Global Energy / 123 / Septiembre 2018 by Elemental Media

Manuel Eslava Director regional de TIBA para Norteamérica, Centroamérica y el Caribe

Reforma Energética está muy bien hecha, lo que falta es concretar la implementación positiva de la misma.

Crecimiento en energías renovables,

30 oportunidad para la industria logística.

@GlobalEnergyMex

globalenergymx

www.globalenergy.mx

IMP

Global Energy México

Celebra IMP 53 aniversario

El IMP seguirá fortaleciendo su posición con los órganos reguladores y los distintos operadores del sector hidrocarburos, particularmente con Pemex: Ernesto Ríos Patrón.

Estados Unidos se proclama líder mundial en producción de gas natural

“El mundo avanza rapidísimo y el cambio tecnológico se está dando a velocidades que nadie imaginó. La instalación de un campo solar, por ejemplo, actualmente cuesta la séptima parte que hace nueve años que yo dejé la CFE. Así de rápido cambia la tecnología, por lo que mi única sugerencia para los que vienen es mantenerse a la punta de la modernidad y de la innovación”, Alfredo Elías Ayub, director general de esta empresa de 1999 a 2011.

AÑOS

México aumentará la generación de energía geotérmica con apoyo del BID

Inicia construcción de la primera terminal de GNL en Baja California Sur

Reducirá la emisión de contaminantes al medio ambiente hasta en 70%.

Publica CRE tarifas de almacenamiento en aeropuertos

La Comisión aprobó a ASA las tarifas máximas de almacenamiento de petrolíferos en los 60 aeropuertos en los que presta este servicio.

asa.mx

Bigstock

Transforma IPN aguas negras en combustible limpio

energiaproblem.it

IPN

Del 26 de julio al 1 de agosto tuvo 91.9 Bcf en producción comercializada, comparada con los 83.0 registrados en el mismo periodo del año anterior.

GNL

Reporte de petroleras 2Q 2018

Año 10 Número 123 Septiembre 2018

Mantenerse a la punta de la innovación, recomendación para la nueva CFE

Bigstock

eMedia

Yolanda Villegas González Directora Jurídica, de Regulación y Cumplimiento de Vitol México

Bancomext financiará proyecto fotovoltaico en Hidalgo

39 34

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

Septiembre 2018 www.globalenergy.mx

Bienvenidos

Editorial

Expertise de analistas acompaña a Global Energy en el nuevo rumbo de la industria

Crecimiento en energías renovables,

31 oportunidad para la industria logística.

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IMP

Global Energy México

El IMP seguirá fortaleciendo su posición con los órganos reguladores y los distintos operadores del sector hidrocarburos, particularmente con Pemex: Ernesto Ríos Patrón.

Estados Unidos se proclama líder mundial en producción de gas natural

AÑOS

Inicia construcción de la primera terminal de GNL en Baja California Sur

Reducirá la emisión de contaminantes al medio ambiente hasta en 70%.

Publica CRE tarifas de almacenamiento en aeropuertos

La Comisión aprobó a ASA las tarifas máximas de almacenamiento de petrolíferos en los 60 aeropuertos en los que presta este servicio.

asa.mx

México aumentará la generación de energía geotérmica con apoyo del BID energiaproblem.it

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Transforma IPN aguas negras en combustible limpio

GNL

Del 26 de julio al 1 de agosto tuvo 91.9 Bcf en producción comercializada, comparada con los 83.0 registrados en el mismo periodo del año anterior.

Reporte de petroleras 2Q 2018t

Año 10 Número 123 Septiembre 2018

Mantenerse a la punta de la innovación, recomendación para la nueva CFE

Celebra IMP 53 aniversario

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eMedia

Reforma Energética está muy bien hecha, lo que falta es concretar la

Manuel Eslava Director regional de TIBA para Norteamérica, Centroamérica y el Caribe

Yolanda Villegas González Directora Jurídica, de Regulación y Cumplimiento de Vitol México 30 implementación positiva de la misma.

SUPLEMENTO ESPECIAL

Bancomext financiará proyecto fotovoltaico en Hidalgo

10 CMP 2018

#TransformaciónPemex

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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 Director de Arte Sandino García Redacción Juan José García Salomón Rodríguez Claudia García Marilyn Montero Diseño Gráfico Marco Alvarado Edición y Fotoproducción Luis Franco Directora Administrativa y Financiera Ericka Ibarra Gerentes Comerciales Gabriela Rocha Américo Padilla Relaciones Institucionales Isvet Medina

urante la última década Global Energy ha sido testigo de la transformación de la industria energética nacional, con una mirada objetiva y veraz sobre el acontecer del sector y los principales jugadores de esta industria. Diez años respaldan la historia de un medio que en este periodo de transición energética se mantiene a la vanguardia en los temas coyunturales a nivel nacional e internacional, por lo que su razón principal de ser se sostiene como la de satisfacer a usted lector con la información y opiniones más relevantes dentro de este mercado. Es por ello que nos complace agradecer a las plumas que nos han acompañado durante esta historia y también dar la bienvenida a quienes en las siguientes ediciones robustecerán nuestras páginas con columnas donde compartirán sus predicciones, análisis y comentarios sobre los temas más relevantes del acontecer energético. En este sentido, destacamos el trabajo de colaboradores siempre presentes en esta publicación: el ingeniero Luis Vielma Lobo, director general de CBM Ingeniería Exploración y Producción, quien tiene un expertise reconocido a nivel internacional y que ha plasmado su punto de vista de la industria desde nuestros inicios. Sin dejar de reconocer a nadie, queremos dar la bienvenida a nuevos colaboradores que sumarán su experiencia a estas páginas a lo largo de nuestras próximas ediciones: Ricardo Villegas, jubilado de Petróleos Mexicanos (Pemex), donde fue Subdirector de la Región Marina Suroeste, Subdirector de Producción de Aguas Someras y Subdirector Técnico de Explotación de Pemex Exploración y Producción. Asimismo, a Ramsés Pech Razo, ingeniero químico con maestría en administración por el Instituto Tecnológico de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM), que con 25 años de experiencia en la industria de hidrocarburos es además conocedor en temas de geotermia, electricidad, energía y economía. También aprovechamos este espacio para hacer una mención especial al ingeniero Alfredo Elías Ayub, quien fuera director general de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) durante casi 12 años, y que compartió con nosotros su visión sobre esta empresa productiva del Estado. En esta charla exclusiva, el ingeniero Elías Ayub recordó su paso

Foto: Bigstock

por CFE para convertirla en una verdadera empresa de clase mundial, y aprovechó nuestras páginas para desear éxito a la siguiente administración. Con esta apertura a nuevas y distintas voces dentro de la industria, en Global Energy sabemos que la mejor manera de celebrar nuestra historia y refrendar nuestro liderazgo es servir a la industria con espacios de diálogo y análisis para la generación de oportunidades y la discusión de problemáticas que enfrenta la energía mundial. Bajo esta idea de diálogo y apertura, nos encaminamos al Congreso Mexicano del Petróleo (CMP) 2018 con un suplemento en donde importantes voces del sector exponen su punto de vista sobre distintas aristas que van desde la refinación en México, la exploración y producción de hidrocarburos y construcción de infraestructura, así como inversiones y retos por delante para la industria y el nuevo gobierno, e incluso el lamentable robo de combustibles. Sin duda, esta edición del CMP a celebrarse en Acapulco, Guerreo, será el escenario más idóneo para dar arranque a nuevos negocios en materia petrolera, como una vitrina para las empresas que se ha consolidado como líderes en Latinoamérica, y donde se tendrá la oportunidad de conocer mejoras e innovaciones tecnológicas para la optimización de los procesos en el sector.

COLUMNISTAS DEL MES PÁG 16.

PÁG 12.

Ricardo Villegas

Luis Vielma Lobo

PÁG 26.

Ramsés Pech

PÁG 28.

Antonio (Tony) Martínez

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

PÁG. 04

HIDROCARBUROS

PÁG. 20 GAS

PÁG. 22

MERCADO GASOLINERO

PÁG. 24

ELECTRICIDAD

PÁG. 28

INFRAESTRUCTURA

PÁG. 32

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 123, Año 10. Publicación mensual correspondiente a Septiembre 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 3 de Septiembre 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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Hidrocarburos

Contempla Santuario, Magallanes y Arenque

Foto: perenco.co

Petrofac y Perenco firman acuerdo Perenco pagará una contraprestación inicial en efectivo de US $200 millones.

Foto: inteligenciapetrolera.com

Abstract Foto: inteligenciapetrolera.com

Por Global Energy

et rofac Li m ited suscr ibió un acuerdo para vender a Perenco 49% de sus operaciones en México, incluyendo Santuario, Magallanes y Arenque. La transacción está sujeta a la aprobación de la Comisión Federal de Competencia de México (COFECE), la cual se estima para el cuarto trimestre de 2018.

Petrofac Limited has signed an agreement to sell 49% of the Company’s operations in Mexico, including Santuario, Magallanes and Arenque, to Perenco (Oil & Gas) International Limited. The transaction is subject to approval by the Federal Competition Commission of Mexico (COFECE), which is expected in Q4 2018.

Tiene 632 pozos activos

La consideración total comprende un monto fijo y una contraprestación contingente en función de una serie de hitos futuros, incluidos el desarrollo futuro del campo y los términos de migración de los Contratos, con un tope de US $ 274 millones. El consejero delegado del Grupo Petrofac, Ayman Asfari, dijo: "Estamos encantados de dar la bienvenida a un socio con experiencia como Perenco para nuestras operaciones en México. Brindan una sólida capacidad técnica que complementará nuestra experiencia en operaciones brownfield existentes para fortalecer nuestra oferta. Esperamos con interés trabajar con ellos y otras partes interesadas para desarrollar aún más nuestros intereses en campos maduros en México. El acuerdo también marca un mayor progreso en la ejecución de nuestra estrategia para reducir la intensidad del capital". Por su parte, el CEO de Perenco, Benoit de la Fouchardiere, dijo: "Tras una exitosa colaboración anterior con Petrofac, estamos encantados de explorar nuevas oportunidades para trabajar juntos. México es una tierra de oportunidades, un nuevo país y un nuevo y emocionante desafío para Perenco. La asociación con Petrofac en México nos brindará una oportunidad fantástica para alcanzar nuestras metas de manera oportuna y, con resultados, demostrar a Pemex que también podemos ser un socio para el futuro.

Foto: wordpress.com

YPF alcanza nuevas fronteras de eficiencia operativa en Vaca Muerta Sus costos de desarrollo han caído 55% desde fines del 2015.

PF presentó los avances de su operación, que ha mejorado en producción y eficiencia. Para el 2024, la compañía prevé alcanzar sólo en Loma Campana un plateau de producción de 100,000 barriles equivalentes de petróleo día. Se apresta a sumar otros dos proyectos de desarrollo masivo a los que ya tiene en producción en Loma Campana y El Orejano. Adicionalmente, se llevan adelante otros 17 pilotos que van a expandir el horizonte productivo de YPF geométricamente. YPF compartió también los detalles de un nuevo hito en la carrera por la eficiencia y la productividad: la puesta en producción del primer pozo no convencional de la región con 6,527 metros de recorrido, de los cuales 3,200 se desarrollan en forma lateral. El mismo fue perforado en 37 días y a un costo de 6 millones de dólares, el más bajo por fractura del país. “Estamos logrando niveles de excelencia tecnológica y eficiencia nunca vistos antes en Vaca Muerta, lo que nos posiciona para poder

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Por Global Energy

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Pusieron en producción un nuevo pozo de 6,527 metros de recorrido

competir con estándares internacionales en la extracción de petróleo y gas no convencional de Neuquén al mundo”, expresó el presidente de YPF, Miguel Gutiérrez. YPF, junto a sus socios, lleva invertidos USD 8,400 millones en Vaca Muerta, lo que representa la mayor inversión en Argentina, de la mano de empresas de primer nivel mundial como Chevron, Dow, Equinor (exStatoil), Petronas, Total, Shell y Schlumberger.

Crece demanda mundial de petróleo y disminuyen reservas Por Mónica Gutiérrez

ni lanzó la 17ª edición de su repor te anual estadístico sobre fuentes de petróleo, gas natural y fuentes renovables, denominado World Oil, Gas and Renewables Review. El primer volumen del informe, World Oil Review, está dedicado a las reservas de petróleo, la oferta, la demanda, el comercio y los precios, con un enfoque especial en la calidad del crudo y en la industria de refinación. De acuerdo con el documento, en 2017 las reservas de petróleo disminuyeron levemente (-0.2%) principalmente debido a la reducción en algunos países de la OPEP. La OPEP sigue siendo el mayor poseedor de reservas (72% del total mundial). En la pole position sigue Venezuela, seguido de Arabia Saudita y Canadá. La producción mundial de petróleo se mantuvo casi en el mismo nivel de 2016 (+ 0.3%). Estados Unidos y Canadá establecen los mayores incrementos en el área no perteneciente a la OPEP. La producción de la OPEP, por otro lado, ha disminuido después de la política de recortes y la crisis en Venezuela, a pesar de que Libia duplicó su producción e Irán siguió aumentando. El acuerdo de recortar producción, así como el fuerte aumento de tight oil en Estados Unidos impulsado por una tendencia al alza en el precio del petróleo causó un alivio en la calidad del crudo en comparación con el 2016. Los recortes de la OPEP, en particular los de Arabia Saudita, junto con el declive en Venezuela y México impulsaron una disminución en la categoría Medium & Sour (-3%). Por otro lado, la recuperación en Libia y el fuerte repunte del petróleo en EE. UU. Llevaron a un aumento en la categoría Light & Sweet (+ 5%). La demanda mundial de petróleo creció 1.7%, más que en 2016 (+ 1.2%), después de otro año de bajo precio del petróleo.

Hidrocarburos Entrevista

Jesús González Hernández

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Director del CIDESI

Tecnologías para hidrocarburos, solución ante los retos de la industria petrolera Abundó que durante la última década la tendencia a nivel internacional ha sido que los campos petroleros inteligentes cuenten con cierto nivel de sensorización e instrumentación de la temperatura, así como de la presión y flujo, lo que permite conocer fases previas a una exploración, además de introducir equipo sensorial para que las operaciones resulten más eficientes y menos costosas. En este sentido, el CIDESI lleva a cabo una colaboración con Petróleos Mexicanos (Pemex) sobre un campo experimental inteligente, el cual instrumenta 25 pozos y permite enviar señales a sus centrales, donde se elabora un análisis y posteriormente se mide cuál es el desempeño real de cada uno de ellos. A la postre, esto permite un ahorro importante en los costos, define la eficiencia del bombeo y permite una mejor toma de decisiones. “En la actualidad los sistemas mecánicos avanzan en un trabajo integral y no están sacando recursos, por ello tenemos un gran proyecto con Pemex en donde estamos instrumentando este filtro de pesos para que en el momento que haya recursos el equipo funcione y comience a bombear”, comentó Jesús González.

Pozos inteligentes: la nueva era digital de la industria

Es posible consolidar un sector inteligente, digitalizado y conectado en tiempo real.

Por Juan José García y Ricardo Ferro

valuar soluciones tecnológicas para la optimización de los procesos de producción, así como para los sistemas de medición de flujo, manejo de información del proceso de producción y de automatización y optimización en tiempo real, son los principales retos de una industria petrolera mexicana que se encuentra en pleno crecimiento. Al integrar el tema tecnológico en sus actividades diarias, las empresas de este sector buscan mantener la productividad de los pozos, reducir los costos de operación y aumentar su factor de recuperación, por lo que la investigación e innovación son elementos que siempre deben estar presentes si se desea ser más eficiente. Con base en estas necesidades, el Centro de Ingeniería y Desarrollo Industrial (CIDESI), perteneciente al Sistema de Centros del Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (CONACYT), dirige sus esfuerzos a la digitalización de equipos y procesos. En entrevista para Global Energy, Jesús González Hernández, director del CIDESI, explicó que sus trabajos también incluyen la fabricación de equipos, electrónica aplicada para hacer los procesos más inteligentes y la modelación y simulación de yacimientos.

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Foto: E-media

La perspectiva a futuro

va en dos sentidos: en hacer un estudio de acuerdo con las necesidades del sector petrolero, y después en transitar plenamente hacia una industria petrolera totalmente digitalizada, inteligente y conectada para la toma de desiciones en tiempo real” Jesús González Director del CIDESI

El desarrollo de reservas marginales, la optimización de procesos de recuperación secundaria y la reducción de la producción de agua en campos maduros son sólo algunas de las áreas donde la tecnología de pozos inteligentes ha tenido éxito. En este sentido, a nivel internacional se ha demostrado que la integración de esta tecnología y el desarrollo de pozos multilaterales proporciona una oportunidad para entender el comportamiento del yacimiento y tomar acciones proactivas con el fin de maximizar el recobro de hidrocarburos. Por ello, el CIDESI trabaja en la instrumentación y medición de pozos inteligentes mediante el desarrollo de equipos periféricos que no se enfocan solamente en definir sensores, sino en optimizar la transmisión de la información a los centros de mando y control. A su vez, este centro de investigación trabaja en un proyecto sobre turbosinas en colaboración con Aeropuertos y Servicios Auxiliares (ASA), enfocándose en el desarrollo de una serie de simuladores móviles, denominados Sky Car, para el suministro de combustible, donde participan garantizando la ingeniería y la modificación de los elementos mecánicos y de control. Foto: zenfs.com

Foto: agilecontents.com

Además, su labor también abarca la implementación de ingeniería y mantenimiento de sistemas contra incendios para la industria aeronáutica y las terminales de almacenamiento. Para esta actividad lleva a cabo el desarrollo de gasómetros para prueba de asfaltenos, centrados en la calidad de la medición de los combustibles. “Es muy importante que en tiempo real estemos analizando una serie de variables físicas y químicas del combustible para que podamos prevenir varios accidentes. Por ello hemos designado equipos que in situ evalúan la calidad de los combustibles”, explicó.

