Global Energy / 125 / Noviembre 2018 by Elemental Media

Fortaleza en refinación vendrá sola si se integra toda la cadena productiva.

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Rami Reshef Director Ejecutivo de GenCell Electricidad 100% verde y estable bajo cualquier condición climática.

Global Energy México

Año 10 Número 125 Noviembre 2018

E-media

@GlobalEnergyMex

Pemex

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GenCell

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José Ramón Montiel López Presidente de la Comisión de Ingeniería Química, en la Academia de Ingeniería

Acompaña Emerson transformación digital hacia un desempeño de Primer Cuartil

Pemex

Durante el Emerson Global Users Exchange, más de 3 mil personas se dieron cita para conocer las herramientas que facilitan la transformación digital y la mejor manera de aplicarlas a fin de maximizar la rentabilidad.

Plataforma PB-Abkatun-A2: logro del talento mexicano en la industria petrolera

Enel Green Power inicia construcción de parque solar en Tlaxcala

Gasoducto marino Texas-Tuxpan entrará en funcionamiento en 2019

gob.mx

Enel

40 Se espera que la planta solar Magdalena II entre en operación durante la segunda mitad de 2019 y, una vez que esté en pleno funcionamiento, genere alrededor de 600 GWh por año

AÑOS

En el marco del Foro Nacional de la Industria Química, Pedro Joaquín Coldwell, Secretario de Energía, dijo que con una inversión cercana a 43,000 millones de pesos, será el segundo más largo del mundo, con capacidad para abastecer un tercio del gas consumido en México.

RFS, única empresa one stop energy shop en México

E-media

Llama ANIQ a fortalecer abasto nacional de derivados de metano, etano y propano

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Manik-101A y Mulach-1, nuevos yacimientos que agregarán 180 MMbpe

Con una inversión de 454 millones de dólares, la imponente obra construida por McDermott México llevó a cabo su traslado desde Altamira, Tamaulipas, hacia la Sonda de Campeche. Fue diseñada para procesar hasta 220 mil barriles de petróleo y 352 millones de pies cúbicos de gas por día, los cuales serán producidos en Campeche.

Hyundai Oilbank traerá combustible a México 32

Autoridades, gobierno e industria se reúnen para incrementar el desarrollo del sector gasero

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

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Bienvenidos

Editorial

José Ramón Montiel López Presidente de la Comisión de Ingeniería Química, en la Academia de Ingeniería Fortaleza en refinación vendrá sola si se integra toda la cadena productiva.

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Rami Reshef Director Ejecutivo de GenCell Electricidad 100% verde y estable bajo cualquier condición climática.

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El reto de los recursos no convencionales está en lo técnico y regulatorio antes que en lo político

Acompaña Emerson transformación digital hacia un desempeño de Primer Cuartil

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Enel Green Power inicia construcción de parque solar en Tlaxcala

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40 Se espera que la planta solar Magdalena II entre en operación durante la segunda mitad de 2019 y, una vez que esté en pleno funcionamiento, genere alrededor de 600 GWh por año

AÑOS

RFS, única empresa one stop energy shop en México

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Hyundai Oilbank traerá combustible a México 32

Autoridades, gobierno e industria se reúnen para incrementar el desarrollo del sector gasero

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

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Manik-101A y Mulach-1, nuevos yacimientos que agregarán 180 MMbpe

15/11/18 5:31 p. m.

DIRECTORIO GLOBAL ENERGY Presidencia Edgar Chávez Director de Operaciones Gerardo Ruiz Director Editorial Kathya Santoyo Director de Arte Sandino García Redacción Juan José García Claudia García Marilyn Montero Diseño Gráfico Marco Alvarado Edición y Fotoproducción Luis Franco

esde hace más de tres décadas el fracking se ha convertido en una fórmula útil para extraer hidrocarburos de yacimientos no convencionales en tierras mexicanas. Durante este periodo, el fracturamiento hidráulico ha ofrecido una posibilidad para explotar más fuentes de energía; sin embargo, en los últimos años también ha sido tema de discusión entre expertos en la industria y organizaciones sociales y ambientales, así como políticos que han levantado su voz en contra de esta técnica. Salir en su defensa ha sido sinónimo de herejía al medio ambiente y en el debate público el simple término ha causado rechazo por parte de un sector de la sociedad, asumiendo posiciones con información precaria o sesgada y orientando lo que debería ser una discusión técnica e informada hacia una guerra de declaraciones visceral y politizada. Recordemos que el petróleo y el gas no se generaron donde usualmente se encuentran para su extracción, pues esto ocurrió a mayor profundidad, en lo que se conoce como roca madre, y que a través de millones de años ascendió acumulándose en yacimientos convencionales; sin embargo, no todo el hidrocarburo migró, sino solo aquel que estaba atrapado en rocas porosas. Por tanto, a los recursos que continúan en la roca madre se les denomina no convencionales. Ante este panorama, la discusión sobre utilizar o no esta técnica para extraer los hidrocarburos se centra en tres aristas principales: medio ambiente, economía y seguridad

Directora Administrativa y Financiera Ericka Ibarra

energética. No obstante, en la parte del recurso hídrico no hace falta escoger entre fracking o el agua, pues es factible hacer uso de esta técnica de manera responsable y segura siempre y cuando la regulación se cumpla y las empresas petroleras operen dentro de los más altos estándares de seguridad y protección ambiental. Sin embargo, sabemos que esta actividad no debe ni puede quedarse en el papel o en buenas intenciones, incluso tampoco en la reparación del daño cuando éste se ocasiona, sino que debe haber una discusión bien informada sobre el tema para que no se convierta en un caballito de batalla político que se acentúa con la desinformación. Sin duda, este es el momento adecuado para realizar un análisis serio, informado y técnico sobre el tema, pues para el país está de por medio la autosuficiencia en petróleo y gas, la sostenibilidad fiscal y sobre todo la oportunidad de generar desarrollo económico y social para todos los mexicanos. En esto, el fracturamiento hidráulico está suponiendo una bendición para algunos y una maldición para otros tantos, polarizando lo que debería ser un mismo fin para gobierno e industria: el crecimiento de la nación. De acuerdo con Pemex los recursos de aceite y gas en lutitas que se podrían extraer se cuantifican en alrededor de 60 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es decir, más del 50 por ciento del potencial petrolero del país. Sin embargo, también existe la necesidad de voltear a ver alternativas a esta práctica y sobre todo de entender que la ingeniería petrolera en México y en el mundo se mantiene en constante evolución para satisfacer la creciente demanda de hidrocarburos y a la vez para procurar el cuidado del medio ambiente. Por tanto, en lugar de prohibir es necesario mejorar la regulación y aplicación de las leyes, pues el país tiene un gran potencial en yacimientos de este tipo y lo mejor que podemos hacer es regular su operación de forma adecuada y exigir al gobierno que lo haga de la mejor manera. Es así que conciliar estas dos facetas, prohibir técnicas como el fracking o en su caso regularlas más profundamente o encontrar nuevas alternativas, será una de las tareas trascendentales para el próximo gobierno. Lo cierto es que liberar los recursos no convencionales puede ayudar a crear más empleo, recaudar más inversiones y tener una menor dependencia del exterior, aunque esto también requiere de un actuar responsable con el medioambiente y las comunidades.

