hombre sin incidentes que implicaran incapacidades.

TransCanada trabajó cercanamente con propietarios de terrenos y autoridades locales para asegurar que fueran parte importante del proceso de desarrollo y construcción. Este proyecto fue uno de los primeros en México en incluir consultas indígenas coordinadas por el gobierno federal a comunidades impactadas.

La presencia de TransCanada en México data de mediados de la década de los 90s, cuando construyó dos de los primeros ductos privados en el país. Los gasoductos de TransCanada, ya sea en operación o en construcción, representan más de 3,190 kilómetros con una capacidad de 7,100 millones de pies cúbicos por día, y una inversión aproximada de $5,600 millones de dólares ($109,200 millones de pesos).

Por Mónica Gutiérrez

ransCanada Corporation anunció la entrada en servicio de su gasoducto Topolobampo en el norte de Méx ico, con capacidad para transportar 670 millones de pies cúbicos de gas natural diariamente a mercados en Chihuahua y Sinaloa.

El Proyecto representa una inversión aproximada de $1,200 millones de dólares ($23,400 millones de pesos) y provee la interconexión que abastece al gasoducto Mazatlán, también de TransCanada, e involucró la construcción de aproximadamente 560 kilómetros de ductos de 30 pulgadas de diámetro desde El Encino, cerca de la ciudad de Chihuahua, a Topolobampo, cerca de Los Mochis, Sinaloa.

En conjunto, los gasoductos de Topolobampo y Mazatlán conforman un sistema que añade más de 870 kilómetros de infraestructura energética que jugará un papel fundamental en proveer gas natural a plantas generadoras de energía eléctrica y a centros industriales y urbanos, promoviendo el desarrollo económico de la región noroeste de México.

"C o mple t a r e l s i s te m a d e du c t o s d e Topolobampo y Mazatlán es un logro importante para TransCanada conforme continuamos expandiendo nuestro portafolio para transportar gas natural que atienda las necesidades de generación de energía eléctrica de México. Estamos desarrollando la infraestructura que alimentará

Estamos desarrollando la infraestructura que alimentará nuevas plantas de generación de energía eléctrica y facilitará la conversión a gas natural de plantas existentes que actualmente usan combustóleo y diésel, reduciendo así el costo de la electricidad y las emisiones de gases de efecto invernadero” Robert Jones, Presidente de TransCanada México.

Foto: Shutterstock

Abstract

TransCanada Corporation announced its Topolobampo Pipeline project has been placed into service in northern Mexico, providing capacity for 670 million cubic feet of natural gas per day to markets in the states of Chihuahua and Sinaloa. The project represents an investment of approximately US$1.2 billion and provides the upstream interconnection with the company’s Mazatlan Pipeline.

Ienova construirá terminal marina de hidrocarburos en Sinaloa El proyecto representa una inversión de $150 millones de dólares.

Por Moisés Lara

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nfraestructura Energética Nova (IEnova) informó que en relación con el concurso convocado por la Administración Portuaria Integral de Topolobampo (API Topolobampo) para la construcción y operación de una terminal de recibo, almacenamiento, y entrega de hidrocarburos y otros fluidos, a través de su subsidiaria IEnova Petrolíferos IV, resultó adjudicada, luego de haber presentado la mejor propuesta económica del concurso.

IEnova será responsable de la total implementación del proyecto, incluyendo la obtención de contratos comerciales con usuarios, permisos, ingeniería, procura, construcción, financiamiento, operación y mantenimiento de la terminal. Se espera la terminal tenga una inversión de alrededor de $150 millones de dólares y que comience operaciones comerciales en el último trimestre del 2020.

Ca rlos Ru i z Sacr istá n, Di re ctor General y Presidente del consejo de administración de IEnova, señaló que a través de esta nueva terminal, el estado de Sinaloa incrementará el acceso a fuentes de suministro de combustibles, contribuyendo con la seguridad energética de la región y fomentando precios competitivos para los consumidores finales.