Redes de observación en yacimientos marítimos Implementar sistemas de medición flotantes, así como dispositivos y equipos que puedan entrar a profundidades considerables y hacer una evaluación del agua y el suelo marítimo están en la agenda del CIDESI, que en colaboración con el Consorcio del Golfo de México (CIGOM) ha destacado la importancia de implementar redes de observación ante posibles contingencias en yacimientos de esta naturaleza. “La parte que nos ha correspondido es el desarrollo de los equipos de inspección, que en el ámbito técnico son conocidos como Glider, un equipo instrumentado independiente que se sumerge en el océano, toma mediciones de diferentes tipos con varios sensores, eventualmente emerge a la superficie del agua y envía la información que recolecta periódicamente”. Pero, dijo, la parte más importante, es el tercer entregable por parte del CIDESI, que consiste en la fabricación de un Glider mexicano. “En este momento estamos con toda la electrónica que tiene que llevar en los sensores y este es un proyecto en el que hemos avanzado al 50 por ciento”, externó. Se prevé que este proyecto se concluya a finales del próximo año, sin embargo, se entregará un primer prototipo a mediados del 2019 para analizar sus avances. Sus dimensiones son de ¾ metros de longitud y tienen un diámetro de 40 a 70 centímetros, donde se aloja toda la instrumentación y los sistemas para captura y transmisión de la información. Con todo este expertise, el directivo resalta que el CIDESI pretende colocarse como un centro de referencia tanto para empresas del sector privado como gubernamentales, y que éstas a través de su tecnología puedan tener información real de dónde y cuándo es conveniente hacer una instalación en los diferentes yacimientos del país.

Hidrocarburos Cobertura

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Presentan libro sobre inventario del sector

Foto: E-media

Gratitud y desafío, motivadores para realizar GPS Energético: Alfredo Orellana Para aclarar dudas sobre los puntos principales de la Reforma Energética y sus alcances en la sociedad, así como ubicar lugares, territorios y zonas de interés, Alfredo Orellana Moyao presentó GPS de Energía, libro que permite a los interesados en la materia adentrarse en el renovado mundo energético.

Por César Rodríguez

nte un abarrotado auditorio Raul Bailleres del Instituto Tecnológico Autónomo de Mé x ico (ITA M), Orellana Moyao aseguró que GPS es una buena guía y referencia que trata de dar un buen inventario de las cosas que hay en el sector. “Voy a usar dos palabras muy precisas en esta presentación. La primera es gratitud y la segunda es desafío. Gratitud inicia porque cuando pasé por primera vez por esta puerta, vine con intención de estudiar en una de las universidades más pretigiadas del país y recibí una generosa beca; el primer desafío al trabajar fue, precisamente, hacer un GPS para el equipo”, compartió Orellana Moyao. GPS, pensado para escribirse en seis meses tardó tres años en salir a la luz, es considerado como una creación de un nuevo marco jurídico que a partir de la Reforma Energética genera la necesidad de un método explicativo que apoye al operador jurídico y le permita encontrar las respuestas necesarias para su práctica diaria. “Como construcción de explicaciones, sería deseable tener un GPS marítimo, un GPS minero, un GPS hasta para poner tienditas. Es el sueño de muchos gobiernos que han querido hacer manuales, simplificación, pero no se puede simplificar lo que no se pone junto y poner juntos todos los sectores, quiere decir que hay que eficientar eso”, platicó. Añadió que México está desfasado en una necesidad de hacer inventarios razonables y confiables de cuántas normas aplican a cada sector productivo y económico para comenzar a desregular y ver si vale o no la pena. Foto: E-media

Foto: E-media

“GPS toca todo el nuevo sector hidrocarburos, extracción y exploración petrolera, transporte y almacenamiento de petróleo, petrolíferos, combustibles, gasolina, diésel, gas LP; toca refinación de petróleo y procesamiento de gas. Asimismo, aborda el retail, que son los expendios, las gasolineras, los aeródromos, la venta de gas LP en tanques, cilindros y pipas y, tangencialmente, el trading, que son las operaciones de papel que hacen las grandes colocaciones”, compartió Orellana.

Reforma energética, completa A cinco años de aprobada la Reforma Energética aprobada en el país, el autor de GPS Energético considera que se trata de una de las mejores iniciativas realizadas. “Es una de las reformas más completas que ha visto el país en su vida. Muchas reformas suelen tener transitorios que dicen en ocho años se publicarán las leyes, en 180 días el Congreso hará… ésta no. Esta Reforma se publicó y al día siguiente estuvieron vigentes todas las leyes, todos los reglamentos, se habían modificado cerca de 70 piezas reglamentarias, cerca de 27 leyes al mismo tiempo y lo que quedó fue trabajo de los reguladores. Es decir, es una buena reforma”, consideró.

En la parte de petróleo,

donde apenas hace cinco años teníamos una sola empresa, hoy tenemos 50, 70 contratos otorgados, tenemos más de 20 o 30 países que están invirtiendo en petróleo. Todas esas empresas le dan regalías enormes al Estado mexicano por participar. Muchas de ellas están asociadas con Pemex. La parte petrolera yo creo que ha sido exitosa y va bien” Alfredo Orellana

A pesar de que ninguna reforma es exhaustiva en el día 1, se puede decir que ésta arrancó de inmediato y no dejó pendientes legislativos ni reglamentarios. “La Reforma no es perfecta, nada es perfecto. Entonces, hay que pensar que es una reforma holística, integral, eficiente, pero es el saque”, consideró Orellana Moyao. Añadió que como en todo lo que inicia, hay puntos que ya tienen resultados y otros que representan desafíos, por lo que la Reforma Energética cuenta con ambos lados de la balanza. Entre las áreas que ya presentan resultados positivos, el experto mencionó que el petróleo es el área más avanzada. “En la parte de petróleo, donde apenas hace cinco años teníamos una sola empresa, hoy tenemos 50, 70 contratos otorgados, tenemos más de 20 o 30 países que están invirtiendo en petróleo. Todas esas empresas le dan regalías enormes al Estado mexicano por participar. Muchas de ellas están asociadas con Pemex. La parte petrolera yo creo que ha sido exitosa y va bien”, consideró. En contrapunto, el área que tiene ante sí los mayores retos respecto a la Reforma Energética es la infraestructura. “Almacenamientos, transportes por ductos, no es la Reforma Energética sola, es la tenencia de la tierra, revisar las contraprestaciones ejidales, revisar la Ley de Amparo. Hay cosas que aún habrá que ver. La parte portuaria, para la importación y exportación de combustibles requiere una revisión del régimen portuario, de la seguridad marítima y en la parte de expendio, las gasolineras, la expansión de posibles estaciones, imagínese que pueda llegar a comprar en la misma estación gasolina, gas LP, diésel, conectar el coche eléctrico”, enfatizó Orellana. Se trata de cosas muy modernas y buenas, agregó, por lo que se tienen que arreglar legislaciones como la de Protección Civil, la de Desarrollo Urbano, además de temas trascendentales como convivencias con espacios públicos, que no fueron parte del momento inicial de la Reforma y que hoy demandan alinear no solo leyes federales, sino leyes de 32 estados y más de 2,500 municipios. Sobre el cambio de administración en el Poder Ejecutivo, mencionó que no hay ningún tipo de preocupación por la llegada al gobierno del presidente Andrés Manuel López Obrador. “La próxima administración deberá tomar decisiones difíciles, complejas, tendrá que llevar a cabo su propio plan, la certeza que debemos tener todos y la exigencia que tendrá éste y todos los gobiernos, es que todo cambio se deberá hacer conforme a la Constitución, conforme a las leyes, conforme a las mejores prácticas internacionales y si hacemos eso, no habrá sobresaltos, angustias y estaremos siguiendo los cánones que rigen industrias tan globales como ésta”, aseguró. Sentenció que de dar los pasos adecuados, “en el sentido que quiera la nueva administración, siguiendo pasos que marcan una industria muy global, podemos tener empresas estatales, regímenes mixtos, pero estar enlazados a esas buenas prácticas, tenemos la enorme capacidad de tener la Reforma más exitosa del Siglo XXI sin lugar a dudas, reconocido por el mundo”, concluyó.

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Artículo

Hidrocarburos

Menor incertidumbre y mayor calidad

La relevancia de la medición de flujo en el sector de oil and gas Durante la etapa de terminación de un proyecto se generan pérdidas millonarias porque no se dio importancia al sistema de medición.

Por Ing. Humberto Martínez Martínez, CEO COIMSUR

Riesgo Financiero vs Incremento de la Incertidumbre

a mayoría de las empresas de la industria del Oil & Gas quieren desarrollar sus proyectos a menor costo y empezar su producción lo antes posible para recuperar su inversión; Derivado que los sistemas de medición no representan un porcentaje muy alto respecto al monto total del proyecto aún no se valora lo que se debería invertir en un sistema de medición que les ofrezcan una mayor exactitud o una menor incertidumbre, por lo que en muchos casos adquieren el sistema de medición de menor costo y que aparentemente cumple con los requisitos, especificaciones y normatividad. Durante la etapa de terminación del proyecto es cuando El sistema de medición toma relevancia porque no se entregó a tiempo, no está listo para medir o para hacerlo con los niveles de exactitud, incertidumbre o calidad requeridos, lo que genera pérdidas millonarias por retraso en la entrega del producto, penalizaciones y costos adicionales para lograr que este mida de manera confiable para sus clientes y cumpla con las entidades regulatorias.

Fuente: COIMSUR

Foto: COIMSUR

Más de 25 años suministrando sistemas de medición confiables Foto: COIMSUR

Sistema de medición, Ramones II Sur Atendemos a nombre de algunos de nuestros clientes sus auditorias o inspecciones de terceros y de entidades regulatorias para asegurar que no tengan observaciones y que sus sistemas de medición miden con la menor incertidumbre y entreguen sus productos dentro de los parámetros de calidad acordados.

Para más información, consúltanos en:

www.coimsur.com Coimsur Coimsur S. A. de C. V.

Durante más de 25 años COIMSUR ha suministrado sistemas de medición confiables y entregamos operando a la entera satisfacción el cliente, su contra parte y de las entidades regulatorias, así como hemos reparado, rehabilitado y puesto en operación sistemas suministrados por terceros para asegurar que cumplan con los puntos antes mencionados.

Hidrocarburos Artículo

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Algunas también se benefician del incremento del consumo del gas en Asia

Foto: Shutterstock

Reporte de petroleras 2Q 2018 Las petroleras más importantes del mundo hicieron su reporte financiero correspondiente al segundo trimestre del año. Además de un incremento en la producción, tanto de gas natural como de crudo, la mayoría reconoce el papel del precio del petróleo -el cual ha estado al alza durante gran parte del año-, como un factor importante en sus resultados.

ot o: wsj .com

Foto: Bigstock

“Iniciamos dos proyectos importantes, mejoramos nuestro portafolio con la adquisición de los activos de BHP e invertimos en un futuro bajo en carbón con la creación de BP Chargemaster”, son algunos de los destacados del segundo trimestre mencionados por Bod Dudley, CEO. Los dos proyectos mencionados son los campos de gas natural Shah Deniz 2 y Atoll, los cuales entraron en funcionamiento antes del tiempo establecido y debajo del presupuesto pactado. Durante 2Q18 BP obtuvo 2.8 mil millones de dólares en ganancias contra los 144 millones obtenidos en el mismo periodo en 2017. El área upstream fue la que reportó mayor crecimiento, la producción aumentó a 3.6 millones de barriles de crudo equivalente al día, lo que representa un incremento del 9.6%. En lo que se refiere a downstream la petrolera destaca que ya cuenta con más de 1,200 estaciones de servicio alrededor del mundo, más de 300 se localizan en México. Además de BP Chargemaster, la red de ‘electrolineras’ más grande del Reino Unido, la petrolera también ha invertido en adquirir tecnología de recarga rápida con lo que busca posicionarse como líder del segmento de los autos eléctricos.

Foto: mayors.com

Chevron

Eni

Al cierre del periodo la empresa terminó con una utilidad neta de 3.4 mil millones de dólares, comparado con el 1.5 mil mdd obtenidos durante el segundo trimestre del 2017. “Los resultados del 2018 se beneficiaron del precio alto del crudo, operaciones fuertes y alta producción”, declaró el CEO Michael Wirth. La producción de crudo equivalente aumento de 2.78 MMbd durante 2Q17, a 2.83 MMbd en este año. El promedio de venta del barril de crudo fue de 68 dólares, 13 más que en el año pasado. Mientras que el gas natural se vendió a un promedio de 5.64 dólares por Mcf, durante el mismo periodo del 2017 alcanzó los 4.39. Las utilidades del área upstream en EUA alcanzaron los 838 mdd, mientras que a nivel internacional Chevron obtuvo 2.46 mil mdd. “Continuamos haciendo buen progreso con los esfuerzos por optimizar nuestro portafolio”, declaró Wirth. “En el segundo trimestre la empresa completó las ventas de nuestros intereses upstream en California y el Congo. Adicionalmente en julio anunciamos el interés de vender nuestros activos en el Mar del Norte”.

La petrolera italiana cerró trimestre con una producción diaria de 1.8 millones de barriles de crudo equivalente, 5% arriba de la cifra alcanzada durante el 2017. Esto junto al resto del desempeño de la empresa se tradujo en ganancias netas de 767 millones de euros, lo que representa un aumento del 66%. “Eni logró otro periodo de gran rentabilidad en el segundo trimestre”, declaró Claudio Descalzi, CEO. “En el contexto de un aumento del 38% en el precio de la mezcla Brent, Eni reportó un incremento del 152% en las ganancias de operación impulsado por el desempeño del negocio de exploración y producción, la cual triplicó su contribución”. La empresa destaca las licencias obtenidas para la exploración de campos en México, Líbano y Marruecos, las cuales suman 22 mil km2. Descalzi añadió, “Hubo un progreso significativo en el manejo de nuestro portafolio durante el trimestre con la creación de Var Energi en Noruega, así como de los fondos obtenidos por la venta de la participación del 10% en el campo Zohr.”

Foto: Bigstock

El segmento de Gas y Energía

ha reportado excelentes resultados, gracias a la fuerte integración del negocio del LNG con las actividades upstream, y al impacto positivo de la reestructura durante los últimos años”, Claudio Descalzi, CEO de Eni.

+300

estaciones de servicio BP en México

Equinor En el primer reporte financiero desde que dejaron de llamarse Statoil, la empresa noruega Equinor reportó ingresos netos por 3.8 mil mdd, un incremento del 17% comparado con 2Q17. En su reporte la empresa adjudica este desempeño a los precios del crudo y el gas, así como un aumento en la producción. “Continuamos construyendo sobre nuestra fuerza industrial para desarrollar nuestro portafolio”, dijo Eldar Saetre, presidente y CEO. “Durante el periodo cerramos la venta de los campos Roncador y Carcara en Brasil, así como North Platte en Estados Unidos. Hemos asegurado nuevas y atractivas áreas de exploración en Brasil, Reino Unido y Noruega. Iniciamos la instalación en el campo Johan Sverdrup y en julio entregamos el plan de desarrollo para aprobación de la fase 3 del proyecto Troll”. La producción de crudo equivalente durante el segundo trimestre ascendió a 2 millones de barriles diarios contra los 1.9 obtenidos durante el 2017. El mayor contribuidor fue los Estados Unidos, en donde la producción aumento un 2% comparado con 2Q17.

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Hidrocarburos

ot o: wsj .com

Artículo

Foto: mayors.com

ExxonMobil La petrolera anunció ganancias de 4 mil mdd, 600 millones más que el año anterior. La producción de crudo equivalente fue de 3.6 MMbd, 7% por debajo de lo logrado durante el segundo trimestre del 2017, mientras que el volumen de gas natural se redujo en un 10% “Los resultados del segundo trimestre fueron impactados por el mantenimiento programado realizado para conservar nuestra integridad operacional”, dijo el CEO Darren Woods, refiriéndose a los paros y tareas de mantenimiento llevadas a cabo en plantas de producción y refinerías, entre ellas, el campo de gas natural de Nueva Guinea debido a un terremoto en la región. “Sin embargo, hicimos progreso durante este periodo para recuperarnos por completo de los incidentes”, señaló. ExxonMobil destacó el incremento en la producción de sus campos de shale en EU, los cuales, alcanzaron una producción de más de 250 Mbd o un incremento del 30%; el aumento de sus ventas de lubricantes en EU, parte de Europa y China; así como ventas del área de petroquímicos equivalentes a 530 mil toneladas métricas, las más altas desde 2007.

Foto: Bigstock

Estamos construyendo

una oferta baja en carbón que va de extremo a extremo, del consumidor hasta la generación”, Ben van Beurden, CEO de Shell.

65 a 75 dólares,

el promedio por barril de crudo que reportaron las petroleras durante 2Q 2018.

Foto: i.huffpost.com

Shell

Total

El supermajor reportó un incremento del 172% en sus ganancias netas al obtener 5.2 mil mdd. Shell iniciará un plan de compra de acciones por 25 mil mdd, producto de un flujo de efectivo que alcanzó los 64 mil mdd durante el segundo trimestre de este año. Durante la reunión con accionista el CEO, Ben van Beurden, destacó las áreas de exploración obtenidas en licitaciones realizadas en México y Brasil, así como el descubrimiento en el Golfo de México de los campos Whale y Dover. En lo que se refiere a petroquímicos, la empresa anunció la expansión en su planta de Nanhai, China; mientras que en el área de energías renovables Shell ha invertido en una planta de 730 MW en Holanda, así como en la compra del 43.8% de la empresa Silicon Ranch, esta posee un portafolio de 880 MW. Durante el segundo trimestre la empresa produjo 1.7 MMbd lo cual represento una leve reducción comparado con los 1.8 MMbd de 2Q17. En ese aspecto van Beurden comentó que se encuentran optimizando la infraestructura en pozos, centrales de almacenamiento y producción, con lo que han recuperado 30 Mbd.