COLUMNISTAS DEL MES

Gerentes Comerciales Américo Padilla Gabriela Rocha

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Yotzel Vital

PÁG. 12

Luis Vielma Lobo

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

PÁG. 04

HIDROCARBUROS

PÁG. 26

INFRAESTRUCTURA

PÁG. 32

MERCADO GASOLINERO

PÁG. 34 GAS

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ELECTRICIDAD

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ALTERNATIVAS

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

EDICIÓN CERTIFICADA TIRAJE 30,000 EJEMPLARES

Global Energy, Edición 124, Año 10. Publicación mensual correspondiente a Noviembre 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 5 de Noviembre 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 Gráf icas Insurgentes S.C., Linaloe 37 int. 2 Colonia Santa María Insurgentes, Del. Cuauhtémoc, C.P. 06483; 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

Se celebrará del 4 al 7 de diciembre en La Habana, Cuba

Pemex estará presente en la segunda edición del Cuba Energy Oil & Gas En el marco de este evento, Fluvio Ruiz Alarcón, doctor en Economía de la Energía, se reunirá con el director general adjunto de Cuba Petróleos (Cupet), Ing. Roberto Suárez Sotolongo.

Foto: Pemex

Por Claudia García y Juan José García

el 4 al 7 de diciembre del presente año se llevará a cabo la segunda edición del Cuba Energy Oil & Gas en La Habana. Se trata de un evento internacional en el que se discutirá el futuro de la exploración y producción de petróleo y gas de dicho país, con la intención de proporcionar una visión panorámica y detallada de las oportunidades y prioridades de inversionistas y proveedores, tanto nacionales como extranjeros, y donde se darán a conocer sus proyectos más importantes, productos, soluciones innovadoras, ideas y la posibilidad de forjar alianzas y desarrollar negocios. El programa de la conferencia está desarrollado por expertos de la industria energética en colaboración con Cupet y proporciona a los delegados una valiosa información sobre los temas clave que enfrenta Cuba, el desarrollo y la realización de los enormes desafíos y oportunidades que se avecinan. Además, propondrá el escenario para los sectores cubanos de energía, petróleo y gas, y cómo las empresas internacionales pueden cooperar con organizaciones nacionales de ese país, como Cupet y el Ministerio. Al mismo tiempo, examinará el marco regulatorio y fiscal para proporcionar a todos los delegados una visión detallada de cómo trabajar en Cuba y que ellos escuchen lo último en licencias, producción y rutas de ingreso para aprovechar al máximo las oportunidades presentadas. Bajo el lema “Afrontar los retos del futuro”, entre algunos de los temas que cubrirá el programa se encuentran la actualización sobre las actividades de exploración y producción existentes en tierra, aguas someras, aguas profundas y el Golfo de México, en todas ellas teniendo en cuenta la legislación nueva y actual. Además, se abordará el posicionamiento del Caribe como Fluvio Ruíz Alarcón Foto: dineroenimagen.com

Foto: Pemex

Cuba está desarrollando un sector energético dinámico con un estimado de 7,000 millones de barriles de petróleo y un alto potencial de crecimiento, así como una gran cantidad de oportunidades de inversión. centro creciente de petróleo y gas, y una visión general de las tecnologías de servicio y suministro que pueden marcar la diferencia en Cuba. En el marco de este evento, se contará con la participación de Petróleos Mexicanos (Pemex) con la presencia del Dr. Fluvio Ruiz Alarcón, doctor y maestro en Economía de la Energía y reconocido por su labor como consejero profesional de esta empresa productiva del Estado de 2009 a 2015. Durante su participación, Ruiz Alarcón tendrá una serie de reuniones con el director general adjunto de Cuba Petróleos (Cupet), el Ing. Roberto Suárez Sotolongo, quien anunciará una ronda de licitación internacional para 50 bloques disponibles en la Zona Exclusiva Económica de Cuba, esto con el fin de promover y maximizar las oportunidades de inversión a lo largo de toda la cadena de valor: refinerías, campos petroleros, terminales marinas y plantas de gas de potencia, entre otras. Cabe destacar que Cupet ha realizado diversos esfuerzos de exploración de hidrocarburos tanto dentro como fuera de la costa y sus resultados preliminares han revelado una alta calidad

bajo el lecho marino, lo que hace preciso reevaluar su potencial y mapear nuevas oportunidades en el sector. Todos estos datos serán detallados también en una sala especial del Cuba Energy Oil & Gas por Cupet y BGP Offshore. En este sentido, el director general de Cupet, MS.c. Juan Torres Naranjo, aseguró que acogieron con gran satisfacción el interés de Global Event Partners y Al Fardous para la organización de la segunda edición del Cuba Energy Oil & Gas, y expresó el apoyo formal y compromiso de la Unión Cuba-Petróleo para lograr el éxito del evento. “Cupet da la bienvenida a ejecutivos internacionales de compañías petroleras y de servicio, así como a potenciales inversionistas interesados en conocer las oportunidades del sector petrolero en Cuba. Estableceremos las coordinaciones necesarias para lograr la participación de los especialistas y directivos que intervienen en el proceso de desarrollo de la industria petrolera en Cuba, con el objetivo de que los participantes en el evento tengan la oportunidad de obtener información relevante de primera mano”, indicó en un mensaje dirigido a Rob Percival y Fawaz Mourad, presidentes de Global Event Partners y Al Fardous, respectivamente.

Para mayores informes: Grupo Alba 5559 1092 / 5559 0866 direccion@grupoalba.com.mx

Los delegados de la segunda edición del Energy Cuba recibirán una perspectiva exclusiva de la información y el análisis más recientes proporcionados por Cupet y expertos de la industria, que incluyen un taller enfocado en la amplia encuesta de BGP y los resultados más recientes del sector cubano en el Golfo de México.

Hidrocarburos Notas

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En aguas someras

Manik-101A y Mulach-1, nuevos yacimientos que agregarán 180 MMbpe

Foto: Pemex

Estos descubrimientos se suman a otros campos en proceso de delimitación y en transición a la fase de producción, descubiertos en los últimos años.

Por Mónica Gutiérrez

l director general de Petróleos Mexicanos, Carlos Treviño Medina, informó el descubrimiento de siete yacimientos ubicados con dos pozos de las Cuencas del Sureste, denominados Manik-101A y Mulach-1, con los cuales se espera incorporar más de 180 millones de barriles de crudo equivalente (MMbpe) a las reservas 3P de México. Treviño Medina informó también del avance en los procesos de delimitación en dos pozos más, y el inicio del proceso de transición a producción de otros dos, que comenzarán a producir crudo el próximo año. Alineado al objetivo estratégico de incrementar el inventario de reservas a costos de descubrimiento competitivos, durante 2108 Pemex descubrió yacimientos de aceite ligero en los pozos Manik-101A y Mulach-1. En abril de este año se descubrió un bloque adyacente al pozo Manik, con el pozo Manik-101, el cual se perforó en un tirante de agua de 90

Foto: Pemex

Abstract

Pemex has made two new discoveries through the drilling of the Manik-101A and Mulach-1 wells in the Gulf of Mexico (GoM). Located in the shallowwater Southeastern Basins, they are expected to significantly add to Pemex’s future output when combined with four other nearby discoveries made in recent years – Kinbe, Koban Xikin and Esah.