“Este proyecto confirma el compromiso de IEnova con el desarrollo de infraestructura energética necesaria y estratégica para México, representa nuestra quinta terminal de este tipo en el país y se enmarca dentro del plan estratégico de diversificación del portafolio de activos que ha emprendido la empresa en estos últimos años”, agregó.

En una primera etapa, IEnova anticipa que la terminal contará con 1 millón de barriles de almacenamiento, principalmente de diésel y gasolinas. IEnova logró avances comerciales significativos con clientes para asegurar la contratación del 100% de esta capacidad, que se anunciarán posteriormente. La terminal también podría expandir su capacidad de almacenamiento de refinados y/o prestar servicios a otros productos como petroquímicos.

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Energías Alternativas Cobertura

Agosto 2018 www.globalenergy.mx

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Energías Alternativas

Con el fabricante del vehículo eléctrico Zbee

Siemens se asocia con Clean Motion para facilitar el trayecto hacia la digitalización Foto: Siemens

Foto: Siemens

La alianza permitirá el desarrollo y producción de excelencia en el despliegue del modelo Micro Fábrica de Clean Motion en las fábricas de todo el mundo, a través del uso del gemelo digital tanto para la fábrica como para los procesos y los productos.

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Por Mónica Gutiérrez

iemens anunció una nueva sociedad con Clean Motion AB, fabricante del vehículo eléctrico Zbee, la cual permitirá que Clean Motion construya y mantenga una fábrica digital principal que utilice las soluciones y tecnología de Siemens. Clean Motion está implementando una estrategia de expansión global basada en manufactura local, distribuida en pequeñas fábricas cercanas al consumidor final.

Para lograr el éxito de dicha expansión es importante asegurar los procesos de fabricación, los productos definidos digitalmente y una cadena de abastecimiento centralizada. Clean Motion está dando el siguiente paso en su proceso de digitalización de la mano de Siemens PLM Software para lograr gemelos, totalmente, digitales tanto del producto como de los procesos de manufactura y de la fábrica misma.

Como parte de la estrategia de digitalización, se construirá una fábrica principal digital con el software de Siemens PLM. Esta fábrica permitirá llevar a cabo los ajustes para optimizar los flujos de producción e introducir nuevas variantes. Clean Motion será capaz de desarrollar una gran cantidad de plantas físicas independientes y garantizar sus operaciones, exactamente de la misma manera, en todo el mundo, utilizando las soluciones de Siemens PLM Software, las cuales mantendrán y administrarán la duplicación del gemelo digital en la fábrica principal de Clean Motion.

Esta empresa también planea desplegar Mindsphere, el sistema operativo abierto para el Internet de las Cosas, basado en la nube, activado por los Servicios Web de Amazon (AWS por sus siglas en inglés), el cual habilitará la fábrica conectada y creará un proceso de circuito cerrado para monitorear y retroalimentar datos en vivo, provenientes de la fábrica y de la utilización, con el objetivo de optimizar, aún más, los procesos y el negocio de Clean Motion.

“El uso de la solución de Siemens para el IoT nos dará la oportunidad de registrar la forma en que el producto es manufacturado en tiempo real. Con esta información podemos optimizar nuestro modelo actual de negocios, pero también desarrollar nuevas oportunidades comerciales.

Esto significa que seremos capaces de devolver información sobre el uso y fabricación, garantizando que estamos en constante desarrollo con la misma alta calidad en todo el mundo”, comentó Göran Folkesson, CEO de Clean Motion.

El modelo de negocio de Clean Motion está basado en compras centralizadas y organización logística con las unidades de producción locales, dando servicio y ofreciendo el automóvil Zbee en el mercado local. La meta es que cada micro fábrica tenga una capacidad anual de 5,000 vehículos, aproximadamente. El concepto está basado en el hecho de que cada micro fábrica contenga todas las partes para fabricar los vehículos de principio a fin, donde la producción, las ventas y la post-venta sean un agregado.

Como parte de la estrategia de digitalización, se construirá una fábrica principal digital con el software de Siemens PLM.

La meta es que cada micro fábrica tenga una capacidad anual de 5,000 vehículos, aproximadamente.