“Los precios del petróleo continuaron su incremento, promediando 74 dólares por barril en el segundo trimestre, debido a la reducción de los inventarios y a las tensiones geopolíticas”, dijo Patrick Pouyanne, CEO de Total. Gracias a esto la empresa vio un incremento del 44% en las utilidades, para alcanzar los 3.6 mil millones de dólares de ganancias netas durante 2Q18. En este periodo la producción de crudo equivalente subió un 8% para alcanzar los 2.7 MMbd. Debido a la finalización de la adquisición de ENGIE LNG, la empresa se coloca como número dos del mercado internacional del LNG. Posición que busca cimentar con participación de varios proyectos como el Artic LNG 2 en Rusia, el cual transportará 535 mil barriles de crudo equivalente al día, así como la compra del 73% de Direct Energie quien además de distribuir gas natural genera electricidad. “El grupo se prepara para su futuro en la industria petroquímica, realizando estudios para un complejo enorme, en conjunto con Saudi Aramco, que será integrado a la refinería SATORP”, agregó Pouyanne.

Hidrocarburos Columna ot o: Em edia

Mejores prácticas

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La revolución del Gas Natural por un México autosuficiente por Luis Vielma Lobo (*)

Las primeras lecturas que hemos dado a los mensajes del Presidente electo relacionados con el sector energético apuntan hacia dos temas prioritarios: la necesidad de revisar, mejorar, fortalecer la Empresa Productiva Nacional y la conveniencia de revisar y entender lo hecho hasta ahora en el proceso de licitaciones de bloques y campos para la exploración y explotación de hidrocarburos. También ha destacado de manera importante, la necesidad de tener una política pública muy clara y definir las condiciones necesarias para impulsar el desarrollo del gas y así contar con un pilar nacional que sustente mejor la seguridad energética, reduciendo la dependencia de su importación.

a explotación del gas por parte de las empresas de Exploración y Producción no ha sido considerada históricamente una prioridad, prácticamente no ha existido. Cuando se explora por hidrocarburos se busca aceite, no gas, y si lo encuentran lo ignoran. Lo consideran un riesgo, no una oportunidad. A lo largo del tiempo el gas ha sido visto como un producto secundario, hasta que el crecimiento de la población fue requiriendo más energía para poder desarrollarse. No solo el mercado de iluminación de ciudades, también el crecimiento de la manufactura industrial del siglo XX fue un gran impulsor del desarrollo de este combustible, como combustible base para la generación eléctrica. El incremento en la demanda energética promovió que el gas comenzara a tener un valor diferente y se empezó a ver diferente. La exploración de empresas internacionales y empresas nacionales tomó otro sentido y los grandes descubrimientos empezaron a darse: el famoso North Field de Qatar en 1971, el campo Shakhalin en Rusia en 1976, y el campo Rhum en el mar del Norte perteneciente a Irán Oil Co y BG. Luego se dieron los descubrimientos de Trinidad, principal productor de Latinoamérica y el caribe, y el campo Camisea del Perú. Por estas razones este tema del gas natural en México debe ser colocado en un contexto diferente al actual - en relación con la estrategia seguida considerando las oportunidades que la base de recursos de hidrocarburos del país tiene. Desde 1954 se fundó BP, en ese momento la compañía nacional inglesa era responsable por toda la exploración y explotación de hidrocarburos; no obstante, la prioridad siempre fue por aceite. Así que el gobierno otorgó el desarrollo del gas a una empresa privada: BG plc. Esta empresa hizo los descubrimientos que poco a poco fueron posicionando al gas como un fuerte competidor del carbón en el suministro de energía eléctrica en el Reino Unido e integró estas actividades con el transporte, distribución y mercadeo en una sola empresa, con entidad propia y recursos suficientes para desarrollar sus procesos. Esa experiencia del Reino Unido de desarrollar el gas con participación del sector privado, manteniendo BP como su empresa de exploración y producción dedicada a la producción de aceite, probó la importancia de tener una visión clara del desarrollo de este recurso y la necesidad de verlo y tratarlo de una manera diferente al aceite. Esa experiencia sirvió de ejemplo a Rusia para la creación de su empresa nacional de gas - Gasprom - para explorar las inmensas reservas de gas descubiertas en Siberia. También inspiró a Qatar para crear su empresa nacional de gas y en la década de los 90 a Venezuela para también crear una empresa nacional de Gas. Fueron precisamente la necesidad de gas para disminuir el consumo de carbón para generación eléctrica y controlar sus efectos contaminantes y la urgencia por satisfacer la demanda de gas del sector petroquímico, las principales razones que tuvo Estados Unidos para incentivar al sector privado hacia la búsqueda de gas y su

desarrollo en gran escala. Esa iniciativa impulsada desde la década de los 90 ha permitido a los Estados Unidos ir acercándose poco a poco a su autosuficiencia energética, pues la búsqueda incesante de gas de lutitas trajo consigo la explotación de líquidos del gas y aceites muy ligeros. En la primera década del siglo XXI, el estado de Texas sacudió al mundo petrolero al aplicar nuevas tecnologías que permitieron la explotación rentable de formaciones de roca madre que nunca antes había sido posible explotar. Nació la revolución tecnológica de los pozos horizontales y el fracturamiento hidráulico para lograr la explotación rentable de estas formaciones de shales o lutitas, transformando las pautas de perforación y terminación de pozos y llevando las tasas de producción de los pozos a niveles nunca logrados para este tipo de formaciones conocidas como ‘no convencionales´. Al día de hoy las regiones del sur y centro de Texas, junto a Oklahoma aportan más de 4 millones de barriles diarios de aceite a la producción nacional y superan los 15 billones de pies cúbicos de gas diarios, satisfaciendo las regiones central y sur de Estados Unidos, y en poco tiempo, llegará hasta la región norte, para cubrir todo el país. De ese tamaño ha sido y continúa el desarrollo del gas de nuestros vecinos. Adicionalmente ha detonado un sector de servicios múltiples con un importante impacto económico para esas regiones productoras de gas y aceite provenientes de shales o lutitas. De hecho, México está importando ya más de 5 billones de pies cúbicos diarios de gas, lo que representa más del 50% del consumo interno del país. Tomamos como referencia este marco histórico para sustentar la importancia de definir un nuevo marco para el desarrollo del gas en México. Esto no ha sido discutido en la dimensión necesaria. Revisar la estrategia de mediano y largo plazo que requiere el Estado para la exploración, explotación y desarrollo del gas natural aquí en el país, es una necesidad urgente. Hasta ahora la prioridad ha sido la importación desde el sur de Texas, construyendo una gran infraestructura de ductos para traer ese gas e importando LNG por terminales que disponen de instalaciones a fin de abastecer las regiones del sur y oeste del país. La producción de gas en México ha ido disminuyendo porque la producción de gas de Pemex ha venido declinando junto con la caída de la producción de aceite, y la razón es que más del 90% del gas producido es asociado al aceite. A nivel de yacimientos donde se encuentran almacenados los hidrocarburos, existen condiciones de presión y temperatura suficientes para mantener el gas contenido en el aceite en una sola fase líquida. En la medida en que se perforan pozos y se producen hidrocarburos líquidos, las presiones y temperaturas tienden a bajar y llegan a un punto donde el gas comienza a liberarse del aceite y se separa del mismo, requiriendo un manejo separado. También en la medida que declinan esas condiciones originales de presión y temperatura de los yacimientos, se reduce la producción de los pozos de aceite y en consecuencia disminuye la cantidad de gas disponible.

Foto: Bigstock

Por esta razón se debe explorar principalmente por gas no asociado, para tener yacimientos que incrementen la producción actual. Por eso es necesario estimular la inversión en el sector. También es necesario que el Estado revise el marco legal y fiscal existente que regula la producción del gas natural, con el fin de adecuarlas y crear condiciones que incentiven a la empresa productiva nacional y al sector privado a explorar y producir gas. En ese sentido es importante echarle una mirada a lo que está haciendo el mundo en este tema y en el sector. Compararnos con aquellos países exitosos en el desarrollo del gas es una obligación y entender lo que están haciendo empresas productoras de gas es un reto. México tiene una base extensa de recursos de hidrocarburos y hasta el momento no ha logrado tener condiciones regulatorias apropiadas para echar a andar una verdadera revolución del sector. La región norte del país cuenta con importantes cantidades de recursos prospectivos que pueden explorarse para ubicar esos yacimientos potenciales de gas no asociado para iniciar su desarrollo y explotación. Reynosa ha sido una fuente extraordinaria de gas por más de cuatro décadas para el país y en ese subsuelo aún quedan importantes cantidades de gas por explotar. Esas formaciones geológicas son idénticas a las existentes del otro lado de la línea fronteriza, pues la geología y los sistemas petroleros no tienen límite geográfico y las formaciones de roca madre - shales o lutitas - están allí, vírgenes, esperando ser encontradas, explotadas y desarrolladas. Ese desarrollo será integral para la región con un efecto detonante tipo dominó que despertará la oferta de servicios de todo tipo con gran impacto en la economía regional y el PIB del país. Sin duda una oportunidad única para este gobierno que está ya dando sus primeros pasos, administrando una transición ordenada, acordada con las instituciones actuales. Apostamos por el éxito en esta estrategia de desarrollo que tanto necesita el país, misma que redundará en enormes beneficios adicionales, impulsando el crecimiento económico, la calidad de vida de las comunidades en esas regiones con un impacto positivo en el PIB de la nación.

(*) 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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Notas

194,000 barriles por día importó en julio

Hidrocarburos

Foto: oilcapital.net

Corea del Sur detiene importaciones de crudo de Irán No es la primera vez que Trump se apoya en Corea del Sur. Reprendió a la nación asiática por un superávit comercial en 2017, y lo nombró en una lista de vigilancia de divisas el año anterior.

Por Global Energy

orea del Sur se ha convertido en el primero de los tres principales clientes petroleros de Irán en cumplir con una demanda de Estados Unidos sobre reducir las importaciones a cero. La nación asiática no importó crudo de Irán el mes pasado, en comparación con los 194,000 barriles por día en julio, según datos compilados por Bloomberg. Mientras que China e India han frenado las compras del productor de la OPEP, Corea del Sur ha ido un paso más allá al detener Foto: oilcapital.net

las compras antes de que Estados Unidos imponga sanciones a la república islámica el 4 de noviembre. La administración de Donald Trump demandó el petróleo iraní después de que el presidente de Estados Unidos se retirara en mayo de un acuerdo que levantó muchas sanciones contra la nación de Medio Oriente a cambio de restricciones al programa nuclear del país. Atrapado en una guerra de décadas en la península de Corea, el gobierno del Sur ha confiado en EUA para presionar al líder del Norte, Kim Jong Un, para que abandone su programa nuclear. Los lazos políticos con Estados Unidos significan que no puede ignorar la orden de Trump de que los aliados adopten una política dura sobre Irán, según el Instituto de Economía Energética de Corea. "Mantener relaciones con EUA es de la mayor importancia para Corea del Sur", dijo Kim Jae-kyung, investigador del instituto. "La seguridad nacional de Corea del Sur depende de su alianza militar con Estados Unidos, que lo está impulsando a reducir de manera proactiva las importaciones antes de que los gobiernos hayan completado las negociaciones". La postura oficial del gobierno de Corea del Sur sobre las sanciones iraníes es que continúa las conversaciones con EUA en un intento por buscar una exención. Si bien la administración de Trump ha suavizado ligeramente su postura, pasando de tolerancia cero en compras a decir que considerará exenciones, aún no se han otorgado

Abstract

South Korea has become the first of Iran’s top-three oil customers to fulfill a hardline U.S. demand that buyers cut imports to zero. The Asian nation didn’t import any crude from Iran last month, compared with 194,000 barrels a day in July. While bigger consumers China and India have curbed buying from the OPEC producer, South Korea’s gone one step further by halting purchases before the U.S. imposes sanctions on the Islamic republic on Nov. 4.

Foto: oilcapital.net

y los compradores todavía enfrentan el riesgo de quedar excluidos del sistema financiero estadounidense después de la fecha límite de noviembre. "Consideraremos exenciones cuando corresponda, pero nuestra expectativa es que las compras de petróleo crudo iraní sean cero de cada país o se impondrán sanciones", dijo el secretario de Estado de Estados Unidos, Michael Pompeo, en una conferencia de prensa en Nueva Delhi.

Hidrocarburos Instituto Mexicano del Petróleo

Brazo tecnológico para alcanzar la viabilidad productiva y financiera

Celebra IMP 53 aniversario El CTAP representa una inversión total superior a $2,400 millones de pesos y será el brazo tecnológico para apoyar al sector de los hidrocarburos: Joaquín Coldwell.

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Foto: pemex.com

Foto: imp.com

Por Comunicación IMP

Foto: imp.com

to :E -m edia

l Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) colabora en 44 proyectos Conacyt-Sener-Hidrocarburos, cuyos recursos asignados superan los $9,500 millones de pesos y en los que participan casi 6 mil investigadores, especialistas y trabajadores del sector, aseguró el secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell. En la ceremonia del 53 Aniversario del IMP, destacó que mediante proyectos financiados por los fondos sectoriales Conacyt-Sener, se destinaron 1,331 millones de dólares para investigación y desarrollo de talento, con 3,286 becarios que cursan algún posgrado en instituciones nacionales o internacionales. El titular de la Secretaría de Energía recordó que 52 por ciento de los recursos prospectivos convencionales del país se encuentran en aguas profundas, por lo que el Instituto, a través del Centro de Tecnología para Aguas Profundas (CTAP), será el brazo tecnológico para atender los riesgos que representa trabajar en provincias petroleras y gasíferas del Golfo profundo. Resaltó que este centro por sí mismo representa una inversión total de más de $2,400 millones de pesos. El IMP es un referente en cuanto a la generación de propiedad intelectual; tan sólo en los últimos doce meses registró 58 patentes, presentó 24 solicitudes de patente y se le otorgaron 202 Derechos de Autor y obtuvo 21 Marcas Registradas. De este modo, acumula 376 patentes concedidas vigentes; 297 marcas vigentes y 3 mil 396 registros de derechos de autor, obtenidas principalmente en los últimos 10 años, apuntó Joaquín Coldwell.

El IMP

Ríos Patrón.

to :E -m edia

Foto: imp.com

Con la contribución del IMP,

Petróleos Mexicanos consolidará la ruta para alcanzar su viabilidad productiva y financiera. Treviño Medina.

Con esto los combustibles tendrán otro distintivo de calidad y rendimiento superior, así como una reducción de emisiones contaminantes. Por Comunicación IMP

seguirá fortaleciendo su posición con los órganos reguladores y los distintos operadores del sector hidrocarburos, particularmente con Pemex.

Gasolinas de Pemex contarán con un aditivo multifuncional desarrollado por el IMP

Durante su participación, el director general de Petróleos Mexicanos, Carlos Alberto Treviño Medina, aseguró que, con la contribución del Instituto Mexicano del Petróleo, la empresa productiva del Estado consolidará la ruta para alcanzar su completa viabilidad productiva y financiera. Por su parte, el director general del Instituto Mexicano del Petróleo, Ernesto Ríos Patrón, señaló que a lo largo de 53 años y mediante sus capacidades y soluciones tecnológicas, la institución ha buscado apoyar la sustentabilidad energética del país, a través de respuestas innovadoras y de ser un aliado confiable, evolucionando de manera permanente para atender las necesidades cambiantes de la industria. Comentó que el IMP seguirá fortaleciendo su posición con los órganos reguladores y los distintos operadores del sector hidrocarburos, particularmente con Petróleos Mexicanos, a lo largo de la cadena de valor, desde la exploración y producción de hidrocarburos hasta su procesamiento y transporte. Todas las líneas de acción del IMP, expuso Ríos Patrón, han sido encaminadas en la dirección de lograr la viabilidad y sustentabilidad financiera y como ejemplo de ello destacó el CTAP y los proyectos que han obtenido el apoyo de los fondos sectoriales Conacyt-Sener-Hidrocarburos, los cuales en el periodo de 2015–2018, permitieron al IMP conseguir 15 proyectos por un monto de alrededor de $2,243 millones y adicionalmente, se hizo acreedor a una asignación directa para un proyecto por un monto de $597 millones.

l Instituto Mexicano del Petróleo firmó un convenio de colaboración con Pemex Transformación Industrial para utilizar en forma exclusiva, los aditivos detergentes que el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) ha desarrollado, mismos que serán incorporados en todas las gasolinas de la marca Pemex que se comercialicen. Este convenio, cuya vigencia es de diez años, busca mantener una relación de largo plazo y reafirmar el compromiso del IMP: ser el brazo tecnológico de Petróleos Mexicanos (Pemex). Cabe destacar que con la firma de este convenio Pemex cuenta con la exclusividad del aditivo detergente multifuncional de calidad internacional desarrollado por el IMP, el cual ha sido probado con las gasolinas más complejas que se producen en México y actualizado para los nuevos motores que se comercializan en nuestro país. La norma NOM-016-CRE-2016 establece que se requiere un aditivo en las gasolinas para evitar el ensuciamiento de los inyectores; sin embargo, la fórmula del IMP tiene otras dos funciones además de la detergencia; sirve también como inhibidor de la corrosión y mejora el rendimiento del combustible. Este aditivo se dosificará en más de 70 terminales de Pemex Logística, incrementándose así el consumo del producto. Actualmente el IMP está desarrollando un proyecto de mejora del aditivo, lo cual permitirá en breve contar con el distintivo Top Tier (atributo de mayor calidad de combustibles y muchas veces solicitado por las marcas armadoras de vehículos), así como con propiedades de trazabilidad que garantizarán la procedencia de las gasolinas comercializadas por Pemex y sus distribuidores.