metros y alcanzó una profundidad total de 4,765 metros, se ubica al noroeste del campo Manik y entre los campos Ixtal e Ixtoc, a 85 kilómetros de la costa y a 102 kilómetros de Ciudad del Carmen. Con este pozo se descubrieron dos yacimientos de aceite, uno en el Jurásico Superior Kimmeridgiano y otro en las Brechas del Cretásico Superior, el volumen que se espera obtener es del orden de 80 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Por otro lado, el pozo Mulach-1 se ubica a 8 kilómetros del Campo Yaxche y a 17 kilómetros de Paraíso, Tabasco, en un tirante de agua de 21 metros y alcanzó una profundidad de 3,976 metros, descubriendo 5 yacimientos de aceite ligero en areniscas de edad Mioceno Superior, en donde se estima una reserva 3P superior a 100 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. En materia de delimitación, Treviño Medina informó que los campos Kinbe y Koban descubiertos en 2011 y 2016 con una gran expectativa de contar con importantes cantidades de hidrocarburos ya se encuentran en fase de delimitación. El yacimiento Kinbe, ubicado en rocas del Jurásico y del que se espera producir crudo ligero. Este pozo se perforó en un tirante de agua de 21 metros y alcanza una profundidad de 5,843 metros. Ubicado a 28 km de la ciudad de Frontera, Tabasco, el pozo Kinbe aportó producciones mayores a 5,000 barriles de aceite por día durante las pruebas de producción y cuenta con reservas 3P estimadas del orden de 120 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Por su parte, el campo Koban se encuentra en la etapa de delimitación en un tirante de agua de 11 metros y con una profundidad de 6,400 metros. El pozo Koban es un descubrimiento de gas y condensado, alojado en calizas fracturadas del Cretásico con reservas 3P estimadas del orden de los 205 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Finalmente, el director general de Pemex refirió que los campos Xikin y Esah, descubiertos en 2015 actualmente se encuentran ya en la transición hacia la etapa de producción, los cuales en conjunto representan reservas del orden de 360 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Pemex alcanza utilidad neta por 27 mil millones de pesos Petróleos Mexicanos reportó sus resultados financieros y operativos al tercer trimestre de 2018 y confirma un desempeño sólido en lo que va del año. Por José de Jesús Pedroza

l comparar los resultados de este tercer trimestre 2018 con el mismo periodo del año anterior, destaca que (i) las ventas totales aumentaron 33%; (ii) el rendimiento de operación registró una mejora significativa de 83%, ubicándose en 54 mil millones de pesos; y (iii) se generó una utilidad neta por 27 mil millones de pesos, comparada con una pérdida de 102 mil millones de pesos el año pasado. Adicionalmente, el EBITDA (utilidad antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones) fue de 161 mil millones de pesos, lo que representa un incremento de 39%. con respecto al tercer trimestre 2017. Esto reitera la capacidad de generación de flujos de efectivo de la empresa. La producción total de hidrocarburos promedió 2,536 Mbpced (miles de barriles de petróleo crudo equivalente diarios) durante este trimestre, y la producción de hidrocarburos líquidos crudo alcanzó 1,850 Mbd (miles de barriles diarios) de los cuales 1,827Mbd son crudo. Pemex destacó la producción del activo integral Ku-Maloob-Zaap, que creció en 53 Mbd y representó un incremento del 6% con respecto al tercer trimestre de 2017. El aprovechamiento de gas natural fue de 96.8%, en línea con la tendencia de disminución en la quema de gas. En el frente de transformación industrial, se observa que las refinerías de Salina Cruz y Cadereyta incrementaron su proceso de crudo en 94 Mbd y 30 Mbd, respectivamente. Por otra parte, el margen variable de refinación se mantiene en valores positivos debido a la optimización del proceso de crudo en las refinerías, así como al aumento del precio de los refinados.

La exploración comenzará en 2019

Eni y Lukoil trabajarán contratos de la Ronda 2.1 en conjunto

El objetivo es diversificar los riesgos de exploración, acceder a oportunidades más amplias y aumentar las sinergias operativas mutuas. Por Moisés Lara

ni y Lukoil firmaron un farmout para la transferencia de intereses participantes en tres licencias de exploración en aguas poco profundas de México. Según el acuerdo, Eni le otorgará a Lukoil una participación del 20% en los Contratos de Producción Compartida (PSC) tanto en el Área 10 como en el Área 14, y adquirirá una participación del 40% en el PSC de Lukoil para el Área 12. El objetivo, en razón a la proximidad de los bloques, es diversificar los riesgos de exploración, acceder a oportunidades más amplias y aumentar las sinergias operativas mutuas.

Las nuevas empresas conjuntas serán las siguientes Área 10

Eni 80%

Lukoil 20%

Área 12

Lukoil 60%

Eni 40%

Área 14

Eni 40%

Citla 40%

Lukoil 20%

El acuerdo está sujeto a la aprobación de las autoridades mexicanas. Los tres bloques están ubicados en la prolífica Cuenca de Sureste y fueron adjudicados a Eni y Lukoil en 2017 como resultado de una ronda competitiva internacional llamada “Ronda 2.1”, emitida por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

Foto: Eni

Abstract

Eni and Lukoil signed a farm-out agreement for the transfer of participating interests in three exploration licenses in Mexico’s shallow waters. According to the agreement, Eni will give Lukoil a 20% stake in the Production Sharing Contracts (PSC) in both Area 10 and Area 14, and will acquire a 40% stake in Lukoil’s PSC for Area 12.

Hidrocarburos Columna ot o: Yot zel Vital

Opiniones del sector

Noviembre 2018 www.globalenergy.mx

Entendiendo la Industria Petrolera por Yotzel Vital (*)

Como se manejó en el artículo anterior, el monto de inversión solo en exploración tiende a ser muy alto e incluso muy riesgoso. Pero, ¿quiénes participan en ellos?, ¿qué tipo de contratos se dan en un proyecto upstream?, ¿qué gana el gobierno?, ¿cuáles son los beneficios de estos proyectos?, ¿qué beneficio tengo yo de estos contratos? Estas son muchas preguntas que intentaré contestar en este artículo, que está dedicado a los tipos de contratos petroleros en el mundo y que nos ayudará a entender un poco los contratos millonarios que impulsan al mundo. Foto: Bigstock

Foto: Bigstock

Tipos de Contratos Petroleros

ebido a que la industria petrolera es muy amplia, en un contrato donde se construye, opera y financia un proyecto se pueden llegar a manejar más de 100 contratos. Por lo tanto, alguno de ellos puede caer en contratos petroleros e incluso puede haber más de 100 empresas involucradas al mismo tiempo. Para este artículo solamente se hablará del contrato de “derechos de operación petrolera”, que son acuerdos entre un Estado y una compañía o compañías petroleras. Las compañías petroleras están divididas en dos sectores: • Compañía Petrolera Nacional o Empresas Estatales (NOC), como son Pemex en México, Petrobras en Brasil, Saudi Aramco en Arabia Saudita, Gazprom en Rusia, y muchas más. • Compañías Petroleras Internacionales (IOC) como Shell, ExxonMobil, British Petroleum y CNOOC. Incluso empresas mexicanas caen en este rubro, como Jaguar Exploración, Sierra Oil & Gas, Carso Oil & Gas y Grupo R Exploración y Producción, entre otras. Antes de explicar cómo se adjudican y saber qué tipos de contratos hay, me gustaría señalar los tres principales participantes en un contrato y sus principales preocupaciones:

• El Estado y la empresa Estatal (NOC): Le interesa la producción de ingresos, el crecimiento económico del país, el desarrollo de infraestructura, la estabilidad política, la transferencia de tecnología, la seguridad nacional de suministro de los derivados o seguridad energética y la seguridad ecológica. • Compañías Petroleras Internacionales (IOC): La no discriminación ante la ley, la protección de las inversiones, contar con una fuerza laboral competente, tener una alta recuperación de lo invertido, claridad legal. • Población, Pueblo, Ciudadanos, Gente: La inversión en programas sociales como hospitales, la protección del medio ambiente, generación de beneficios económicos como mayores empleos, y la creación de obras públicas.