Clean Motion utilizará el software NX™ de Siemens, la solución líder integrada para el diseño por computadora, fabricación e ingeniería (CAD/CAM/CAE por sus siglas en inglés), el portafolio Teamcenter®, el software de administración del ciclo de vida digital más usado en el mundo, el portafolio Simcenter™, el cual es un sólido conjunto de software de simulación y soluciones de prueba y el portafolio Simcenter™, que integra las soluciones de software de fabricación digital, líder en la industria, para construir y preservar el gemelo digital.

Clean Motion también utilizará los Servicios Administrados de Siemens con el Teamcenter en la nube activada por AWS, con la finalidad de contar con un software industrial de extremo-a-extremo en la nube. “Crearemos un sistema cerrado con una red de unidades de producción controladas de manera centralizada. Esto no sería posible sin un socio como Siemens”, dijo Niklas Ankarkrona, Director General de Clean Motion.

“El modelo de negocio de Clean Motion ofrece una sólida base para su viaje hacia la digitalización y nuestro software, provisto como servicio de alojamiento en la nube de AWS, puede ofrecer la solución necesaria de extremo-a-extremo para que den los siguientes pasos fundamentales”, comentó Mats Friberg, CEO de Siemens PLM Software en Suecia. “La colaboración con compañías como Clean Motion permite que Siemens alcance un alto nivel de innovación y concientización de estas nuevas tecnologías en combinación con los métodos de trabajo ya desarrollados”.

La colaboración no se limitará a la fábrica.

Zbee ya está desarrollando un producto virtual y con el portafolio del Siemens PLM Software, Clean Motion podrá generar un gemelo digital del producto, de los procesos y de la fábrica misma, dando lugar, incluso, a mayores oportunidades para simular, optimizar y verificar tanto el producto como la producción en general. Al usar el gemelo digital, Clean Motion será capaz de simular todo el ciclo de vida del vehículo antes de ser completado.

Abstract

Siemens announced a new partnership with Clean Motion AB, manufacturer of the electric vehicle Zbee, which will help enable Clean Motion to build and maintain a digital master factory using Siemens’ technology and solutions. Clean Motion is now taking the next step in its digitalization process with Siemens PLM Software to reach fully digital twins of both the product, the manufacturing process and the factory.

Foto: Siemens

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Energías Alternativas Notas

Por $150 millones de dólares

Foto: Bigstock

ABB gana contrato para el mayor parque eólico marino del mundo Suministrará tecnología de luz estática Var Compensation, sistemas de control, transformadores, reactores y filtros de armónicos, entre otras soluciones.

Por José de Jesús Pedroza

Abstract

ABB has won orders worth over $150 million from Danish energy company, Ørsted (previously Dong Energy), to supply a range of technologies that will help integrate and transmit renewable wind energy from Hornsea Project Two, slated to be the world’s largest offshore wind farm. The orders were booked in the second quarter of 2018 and are the first tranche of a global five-year frame agreement for the supply of electrical and automation equipment for offshore and onshore wind power connection and integration to the grid.

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BB ganó pedidos por más de $150 millones de dólares por parte de la compañía energética danesa Ørsted (anteriormente Dong Energy), para suministrar una gama de tecnologías que ayudarán a integrar y transmitir energía renovable desde Hornsea Project Two, considerado el mayor parque eólico marino del mundo.

Los pedidos se contabilizaron en el segundo trimestre de 2018 y constituyen el primer tramo de un acuerdo global de cinco años para el suministro de equipos eléctricos y de automatización para la conexión e integración de energía eólica costa afuera y en tierra a la red.

Hornsea Two es un proyecto de 1,400 megawatts (MW) para desarrollar recursos eólicos en el Mar del Norte a unos 100 kilómetros de la costa de Yorkshire.

Una vez completado, podrá suministrar suficiente energía eléctrica limpia para satisfacer las necesidades de más de 1.3 millones de hogares al año.

La fuente de alimentación adicional apoyará el crecimiento económico en la región Humber del Reino Unido, y ayudará a que el Reino Unido cumpla su objetivo de generar el 15 por ciento de las necesidades de energía de fuentes renovables para 2020.