Hidrocarburos Columna ot o: Ric ardo Vilelgas

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Opiniones del sector

México, ¿es un país petrolero? por Ricardo Villegas (*)

Con la llegada del nuevo gobierno, uno de los cuestionamientos que se tiene que hacer la nueva administración es; ¿México es un país petrolero?, para llegar a una respuesta, tendríamos que definir qué significa ser un país petrolero. Mis argumentos, que podrían ser o no del todo correctos, los describo a continuación, empezando con una serie de datos duros, todos estos al corte del 2017: RESERVA PER CAPITA

CONSUMO PER CAPITA

DURACIÓN DE LA RESERVA

184

9 706

1 633

1045

7 931

255

169 700

833

4 586

204

Irán

158 400

621

1 939

255

Iraq

142 500

274

3 580

520

Kuwait

101 500

141

22 065

720

Emiratos Árabes

97 800

227

10 187

431

Rusia

80 000

147

1395

544

México

7 640

125

730

PAÍS

RESERVAS PROBADAS

POBLACIÓN

CONSUMO PAÍS

millones de barriles

millones de habitantes

millones de barriles por año

Venezuela

300 900

Arabia Saudí

266 500

Canadá

De la tabla anterior se concluye lo siguiente: • México ocupa el 19vo lugar en reservas probadas a nivel mundial. • Los ocho principales países petroleros del mundo ostentan reservas probadas por encima de 80 mil millones de barriles. • El primer lugar en reservas probadas es Venezuela, con 300,900 millones de barriles, seguido por Arabia Saudí con 266,500 millones de barriles y en tercer lugar Canadá, con 169,700 millones de barriles. • Las reservas probadas de México son apenas 7,640 millones de barriles, menos del 10% en relación con Rusia, que se encuentra en el 8vo lugar con 80 mil millones de barriles de reservas. • Dichas reservas, comparándolas con países que en mi opinión SÍ son petroleros, significan lo siguiente: con Venezuela 2.51%, con Arabia Saudita 2.9%, con Canadá 4.5%, con Irán 4.8%, con Iraq 5.4%, con Kuwait 7.5%, con Emiratos Árabes Unidos 7.8% y con Rusia 9.5%. • Los países petroleros poseen reservas probadas por más de 200 años, a México apenas le alcanzan aproximadamente para 10 años. • México está dentro de los 10 países más consumidores de petróleo en el mundo. • La reserva per cápita de México es de las más bajas del mundo dentro de los países que tienen petróleo. • El consumo per cápita de México está en el promedio de los países que tienen abundantes reservas petroleras. Por todo lo anterior, me atrevo a afirmar que México NO es un país Petrolero. Que si bien contamos con reservas probadas de petróleo, hoy ya somos un importador neto de energía, tal es el caso del gas natural, del cual la producción no es suficiente, por lo que tenemos que importar poco más de 60% de lo que consumimos. Esta situación tiene en un estado de alerta al país, toda vez que la dependencia del gas natural es de un solo país proveedor, que son los Estados Unidos de Norteamérica, lo cual hace muy vulnerable la situación, toda vez que ante cualquier escenario donde se tuviera que cortar el suministro de gas a México, tendríamos que apagar literalmente el país. El porqué de esta reflexión es para que todos los mexicanos seamos conscientes de nuestra realidad, principalmente nuestros gobernantes, quienes siguen creyendo

millones de barriles por persona mill. de barriles por persona al año

que México está “nadando en petróleo”. Nada más alejado de esa afirmación; nuestra realidad es que contamos con muy pocas reservas que apenas nos alcanzarán para 10 años a un ritmo de extracción de 2 millones de barriles; el querer subir la producción a 2.5 o 3.0 millones de barriles solo va acortar nuestra agonía y antes de que termine el sexenio seremos importadores netos, ya no solo de gas natural, sino que también de petróleo crudo. Se plantea la posibilidad de construir una nueva refinería, lo cual podría no ser mala idea, sin embargo, la capacidad de la misma debería estar acotada a nuestra capacidad de producción de crudo así como a nuestro consumo, debido a que nuestras refinerías son obsoletas y reconfigurarlas cuesta tanto o más que hacer una nueva, además de que están construidas en lugares donde en sus épocas fueron los idóneos, pero la geografía social, económica y ambiental del país ya cambió, por lo que la ubicación de nuestras refinerías debe adaptarse a nuestra realidad geopolítica social económica ambiental, esto sería la única justificación de hacer una nueva refinería. Mi planteamiento es que en lugar de pensar en subir la producción, deberíamos pensar en reducirla a la necesidad de nuestro consumo, para que de esta manera alarguemos nuestra independencia energética, equilibrándola con un incremento continuo de energías alternas que nos lleven a hacer el “switcheo” del uso de una energía no renovable a energías renovables con las que si contamos en gran cantidad y que parecieran ser inagotables, tales como la eólica, la solar y la hidráulica, haciendo de nuestro país, un país sustentable. Se plantea ante el nuevo escenario de gobierno la posibilidad de asignar más presupuesto para perforar más pozos para subir la producción. No fuera tan mala idea si tuviéramos dónde perforar más pozos; la realidad es que de 10 años hacia acá hemos explorado y encontrado campos pequeños con reservas de no más de 100 millones de barriles, que si bien son importantes, no hacen del contexto general energético del país una diferencia. Campos como Esah, Xikin, Koban, Hok, Ixachi y otros que han sido descubiertos en los últimos años, no han podido ser desarrollados por varias circunstancias, una de ellas es que desde que nacieron la CNH y la ASEA, la cantidad de regulaciones, permisos y trámites hacen que para poder desarrollar un campo petrolero se tomen más de cinco años, cuando antes solo nos tomábamos entre uno o dos años, dependiendo de la magnitud del campo y del

años

presupuesto disponible. A partir de la Reforma y el nacimiento de estos dos entes reguladores, no se ha desarrollado ningún campo nuevo descubierto en el país. A esta situación hay que agregarle la descapitalización del talento intelectual, el cual se ha ido perdiendo paulatinamente por falta de una política de creación, retención y mantenimiento del talento intelectual, que en tiempos pasados llevó a México a ser el primer lugar en el mundo en el desarrollo de campos petroleros en aguas someras. Por lo tanto, no es solo cuestión de presupuesto, son una cantidad relevante de variables que hacen inviable que México suba su producción de petróleo. Agreguemos que de los yacimientos supergigantes solo está en producción Ku Maloob Zaap, el cual está a la vuelta de la esquina el inicio de su declinación, en cuanto este gran campo petrolero empiece a declinar tal como está previsto, no tendremos campos que restituyan esa producción, haciendo que esto coadyuve a bajar la producción petrolera del país. No es mi intención ser alarmista, solo situarnos en nuestra realidad, esperar lo mejor, pero prepararnos para lo peor. Debemos armar un plan de largo plazo que haga de México un país sustentable hablando desde el punto de vista energético, establecer una plataforma de producción acorde a nuestras necesidades internas de largo plazo e iniciar a masificar energías alternativas que nos permitan quitarnos la dependencia de los hidrocarburos fósiles así como la dependencia de otros países para seguir operando; tenemos grandes campos de gas natural sin desarrollar, debido principalmente a que su costo de producción es mayor al precio del gas que compramos a USA, sin embargo, por estrategia del país, deberíamos desarrollarlos para bajar la dependencia y reducir nuestra vulnerabilidad operativa. Por lo tanto, me permito concluir que México NO es un país petrolero, que poseemos reservas es cierto, pero son apenas suficientes para que con una buena administración de las mismas, podamos ser independientes energéticamente a mediano plazo, estamos obligados a pensar en el largo plazo, yacimientos como Cantarell, Abkatun, Pol, Chuc, Ixtoc, Ku Maloob Zaap, ya no los vamos a descubrir porque ya no los hay. Eso nos obliga a cambiar de estrategias y establecer un plan diferente, situándonos en nuestra realidad, no somos un país petrolero pero tenemos reservas para que podamos hacer la transformación del uso de energías no renovables a energías alternativas sustentables desde todos los puntos de vista.

(*) Ricardo Villegas es jubilado de Petróleos Mexicanos, donde fue Subdirector de la Región Marina Suroeste, Subdirector de Producción de Aguas Someras, y Subdirector Técnico de Explotación de Pemex Exploración y Producción, por mencionar algunas de sus últimas responsabilidades al interior de la empresa.

Hidrocarburos Notas

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En la Offshore North Seas 2018

Impulsan negocios del sector energético en Noruega El intercambio comercial entre México y ese país fue de 220 millones de dólares al cierre de 2017.

Foto: petroquimia.com

Por Global Energy

roMéxico busca acercar a empresas mexicanas del sector energético a Noruega, un mercado a la vanguardia en el desarrollo e innovación de tecnologías en el ramo, tanto en hidrocarburos como energías limpias. En un comunicado, el organismo refirió que en la ciudad de Stavenger, capital energética de Noruega, se realiza la feria Offshore North Seas (ONS) 2018, hasta donde llegaron el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). “Noruega destaca como un país a la vanguardia en el desarrollo de tecnologías en el sector energético”, apuntó la directora ejecutiva sectorial de ProMéxico, Vanessa Zárate Castillo. Añadió que el foro incluye por vez primera a empresas desarrolladoras de energías limpias, tanto solares como eólicas en tierra y mar, y exponen nuevas tecnologías relacionadas con la movilidad, en particular eléctrica. Foto: petroquimia.com

S&P ratifica la calificación global de Pemex

Noruega presenta una gran oferta en temas como perforación en aguas someras y profundas, mantenimiento de flota, plataformas semi sumergibles y jack-ups, además de sistemas flotantes de producción.

Recordó que Equinor —la empresa nacional energética de Noruega— ganó en nuestro país dos bloques en la ronda 1.4 de aguas profundas en consorcio con las empresas BP y Total, por lo que se espera que inicie actividades de exploración en 2019. “La reestructura de centros de innovación como NORCE, el Centro de Innovación noruego y los programas de investigación del Universidad de Stavanger generan oportunidades de colaboración en temas técnicos y de investigación, así como oportunidades de negocio y creación de consorcios de investigación con instituciones, como el IMP”, abundó. Noruega, puntualizó, también presenta una oferta interesante de empresas prestadoras de servicios y operadoras en temas como perforación en aguas someras y profundas, mantenimiento de flota, plataformas semi sumergibles y jack-ups, además de otros sistemas flotantes de producción.

a agencia calificadora Standard a nd Poor’s (S&P), posterior a su revisión anual de Petróleos Mexicanos, confirma la calificación global en ‘BBB+’, así como su perspectiva estable, y modifica su perfil crediticio individual de ‘bb’ a ‘bb-‘. La calificación global y la perspectiva estable reflejan no solo un apoyo implícito de Gobierno Federal a Pemex en escenarios financieros adversos sino un mejoramiento en las condiciones financieras de la empresa tales como una liquidez adecuada dado que sus fuentes de flujo de efectivo exceden en más de 1.2 veces a su gasto en los siguientes 12 meses. Adicionalmente, la calificadora destaca que Pemex ha iniciado diversas iniciativas para mejorar su balance financiero, que en su opinión, podrían incrementar gradualmente su rentabilidad y reducir sus necesidades de financiamiento en el futuro. Adicionalmente su análisis incorpora factores cualitativos como una fuerte relación con los bancos, gran presencia en los mercados de capitales y, en general, una administración de riesgos prudente. Por su parte, la modificación del perfil de crédito individual obedece a prospectivas en la producción, dada la declinación natural de la plataforma y la tasa de restitución de reservas registrada en 2017. De acuerdo con la calificadora, la tendencia de la producción se debe a retrasos en los nuevos proyectos y a la incertidumbre asociada a la implementación de los farm-outs y asociaciones.

Dan la bienvenida a procesos en la nube

Lanza ASEA plataforma digital de vanguardia

Toma en cuenta toda la cadena de valor del sector hidrocarburos con la que se formalizan los trámites remotos y sin papel.

Foto: gob.mx

Por Global Energy

on la visión de hacer de la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASE A) un reg ulador accesible desde cualquier parte del país, fue presentada la Plataforma Digital ASEA. Se trata de una herramienta de servicios digitales basada en un modelo de arquitectura institucional que toma en cuenta toda la cadena de valor del sector hidrocarburos con la que se formalizan los trámites remotos y sin papel.

La Plataforma Digital ASEA permitirá recopilar información a través de la interoperabilidad entre la ASEA, reguladores y otras instituciones públicas para disminuir la carga de requisitos y acortar distancias; todo ello, bajo un esquema de transparencia que brinda acceso a la información y disminuye la discrecionalidad de los servicios que realiza el regulado frente al gobierno. Ante reguladores y representantes del sector hidrocarburos Carlos de Regules, director ejecutivo de la ASEA, reiteró que este formato de trabajo permitirá a la agencia tener trazabilidad de cada expediente electrónico que genera el regulado, así como geolocalizar los proyectos para evaluar el nivel de riesgo de las instalaciones y su entorno. “Se trata de dejar atrás las cajas de cartón para realizar trámites y dar la bienvenida a procesos en la nube” dijo de Regules destacando la accesibilidad que tendrán los regulados para hacer seis de los trámites más solicitados ante la ASEA sin que tengan la necesidad de trasladarse a la Ciudad de México. Ji mena M a r v á n, jefa de la Un idad de Planeación, Vinculación Estratégica y Procesos detalló que este modelo desarrollado por la ASEA permite mayor flexibilidad, mejor colaboración y

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Abstract

ASEA launched its digital services platform, denominated Electronic Filing Office (OPE), a tool designed to facilitate the filing and following-up of certain procedures for the Regulated Parties of the Hydrocarbon Sector, in a remote way.

reducción de costos. “Es una herramienta digital que no solo nos permitirá comunicarnos con el regulado, sino que también nos va a permitir ser una agencia inteligente, optimizada y administrada por procesos” dijo Marván. Durante su intervención Guillermo García Alcocer, Comisionado presidente de la Comisión Reguladora de Energía, felicitó a la ASEA por la puesta en marcha de la plataforma digital en beneficio del sector hidrocarburos. “Es un gran día para el sistema de reguladores de México” dijo el comisionado.

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Yolanda Villegas González

Entrevista

Hidrocarburos

Directora Jurídica, de Regulación y Cumplimiento de Vitol México

Reforma Energética está muy bien hecha, lo que falta es concretar la implementación positiva de la misma Desde la experiencia al interior de una empresa especialista en el sector energético a nivel global, el panorama para el futuro mexicano se vislumbra favorable, aunque sin duda habrá que sortear múltiples retos antes de que la industria comience a caminar sin tropiezos.

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Por Global Energy

a transformación del sector energético mexicano apenas está comenzando, y en el camino hacia construir el futuro de México, existen grandes retos a solucionar. Entre ellos, el hecho de mantener contratos como los farmouts, y completar la migración de asignaciones de Contratos Integrales de Exploración y Producción, mejor conocidos como CIEPs. Desde el punto de vista de Yolanda Villegas González, Directora Jurídica, de Regulación y Cumplimiento de Vitol México, es clave que se asegure lo anterior en el corto plazo; de otro modo, Petróleos Mexicanos (Pemex) comprometería su competitividad en el mercado, al no tener manera de inyectar capital. “Cuando estudias un CIEP te das cuenta de que su cláusula de finiquito contractual evidentemente no contemplaba la Reforma Energética porque cuando se suscribieron esos contratos no existía ese tema y por lo tanto se vuelve un tema sui géneris, porque no hay criterios concretos para esa negociacion”, explicó en entrevista para Global Energy. También consideró importante fortalecer temas como el de la regulación para compartir los beneficios (utilidad) con los dueños de terrenos susceptibles de ser utilizados para la extracción de hidrocarburos, así como la carga administrativa de Petróleos Mexicanos, “aunque parezca redundante, se necesita un comité dedicado a analizar todas las regulaciones y que decida cuáles sirven y cuáles no. Lo que es definitivo es que si se detienen las licitaciones en upstream y dejamos de hacer farmouts, perderemos la posibilidad de asegurar e incrementar la seguridad energética del país”, explicó la especialista. A pesar de que la Reforma Energética es una de las mejores a nivel mundial, aspectos como la sobreregulación dificultan la operación, trabajo y desarrollo de las empresas y reguladores del sector, aseguró Yolanda Villegas, aunque reconoció que se trata de implicaciones naturales de un procedimiento como éste, ya que tanto los operadores como los entes reguladores, se encuentran en un proceso de aprendizaje conjunto. “Lo más positivo es que hay muy buena respuesta de parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), pero creo que necesitamos eliminar la sobreregulación o, en todo caso, tener la infraestructura y el capital humano para afrontarla, porque de otro modo, los permisos se vuelven burocráticos. Eso es importante para México porque la Reforma Energética está muy bien hecha, lo que falta es concretar la implementación positiva de la misma”, consideró. Ahora bien, hay algunos aspectos del sector que aún no están regulados a cabalidad. Esto presenta una repercusión directa en las inversiones,

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Vitol opera a nivel mundial:

480 millones

de barriles en capacidad de refinación

Gigantes internacionales apuntan hacia México

Cualquier empresa requiere de certeza jurídica para efectos de estar en posibilidadde invertir.

Consecuentemente, debe haber refuerzos en materia de capacitación humana, transferencia de tecnología, gestión social, cuestiones en materia ambiental y de contenido nacional, entre otros temas que aún carecen de regulación similar a la que rige en el ámbito internacional” Yolanda Villegas González

puesto que cualquier empresa requiere de certeza jurídica para efectos de estar en posibilidad de invertir. Consecuentemente, debe haber refuerzos en materia de capacitación humana, transferencia de tecnología, gestión social, cuestiones en materia ambiental y de contenido nacional, entre otros temas que aún carecen de regulación similar a la que rige en el ámbito internacional Sin embargo, dijo que las cosas han salido bien, y nuestro modelo energético es realmente bueno, reconocido mundialmente, pero donde todo tiene que suceder un paso a la vez. “Los reguladores tienen la disposición de implementar de la mejor forma posible la Reforma y la regulación, pero les falta mayor infraestructura en cuanto a capital humano. Las empresas están haciendo lo máximo posible por cumplir con los parámetros”.