Proceso de Adjudicación 1. Proceso de Licitación competitiva: A través de una ronda de licitación. Las compañías compiten entre sí para ganar el contrato. La empresa o consorcio que tenga los mejores términos fiscales respecto a una o más variables ya establecidas, será la ganadora. 2. Proceso Negociaciones ad hoc: El inversionista viene sin ser solicitado, pregunta por un bloque y el Estado negocia los términos de contrato.

• Concesiones: El contratista es propietario del hidrocarburo en el subsuelo. El riesgo y la inversión es 100% del contratista. • Contrato de producción compartida (PSC): El contratista es propietario de una parte del hidrocarburo una vez que éste sale del subsuelo. El riesgo y la inversión están divididas entre el contratista y el Estado. • Contrato de Servicios: El contratista recibe una cuota por obtener el hidrocarburo. El riesgo y la inversión pasan a ser 100% del Estado. Las concesiones están basadas en las leyes de propiedad de la tierra de ese país, donde el dueño de una propiedad terrestre legalmente es dueño de todas las propiedades que hay en el subsuelo y sobre el cielo encima de la misma. Una vez que se asigna este tipo de contrato, la empresa petrolera internacional tiene el derecho de propiedad del hidrocarburo en el subsuelo. Los Contratos de Producción Compartida (PSC) y de Servicios no otorgan el derecho de propiedad del hidrocarburo en el subsuelo. Este tipo de contratos fue creado en Indonesia en 1966 y su objetivo era que el Estado retuviera la propiedad del hidrocarburo producido, y solo diera a la compañía internacional los derechos de exploración y de propiedad del hidrocarburo una vez que éste estuviera fuera del subsuelo. También hay otro tipo de arreglo, que es “conjunto de empresas” o “Joint Operaction Agreement” (JOA), el cual involucra al Estado, a través de una compañía estatal, entrando en asociación con una o varias empresas petroleras internacionales. En este arreglo, es a la empresa conjunta a la que le son concedidos los derechos para explotar, desarrollar, producir y vender hidrocarburo. En realidad, es muy raro encontrar algún contrato que embone completamente en alguna de las descripciones de estos cuatro contratos; es más común tomar elementos de cada uno de ellos y hacer contratos híbridos. Entonces, nos preguntaremos, ¿Cómo hace un país para beneficiarse de esta forma de contratos? Principalmente el gobierno se beneficia de instrumentos fiscales como impuestos, bonus y regalías. Estos instrumentos fiscales van a ser explicados en el siguiente artículo.

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MÉXICO

Columna

Hidrocarburos

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Desde el inicio de la industria petrolera en México, por el año 1904 con el descubrimiento del pozo Pez-1, se empezaron a usar los contratos de Concesiones; 34 años después, con la expropiación petrolera, las concesiones se prohibieron; sin embargo, se empezó a obtener un sistema de contrato de riesgo compartido en empresas mexicanas, pero nunca fructificó. Fue hasta 1958 cuando en definitiva se prohibió cualquier compartimiento de riesgos y de hidrocarburo, siendo Pemex la única empresa con poder de explotar hidrocarburos. Hoy en día, gracias a la Reforma Energética, el monopolio de Pemex se terminó y se implementaron cuatro tipos de contratos híbridos: • • • •

Contrato de Licencia Contrato de Producción Compartida Contrato de Utilidad Compartida Contrato de Servicios

En los Contratos de Licencia el hidrocarburo siempre es del gobierno, y cambia de dueño una vez que sale a la superficie. La empresa (IOC) o Pemex, o a quien se le haya otorgado el contrato, tiene los derechos para explorar y producir hidrocarburos, además de que el operador asume todos los riesgos e inversiones para toda la vida del proyecto. Si el proyecto es exitoso el gobierno estaría recibiendo por arriba del 60% de los ingresos por cada barril de petróleo producido, sin arriesgar ningún centavo. Este tipo es el más usado en México y hasta la fecha se han otorgado 76 Contratos de Licencia de los 110 contratos derivados de la Reforma Energética. En los contratos de Producción y/o Utilidad Compartida el gobierno tiene que estar más involucrado

en riesgo, inversión y recaudación de impuesto, y en ocasiones tiene que compartir estos riesgos con Pemex. Al compartir los riesgos entre el Estado y la IOC, el porcentaje de ingresos al Estado llega a incrementar en ocasiones hasta el 90%. Los Contratos de Servicios son iguales que los mencionados anteriormente, donde el Estado lleva todo el riesgo y la inversión. Esta nueva modalidad de contratos provee la “maximización de ingresos a la nación” pero el ¿cómo? de esta maximización será explicado en el

siguiente artículo, debido a la complejidad de como se dividen los ingresos. Se podría decir que el nacionalismo del hidrocarburo, las compañías del Estado y la volatilidad de precios del petróleo indican que el gobierno intenta quedarse con la mayor parte del dinero posible, mientras que sigue alentando a los inversionistas a poner su dinero en proyectos que podrían fracasar por causas ajenas a ellos mismos. Estos factores, entre otros, contribuyen a la complejidad de los ejercicios fiscales en la industria.

(*) Yotzel Vital, Licenciado en Negocios Internacionales estudiante de Maestría en Ciencias de Administración de Empresas de Petróleo y Gas en la Universidad de Aberdeen, Escocia. Con experiencia de mas de 7 años en la industria petrolera (upstream), tanto gubernamental como privada. Las imágenes y la fuente de este artículo son del libro “Oil Contracts: how to read and understand them” de la fuente abierta de openoil.net

Hidrocarburos Entrevista

José Ramón Montiel López

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Presidente de la Comisión de Especialidad de Ingeniería Química, en la Academia de Ingeniería

Fortaleza en refinación vendrá sola si se integra toda la cadena productiva

Por Kathya Santoyo

n comparación con países líderes en reservas, los recursos del país representan apenas 6.5% de los recursos de Venezuela, Arabia Saudita y Estados Unidos, entre otros. Aunado a la declinación en la producción, poco se puede hacer en el corto y mediano plazos para tener una seria recuperación, por lo que al ritmo de consumo que tenemos en la actualidad, tendremos crudo para los próximos 20 a 30 años. De acuerdo con el Dr. José Ramón Montiel López, Presidente de la Comisión de Especialidad de Ingeniería Química, en la Academia de Ingeniería, ha sido la estrategia del gobierno apostar la mayor parte de los recursos económicos a la exploración y producción, pero el error ha sido no invertir los beneficios de esta comercialización en las épocas de altos precios y altas producciones en el resto de la cadena de valor de la empresa. “Exploración es el inicio de la cadena de valor de los hidrocarburos, pero en refinación, gas y petroquímica (Transformación Industrial), tenemos una gran infraestructura que soporta las necesidades de la industria y con la falta de recursos está débil y en agonía. Muchas industrias viven de la importación de materias primas que hoy Pemex ya no produce (etileno y derivados, metanol, amoniaco y aromáticos, etcétera) y más

aún, siete de cada 10 litros de gasolina se importan. Adicional a ello tenemos una infraestructura en vías de obsolescencia, con plantas que tienen al menos 40 años operando”, explicó en entrevista para Global Energy. Es así que México necesita pasar de ser un país exportador de materias primas, a uno que transforma y comercializa productos terminados, ya que el valor de un barril de petróleo crudo se multiplica en al menos siete cuando se transforma en derivados de etileno; en doce para el caso de polietileno, y por 75 cuando se trata de derivados del PET. “Entre más terminado sea un producto, tendrá un valor mucho más elevado. Gran parte de la industria nacional está ligada a esa transformación, así que el hecho de que hoy recuperemos la capacidad de producción no nos asegura que recuperemos la capacidad económica como país, sino que debemos orientarnos hacia donde se genera valor”, detalló. Al hacer una simple revisión de la balanza comercial, está claro que en México existe un déficit, por lo que el modelo tiene que ser cambiado. De acuerdo con el especialista, la reconfiguración, mantenimiento, e incluso construcción de refinerías -proyectos anunciados por el presidente electo, Andrés Manuel López Obradorrepresentan una oportunidad para hacer esta transformación; sin embargo, expuso que no

Foto: E-media

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Modernizar las refinerías actuales, construir infraestructura para responder a las necesidades de consumo nacional, transformar los hidrocarburos en productos de mayor valor, y reactivar la industria química y petroquímica, son acciones fundamentales para el futuro de la nación.