Agosto 2018 www.globalenergy.mx

ABB suministrará su tecnología de luz estática Var Compensation (SVC) de vanguardia con avanzados sistemas de control ABB Ability ™ MACH, celdas de aislamiento de gas de alto voltaje (GIS), transformadores, reactores y filtros de armónicos. ABB también se encargará de la ingeniería, suministro, gestión de proyectos y puesta en marcha de los sistemas de control y protección digital para la subestación en tierra y las dos subestaciones de plataformas mar adentro.

"Estamos encantados de asociarnos con Ørsted para esta alianza estratégica de tecnología a largo plazo y trabajar hacia nuestro objetivo común de integrar más energías renovables en la red y promover soluciones energéticas sostenibles", dijo Claudio Facchin, presidente de la división Power Grids de ABB. "Las tecnologías avanzadas y soluciones digitales basadas en ABB Ability ™ desempeñarán un papel clave en la mejora de la capacidad y de la calidad y la confiabilidad de los suministros de electricidad para millones de personas. Este proyecto refuerza la posición de ABB como socio de elección para permitir una red más fuerte, más inteligente y más verde".

El flujo de energía eléctrica de la granja Hornsea Two estará protegido y controlado por el sistema de Compensación estática más grande (STATCOM) jamás construido para una aplicación eólica marina.

Los STATCOM ayudan a las turbinas generadoras de energía eólica marina para aumentar la capacidad de transferencia de energía, mejorar la calidad de la energía y la estabilidad de la red eléctrica, proporcionando un suministro de energía eficiente y confiable.

El cerebro de STATCOM es el sistema de control, protección y monitoreo ABB Ability MACH, que administra esta tecnología sofisticada al supervisar miles de operaciones en tiempo real para garantizar la confiabilidad y la eficiencia de la energía.

Como parte del alcance del proyecto, el sistema MicroSCADA habilitado ABB Ability™ se usará para supervisar la red eléctrica y recopilar datos de los dispositivos electrónicos inteligentes (IED) Relion® y unidades terminales remotas (RTU) para garantizar un sistema de integración de red seguro y confiable operaciones. La tecnología avanzada de misión crítica también se utilizará para la comunicación entre las plataformas marinas y la subestación en tierra.

ABB Ability™ es la oferta digital unificada de toda la industria de la compañía con dispositivos, sistemas, soluciones, servicios y una plataforma que permite aumentar la productividad y reducir los costos.

La visión de Ørsted es un mundo que funciona completamente con energía verde. Ørsted desarrolla, construye y opera parques eólicos marinos, plantas de bioenergía e innovadoras soluciones de conversión de residuos en energía y proporciona productos de energía inteligentes a sus clientes. Ørsted tuvo un ingreso de 8 mil millones de euros en 2017 y emplea a 5,600 personas, incluidas más de 900 en el Reino Unido.

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A d Foto: Bigstock

Costa Rica quiere ser el primer país 100% verde en 2021 Por Mónica Gutiérrez

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l gobierno de Costa Rica anunció un ambicioso plan para “descarbonizar” al país, y lo ha planteado sin prohibir los combustibles fósiles. Hasta ahora la política climática se había centrado en medidas de carácter restrictivo, pero para este país, su política energética ya es muy “verde”, por lo que algo así sería innecesario.

El año pasado sobrevivió más de 300 días sin consumir un gramo de electricidad que no proviniera de fuentes renovables. Durante los dos últimos años ha logrado producir el 98% y el 99% de su energía gracias a la copiosa infraestructura hidroeléctrica del país. Las particularidades físicas de su territorio (montañoso, muy húmedo) y una antiquísima política medioambiental hacen que Costa Rica tenga lleve recorrido un largo camino hacia la descarbonización.

El año pasado, 70% de los costarricenses seguía moviéndose diariamente gracias a sus vehículos a motor, todos ellos dependientes de los combustibles fósiles. Costa Rica es hoy el segundo emisor por cuestiones de movilidad de todo Centro América.