Vitol es la Trading Company más grande del mundo. Comercializa desde energía eléctrica y petrolíferos, hasta refinerías, donde producen más de 3.6 millones de barriles de crudo. En cuanto a upstream, tienen un campo en Ghana y otro en el Bloque de Miahuapan, México (CIEP). “En términos de crudo y petróleo comercializamos más de 7 millones de barriles al día y tenemos 250 barcos en el mundo”, expuso Yolanda Villegas. A tres años de haber llegado a México, Vitol considera que hay un gran campo de acción para llevar a cabo negocios que ayuden a desarrollar de mejor forma el sector energético, sobre todo en el tema de logística, donde existe gran potencial de desarrollo. “Tenemos muchos proyectos. Creemos que a raíz de la Reforma Energética hay un gran potencial para el país en materia de logística, para ahorrar costos para México, y de importación de cualquier clase de producto energético”, reveló Villegas González. Agregó que aunque el cambio de sexenio traerá consigo cierta curva de aprendizaje para la nueva administración en cuanto a la Reforma, los procesos y los planes a futuro del sector, Vitol confía en el potencial de nuestro país y seguirá enfocando sus inversiones en el mercado mexicano, a través de una estrategia de inversión diversificada que actualmente comprende a nivel global: 480 millones de barriles en capacidad de refinación, 18 millones de metros cúbicos en capacidad de almacenamiento instalada; 5,000 estaciones de servicio en 3 continentes, 8 millones de toneladas de turbosina para aeropuertos en 5 continentes, y más de 40 oficinas alrededor del mundo. A nivel mundial, manifestó el interés de la empresa por ampliar su participación en temas como terminales de almacenamiento y distribución, así como en logística para todas las vertientes de la industria, “Hay muchos retos pero queremos estar en todos los mercados”, concluyó.

millones

de m3 en capacidad de almacenamiento instalada

5,000 estaciones de servicio

en 3 continentes

millones

de toneladas de turbosina para aeropuertos en 7 continentes

40+ oficinas

alrededor del mundo

Gas

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En el mercado de gas natural

Aprueba CRE procedimiento para facilitar la participación de nuevos comercializadores Foto: Bigstock

Foto: Bigstock

Estados Unidos se proclama líder mundial en producción de gas natural Del 26 de julio al 1 de agosto tuvo 91.9 Bcf en producción comercializada, comparada con los 83.0 registrados en el mismo periodo del año anterior.

El Programa de Cesión de Contratos (PCC) es un instrumento que promueve la entrada de nuevos participantes a la industria del gas natural en beneficio de los sectores eléctrico, industrial, servicios y usuarios residenciales.

l Órgano de Gobierno de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) aprobó que las Fases II y III del PCC se realicen en una sola Fase Final y determinó las características que ésta deberá presentar. En enero del 2017, la CRE aprobó el procedimiento para la implementación del PCC, instrumento creado en 2016 conforme a las mejores prácticas internacionales en la materia. Es un instrumento que promueve la entrada de nuevos participantes a la industria del gas natural en beneficio de los sectores eléctrico, industrial, servicios y usuarios residenciales. En él se establecía que, en un periodo máximo de cuatro años, Pemex TRI debía poner a disposición de terceros comercializadores la parte de su cartera de contratos que representara el 70 por ciento del total del volumen de gas natural asociado a sus actividades de comercialización. Asimismo, el procedimiento estipuló que los usuarios de comercialización podrían elegir permanecer con Pemex o seleccionar a otro comercializador sin penalidad.

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Por Global Energy

to Fo

Las Fases II y III del PCC se implementarán en una sola Fase Final, con la cual terminará el Programa de Cesión de Contratos que inició en febrero del 2017.

Con base en dicho procedimiento, el PCC debía instrumentarse en tres fases. El 1 de febrero del 2017, inició la Fase I del PCC con un evento público en el cual se seleccionaron, mediante una tómbola, los contratos que representaban el 31 por ciento del volumen de comercialización a permanecer con Pemex TRI y el 21.3 por ciento de lo que se debía poner a disposición de terceros comercializadores en esta primera Fase, garantizando en todo momento la libertad contractual de los adquirentes para elegir al comercializador de su preferencia. A marzo de 2018, Pemex TRI había cedido más de 30 por ciento del volumen de gas natural que comercializaba al inicio del PCC, más de 10 puntos porcentuales por arriba de lo esperado. Debido a que los resultados de la Fase I fueron favorables, la CRE decidió unificar las Fases II y III en una única Fase Final, la cual consiste en que Pemex TRI ponga a disposición de terceros comercializadores el 25.13 por ciento de su cartera de contratos de comercialización correspondientes a las Fases II y III que a la fecha todavía son suministrados por Pemex. La implementación de la Fase Final retoma algunos de los elementos de la Fase I a fin de darle continuidad: • Má x i ma publ icidad de los datos de los contratos. • Inclusión en los contratos de Pemex TRI, de una cláusula de terminación anticipada sin penalidad, durante la implementación del PCC. • Obligación para Pemex TRI de enviar una oferta vinculante, misma que deberá respetarse a la firma del contrato. • Uso de una referencia base para la presentación de ofertas a los usuarios por parte de Pemex TRI y los comercializadores, lo que facilita la comparación de ofertas por parte de los usuarios. • Claridad en el proceso de implementación para la cesión, así como seguimiento de la misma • Cabe destacar que, los usuarios de comercialización pueden seguir eligiendo permanecer con Pemex o seleccionar a otro comercializador sin penalidad. • Con el PCC se facilita la participación de nuevos comercializadores y se promueve el desarrollo de un mercado de gas natural dinámico, competitivo e incluyente.

Por Global Energy

l secretario de Energía de Estados Unidos, Rick Perry, aseguró que gracias a los avances tecnológicos en los procesos de fracking hidráulico y perforación horizontal, su país se ha convertido en el productor número uno de gas natural a nivel mundial. El funcionario detalló que con el crecimiento del fracking esa nación está produciendo más energía, sumado a las políticas desregulatorias que favorecen la innovación y el desarrollo de la industria energética, donde el gas ha registrado el aumento más sorprendente. Para esto, Estados Unidos cuenta con dos terminales de exportación de Gas Natural Licuado a 30 países en cinco continentes: una ubicada en Sabine Pass, en la Costa del Golfo, y la otra en Cove Point, en la Bahía de Chesapeake, en el estado de Maryland. A estas se suman cuatro terminales de exportación que se encuentran en plena construcción. En su reporte semanal de gas natural, la Administración de Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés) indica que el suministro de esta fuente de energía del 26 de julio al 1 de agosto fue de 91.9 Miles de millones de pies cúbicos por día (Bcf) en producción comercializada, lo que representó un crecimiento ante el 83.0 registrado en el mismo periodo del año anterior. En tanto, las importaciones desde Canadá descendieron en este lapso respecto al 2017, al pasar de 5.9 Bcf por día a 5.6. Cabe recordar que la Unión Americana se convirtió en exportador neto de gas natural en 2017, con un promedio de 0.3 Bcf por día. En este sentido, la EIA espera que las exportaciones tanto de gasoductos como de gas natural licuado continúen aumentando, mientras que las importaciones -la mayor parte de ellas de oleoductos desde Canadáse mantengan constantes. Por ello, pronostica que las exportaciones netas de gas natural promediarán 2.0 Bcf al día durante lo que resta de 2018 y 5.5 Bcf en 2019.

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Notas

Gas

El combustible se utilizará para consumo local

Inicia construcción de la primera terminal de GNL en Baja California Reducirá la emisión de contaminantes al medio ambiente hasta en 70%.

Foto: Bigstock

Por Global Energy

a estadounidense New Fortress Energy (NFE) se adjudicó un contrato a largo plazo para el desarrollo, construcción y operación de una terminal para la importación de gas natural licuado (GNL) en el puerto de Pichilingue, Baja California Sur, México. El proyecto se le otorgó por la Administración Portuaria Integral de Baja California Sur (APIBCS), después de un proceso de licitación pública. Asimismo, detalló que el gas natural licuado que se recibirá en la nueva terminal de New Fortress Energy se utilizará para consumo local, donde introducirá este combustible al estado de Baja California Sur, con los consecuentes beneficios para el medio ambiente y la competitividad del sector energético local. La nueva planta de gas natural se construirá en el puerto de Pichilingue y estará en operaciones en 2020, tendrá una inversión privada estimada en más de 3 mil quinientos millones de pesos y generará de inicio más de 200 empleos directos y una vez trabajando, abrirá las posibilidades para el empleo de mano de obra calificada. El fundador de la empresa, Wes Edens, señaló que con este desarrollo y su inversión en México apoyarán con energía limpia y costeable para contribuir al crecimiento de la economía y a la reducción de emisiones perjudiciales. “New Fortress Energy confía en que esta alianza con la industria, comunidad y autoridades locales derivará en una nueva forma de energía para Baja California Sur. Este desarrollo y la inversión en México apoyarán con energía limpia y costeable para contribuir al crecimiento de la economía y a la reducción de emisiones perjudiciales”, afirmó. Por su parte, el gobernador del estado, Carlos Mendoza Davis, dijo que el proyecto se identifica con el interés del Gobierno del Estado que está a favor del uso de energías renovables ya que son más compatibles con el medio ambiente, más económicas y generan empleos.

“Se trata de un proyecto que ampliará los horizontes para nuestro desarrollo. El mejor futuro no es algo con lo que uno se tropieza, ni siquiera es algo que se alcanza, el mejor futuro es algo que se construye; y se construye con cosas como esta que está aconteciendo hoy en Baja California Sur y que le va a cambiar el perfil a nuestro estado, con lo que ya tenemos; pero quizá más importante, con lo que viene”, comentó. A través de este puerto se importará gas natural para el desarrollo de la actividades productivas y generación de energía eléctrica, reduciendo con ello la emisión de contaminantes al medio ambiente hasta en un 70%.

Abstract

The American New Fortress Energy (NFE) was awarded a longterm contract for the development, construction and operation of a terminal dedicated to the import of liquefied natural gas, in the port of Pichilingue, Baja California Sur.

Foto: proyects.com

22 22

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Mercado Gasolinero

Enorme potencial

Traxión va por transporte de hidrocarburos y refrigerados

Por Moisés Lara

Antes de fin de año podrían anunciar adquisición de compañías para este fin. Foto: Bigstock

Por Salomón Rodríguez

n el futuro cercano, Grupo Traxión, empresa especializada en la industria del transporte y la logística en México, podría tener viajes full de gasolina, pero no para avanzar, sino como parte de su plan de negocios. Según Antonio Tejedo, director de Planeación Financiera y Relaciones con Inversionistas de la emisora de la Bolsa Mexicana de Valores, tienen proyectado incursionar en la transportación de hidrocarburos y productos refrigerados en el corto plazo. A un año de haber salido al mercado de capitales del sector bursátil, Traxión ya está involucrada en tres procesos de compra, por lo que esperan que no se atoren con las aprobaciones regulatorias y puedan anunciar antes de finalizar el 2018 entre dos o tres adquisiciones. “En el transporte de hidrocarburos y refrigerados, vamos a iniciar operaciones adquiriendo una empresa, porque haciéndolo de cero es más costoso. Es preferible pagar un premio comprando una compañía pero que tenga ratios, rutas, clientes, terminales establecidas y una flota joven, como la nuestra, que tiene en promedio 5.5 años de vida en promedio, y comenzar a operar el tema”, comentó Tejedo.

El transporte de gasolinas se va a

volver un negocio muy rentable en México, por lo que es importante tener la flota y las terminales, ya que una terminal de cajas secas debe tener cierta infraestructura en los patios y en las mismas terminales para dar servicio de transporte de hidrocarburos en general”, Antonio Tejedo

Agregó que el tema de hidrocarburos es atractivo porque antes, las pipas de Pemex transportaban la gasolina, operadas por su sindicato, pero los empresarios gasolineros se cansaron de tratar con la burocracia y buscan otras alternativas. “Entonces, el transporte de gasolinas se va a volver un negocio muy rentable en México, por lo que es importante tener la flota y las terminales, ya que una terminal de cajas secas debe tener cierta infraestructura en los patios y en las mismas terminales para dar servicio de transporte de hidrocarburos en general”, resaltó el experto financiero. En cuanto al tema de refrigerados, comentó que también se trata de un área de oportunidad que tratarán de aprovechar de la mejor forma posible, por lo que ejemplificó “Una de las mayores empresas de retail en México trabaja con más de 65 empresas de transporte. Para ellos, según lo que dicen, es una pesadilla trabajar con tantas personas. Entonces si llegas y le ofreces más servicios, probablemente te vayan dando más contratos a ti, porque para ellos es importante trabajar con menos compañías”, añadió. Además de los dos sectores que están por cubrir, Traxión tiene la mira fija en un negocio que, aseguró Tejedo, es el futuro de la transportación y la logística. “El e-commerce es el futuro del sector de transportes en México. Los servicios logísticos en Estados Unidos, por ejemplo, crecieron más rápido que el e-commerce y esos servicios logísticos son los que jalaron al canal de e-commerce al lugar en que están. “Simplemente creemos que no existe hoy una columna de transportación y de logística adecuada para soportar el crecimiento de e-commerce que se tiene proyectado, tanto para empresas como Liverpool, Walmart, Amazon, Mercado Libre, Alibaba; todos los operadores de e-commerce, el potencial es tremendo”, resaltó Antonio Tejedo. Actualmente hay más de 145,000 mil compañías de transporte y carga registradas ante la Secretaría de Comunicaciones y Transportes, que tienen en operación 917,000 unidades. Para finalizar, Antonio Tejedo agregó que Traxión, además, está por presentar su estrategia de sustentabilidad.

Transforma IPN aguas negras en combustible limpio Por Mónica Gutiérrez

provechar los efluentes de aguas negras y ríos contaminados para producir combustible limpio es el objetivo de dos estudiantes de Ingeniería Química Industrial del Instituto Politécnico Nacional (IPN), quienes desarrollaron un prototipo compuesto por un purificador y un electrolizador que puede ser fijo o portátil y que buscarán sea utilizado en las zonas de alta marginación del país. Gimfi, que en lengua otomí significa “agua sucia”, tiene un filtro con capas de algodón, arena, carbón, mármol, grava y tezontle, cuya función es retener sólidos de gran tamaño y partículas orgánicas, así como eliminar malos

olores y colores, resaltaron las creadoras del proyecto, Jeimmie Gabriela Espino Ramírez y Lisset Dayanira Neri Pérez. Con la asesoría del profesor e investigador Martín Daniel Trejo Valdez, buscan que la generación de hidrógeno sea funcional; es decir, que en lugar de almacenarlo sea utilizado para alimentar estufas y hornillas. “Este tipo de purificadores podrían generar su propio combustible a partir del agua residual, sólo bastaría con recolectar agua sin importar su grado de contaminación”, detallaron. Las estudiantes de la Escuela Superior de Ingeniería Química e Industrias Extractivas (ESIQIE) indicaron que para generar el hidrógeno por electrólisis utilizan energía eléctrica,

Foto: protocolo.com

minutos

toma el proceso

ASA garantiza apertura de sus instalaciones

l 16 de agosto de 2018, el Órgano de Gobierno de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), de conformidad con sus facultades, publicó en su portal las nuevas tarifas de almacenamiento de combustibles aéreos que Aeropuertos y Servicios Auxiliares (ASA) cobrará a terceros interesados en usar alguna de sus 60 estaciones, instaladas en los distintos aeropuertos del país. Considerando que, en la actualidad, ASA es el único prestador de este servicio, con 60 permisos que tramitó y obtuvo de dicha Comisión, implementará las medidas en los términos indicados por la CRE, como autoridad en la materia. Con esta publicación, así como en los Términos y Condiciones para la Prestación de Servicio de almacenamiento en aeropuertos (TCPS), se abre el mercado para que terceros contacten a ASA, con el objetivo de almacenar sus productos para entregarlos a sus clientes, en sustitución del suministro que de manera exclusiva este Organismo había llevado a cabo de manera segura y con altos niveles de calidad hasta la fecha. Actualmente, ASA analiza y evalúa dichas tarifas para determinar el impacto económico en la operación del Organismo y de la industria aeronáutica. Desde la publicación en 2014 de la Ley de Hidrocarburos, que promueve la Reforma Energética y por consiguiente la apertura a terceros, ASA ha apoyado en el proceso de otorgar facilidades en la apertura de los tres servicios que requieren las aerolíneas y usuarios del transporte aéreo: comercialización, almacenamiento y expendio. Aeropuertos y Servicios Auxiliares está listo para atender a aquellos usuarios que requieran el uso de su infraestructura en las 60 Estaciones de Combustible a nivel nacional y también para competir en igualdad de condiciones con terceros, para beneficio de la industria aérea en los sistemas de almacenamiento, bajo las condiciones que ASA privilegia, como seguridad, calidad y nivel en el servicio.

pero realizarán las modificaciones pertinentes para añadirle una celda solar y convertir a Gimfi en un prototipo sustentable y de bajo costo. Explicaron que mediante el procedimiento que establecieron en los laboratorios de su escuela, con muestras recolectadas de diferentes zonas del estado como Tetepango, Mixquiahuala y Atitalaquia, entre otras, introducen 900 mililitros de agua contaminada en una botella de PET para obtener un líquido visiblemente más limpio en un lapso de 30 minutos. El agua obtenida con este procedimiento de filtrado contiene una mayor cantidad de minerales que el agua potable al ser un residuo de efluente, lo que resulta benéfico para el proceso de electrólisis que realizan las alumnas para producir hidrógeno, toda vez que aumenta su conductividad.

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Notas

Representa un aumento de 1.1% en el precio total del combustible

Mercado Gasolinero

Foto: enelaire.com

Publica CRE tarifas de almacenamiento en aeropuertos Son 52% menores respecto al promedio a nivel internacional.