Foto: E-media

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El desarrollo del país

estará influenciado por dos vectores trascendentales: tecnología y formación de recursos humanos, pues de nada sirve tener buena tecnología si no se sabe utilizar, y para adquirirla se requiere también de cierto conocimiento. Yo creo que por ahí debe ir la apuesta” José Ramón Montiel López, Presidente de la Comisión de Especialidad de Ingeniería Química, en la Academia de Ingeniería

solo se trata de fomentar la refinación aislada, sino una industria integrada (Ver gráfica 1). Recordó que en México hace más de 40 años que no se construye una refinería, lo que significa que el país se vale de infraestructura de los años 70 y 80. Esto es significativo al considerar que la tecnología avanza a pasos agigantados, lo que obliga a la modernización de la industria, “llega un momento en que, si ya no se puede hacer modernizaciones, se debe considerar instalaciones nuevas”. El Dr. José Ramón Montiel considera que una nueva refinería es necesaria para el país, ya que además de satisfacer la demanda de combustibles, impulsaría la economía inherente a una construcción de este calado, lo cual se ha visto ya en lugares como Coatzacoalcos y Ciudad del Carmen, donde ha habido un drástico cambio en su economía derivado de la coyuntura de la industria. Pero esa refinería debe ser bien planeada: el sitio, la carga, la capacidad, la logística y la tecnología son elementos fundamentales para garantizar el éxito del proyecto, cuidando tres factores importantes: tiempo, costo y calidad. “Se habla de dar mantenimiento a las refinerías pendientes, pero yo diría que no solamente se requiere en esas tres, sino que las reconfiguradas hace 20 años necesitan revisar otra vez su tecnología. Es un tema que debe ser constante. Tenemos una gran infraestructura y mucha experiencia en operación; debemos aprovecharla y sacar el máximo provecho de ello, pero se requieren recursos, durante muchos años la producción estuvo sostenida y todo empieza cuando desviamos los recursos para operación y confiabilidad de las plantas y el reemplazo de catalizadores”, detalló (Ver gráfica 2). Explicó que en Estados Unidos la implementación de tecnología adecuada ha resuelto el problema de la obsolescencia, y mediante mejores

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catalizadores y aditivos ha incrementado la capacidad de producción sin construir más plantas. Para ello, la pieza clave es una buena planeación, “por supuesto que en un proyecto de esta naturaleza el tiempo es fundamental, y definitivamente no me atrevería a decir que tres años es un lapso óptimo. Quizás tres años siempre y cuando ya se tenga toda la planeación”, consideró. También se debe responder a los retos ambientales y considerar aspectos como la capacidad -según las necesidades del mercado- y el tipo de crudo que va a procesar. El especialista detalló que todo eso se debe establecer en los criterios de diseño, donde se modifica poco a poco el uso de aditivos, mejoradores o catalizadores, que pueden ser más resistentes y con mejores ciclos de vida. “Por eso debemos revisar las tecnologías que existen y seleccionar la más adecuada según los procesos. Tenemos seis refinerías y tres han sido reconfiguradas para procesar residuos

Entrevista

de vacío, de fondeo de barril y tenemos tres que todavía producen combustóleo. La primera etapa era modernizar las que se producen combustóleo para adicionar procesos con fondo de barril, pero es necesario revisar qué más está saliendo”. Para alcanzarlo, llamó a ver la cadena de valor como una sola empresa y no como entidades que compiten entre ellas. “Si nos dedicamos a vender crudo y no tenemos crudo para las refinerías, de esta forma alguien gana y alguien pierde dentro de la misma empresa. ¿Qué necesita este país para progresar? una industria fuerte, y no solo una empresa de exploración y explotación fuerte. Necesitamos una planeación y estrategia que genere certidumbre para seguir creciendo sin depender de las importaciones petroleras”. Otro tema es el cambio en las necesidades derivadas de normatividades, como la disminución de azufre y aromáticos tanto en el diésel como en las gasolinas. Esos son cambios tecnológicos

Hidrocarburos

requeridos porque en su época, las refinerías se diseñaron bajo ciertos criterios; por ejemplo, una dieta de crudo que ha ido cambiando. Realizar mantenimientos, reconfiguraciones, además de construir al menos una refinería suena como muchos proyectos para un país, y aunque parece ambicioso, dijo que sí es posible en el mediano plazo; sin embargo, hay que echar a andar toda una maquinaria y buscar fuentes de financiamiento -ya sean públicas, privadas o mezcla de ambas-. Definitivamente es fundamental reactivar la refinación, química y petroquímica nacionales desde el punto de vista técnico. “Esto va a requerir enormes inversiones, pero con los elementos que tenemos en la Reforma Energética podemos lograr sinergia con los empresarios nacionales e inversionistas, a todos conviene tener un país pujante y desarrollado, impulsar la innovación, el desarrollo y la tecnología, asimilar y fortalecer nuestras competencias. Para ello, el papel de la Secretaria de Energía deberá ser estratégico como lograr resultados haciendo trabajar a todos los involucrados, universidades, profesionistas, empresas e institutos y centros de desarrollo todos con un mismo fin: fortalecer la matriz energética y hacer crecer al sector como el más importante factor de crecimiento nacional”. Finalmente, dijo que en la Comisión de Ingeniería Química de la Academia proponen mesas de análisis y promoción en esos temas de interés. “Hago mucho énfasis en que los gremios de profesionales y profesionistas deben participar en estas grandes decisiones y discutir estos temas con los técnicos. Tenemos aquí en la academia grupos de especialistas, coordinaciones, grupos multidisciplinarios con gente de mucha experiencia que puede dar opiniones muy acertadas con estos temas. Creemos que la ingeniería es una gran solución a los problemas”, concluyó

Foto: E-media

México necesita pasar de ser un país exportador de materias primas, a uno que transforma y comercializa productos terminados, ya que el valor de un barril de petróleo crudo se multiplica en al menos siete cuando se transforma en derivados de etileno; en doce para el caso de polietileno, y por 75 cuando se trata de derivados del PET.

Hidrocarburos Entrevista

Fernando Samaniego Verduzco

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Catedrático de la UNAM

El fracking

viene desde 1947, no es algo nuevo. Los lineamientos ecológicos de entonces eran menos estrictos, pero ya tiene más de 10 años que han tenido cambios elevados, por lo que no tengo duda de que se va a encontrar una solución”

ot o: E-m edia

La industria petrolera encontrará alternativas y una solución ecológica en el fracking

La producción de Estados Unidos

Foto: Bigstock

El sector de hidrocarburos mexicano presenta retos que requieren de atención por parte de los expertos en el tema; por ello, el ingeniero Fernando Samaniego expone su perspectiva y aportaciones según su experiencia.