Es dependiente del diésel y de la gasolina.

Para solucionarlo, el gobierno va a eliminar los impuestos asociados a los vehículos eléctricos (hasta ahora muy caros: tan sólo hay un centenar circulando por el país). También va a impulsar la creación de una infraestructura de estaciones de carga a lo largo y ancho del país, confiando en que el desarrollo de baterías más autónomas y baratas hagan el resto.

ACCIONA y Tuto Energy firman acuerdo de financiamiento La construcción se inició en febrero de 2018 y se prevé que opere plenamente en el primer trimestre del próximo año.

Por José de Jesús Pedroza

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Foto: Bigstock

CCIONA y TUTO ENERGY, de Grupo Biofields, firmaron el acuerdo de financiamiento del complejo fotovoltaico Puerto Libertad en Sonora, que cuenta con 404 MWp de potencia, con cuatro entidades bancarias por un importe máximo de 264 millones de dólares.

Las instituciones financieras que tomaron parte en este acuerdo fueron el Banco de Desarrollo de América del Norte (BDAN), el Banco Nacional de Obras y Servicios de México (Banobras), el Instituto de Crédito Oficial de España (ICO) y el Banco Sabadell.

Dicha planta se financiará a partes iguales entre las cuatro entidades en la modalidad de “project finance”, con un plazo de amortización de 18 años. Una parte del complejo Puerto Libertad -229 MWp- cubrirá el suministro a

la Comisión Federal de Electricidad (CFE) de 478.3 GWh de electricidad y los Certificados de Energía Limpia correspondientes que fueron adjudicados al consorcio propietario del proyecto en la Segunda Subasta de Electricidad a largo plazo en México.

Mientras, otros 114 MWp servirán para atender un contrato privado de compraventa de electricidad suscrito entre el contrato propietario del proyecto y la empresa Tuto Energy Trading. Asimismo, los 61 MWp restantes se destinarán a comercializar energía en el Mercado Eléctrico Mayorista.

Luego de f i r m a r e l ac uerdo, Rob er to Giesemann, director general de TUTO ENERGY y del Grupo Biofields, manifestó que concretar esta inversión refuerza la estrategia del grupo en consolidarse como un referente en las actividades sustentables en México, que crean valor económico, social y medioambiental.

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Agosto 2018 www.globalenergy.mx

Notas

Energías Alternativas

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12 pasos a seguir

Alemania podría alcanzar 65% de generación renovable hacia 2030 Para empezar, se pueden implementar a corto plazo medidas como la monitorización completa de la temperatura de los cables conductores en torres de alta tensión, lo que reduce la pérdida de potencia.

También se propone construir turbinas eólicas para cumplir con las cuotas regionales, lo que generará menos cuellos de botella en la red, reduciendo la necesidad de transportar electricidad y, como resultado, aliviando la carga en las redes.

Foto: Bigstock

La mayoría de las medidas implica una mejora significativa de la utilización de las redes existentes.

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Por Moisés Lara

egún un nuevo informe del grupo alemán de expertos en energía limpia Agora Energiewende, existen 12 pasos para aprovechar el actual 36 por ciento de la generación de electricidad renovable de Alemania, y llevarlo al 65% en doce años.

El plan es seguir una serie de medidas, desde aumentar la producción y reducir el consumo de electricidad hasta modernizar las redes eléctricas en la medida en que puedan recoger y transportar el consumo adicional en los próximos doce años.

"Las energías renovables no solo se han vuelto más rentables, sino que las nuevas plantas también están produciendo electricidad significativamente más barata que las nuevas centrales eléctricas convencionales", dice Patrick Graichen, Director de Agora Energiewende.

Para alcanzar el objetivo, el informe dice que, fundamentalmente, se deben construir nuevos sistemas eólicos y solares, con una duplicación de la producción solar y un enfoque en el viento, tanto en tierra como en alta mar.

Además de la instalación de más sistemas de energía renovable, el informe dice que se pueden lograr reducciones significativas mediante la introducción de medidas ambiciosas de eficiencia energética, como la reducción de la demanda de las necesidades de calefacción.