Por Mónica Gutiérrez

l pasado 3 de agosto, a través de la resolución RES/1705/2018, la CRE aprobó a ASA las tarifas máximas de almacenamiento de petrolíferos en los 60 aeropuertos en los que presta este servicio. Estas tarifas se caracterizan por considerar costos eficientes para la industria aérea.

656.9

millones de pesos anuales podrá percibir ASA.

Anteriormente a la aprobación de las tarifas de almacenamiento, ASA cobraba únicamente por el servicio de suministro y/o succión de combustible (servicio into-plane). Es de precisar que en los aeropuertos del resto del mundo se cobra tanto el servicio de suministro como el de almacenamiento de combustible. Debido a que ASA cobraba únicamente el servicio de suministro a las aerolíneas, el organismo tenía que cubrir los costos asociados al servicio de almacenamiento, que representan aproximadamente 656.9 millones de pesos anuales (cifra obtenida con base en información de 2016). Ahora, con la aprobación de las tarifas de almacenamiento, ASA podrá percibir los ingresos por este concepto. Así, con el fin de impulsar la consolidación del mercado de turbosina y aplicar tarifas eficientes, la metodología tarifaria de la Comisión consideró parámetros de costos de inversión de diversas fuentes representativas de la industria internacional, así como de 25 proyectos de almacenamiento con distintas capacidades que han sido desarrollados en el país. La metodología utilizada para la determinación de las tarifas máximas tomó en cuenta los siguientes elementos:

• Capacidades óptimas que deberían tener las instalaciones de almacenamiento operadas por ASA en función de la demanda observada en 2017 para cada aeropuerto. Para esta determinación se tomó en cuenta la Guía de la IATA para la Capacidad de Almacenamiento de Combustible en Aeropuertos (Guidance on Airport Fuel Storage Capacity). • El valor de los activos y los costos de operación, mantenimiento y administración de cada terminal de almacenamiento de ASA, tomando como referencia las capacidades óptimas. • Rentabilidad razonable para ASA con base en lo establecido en el artículo 82 de la Ley de Hidrocarburos. Como resultado de la metodología tarifaria de la Comisión, el costo promedio ponderado de la tarifa máxima aprobada a ASA es de 0.150 pesos por litro, el cual es 52% menor a la tarifa promedio de almacenamiento en aeropuertos a nivel internacional, equivalente a 0.312 pesos por litro, con base en información de IATA. Dicha referencia consolida información de alrededor de 80 aeropuertos internacionales de Estados Unidos, América del Sur y Europa, como Washington Dulles (0.186 pesos por litro), San Diego (0.246 pesos por litro), Seattle (0.345 pesos/ litro), Cali (0.626 pesos/litro), Lima (0.695 pesos/ litro), Madrid (0.184 pesos/litro) y Zurich (0.187 pesos/litro), entre otros. Es de precisar que la inclusión del concepto de almacenamiento dentro de la estructura de precios de la turbosina en México, representa un aumento aproximado de 1.1% sobre el precio total del combustible con respecto al esquema anterior y un aumento de 0.34% en el costo promedio para las aerolíneas y por ende de los boletos de avión.

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Electricidad Ing. Alfredo Elías Ayub

Director general de la CFE 1999-2011

ot o: E-m edia

Mantenerse a la punta de la innovación, recomendación para la nueva CFE

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“Tanto en materia eléctrica como en telecomunicaciones, el mundo avanza rapidísimo y el cambio tecnológico se está dando a velocidades que nadie se imaginó. La instalación de un campo solar, por ejemplo, actualmente cuesta la séptima parte que hace nueve años que yo dejé la CFE. Así de rápido cambia la tecnología, por lo que mi única sugerencia para los que vienen es mantenerse a la punta de la modernidad y de la innovación, porque si no se va quedando uno atrás”, detalló.

12 años al frente de la CFE

Foto: nayarit.gob

El enriquecimiento del capital humano y la planeación son las dos bases del éxito.

Por Kathya Santoyo

ara el Ing. Alfredo Elías Ayub, quien fuera director general de esta empresa durante casi 12 años, lo ideal para un sistema eléctrico es tener diversificadas sus fuentes de energía. El sistema de CFE tiene plantas de ciclo combinado de gas, de carbón, una planta nuclear, hidroeléctricas, etc. con lo que el riesgo de abasto disminuye. “Cuando un sistema como el brasileño depende en 90% de hidroeléctricas y no llueve tres años seguidos, el país está en problemas, así que esto es lo ideal y siempre ha sido esa la filosofía y el objetivo de CFE”, expuso en entrevista para Global Energy.

Recordando los años que pasó frente a la Comisión Federal de Electricidad convirtiéndola en una verdadera empresa de clase mundial, el Ing. Elías Ayub los calificó como “una experiencia maravillosa. Fue un honor dirigir esta empresa durante tantos años porque tiene el mejor equipo humano de México; gente muy preparada y comprometida con la empresa y con México. Eso fue maravilloso”. Al respecto agregó que, dado que se convive con gente altamente preparada, a quienes denominó como “los mejores ingenieros”, fue una experiencia muy enriquecedora a nivel personal, al haber tenido la posibilidad de aprender de ellos. Dentro de sus más grandes satisfacciones, reconoció la labor social que hicieron en el país, por ejemplo, al alcanzar un nivel de electrificación de 98%, equiparable con las naciones más avanzadas. “Siempre hay lugares muy aislados a los que no se llega, pero quedó una cobertura casi completa en el país”. Por otro lado, recordó que una de las experiencias más complicadas que se ha presentado en el país en mucho tiempo fue cuando hubo un derrumbe de un cerro que tapó por completo el Río Grijalva y que si no se destapaba a tiempo podía

desbordarse, y con ello causar grandes daños a la presa de Peñitas y una posible inundación muy seria a la ciudad de Villahermosa. Con equipo del Ejército, de la Marina y de la Comisión Nacional del Agua (CONAGUA), encabezados por la CFE, lograron destapar el deslizamiento a tiempo, días antes de que hubiera una catástrofe mayor. La infraestructura fue un aspecto de trascendencia durante la dirección del Ing. Elías Ayub, quien también tuviera responsabilidades importantes en la Secretaría de Energía y antes Secretaría de Energía, Minas e Industria Paraestatal. “Me tocó reactivar el programa de construcción de hidroeléctricas. Construimos El Cajón y La Yesca, dos hidroeléctricas muy grandes. Se modernizó todo el sistema de distribución de energía en el país. El Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) es una de las instalaciones más avanzadas del mundo en su tipo para distribuir energía por el país”, expuso. También fue responsable del establecimiento de la red de fibra óptica, que comprende más de 30,000 kilómetros a lo largo del país y que ahora es la base de la red troncal que licitó la Secretaría de Comunicaciones y Transportes (SCT). Se trata de obras que quedan como emblema del trabajo que hizo al interior de la CFE, por lo tanto, son indudablemente motivo de orgullo para el exdirector de la otrora paraestatal. Otro reto que vivió Alfredo Elías Ayub fue la disolución de Luz y Fuerza del Centro (LyFC), cuando la CFE se vio forzada a operar con 9 mil personas lo que solía hacerse con 44 mil. Pero eso significó un enorme ahorro para el país y también un mejor servicio para los clientes de la zona centro. “La estrategia para lograrlo fue un esquema de planeación de largo plazo, totalmente apolítico. No había más que consideraciones técnicas en el esquema de planeación. No se ponía una planta en un estado porque un gobernador fuera amigo del presidente, sino por conveniencia al sistema eléctrico. Este sistema de planeación de largo plazo, de 15 años, se seguía muy rigurosamente, y esa es una parte muy importante del éxito”, reveló. Otra parte muy importante es que se hizo un programa de capacitación muy amplio para todo el personal de CFE mediante una universidad interna para todos, desde quienes van a leer el medidor a la casa, hasta quienes dirigían la construcción de las hidroeléctricas. Ahí se podían obtener licenciaturas y maestrías, en diferentes especialidades. Finalmente, deseó mucho éxito a la administración por venir, “por supuesto los exdirectores siempre hemos sido muy solidarios con el director en turno y con la empresa, así que les deseo el mayor de los éxitos”, concluyó.

La instalación

de un campo solar, por ejemplo, actualmente cuesta la séptima parte que hace nueve años que yo dejé la CFE. Así de rápido cambia la tecnología, por lo que mi única sugerencia para los que vienen es mantenerse a la punta de la modernidad”

98%

nivel de electrificación alcanzado bajo su gestión.

Foto: cfe.gob.mx

La disolución de LyFC, la construcción de La Yesca y El Cajón, el establecimiento de la red de fibra óptica, fueron algunos de los retos sorteados por Alfredo Elías Ayub.

Electricidad Columna ot o: E-m edia

Opiniones del sector

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CFE y costos de generación por MBA. Ramsés Pech

El cálculo final de la tarifa para los usuarios calificados y/o básicos dependerá en el mercado eléctrico de México de la suma de los costos desde la generación hasta el suministro. Estos son regulados por la CRE. Acuerdo con el Artículo 138 de la ley de la industria eléctrica. La integración conformada por costos de generación, transmisión, distribución y comercialización de la misma

l mayor peso radica en el costo de generación, conformado por la recuperación de la inversión de la planta, como costo de la materia prima (combustible) y operación/mantenimiento. El cálculo dependerá mucho del tipo de tecnología empleada para generar la energía (energía renovable elimina el costo de combustible).

Inversión

Estudio: Previos o factibilidad, administración del proyecto, ingeniería, control, permisos y otras actividades relacionadas con la obra. Costo de ingeniería, suministro y construcción: Refleja el valor de los materiales, equipos, infraestructura y mano de obra directa o indirecta incorporada a la planta, así como los servicios de ingeniería, procura y construcción del contratista.

Materia Prima (Combustible)

El combustible líquido, sólido, gaseoso o por medio de una reacción química para convertir en energía eléctrica en un proceso. El mayor o menor consumo dependerá de la eficiencia energética de la planta en función del arreglo elegido.

En estudios realizados por el CENACE a partir del 2015 llamado “INFORME DE TECNOLOGÍA DE GENERACIÓN DE REFERENCIA”; encontramos datos para realizar las tendencias del costo de generar la electricidad con base al número de plantas que en la tabla siguiente: Tecnología

Centrales Eléctricas

Ciclo Combinado

Termoeléctrica Convencional

Carboeléctrica

Turbogás

128

Combustión Interna

253

Foto: Bigstock

Asumiendo un precio del gas natural la molécula el costo fluctúa entre 4 a 5 dólares MMBTU (Combustóleo está entre de 12 a 13 dólares), siendo la materia prima de mayor uso la primera al día de hoy para generar electricidad podemos arrojar los siguientes datos en promedio observados; los cuales pueden cambiar por ajuste de precios y nivelaciones.

Operación/Mantenimiento

Los costos de producción (también llamados costos de operación) y mantenimiento son los gastos necesarios para mantener un proyecto o línea de procesamiento. Por lo que los costos de operación y mantenimiento se determinan separadamente del gasto de combustible. La generación de electricidad de acuerdo a la tecnología siguiente en promedio más usadas en producir electricidad al primer trimestre del 2018 con datos de la CRE en MW: Tecnología

Megawatt

Carboeléctrica

7,332

Ciclo Combinado

30,921

Combustión Interna

1,011

Eoloeléctrica

3,404

Fotovoltaico

Frenos Regenerativos

Geotermia

1,379

Importación

772

Lecho Fluidizado

749

Central

3,525

Turbina de gas

12,589

Turbina de vapor

7,811 5,997

Ciclo

de generación MW/USD

84.58

45.06

66.97

44.46

48.16

31.44

25.41

10.96

5.53

154.46

104.19

103.94

15.45

10.42

10.39

287.6

193.99

193.54

basado en la inversión Costo nivelado del combustible (USD/MW) Costo nivelado del combustible (USD/MW)

Costo total de generación sin FEE (USD/MW)

Costo total de generación sin (USD/MW) Costo total de generación sin FEE Centavos

Turbina hidráulica

Turbogas

Costo de salida

FEE Centavos Nucleoeléctrica

Turbogas

aeroderivada gas industrial gas combinado gas

(Pesos/MW)

El costo directo sin los cargos de CENACE a la generación; podemos ver que producir electricidad en México cuesta en promedio 2.25 pesos por KW. Revisando la información del cálculo de costo de tarifas eléctrica doméstica en la página de la comisión reguladora de energía; el promedio de todas las tarifas de generación es de 1.1 pesos por KW. Promedio anual de los costos del Precio de Combustible para el gas natural de 61.921 y combustóleo de 142.77 dólares por MMBTU en 2017. Indica que la CFE las perdidas radican principalmente en el costo del combustible y la inversión (nuevas plantas, reconfiguración o cambios de tecnología) controlada por el tiempo de recuperación en función de las ventas de electricidad. Por tal motivo la empresa productiva del estado tiene que tener subsidio; utilizado por la administración para poder tener las tarifas eléctricas al consumidor controladas y la CFE asuma un costo de generación por debajo del mercado. Es decir, tenemos actualmente un precio de mercado administrativo en las tarifas domésticas (al abrir el mercado con los nuevos suministradores desaparecerá el subsidio). Pero CFE en el mercado eléctrico mayorista, con la empresa de generación al entrar en el mercado deberá ser mas competitivo al disminuir los costos de la materia prima que use para generar electricidad (energías renovables, una solución porque no requiere materias primas, pero al ser una energía intermitente y no se ha contemplado su almacenamiento) dependiente de la tecnología. La forma para bajar la electricidad al consumidor; debe ser la conversión de combustibles de bajo costo (menos contaminantes y dañen el entorno a donde instalen las plantas) una planta de generación que utiliza gas natural representa el 35 a 45% el costo del combustible y una de combustóleo entre el 60 a 70% del total para generar electricidad. CFE no es improductiva, está siendo forzada a controlar las tarifas domésticas reduciendo los costos de generación en PAPEL y convirtiendo un mercado subsidiado cuya tendencia será a desaparecer.

Referencia: COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA INFORMACIÓN ESTADÍSTICA DE TARIFAS, CENACE ESTUDIO DE GENERACIÓN, CFE INFORMACIÓN A INVERSIONISTAS. Ramsés Pech es especialista en hidrocarburos, energía geotérmica, y economía, con 25 años de experiencia en la industria. Se enfoca en la evaluación técnica y de proyectos, análisis de mercado y negocios estratégicos. pech.ramses@yahoo.com.mx

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Infraestructura Cobertura

Junio 2018 www.globalenergy.mx

Septiembre 2018 www.globalenergy.mx

Infraestructura

¿Realmente nuestros procesos cuentan con esta robustez, flexibilidad y tecnología?

Ahorros sustanciales a través de una medición robusta y confiable El Prowirl 200 ahora con compensación directa de presión y temperatura, es el “state of the art” en medidores Vortex. Por: Endress+Hauser

oy día se nos presentan retos muy importantes en la automatización de procesos: optimización, reducción de costos, evitar paros no programados, minimización de riesgos, diagnóstico predictivo, acceso a la información de proceso de manera ágil y sin barreras; todo con una clara tendencia a estar alineados con el IIoT, hacia la industria 4.0. Pero ¿realmente nuestros procesos cuentan con esta robustez, flexibilidad y tecnología? Entonces, ¡podremos hablar de ahorros, optimización costos, tener mayor disponibilidad de nuestra planta y seguridad! Existen procesos donde el corazón de planta es la generación de vapor, siendo estas mediciones las últimas en que pondremos atención cuando todo anda bien en nuestro proceso, ¿pero cuántas veces hemos tenido daño por golpes de ariete o nos hemos preocupado por la calidad de este vapor? ¿Calidad de vapor? ¿En qué perjudica a mi proceso? Pues bien, el hecho de tener un vapor húmedo genera condensados, siendo los golpes de ariete inducidos por la condensación; una de las principales causas raíces de la falla de equipos aplicados en la medición de vapor.

¿Qué es un golpe de ariete inducido por condensado? Es necesario diferenciar dos tipos de golpes de ariete: Inducidos por bolsas de agua e inducido por condensación (también conocidos como golpe de ariete de agua inducido por vapor) Golpes de ariete inducidos por bolsas de agua es causado por altas velocidades del condensado: El vapor que fluye a gran velocidad atrae el condensado hacia adelante y se forman ondas. A partir de esta turbulencia, las bolsas de condensado se forman gradualmente y son transportadas junto con el vapor. Se formará un golpe de ariete cuando estas bolsas de condensado golpeen un codo o una válvula. Los gráficos a continuación muestran cómo se forma este tipo de golpe de ariete por agua. (fig. 1) Golpes de ariete inducidos por condensados (también conocidos como golpe de ariete de agua inducido por vapor) ocurre durante la condensación de vapor dentro de un bolsillo de agua líquida. Cuando el vapor entra en contacto con el condensado más frío, su volumen específico se Figura 1

reduce en un factor de casi 1000, la bolsa de vapor colapsa formando sobrecargas de presión de hasta más de 250 bar. (fig. 2) Por lo general, este tipo de golpe de ariete es resultado de un problema de diseño en plantas de vapor, por ejemplo, puntos bajos sin trampas de vapor. Mas detalles sobre la causas y efectos de los golpes de ariete se pueden encontrar en la página principal de TLV CO., LTD.

Efectos del golpe de ariete inducido por condensado en medidores tipo Vortex

Estos casos pueden generar paros no programados y disminución del factor de planta, generando costos no planeados.

Para los medidores tipo Vortex, el último tipo de golpe de ariete es un problema mayor: dado que el aumento de la presión no viene “solo” de la corriente ascendente (el cuerpo obstructor puede ayudar a proteger el sensor) sino también de la corriente descendente. Escuchando los comentarios de nuestros clientes, quienes nos indican que las fallas más frecuentes con otras marcas son: • Pérdida de contención primaria (membranas rotas) que requiere el reemplazo de medidores completos • Elementos primarios de flujo por presión diferencial inclinados o incluso rotos • Muelles rotos de medidores mecánicos • O en otros casos “solo” una pérdida de la medición Figura 2

La condensación es una de las principales causas raíces de la falla de equipos aplicados en la medición de vapor.