Por Juan José García

nte un escenario de incremento en la producción de hidrocarburos que plantea la cantidad de recursos no convencionales que se encuentran en el país, en últimas fechas la fracturación hidráulica o fracking ha sido tema de debate entre expertos en la industria y la nueva administración federal. En lo concerniente a esta técnica, en México ha sido aplicada desde hace más de 30 años en las Cuencas de Burgos y Chicontepec, y de acuerdo con Petróleos Mexicanos (Pemex) los recursos de aceite y gas en lutitas que se podrían extraer mediante esta práctica se cuantifican en alrededor de 60 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es decir, más del 50 por ciento del potencial petrolero de la nación. Sin embargo, más allá del debate de si se debe o no efectuar esta técnica y bajo qué lineamientos, también existe la necesidad de voltear a ver otras alternativas y sobre todo de entender que la

ingeniería petrolera en México y en el mundo se mantiene en constante evolución para satisfacer la creciente demanda de hidrocarburos y no obstante procurar el cuidado del medio ambiente. En la coyuntura actual existen posturas a favor y en contra del tema, sin embargo, una de las voces autorizadas para opinar sobre esta situación y aun más sobre las perspectivas de la industria nacional es el doctor Fernando Samaniego Verduzco, ingeniero petrolero y catedrático de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM). En entrevista para Global Energy, el Dr. Samaniego dijo que más adelante la industria encontrará una solución a los problemas y señalamientos de los que actualmente es objeto el fracking, aunque aclaró que cualquiera que sea el

está superando a todo el mundo gracias a estos campos de baja permeabilidad. Yo presento en clase un artículo del 81 que habla del antecedente de lutitas de baja permeabilidad y todas las proyecciones de ese artículo se cumplieron, o sea que los grandes volúmenes de gas que se proyectaban cuando se presentó este trabajo se cumplieron”

El petróleo

probablemente tome una orientación con una corriente favorable de energías alternas, y creo que eso debería explorar nuevos mercados”

Foto: Bigstock

resultado, este proceso tiene que ir de la mano con una serie de ajustes en los lineamientos ecológicos. “No tengo duda de que se va a encontrar una solución, pero hay que trabajar fuerte en ello”, declaró. Asimismo, añadió que “desafortunadamente la naturaleza no fue tan bondadosa en cuanto al contenido de gas de estos yacimientos en México; hay un cambio geológico y el contenido de gas es menor y eso no se puede alterar, sin embargo no solo existe el fracking para mantener o elevar la producción de petróleo, también existe la exploración para encontrar yacimientos nuevos, aunque esta es una industria de riesgo y el proceso podría ser más lento”. Por otro lado, señaló que la industria petrolera en México tiene la cualidad de contar con personal bien capacitado; sin embargo, una de sus áreas de oportunidad es el desarrollo de herramientas como las que tienen las compañías grandes a nivel internacional. Por ello, se necesita de una base económica sólida. En este sentido, declaró estar de acuerdo con el presidente electo, Andrés Manuel López Obrador, acerca de renovar la importancia de Pemex en cuanto a la tecnología para que sea una empresa más fuerte, y afirmó que con un mejor trato hacendario y de impuestos, se podría salir adelante de la mano del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP). “Al final esto es un esfuerzo de todo un súper equipo de trabajo y la idea es sumar. La industria va a seguir mientras llegan tiempos diferentes, energías alternas o alguna otra fuente que se descubra”, subrayó. Por otro lado, el experto comentó que uno de los retos que se pueden presentar en el futuro es encontrar formas económicamente rentables de recuperación adicional en función del precio del petróleo; y a su vez, lograr el desatoramiento de flujo. “En el caso del fracking se debe tener una solución sobre todo ecológica”, subrayó. Finalmente, en cuanto al vínculo academia-industria dentro del sector, actualmente el ingeniero Samaniego tiene un papel importante como asesor técnico en exploración y producción con Pemex, y por ello viaja de manera continua a Villahermosa para trabajar directamente con ingenieros y colaborar en algunas de sus necesidades, y es aquí en donde se sirve de sus estudiantes para que éstos tengan la posibilidad de plantear ideas por medio de tesis a nivel licenciatura, maestría y doctorado. “Se requiere de egresados de alto nivel para afrontar los retos del futuro, así como para llegar a las cifras de extracción de otros países. Se necesita una buena preparación, investigación y acompañamiento técnico de los mejores ingenieros”, concluyó.

ot o: Em edia

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Mejores prácticas

Columna

Hidrocarburos

No convencionales en México: administrar y regular efectivamente, no prohibir por Luis Vielma Lobo (*)

Recientemente fue aprobado en la cámara de diputados la ley que prohíbe el uso de la práctica del fracturamiento hidráulico – fracking – para la construcción de pozos en México. La ley aprobada deja una ventana para cambiar esta decisión en el futuro, tal como lo especifica esta frase, cito: “hasta que científicamente se demuestre que no impacta el ambiente y contamine mantos de agua dulce cuando se realiza” – fin de la cita. Foto: Shutterstock

campos de las regiones norte, sur y el corredor de aguas someras del Litoral de Tabasco, desde el sur de Veracruz hasta Campeche; incluyendo los campos gigantes de Cantarell y Ku Maloop Zaap. Los argumentos utilizados por los ambientalistas para convencer a los diputados y descalificar esta práctica, están asociados a tres temas: 1. Uso de volúmenes excesivos de agua y arena que representan un grave peligro para la sustentabilidad del medio ambiente 2. Riesgo de contaminación de mantos de agua dulce durante la etapa de construcción de pozos 3. Daño de terrenos y viviendas cercanas al sitio donde se realizan operaciones de fractura, como consecuencia de las ondas expansivas.

sta decisión que poco pudiera significar para el ciudadano mexicano en general sí tiene mucho que ver con el sector de hidrocarburos y la gente que desarrolla actividades en el mismo; incluyendo técnicos y operadores de empresas de servicios, Pemex y las más de 70 empresas que ya se encuentran operando en el país. Las principales preocupaciones de estas empresas y su gente están relacionadas con dos temas: el primero tiene que ver con los argumentos utilizados por los diputados para tomar la decisión, y el segundo, con la poca comunicación con el sector petrolero, que han tenido los diputados ponentes del tema. Una mirada a la historia de Pemex Exploración y Producción permite observar que la práctica del fracturamiento hidráulico viene siendo utilizada en México desde hace ya varias décadas en la explotación de yacimientos convencionales. Yacimientos de areniscas entrelazadas con lutitas (shales) -conocidos como tight reservoirs – mismos que no se pueden desarrollar económicamente sin fracturamiento hidráulico. Esta práctica se ha implementado principalmente en la región norte - en la cuenca Tampico Misantla precisamente donde existen las grandes oportunidades de desarrollo de formaciones no convencionales. Hasta ahora PEP ha perforado y terminado alrededor de 20 pozos en las formaciones que son fuente importante de hidrocarburos no convencionales, y las estimaciones de recursos prospectivos allí estimados superan los 60 mil millones de barriles. Para tener una idea de esta dimensión volumétrica, recordamos que México en su historia petrolera de más de 100 años ha producido alrededor de 58 mil millones de barriles, incluyendo todas las cuencas,