Para fomentar esta reducción, se espera un aumento modesto en el gravamen EEG de solo 0.4 centavos por kilovatio hora en comparación con los aumentos de 2017, lo que garantiza tarifas de electricidad competitivas en el panorama europeo.

Doce medidas se enumeran en total para la futura integración de las energías renovables en las redes eléctricas alemanas:

Otra opción es la instalación de tecnología de control activo en las subestaciones, que se puede utilizar para redirigir los flujos de energía de las partes muy cargadas a las menos cargadas de la red.

Finalmente, el documento recomienda que la red eléctrica se construya teniendo en cuenta el futuro, como colocar conductos vacíos y cables adicionales al construir las grandes autopistas de electricidad norte-sur (líneas HVDC) para mediados de la década de 2020.

Para alcanzar el objetivo se deben construir nuevos sistemas eólicos y solares,

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Energías Alternativas Notas

Agosto 2018 www.globalenergy.mx

€8 millones se requirieron para el desarrollo

Operará en Alemania primer tren de pasajeros propulsado por hidrógeno

Foto: rewisor.com

Foto: rewisor.com

Permite la operación limpia y sustentable del tren al tiempo que asegura altos niveles de desempeño.

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Por Mónica Gutiérrez

l primer tren de pasajeros propulsado por hidrógeno en el mundo ha sido aprobado por la Autoridad Ferroviaria Alemana (EBA) para servicio de pasajeros. El Coradia iLint, de Alstom, es el primer tren impulsado por una celda de combustible de hidrógeno, la cual produce energía eléctrica para la tracción.

Este tren de cero-emisiones emite bajo nivel de ruido y gases de escape que son solamente vapor y agua condensada. El Coradia iLint es especial por su conversión limpia de energía, almacenamiento flexible de energía en las baterías

y gestión inteligente de la tracción y energía disponibles. Específicamente diseñado para operación en líneas no electrificadas, permite la operación limpia y sustentable del tren al tiempo que asegura altos niveles de desempeño.

"C o n l a apro b a c ió n d e l a O f i c i n a d e Ferrocarriles Alemana (EBA), estamos entregando a las vías el primer tren de pasajeros con tecnología de celda de combustible. Este es un fuerte signo de la movilidad del futuro. El hidrógeno es realmente una alternativa de bajo costo y eficiente al diésel. Especialmente en las líneas secundarias, donde los cables aéreos no son económicos o aún no están disponibles, estos trenes son una opción limpia y ambientalmente amigable. Es la razón por la cual apoyamos y promovemos la tecnología, para hacerla realidad”, dijo Enak Ferlemann, delegado autorizado del Gobierno Federal Alemán para el transporte ferroviario.

ACCIONA reducirá emisiones de gases de efecto invernadero en 16% hasta 2030

Escanea para conocer más sobre la tecnología detrás de este tren.

Abstract

Coradia iLint is an advanced full emission-free train solution for passenger rail transportation. It is based on Alstom’s successful Coradia Lint regional platform. The traction system of Coradia iLint is using fuel cells which produce electricity by combining hydrogen and oxygen to water.

Foto: Bigstock

La compañía ha evitado en el último ejercicio la emisión de 14.4 millones de toneladas de CO2 gracias a la generación de energía 100% renovable.

Por José de Jesús Pedroza

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CCIONA ha establecido objetivos de reducción de emisiones conforme a la ciencia, objetivos que han sido aprobados por la iniciativa Science Based Targets (SBT) y que se concretan en reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en un 16% a 2030, con año base 2017.

Este compromiso y la decisión de elevar su cumplimento a criterios científicos se enmarcan en el Plan Director de Sostenibilidad 2020, y su adhesión a la meta fijada en el Acuerdo de París de limitar el aumento de la temperatura global por debajo de los 2 ºC. Science Based Targets (SBT) es una iniciativa liderada por CDP, Pacto Mundial de las Naciones Unidas, World Resources Institute (WRI), WWF y We Mean Business, con el propósito de ayudar a las empresas a establecer ambiciosos objetivos climáticos basados en la ciencia para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y limitar el calentamiento global por debajo de 2ºC, aprovechando las oportunidades durante la transición a una economía baja en carbono.