Estos casos pueden generar paros no programados y disminución del factor de planta (disponibilidad de la planta) generando costos no planeados. En el caso de nuestro propio medidor tipo Vortex, los sensores no se vieron afectados en muchos casos: los clientes que enfrentan problemas con el golpe de ariete reemplazaron con éxito los medidores de la competencia por los problemas anteriores y no informaron fallas con la solución robusta de Endress+Hauser el Prowirl 200 o sus predecesores en absoluto. En algunos casos, con un golpe de ariete más severo de este tipo, la paleta de los sensores se deformaba. Esto resultó en un mensaje de aviso que indicaba que el sensor estaba operando cerca de sus límites y debería ser reemplazado pronto (medición continua) o en casos extremos en un mensaje de error con una pérdida de la medición que requiere el reemplazo del sensor DSC. Sin embargo, nunca hemos oído hablar de un caso en el que la contención primaria del medidor se haya perdido como resultado de un golpe de ariete. Un pri ncipio clave del espíritu de Endress+Hauser es “servir a nuestros clientes y aprender de ellos” siendo esto la motivación para desarrollar tecnologías innovadoras que ayuden a nuestros clientes a lograr sus objetivos. De esta manera, tomamos esto como una oportunidad para renovar el diseño de nuestro sensor, el cual hemos estado utilizando con éxito durante 20 años. El resultado de esto es nuestro Prowirl 200 con un sensor rediseñado que le brinda seguridad gracias a su diseño robusto, minimizando los paros no programados, permitiendo planificar el posible mantenimiento gracias al monitoreo 24/7, diagnósticos preventivos y la verificación abordo con un solo comando que brinda Heartbeat Technology El Prowirl 200 ahora con compensación directa de presión y temperatura, es el “state of the art” en medidores Vortex, conjuntando innovación tecnológica, estabilidad a largo plazo; redituando en seguridad e incremento del factor de disponibilidad de su planta, al final del día se traduce en ahorros e incrementos de la productividad y utilidad.. Para mayor información, lo invitamos a visitar nuestra página www.endress.com.mx o hacernos llegar su comentarios al correo juan.moreno@mx.endress.com

Infraestructura Columna ot o: Ton y Martínez

Opiniones del sector

Septiembre 2018 www.globalenergy.mx

Por el privilegio de compartir y por el legado de la ingeniería por Antonio (Tony) Martinez

Foto: Bigstock

Acertijo y trabalenguas: ¿Qué pasa cuando el programa de análisis de tuberías no me la pasa (a la vieja)... y lo que pasa es que ha estado pasándola muy bien los últimos 40 ó 50 años?

aso expuesto: “Después de un terremoto en la Ciudad de México, la refinería de Pemex (Petróleos Mexicanos) localizada en Salina Cruz, Oaxaca, requirió una parada de planta para inspeccionar varias líneas de vapor conectadas a turbinas, sus estructuras metálicas y su fundación. El sistema de tuberías-turbinas había estado operando sin problemas por 40 años. Luego de la inspección visual de las líneas, se encontró que muchos soportes de resorte no estaban trabajando apropiadamente, o no estaban adecuadamente calibrados. Pemex requirió cambiarlos y llevó a cabo un análisis de esfuerzos y flexibilidad para diseñar y comprar los soportes de resorte. El reporte de los cálculos mostró varios tramos de tuberías con esfuerzos por encima de los límites permitidos por el estándar, y también que las cargas de las boquillas de las turbinas excedían las cargas permisibles del equipo. Por requerimientos de seguridad, la empresa decide reemplazar todos los soportes de resorte basados en los resultados del reporte, pero no se modifica el arreglo, ni la flexibilidad de las tuberías. Como ingenieros de tuberías nos preguntamos, ¿cuál puede ser la justificación de que la instalación arroje falla (de acuerdo con el análisis) pero haya trabajado por 40 años sin problemas? Este tipo de situaciones se encuentran frecuentemente cuando se aplica análisis de esfuerzos a las modificaciones de viejas o antiguas instalaciones. Se trata de sistemas de tuberías de 40 ó 50 años sin aparentes problemas que, al ser estudiados con los modernos programas de análisis de hoy, predicen fallas que nunca han ocurrido. La aproximación correcta a este tipo de instalaciones comienza con el párrafo 319.4.1 del estándar ASME-ANSI 31.3, que traducido dice: “No se requiere de análisis formal. No se requiere del análisis de una adecuada flexibilidad en un sistema que: (a) duplica, o reemplaza, un sistema con un

registro exitoso de servicio, sin cambios significativos; (b) puede ser fácilmente juzgados como adecuado en comparación con sistemas previamente analizados” Las palabras claves son: “un registro exitoso de servicio”.

Aproximación Recomendada Como en el caso expuesto arriba, es una buena práctica inspeccionar todo el sistema y chequear primero con el dueño de la instalación (o el cliente), con su personal de operación y de mantenimiento (y con los diversos reportes de mantenimiento), que la instalación existente no tiene ningún problema de operación y no presenta ningún problema mecánico, antes de realizar los cambios. Esto para prevenir que el problema preexistente aparezca cuando el sistema modificado entre en servicio, y así evitar que se nos culpe de un problema preexistente no adecuadamente reportado. También, es recomendable analizar y predecir “la vida remanente” que tendrá la parte antigua de la instalación que no será modificada. Quizás se puedan sugerir cambios mayores para mejorar la instalación y garantizar que opere adecuadamente el tiempo requerido, después de que las nuevas tuberías, los nuevos resortes o los nuevos soportes sean instalados. Se necesitan dos tipos de reportes de esfuerzos para este tipo de instalaciones: (1) Reporte(s) de esfuerzos de la instalación existente con los esfuerzos y las cargas incluso si muestran números en rojo – y (2) Reporte(s) de esfuerzos de la instalación modificada. En acuerdo con el dueño/cliente, el propósito de estos reportes es asegurar que los esfuerzos y cargas de las partes originales que queden, de la instalación modificada, son al menos igual -o mejor- menores a los de la vieja instalación, antes de las modificaciones. La cuestión acerca del por qué las viejas instalaciones funcionan bien, incluso en la eventualidad de que

los programas de análisis de tuberías no aprueben su diseño, es muy difícil de explicar, en general, y solo podemos hacer conjeturas. Voy a esta cuestión después. (También, favor leer mi comentario final). Primero que todo, los programas de análisis de tubería son diseñados y dirigidos principalmente para el análisis de instalaciones nuevas. Son aceptados ampliamente como herramientas técnicas para verificar que nuestro diseño está en “la zona segura” de operación. Esta utilidad está reconocida por los estándares e incluso a nivel legal. Las instalaciones muy viejas están basadas en aproximaciones técnicas más rudimentarias, algunas veces con “métodos manuales” o con en el “método de prueba y error”, donde los errores fueron eventualmente pagados con fallas en las tuberías, o en el peor de los casos, con explosiones. En el caso expuesto, como en otros similares, una explicación es que los esfuerzos reales están en un rango entre el esfuerzo admisible del estándar y el valor del esfuerzo máximo final de falla. En el caso de equipos o recipientes -como turbinas- la explicación puede ser tan simple como que las boquillas (toberas) pueden aguantar mayores cargas que las diseñadas o mostradas en los viejos planos y en sus documentos; por otro lado, muchas veces la correspondencia que se diera inicialmente entre los dueños de la instalación, ingenieros y fabricantes se ha perdido, con la aprobación final de las viejas cargas. En último caso, algún misterio o duda queda del por qué. Los programas de análisis de esfuerzos y flexibilidad de tuberías son aproximaciones de la realidad, modelos informáticos que se aproximan al hecho de una tubería redonda usando adaptaciones de la teoría o métodos de análisis empleados para las vigas estructurales. Pero, son nuestras herramientas más confiables para diseñar rápidamente, y con seguridad, sistemas complejos de tuberías. La evidencia es que son bastante, amplia y universalmente usados sin casi ningún evento catastrófico que reportar. Y en el caso de darse alguno, es casi seguro que se deba a: (1) un mal uso de la herramienta informática o del programa, (2) su uso inadecuado o parcial, ó (3) un error en la interpretación de sus reportes. Comentario Final: Leí no hace mucho una frase del colega Jorge Ledezma, que reescribo de forma parecida aquí y que dio en el clavo en cuanto mostrar la falsa percepción de que son los programas la autoridad que aprueba los diseños: “Los programas de análisis de tubería son herramientas que usan los estándares para ayudar a aprobar los diseños. Los estándares (e incluyo aquí, las leyes locales) son los que aprueban el diseño”. P.D.: Aproximaciones a las no tan viejas (más bien maduritas). Las instalaciones no tan viejas, como de 30, 20 ó 10 años, pueden requerir una aproximación diferente. Si se diseñaron bajo un estándar o especificación antigua reconocida (institucional o del cliente), por ejemplo, la ASME B31.3 Año 2002, puede ser que la vieja instalación deba o requiera modificarse bajo el mismo estándar (y año) y/o las especificaciones con que se fabricó originalmente (generalmente, esta decisión recae en el dueño de la instalación o de nuestro eventual cliente). Sólo quedaría revisar si con los nuevos avances técnicos, y en sus revisiones más actualizadas, hay posibilidad de prever y evitar una falla no contemplada en los estándares o especificaciones de acuerdo a los que se fabricó originalmente la instalación.

Antonio (Tony) Martinez. The Piping Stress International Association, Regional Director for Europe and Technical Advisor tony.martinez@thepsiassociation.org / www.thepsiassociation.org

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Energías Alternativas Cobertura

Septiembre 2018 www.globalenergy.mx

Energías Alternativas

Manuel Eslava

Director Regional de TIBA para Norteamérica, Centroamérica y el Caribe

Crecimiento en energías renovables, oportunidad para la industria logística

Foto: E-media

Con presencia mundial que cubre desde España hasta África, Asia, y América, TIBA ha sabido adaptarse a los cambios y retos del comercio actual, aportando mayor valor añadido con procesos operativos eficientes y capaces de atender las experiencias de los clientes, a un costo cada vez menor.

éxico cuenta con recursos abundantes para la generación de electricidad a partir de fuentes renovables, por lo que resulta inminente un cambio de la red tradicional hacia energías limpias durante los próximos años. Las soluciones de logística juegan un papel fundamental para hacer frente a esta transición, y con ello aprovechar al máximo y con mayor eficiencia los recursos que brinda el país. Pero con toda oportunidad vienen retos, y este panorama no es la excepción. La industria de las energías renovables conlleva actividades logísticas de alta complejidad que van desde trámites aduaneros, hasta el transporte de cargas voluminosas de un continente a otro con carácter de urgente. Sobre estos procesos y la industria logística, el director regional de TIBA para Norteamérica, Centroamérica y el Caribe, Manuel Eslava, explicó en entrevista para Global Energy que la compañía española cuenta con 43 años de experiencia, tras los cuales tienen presencia en 17 países, con 47 oficinas y más de 950 empleados. El directivo afirmó que TIBA se ha adaptado a diferentes mercados, que van desde la logística hotelera y sanitaria, hasta la de cosméticos y farmacéutica. No obstante, desde hace dos años desarrollaron una vertical –o área de especialización- orientada a las energías renovables. “En los próximos 15 años se estima que las inversiones en energías renovables se acerquen a los 120 mil millones de dólares a nivel nacional, lo que deja ver el gran potencial que tiene este sector en México. Nosotros, como empresa española, tenemos muy buenas conexiones con

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Por: Global Energy

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Dentro de la experiencia de TIBA está un servicio puerta a puerta, incluyendo aduanas en origen y destino, de España a México para cable, tubo corregado y vallado con un total de 800 TEUS; materiales para construir el parque solar más grande de Latinoamérica y segundo a nivel mundial, ubicado en Coahuila.

empresas de nuestro país establecidas en México para desarrollar este tipo de objetivos. Actualmente aportamos soluciones logísticas a la medida de cada proyecto”, destacó. Explicó que, como operadores logísticos especializados, en TIBA son expertos en transportar todos los componentes necesarios para la creación y mantenimiento de instalaciones de energías renovables. En este aspecto, sus soluciones van dirigidas a los ingenieros responsables de un proyecto y a cargo del diseño, construcción y provisión de materiales, así como a proveedores fabricantes de componentes, promotores generadores de la energía y desarrolladores. Dichas soluciones abarcan el transporte marítimo, que es la principal vía de traslado para la instalación y mantenimiento de plantas; el transporte aéreo, que es el conducto más veloz para cubrir distancias entre proveedores y la obra; la consolidación multiproveedor, donde se agrupan mercancías para que los contenedores viajen únicamente con productos del cliente; y el asesoramiento y trámites aduaneros, mediante apoyo en la documentación y en posibles beneficios fiscales o arancelarios que cada proyecto pudiera obtener. Uno de sus proyectos más importantes en el país fue el transporte de un transformador desde China, donde un ingeniero responsable de proyecto español confió a la compañía realizar el traslado puerta a puerta de un transformador y sus accesorios de instalación desde Shanghái hasta Veracruz, donde sus expertos se encargaron de la descarga y colocación del mismo en su base, utilizando el sistema de arrastre hidráulico conocido como Jack & Slide.

Esto se relaciona con la transformación digital, porque las conexiones en la nube facilitan el rastreo de mercancías para lidiar con el peor miedo de los clientes: la incertidumbre. Este entorno digital también significa que los clientes están cada vez más informados porque la información es muy accesible. “Eso nos somete a una formación constante en los productos que desarrollamos y nos da solidez de que realmente somos especialistas y podemos demostrarlo con hechos”. De cara a los siguientes años, Manuel Eslava reiteró que evidentemente, el camino a seguir será el desarrollo y consolidación de las renovables en países que disponen de cuantiosas horas de sol, como Perú, Chile o México. “Sin lugar a dudas el futuro es tremendamente próspero. Queremos desarrollar un país tan importante como México, donde tenemos 240 personas trabajando y estamos presentes en 10 ciudades. Sabemos que hay que reforzar toda la zona, y los esfuerzos se van a centrar en el desarrollo y consolidación de México y Estados Unidos, pero sin duda tenemos todo por delante para celebrar un éxito en este nuevo proyecto”, concluyó. Foto:Bigstock

Mayor eficiencia para un mercado en constante evolución “Lo que tradicionalmente ha caracterizado a las empresas de nuestro sector es mover carga, pero cada vez nos damos cuenta de que eso ya no es tan determinante. Ahora tenemos que aportar un valor añadido mayor, con procesos operativos cada vez más eficientes y capaces de atender mejor las experiencias de los clientes, a un coste también cada vez menor”. Dijo que la tendencia entre compañías importadoras es abastecerse con stocks mínimos, pero en flujo constante de mercancía, lo que hace que la capacidad de disponer contenedores o espacios en aviones, barcos o camiones sea fundamental para los clientes, ya que no tienen un stock preparado y se debe garantizar que sus adquisiciones estarán listas en los tiempos que necesiten. Asimismo, reconoció que otra tendencia es el desarrollo de información de valor para que los clientes sepan en todo momento qué pasa con su mercancía. “Eso es tremendamente importante. Saber que si ha habido problemas con alguna mercancía suya, se les informará a tiempo para que tengan capacidad de reacción y se pongan en marcha otros procedimientos que les garanticen que no habrá mayores problemas”.

El hecho de tener una red propia de relevancia, y consistente en un continente tan importante como el americano, da al cliente la tranquilidad de trabajar con una marca única para todas sus operaciones”

Energías Alternativas Notas

Septiembre 2018 www.globalenergy.mx

Segundo trimestre de 2019, comenzará a operar

Bancomext financiará proyecto fotovoltaico en Hidalgo Foto: cnog.mx

Foto: erwind.com

Avanza Parque Eólico más grande en México Resultado de la segunda Subasta Eléctrica de Largo Plazo, la empresa mexicana Zuma Energía lleva a cabo la construcción del Parque Eólico Reynosa, que también será uno de los de mayor capacidad en América Latina. Por Mónica Gutiérrez

Pondrá a disposición $88.5 millones de dólares y una línea de crédito del IVA de $17 millones de dólares.

129.5 MWp,

Por Moisés Lara

tlas Renewable Energy y el Banco Nacional de Comercio Exterior (Bancomext) anunciaron el cierre de un acuerdo de financiamiento a largo plazo para su planta de energía solar en México, ubicada en Hidalgo. Bancomext pondrá a disposición $88.5 millones de dólares para financiar la construcción del proyecto y una línea de crédito del Impuesto sobre el Valor Agregado (IVA) de $17 millones de dólares. La planta tendrá una capacidad instalada de aproximadamente 129.5 MWp. El proyecto fue adjudicado en la primera subasta de largo plazo de energía, llevada a cabo en 2016 como parte de la reforma energética, con un contrato de compraventa de energía (PPA) con la Comisión Federal de Electricidad (CFE). El Proyecto Solar Guajiro se espera comience a operar en el segundo trimestre de 2019, sobre una extensión de 410 hectáreas de tierra en Nopala de Villagrán, en ese estado. La planta generará un estimado de 300 GWh anualmente, equivalente a la demanda de unos 120,000 hogares. Atlas Renewable Energy estima que la operación del proyecto evitará la emisión anual de más de 215,000 toneladas de dióxido de carbono, lo que equivale a eliminar más de 46,000 autos en circulación.

capacidad instalada.