La respuesta a estos cuestionamientos se encuentra en la tecnología. Las empresas dedicadas a la explotación de yacimientos no convencionales, han desarrollado tecnologías a través del tiempo, que han permitido realizar las operaciones con alto nivel de despeño, disminuyendo los riesgos asociados a los temas mencionados. No solo en Estados Unidos, también en Argentina, Polonia y otros países, donde la explotación de formaciones no convencionales ha sido una opción de suficiencia energética, desarrollo económico para incrementar ingresos del Estado, generación de empleo, desarrollo y capacitación de jóvenes técnicos y fortalecimiento del PIB en regiones y en el país. El tema importante para disminuir las afectaciones al ambiente en México, comienza con el desarrollo de un modelo óptimo o adecuado para las regiones en donde se encuentran estas formaciones, en función de las realidades geográficas, poblacionales, proxémicas, sociales y políticas. Sin duda alguna, copiar modelos exitosos en otros países no necesariamente garantiza que trabajarán de la misma manera en México; de allí la importancia de disponer de un modelo acorde con las realidades del entorno específico donde se realizarán las operaciones respectivas. La geografía de Midland en el centro de Texas no se parece a la geografía y realidades geopolíticas mexicanas en la región norte del país. Allá son llanuras inmensas sin población alguna en miles de kilómetros a la redonda que se prestan para desarrollos grandes. Clusteres (wellpads) con 20 o más pozos, depósitos de agua equivalentes a canchas de básquet, infraestructura de grandes dimensiones para cada localización, facilidades para disponer inmensos volúmenes de arena, entre otras cosas. De allí la importancia de disponer de un modelo de desarrollo que impacte el mínimo posible al ambiente o la geografía de la región. Un modelo que considere el diseño de clusteres o wellpads, en función del tipo de campo y el entorno poblacional o la proxemia del sitio. Asimismo, definir el modelo geográfico para la construcción de carreteras e infraestructura necesaria, para que las empresas puedan realizar eficientemente sus operaciones de logística y el transporte de

equipos y materiales, tan importantes al momento de construir los pozos. El modelo desarrollado para Vaca Muerta en la provincia argentina de Neuquén es más aproximado al modelo que pudiera necesitar México. El tema relacionado con la contaminación de mantos de agua dulce, es considerado preventivamente en el diseño del pozo, que es la ingeniera base de la construcción del pozo. En estas regiones las formaciones que pudieran contener agua dulce se encuentran en profundidades que no alcanzan los 800 metros, mientras que las formaciones de lutitas o shales se encuentran por debajo de los 2500 metros de profundidad. En la ingeniería de construcción del pozo se considera estas condiciones para realizar un diseño de tuberías verticales que se convierten en las paredes del pozo, y que atraviesan estas formaciones y las protegen de cualquier posible fuga de los hidrocarburos que se encuentran en las formaciones subyacentes. El diseño de cada pozo es muy riguroso en términos de ingeniería, precisamente para asegurar el éxito mecánico y volumétrico del mismo. Asimismo, este tipo de formaciones tienen tal complejidad estratigráfica y geológica que tener migraciones de fluidos verticalmente es prácticamente imposible. En el tema de la posible generación de ondas expansivas al realizar la operación de fractura, tanto las profundidades a las cuales se realizan, como el control de las presiones para realizar la operación, permiten hacerlo con un adecuado control. Es importante entender que las fracturas se realizan en la longitud vertical perforada y siguen una secuencia previamente diseñada, a fin de asegurar la dimensión, amplitud y profundidad de las mismas, buscando maximizar el canal de flujo del fluido a la cara del pozo. La práctica de fracturamiento no tiene nada que ver con la práctica de registros sísmicos, en donde se realizan explosiones controladas para generar ondas que permiten registrar comportamientos específicos, y en función de estos registros, los geofísicos definen dónde se encuentran las formaciones que, por sus características, representan las mejores opciones para encontrar yacimientos de hidrocarburos. La toma de registros sísmicos en oportunidades sí pudiera ocasionar daños a nivel de superficie. Finalmente el tema regulatorio es clave para el desarrollo sustentable de estas áreas. Desde el diseño del pozo, la dimensión de los clústeres, la administración del agua y arena a utilizar, el transporte de materiales y equipos, la seguridad y el control del medio ambiente, son temas que deben contar con una regulación estricta que le asegure al Estado el control de cualquier operación. Las formaciones no convencionales existentes en la cuenca Tampico - Misantla, representan una gran oportunidad para fortalecer la cartera de oportunidades de Pemex, con un riesgo administrable. PEP cuenta con la experiencia para llevar adelante este desarrollo y además puede buscar socios tecnológicos que le den mayor fortaleza desde el punto de vista técnico, operativo, y compartir los riesgos.

(*) 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”.

Hidrocarburos Instituto Mexicano del Petróleo

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Entre ejecutivos del sector energético

Promueve el IMP proyectos de energías limpias y renovables Entre las propuestas estuvo la cogeneración eficiente para acondicionar equipos de generación de vapor y energía eléctrica en instalaciones de Pemex, mejorando eficiencia energética y reduciendo costos de operación.

Foto: IMP

Autoriza ASEA al IMP como Tercero para emitir Dictámenes Técnicos y realizar Evaluaciones Técnicas Por Comunicación IMP

a Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA) autorizó al Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) como Tercero para emitir los Dictámenes Técnicos y realizar las Evaluaciones Técnicas, para las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en yacimientos convencionales y no convencionales. La autorización mantendrá una vigencia de 2 años y se realizó de conformidad con los Lineamientos para la Autorización, Aprobación y Evaluación del Desempeño de Terceros en Materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos.

La impartición de estos proyectos es importante para el IMP y el sector energético del país, ya que representa una gran oportunidad de desarrollo profesional y laboral. Por Comunicación IMP

Por Comunicación IMP

l Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) llevó a cabo la Mexican Energy Futures Summit, que tuvo entre sus propósitos presentar ante un grupo selecto de ejecutivos internacionales y nacionales de los sectores energético, financiero, social y ambiental, una cartera de proyectos tecnológicos monetizables en energías limpias y renovables, en los que el IMP participa como tecnólogo y se propone que participe como socio accionista. El doctor Jorge Arturo Aburto Anell, gerente de Transformación de Biomasa en el IMP, refirió que dentro de este programa de liderazgo se integró una cartera de proyectos que pueden ser de interés para Petróleos Mexicanos (Pemex), industriales, inversionistas y sociedad. “Estos proyectos nos van a ayudar a cambiar el sector energético de nuestro país, haciendo también que las comunidades participen en un mayor grado. Lo que queremos es maximizar la contribución y mejorar el desempeño financiero del IMP”. Jorge M. Ontiveros, director de Gestión de InTrust Global Investments, habló sobre el proyecto de una Biorrefinería para producir biocombustibles, en alianza con comunidades rurales. Con este proyecto, el Instituto ahorraría 400 mil pesos mensuales que se podrían aprovechar en investigación, certificaciones y en generar personal altamente capacitado.

Inicia el Programa de Formación de Operadores de Ductos de Gas Natural

Queremos pasar

de un modelo de negocios basado principalmente en servicios tecnológicos, a otro que ofrece soluciones de valor agregado a la industria y a Pemex, a través de tecnologías que el Instituto ha desarrollado a través de su historia” Jorge Arturo Aburto

Elías Martinez y Diego Valencia explicaron que el proyecto piloto de Hidrógeno renovable de biomasa, en el cual se busca producir hidrógeno a partir de residuos agrícolas, industriales y urbanos para la refinería “Antonio M. Amor”, en Salamanca, Guanajuato, tiene entre sus objetivos mejorar las condiciones ambientales de los alrededores, así como proveer un suministro de hidrógeno de calidad y renovable para las refinerías. Moisés Magdaleno y Juan Antonio Zermeño explicaron las generalidades del proyecto de Captura de gases venteados. En muchas de las terminales de refinación, petroquímica y procesamiento de gas de Pemex se ventean gases que pudieran ser recuperados y vendidos. Este proyecto piloto se propone para la refinería “Antonio M. Amor”, y puede ser replicado a otras refinerías. Eva Hernández presentó un proyecto de Refinerías modulares, que se recomienda sea instalado en el puerto de Topolobampo, Sinaloa, para que suministre combustibles al centro y norte de Sinaloa, y los proyectos subsecuentes se ubiquen en puertos de Sonora, Colima y Michoacán.