“Felicitamos a ACCIONA por establecer un objetivo basado en la ciencia alineado con la ciencia del clima y el Acuerdo de París”, ha comentado Lila Karbassi, Directora de Programas del Pacto Mundial de las Naciones Unidas. “Al dar este paso, ACCIONA se ha comprometido a reducir las emisiones de sus actividades y contribuir entre sus clientes al uso de energía más limpia. Estas acciones muestran su objetivo de liderar la transición hacía una economía baja en carbono”.

Neutralidad en carbono En la cumbre del clima de París, ACCIONA dio un paso más en su compromiso de descarbonización con su decisión de ser una compañía neutra en carbono a partir de 2016. Más allá de los esfuerzos de reducción de emisiones GEI, la compañía compensará todos los años las emisiones con certificados de Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), reconocidos por Naciones Unidas.

Con esta iniciativa logra que su actividad como empresa compense a nivel global su

“Esta aprobación es un hito mayor para el Coradia iLint y un paso decisivo para una movilidad limpia y orientada al futuro. Alstom está inmensamente orgulloso de este tren regional impulsado por hidrógeno, un avance en movilidad libre de emisiones. Y el hecho es que ahora entrará en operación regular para pasajeros”, dijo Wolfram Schwab, Vicepresidente de Alstom para I&D e Innovación.

En noviembre de 2017, Alstom y la autoridad de transporte local de Baja Sajonia (LNVG) firmaron un contrato para la entrega de 14 trenes de celda de combustible de hidrógeno, con 30 años de mantenimiento y suministro de energía. Los 14 trenes serán producidos por Alstom para el pool de vehículos de LNVG y transportarán pasajeros entre Cuxhaven, Bremerhaven, Bremervörde y Buxtehude, desde diciembre de 2021. Tras esta aprobación concedida por EBA, los dos prototipos Coradia iLint entrarán en operación piloto en la red Elbe-Weser. El servicio de pasajeros está programado para fines del verano.

El Coradia iLint fue diseñado por los equipos de Alstom en Salzgitter (Alemania), centro de excelencia para trenes regionales; y en Tarbes (Francia), centro de excelencia para sistemas de tracción. Este proyecto recibe apoyo del Ministerio de Economía y Movilidad de Alemania. El desarrollo del Coradia iLint por Alstom fue financiado con €8 millones del gobierno alemán como parte del Programa Nacional de Innovación para Tecnología de Hidrógeno y de Celda de Combustible (NIP).

Con la generación de energía 100% renovable ACCIONA ha evitado en el último ejercicio la emisión de 14.4 millones de toneladas de CO2

Foto: rewisor.com

impacto en el calentamiento global al tiempo que contribuye a la creación de un mercado efectivo de certificados de emisiones como herramienta básica de la descarbonización.

ACCIONA participa en el desarrollo de proyectos asociados a la lucha contra el cambio climático con ocho proyectos registrados en el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) en México, India, Chile y Costa Rica. Asimismo, participa en el mercado voluntario de carbono a través del programa Verified Carbon Standard (VCS), con dos proyectos eólicos en EEUU. La compañía ha evitado en el último ejercicio la emisión de 14.4 millones de toneladas de CO2 gracias a la generación de energía 100% renovable. Su actividad empresarial arrojó unas emisiones de 1.2 millones de toneladas, que la compañía ha compensado dentro de su política en neutralidad en carbono y ha mejorado su ratio de consumo energético de 2.68 TJ/ventas en millones de euros a 2.63 TJ/ventas en millones de euros.

El trabajo de ACCIONA en la lucha contra el cambio climático se ha visto reconocido con su presencia en índices y rankings de sostenibilidad, como CDP Climate, CDP Water Security y CDP Supply Cha i n, FTSE4Good, STOX X Global Climate Change Leaders Index, Ethibel Sustainability Index, o en el ranking “2018 Global 100 Most Sustainable Corporations in the World”, entre otros.

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