Carlos Barrera, CEO de Atlas Renewable Energy declaró que “el financiamiento del proyecto Guajiro marca un hito importante para Atlas Renewable Energy y consolida a México como uno de nuestros mercados principales”. “A medida que sigamos creciendo, buscaremos otras oportunidades para asociarnos nuevamente con instituciones financieras de primer nivel como Bancomext y entidades gubernamentales como CFE”, concluyó. Por su parte, Camilo Serrano, gerente general de Atlas Renewable Energy para México, enfatizó que: “este proyecto demuestra una colaboración de los intereses públicos y privados por incrementar la presencia de la energía renovable en México” y comentó que buscarán más oportunidades para expandir la huella de Atlas Renewable Energy en México. En su presentación, Francisco N. González Díaz, director general de Bancomext, subrayó que: “El proyecto Guajiro Solar posiciona a Atlas Renewable Energy como un socio confiable para la inversión y desarrollo de infraestructura en el sector energético mexicano”, ya que este proyecto aportará 300 GWh anualmente y contribuirá para alcanzar el objetivo de generar el 35% de la energía con fuentes renovables en el 2024

Foto: directoriotransporte.cl

Abstract

Atlas Renewable Energy and Bancomext announced the signing of a long-term financing agreement for Atlas Renewable Energy’s solar power plant in Mexico, located in the state of Hidalgo. Bancomext will provide $88.5 million dollars to finance the construction of the project, along with a $17 million dollars line of credit for Value Added Tax (VAT).

a empresa mexicana Zuma Energía lleva a cabo la construcción del Parque Eólico Reynosa (PER), que será el complejo más grande de nuestro país y uno de los de mayor capacidad en América Latina. Ubicado aproximadamente a 50 km de la ciudad de Reynosa, Tamaulipas, tendrá 123 aerogeneradores Vestas de última tecnología, ubicados en dos polígonos que suman 7,768 hectáreas. Considera también una línea de interconexión de 50km y las adecuaciones en la subestación Aeropuerto de CFE para recibir la energía. El parque, que obtuvo un contrato para la compra-venta de energía y certificados de energía limpia en la subasta eléctrica de largo plazo de 2016, es el de mayor escala en el país con una capacidad de 424 MW. La electricidad producida será suficiente para abastecer a 1.1 millones de hogares mexicanos, y será aprovechada durante 15 años por la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Durante la inauguración de su infraestructura de interconexión, el titular de la Secretaría de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, destacó que con una inversión de 600 millones de dólares, esta central eólica será la primera en asegurar su financiamiento a través de la Banca de Desarrollo nacional y comercial, para llevar a cabo desde las obras de ingeniería, hasta su enlace al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). “Más de la mitad de las entidades de la República se beneficiarán con la instalación de 65 nuevas centrales, de las cuales el 30 por ciento serán eólicas y entregarán energía al suministrador a precios altamente competitivos”, agregó el secretario. Además, expuso que a principios de noviembre finalizará la cuarta Subasta Eléctrica, que buscará comprar potencia, energía verde y certificados de energía limpia. “La Reforma Energética ha posicionado a México entre los diez principales destinos a nivel global con mejor regulación para invertir en proyectos limpios. Éste es uno de los mayores legados en materia ambiental que el actual gobierno dejará al país y, además, una formidable aportación a la transición energética y a los esfuerzos mundiales de lucha contra el cambio climático”, expuso.

Energías Alternativas Notas

Septiembre 2018 www.globalenergy.mx

Foto: energianoproblem.it

Foto: valori.com

El país aún genera 80% de su energía mediante combustibles fósiles

México aumentará la generación de energía geotérmica con apoyo del BID Préstamo por 108.6 millones de dólares contribuirá a la diversificación de la matriz energética del país y disminuirá su dependencia a los combustibles fósiles.

Por Mónica Gutiérrez

l Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó la modificación de un préstamo por un total de 108.6 millones de dólares, cuyo objetivo es aumentar la inversión privada en proyectos de generación eléctrica a partir de fuentes geotérmicas, poniendo a disposición de los desarrolladores una serie de mecanismos financieros a la medida que buscan satisfacer las necesidades específicas de los proyectos en cada una de las etapas de su desarrollo, esto incluye las fases de: exploración, perforación, preparación del campo, construcción y operación de proyectos geotérmicos privados, y reducir el valor en riesgo para los desarrolladores; principal barrera a la inversión. El programa tiene por objeto el financiamiento hasta de 300 MW de capacidad geotérmica en 10 años, y espera apalancar fondos públicos y

privados para contribuir al desarrollo de la geotermia en México con niveles de inversión estimados en el orden de 4,200 millones de dólares para reservas probadas del recurso geotérmico. El Programa de Financiamiento y Transferencia de Riesgos para Geotermia en México, estructurado bajo la modalidad global de crédito, constará de dos componentes principales: mitigación de riesgos para proyectos geotérmicos, y financiamiento adaptado a las diferentes fases de exploración y ejecución del proyecto. Además, tendrá un tercer componente de asistencia técnica para apoyar la ejecución y otros costos de implementación. México es el principal emisor de gases de efecto invernadero, derivado de la quema de combustibles en América Latina y décimo segundo en todo el mundo. Parte de sus metas ambiciosas es la reducción de 25% de estas emisiones al 2030, siendo el sector energético el que cuenta con el mayor potencial de reducción. Adicionalmente, el 80% de la energía en México sigue generándose a partir de combustibles fósiles, por lo que resulta imprescindible transformar el sistema de generación eléctrica del país, para que sea más sostenible y rentable. “La geotermia es energía de base, con un factor de planta mayor de 95% que permite tener energía eléctrica disponible por 24 horas los siete días de la semana a un precio competitivo, al igual que el gas natural. Es renovable como la energía solar y eólica, sin tener su intermitencia

característica. Es totalmente resiliente a los impactos del cambio climático, y posee una densidad energética enorme, lo que permite obtener grandes cantidades de energía en un área relativamente pequeña”, sostiene Christiaan Gischler, líder del proyecto y líder de grupo temático de geotermia del BID. Su uso directo tiene aplicaciones y ventajas sociales de alto impacto. “Las aplicaciones de baja entalpía (baja temperatura) son fundamentales para el secado de fruta, y el uso de vapor para pequeñas y medianas empresas”, enfatizó Gischler. La geotermia permite generar nuevos empleos y el aprovechamiento de economías de escala al combinar el conocimiento de las industrias extractivas existentes en México para realizar los trabajos de perforación necesarios en la fase exploratoria. El programa cuenta con un monto total de 108.6 millones de dólares: 54.3 millones de dólares financiados con Capital Ordinario del BID; 51.5 millones de la Donación de Recuperación Contingente financiado con recursos del Fondo para una Tecnología Limpia (CTF); y 2.8 millones de cooperación técnica. Actualmente, se encuentran en marcha dos procesos: Primero, una Licitación Pública Internacional para seleccionar a las compañías responsables de llevar a cabo los trabajos de perforación en la fase de exploración; y segundo, la Convocatoria de Selección de Desarrolladores elegibles para participar en este programa.

Foto: cfe.gob Foto: cifes.gob

Foto: Shutterstock

Abstract

La geotermia es energía de base, con un factor de planta mayor a 95%

The Inter-American Development Bank (IDB) has approved a modification of a loan totaling US$108.6 million that aims to increase private investment in electricity generation projects from geothermal sources. The program’s goal is to finance up to 300 MW of geothermal capacity over a 10-year period. It also hopes to leverage other public and private funds to contribute to Mexico’s geothermal sector with estimated investment levels to the tune of US$4.2 billion for proven geothermal reserves.

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Notas

Energías Alternativas

Invirtió 468 millones de euros en energía

Presenta ACCIONA resultados a 2017 La tecnología de microrredes está permitiendo vislumbrar el almacenamiento como una posibilidad realista y asequible. Foto: voxpopuli.com

La demanda de renovables continúa creciendo, lo que se

traduce en una cartera de pedidos consolidada a corto plazo y que se ve impulsada por la voluntad global de contener los efectos del cambio climático y la mejora de la competitividad de las tecnologías renovables frente a las fuentes de energía convencionales”, José Manuel Entrecanales, Presidente de ACCIONA.

Por Guadalupe Ortiz

os resultados de ACCIONA en 2017 fueron sólidos, con un crecimiento del EBITDA del 7% respecto a 2016 a pesar de los menores niveles de producción de la división de Energía –como consecuencia de eventos como menor disposición de viento y lluvia o los terremotos en México– que se compensan con los buenos resultados de la división de Infraestructuras, con un EBITDA un 33% superior al del ejercicio anterior. El año 2017 ha sido importante también desde la perspectiva de las operaciones de desinversión. Con el reciente cierre de la operación de la venta de los activos de energía termosolar en España se ha concluido con un proceso de desinversión iniciado en 2013. La operación les permite liberar capital para nuevos proyectos internacionales con mayores rentabilidades, lo que contribuirá a equilibrar la presencia de la compañía en diferentes geografías En palabras de José Manuel Entrecanales, Presidente de ACCIONA, es importante ser cautos y buscar alternativas rentables a las subastas, donde la competencia se ha intensificado durante los últimos años con el exceso de liquidez en los mercados financieros y la entrada de nuevos actores con vocación especulativa que comprometen la rentabilidad del mercado. La cartera actual de clientes de ACCIONA Energía se extiende por los mercados más estratégicos, con importantes clientes corporativos e institucionales de los sectores más diversos; algo que se prevé que siga aumentando durante los próximos años. Además, la tecnología de microrredes está permitiendo vislumbrar el almacenamiento como una posibilidad realista y asequible. Es así que las perspectivas de la empresa estiman

para 2018 un crecimiento moderado del EBITDA manteniendo altos niveles de inversión y preservando la fortaleza del balance. En línea con la evolución del negocio durante el año, y como reflejo de la sólida posición estratégica y financiera que la compañía mantiene en la actualidad, el Consejo de Administración ha propuesto a la Junta General de Accionistas un dividendo de 3 euros por acción en 2018, con cargo al ejercicio 2017, que representa un incremento del 4.3 % respecto al dividendo repartido por ACCIONA en julio de 2017. ACCIONA Energía, a través de instalaciones que cuentan con PPA (“Power Purchase

Agreement”) o con mecanismos de regulación en los precios de venta de energía, aporta un EBITDA estable a largo plazo, que tan solo se ve influenciado, con impacto muy limitado, por factores de carga o recurso. La empresa, en su división de energía, ha invertido durante el año un total de 468 millones de euros, asociados a la finalización de la planta fotovoltaica El Romero Solar en Chile y el parque eólico de Bannur en India, así como el inicio de la construcción de nuevos parques en México (El Cortijo), Australia (Mt. Gellibrand) y España (El Cabrito); y el incremento de la participación del 50 % al 100 % en el parque eólico de Ripley en Canadá.

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Energías Alternativas Notas

Septiembre 2018 www.globalenergy.mx

USD $300 millones, el monto

Diseñan palas de aerogeneradores con bagazo de maguey

Apple lanza nuevo fondo para energía limpia en China

Su resistencia es mayor que la que ofrece la fibra de vidrio. Por Global Energy

Diez proveedores invertirán de manera conjunta en soluciones para enfrentar el cambio climático.

Por Mónica Gutiérrez

pple anunció un nuevo fondo de inversión en China, el primero en su clase, para conectar proveedores con fuentes de energía renovable. Como parte del compromiso de Apple para enfrentar el cambio climático e incrementar el uso de energía renovable dentro de su cadena de suministro, 10 proveedores iniciales y Apple invertirán de manera conjunta, y durante los próximos cuatro años, casi 300 millones de dólares en el Fondo para Energía Limpia de China. El fondo invertirá en el desarrollo de proyectos de energía limpia que totalizarán más de mil millones de vatios de energía renovable en China, lo que equivale a suministrar energía a casi un millón de hogares. “En Apple estamos orgullosos de unirnos con compañías que están dando un paso adelante para enfrentar el cambio climático”, dijo Lisa Jackson, vicepresidente de Environment, Policy and Social Initiatives de Apple. “Nos emociona que muchos de nuestros proveedores participen en el fondo, y esperamos que este modelo se replique a nivel global para ayudar a que las empresas de todos los tamaños logren un cambio significativo en nuestro planeta”. La transición a la energía limpia puede ser compleja. Esto es particularmente cierto para las pequeñas empresas que quizás no tienen un acceso viable a fuentes de energía limpia. En virtud de su tamaño y escala, el Fondo para Energía Limpia de China dará a sus participantes la ventaja de contar con un mayor poder de compra y la capacidad para obtener soluciones de energía limpia más atractivas y variadas. El Fondo para Energía Limpia de China será administrado por un tercero, el DWS Group, que se especializa en inversiones sostenibles y que

Foto: index.net

Abstract

Apple announced a new firstof-its-kind investment fund in China to connect suppliers with renewable energy sources. As part of Apple’s commitment to address climate change and increase the use of renewable energy within its supply chain, 10 initial suppliers and Apple will jointly invest nearly $300 million over the next four years into the China Clean Energy Fund. The fund will invest in and develop clean energy projects totaling more than 1 gigawatt of renewable energy in China, the equivalent of powering nearly 1 million homes.

ABB será el primer proveedor de tecnología STATCOM en el país

Aumentará la capacidad de transferencia, mejorará la calidad de la energía y la estabilidad de la red.

Foto: Bigstock

también invertirá en el fondo. La noticia da seguimiento al anuncio de Apple a principios de este año en el sentido de que sus instalaciones a nivel global operan con energía limpia al 100%, y el lanzamiento de su Programa de Energía Limpia para Proveedores en 2015. Desde que inició el programa, 23 socios fabricantes que operan en más de 10 países diferentes, se han comprometido a que toda su producción para Apple se realice con energía limpia al 100%. Apple y sus proveedores generarán más de 4 mil millones de vatios de energía limpia nueva a nivel mundial para el año 2020, lo que representa una tercera parte de la huella de electricidad de la fabricación actual de Apple. Apple también trabaja con sus proveedores para encontrar nuevas formas de reducir las emisiones de gases invernadero. La compañía anunció recientemente que alcanzó un gran avance con las proveedoras de aluminio Alcoa Corporation y Rio Tinto Aluminum en una nueva tecnología que elimina las emisiones directas de gas invernadero de los métodos tradicionales de fundición, un paso clave en la producción de aluminio. Los proveedores iniciales que participan en el fondo para energía limpia de China son: Catcher Technology, Compal Electronics, Corning Incorporated, Golden Arrow, Jabil, Luxshare-ICT, Pegatron, Solvay, Sunway Communication, y Wistron.

Por Global Energy

BB proveerá el primer Compensador Estático Síncrono (STATCOM) en México, para habilitar energía confiable y sostenible a partir de fuentes renovables y garantizar el cumplimiento con el nuevo Código de Red en México. El gobierno mexicano ha establecido un objetivo ambicioso. Espera que para el 2024 el 35% de sus necesidades energéticas se cubran con fuentes renovables, la mitad de las cuales provendrán de la energía eólica. Como parte de este objetivo, Iberdrola está invirtiendo fuertemente en instalaciones renovables, con el objetivo de alcanzar 1,500 megavatios (MW) de potencia instalada renovable para el año 2020. ABB está apoyando a Iberdrola para lograr sus objetivos al implementar la innovadora tecnología STATCOM para el reciente proyecto eólico de la compañía que ayudará a mejorar el suministro de energía y estabilizar la red.

l bagazo de maguey —residuo de la producción de mezcal— ha demostrado ser un material altamente resistente, por lo que profesores y alumnos de la Universidad Tecnológica de los Valles Centrales de Oaxaca (UTVCO) emprendieron el uso de este desecho en la fabricación de palas de aerogeneradores de eje vertical. El catedrático de la ingeniería de energías renovables de la institución, Alejandro Alderete Nava, ha realizado en los últimos dos años investigaciones para contribuir con el desarrollo de tecnologías amigables con el medio ambiente en la generación de energía eólica. Como miembros fundadores del Centro Mexicano de Innovación en Energía Eólica (Cemie-Eólico), la UTVCO emprendió la innovación, que actualmente se encuentra en periodo de prueba, de un prototipo de aspa construido con bagazo de maguey. Y es que en Oaxaca se producen anualmente alrededor de 122,696 toneladas de este residuo de la producción mezcalera, el cual es desechado de manera irregular en los cauces de ríos, e inclusive incinerado, lo que genera contaminación y daño al medio ambiente. No obstante, asegura Alderete Nava, las propiedades de este desecho han demostrado que su resistencia es inclusive mayor que la que ofrece la fibra de vidrio, que es con lo que actualmente se construyen las palas de los aerogeneradores. En entrevista para Conacyt, agrega que las ráfagas de viento que se originan en el istmo de Tehuantepec —la zona de mayor producción de energía eólica en el país—, causa el desprendimiento paulatino de las aspas, de tal forma que tienen que ser reemplazadas entre cada tres y cinco años. “El viento desgasta la fibra de vidrio y lo que pretendemos, en primer lugar, es evitar que ese material que resulta dañino se esparza en el medio ambiente, además de ofrecer una alternativa para el reciclaje y uso del bagazo de maguey”, indica.

El parque eólico PIER, de 220 megavatios (MW), está ubicado en el estado de Puebla, y es una extensión del parque eólico de Iberdrola en México, PIER II, de 66 MW. ABB será el primer proveedor de la tecnología STATCOM en el país. Esta tecnología aumentará la capacidad de transferencia, mejorará la calidad de la energía y la estabilidad de la red, lo que permitirá mayor eficiencia energética y fuentes de alimentación más confiables. La tecnología STATCOM de ABB permitirá a Iberdrola cumplir con los más estrictos requerimientos técnicos del Código de Red del país (establecido en 2016). Forma parte de la familia de sistemas FACTS (Sistemas Flexibles de Transmisión de Corriente alterna) de ABB que ayuda a reducir pérdidas, mejorar la capacidad y flexibilidad de los sistemas de transmisión y contribuye a mejorar la calidad de la energía con redes más eficientes y confiables. Como pionero de la tecnología y líder del mercado en el sector, ABB ha entregado más de 800 instalaciones FACTS en todo el mundo.