Iniciativa conjunta con la Secretaría de Energía

El CTAP colabora en proyectos internacionales El Instituto desarrollará una asociación estratégica con la Universidad Robert Gordon para responder a oportunidades del sector energético. Por Comunicación IMP

l Centro de Tecnología para Aguas Profundas (CTAP) del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) recibió la visita de directivos del Instituto Francés del Petróleo y Energías Nuevas (IFPEN), del Imperial College London y del Centro de Tecnología Avanzada (CIATEQ ), con el objetivo de constatar las oportunidades de colaboración

Foto: IMP

Formación de recursos humanos e innovación en desarrollo tecnológico, entre los objetivos.

l programa se desarrolla mediante el consorcio integrado por el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), Centro Nacional de Control del Gas Natural (Cenagas), Transportadora de Gas Natural de la Huasteca, S. de R. L. de C. V. (TransCanada) e Infraestructura Energética Nova S. A. B. de C. V. (IEnova) con el objetivo de impulsar y fortalecer de forma estratégica las capacidades y habilidades de formación del capital humano, para desempeñar en forma ética y responsable actividades técnicas de planeación, operación y seguridad en la industria de almacenamiento y transporte de gas natural en el subsector de hidrocarburos de México. Las capacidades y habilidades se desarrollarán y fortalecerán mediante la transferencia de conocimientos teóricos que serán adquiridos en las prácticas de campo, en las instalaciones de almacenamiento y distribución de gas natural. El programa está diseñado bajo un estándar de competencias y la certificación se realizará a través del Centro de Certificación de Competencias del IMP, otorgada por el Consejo Nacional de Normalización y Certificación de Competencias (CONOCER). El programa está estructurado en 13 módulos técnicos con objetivos definidos que resaltan la importancia del desarrollo de los ductos de gas natural y busca que los participantes que obtengan dicha certificación cuenten con una ventaja competitiva por encima de otros profesionistas dentro del sector energético, lo que representa grandes oportunidades de desarrollo en empresas interesadas en este tipo de servicios profesionales.

mutua, luego de que el jueves 4 de octubre se firmara un convenio de entendimiento entre distintas universidades del Reino Unido y el IFPEN con centros tecnológicos nacionales, entre los que se encuentran el IMP y el CIATEQ. Durante la visita, el coordinador del CTAP, doctor Federico Barranco Cicilia, precisó que el Centro ya colabora con otras universidades extranjeras en el desarrollo de al menos tres proyectos: Sistema de aseguramiento de flujo en instalaciones de producción enfocadas a la reducción de la viscosidad de los hidrocarburos; Diseños de pilotes de succión para sistemas de producción submarina sujetos a carga combinada en condiciones geotécnicas de aguas profundas y desarrollo de metodologías y herramientas computacionales para la optimización de sistemas de producción flotantes: cascos y líneas de amarre . La firma del reciente convenio con los dos países europeos forma parte de las estrategias de la Secretaría de Energía para el fortalecimiento del sector energético a través de dos vertientes: la formación de recursos humanos y la innovación en el desarrollo tecnológico, se espera la participación del CTAP en más proyectos.

Hidrocarburos Cobertura

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Impulsar la innovación, el lema del año

Acompaña Emerson transformación digital hacia un desempeño de Primer Cuartil

Foto: E-media

Su Ecosistema Digital Plantweb cuenta ya con más de 120 aplicaciones de software y analítica, y este año incorpora la transformación digital de los turnarounds, el Mimic HYSYS Link, la versión 1.5 de Plantweb Optics, y un mejor control sobre la ubicación de las personas dentro de las plantas, por mencionar algunas.

Por Kathya Santoyo

e estima que para el año 2025 existan alrededor de 80,000 millones de dispositivos conectados, los cuales generarán 180 zettabytes (ZB) de datos. De esa cifra, 10% corresponderá a información producida por las máquinas, resultado del llamado Internet de las Cosas (IoT) y todo lo que conlleva. Un Zettabyte es un billón de gigas, o para dimensionarlo mejor, un solo zettabyte podría almacenar una película HD de 36 millones de años. Bajo ese contexto, la transformación digital es una realidad hoy más tangible que nunca, y su máximo aprovechamiento ya no es una opción, sino una necesidad para las empresas que quieren ser exitosas. Con esa reflexión dio inicio la edición número 15 del Emerson Global Users Exchange, llevada a cabo a principios de octubre en San Antonio, Texas, donde más de 3 mil personas se dieron cita para conocer las herramientas que facilitan la transformación digital y la mejor manera de aplicarlas según los retos de cada aplicación particular, a fin de maximizar la rentabilidad. Todo ello está englobado en el concepto de Industria 4.0, a la vez impulsado por la automatización, robótica, impresión tridimensional, vehículos autónomos, internet de las cosas, computación en la nube, nanotecnología, realidad virtual, computación cuántica, y biotecnología. Aprovechar los beneficios de lo anterior puede traducirse en millones de dólares, gracias a la Foto: E-media

adopción de las mejores prácticas que incrementan la productividad, o en palabras de Emerson, que se traducen en un desempeño de “Primer Cuartil”. Específicamente, se calcula un potencial de 430,000 millones de dólares en rendimiento de los proyectos, y 1,000 millones en cuanto a desempeño operacional, medidos con base en el valor que una compañía deja de percibir al funcionar por debajo de lo óptimo.

Foto: E-media

¿Cómo introducirse en esta nueva era? Uno de los enfoques de la conferencia más importante para Emerson cada año, fue ayudar a las empresas a dar el ‘salto’ hacia la digitalización, pues aunque -casi- todos conocen sus beneficios, una de las grandes incógnitas es saber cómo emprender el viaje. Es así que idearon un mapa de ruta para planear y ejecutar de manera clara el camino hacia la adopción de tecnologías que ayuden a alcanzar el máximo rendimiento. La estrategia consiste en tener un caso de negocios medible, ubicar las áreas más importantes para las operaciones, establecer prioridades y enfocarse en ellas, así como dedicar igual esfuerzo en las inversiones en capital humano que en los activos. Entre las claves está realizar mejoras continuas y escalables, en vez de intentar echar a andar un proyecto ambicioso de una sola vez. “Las cinco competencias esenciales de las empresas que operan en el Cuartil Superior son: flujos de trabajo automatizados en tareas repetitivas y poco complejas; fomentar la analítica que se traduzca en toma de decisiones mejor y más rápida; aumentar la capacitación de la mano de obra; favorecer la movilidad mediante herramientas que faciliten el acceso a la información; y una administración dispuesta a adoptar nuevos procesos de trabajo”, expuso Mike Train, quien en el marco del evento hizo público su reciente nombramiento como Presidente de todo Emerson y Chairman de Emerson Automation Solutions. A su vez, Train entregó la batuta como Presidente Ejecutivo de la empresa a Lal Karsanbhai, quien previamente se desempeñara como Presidente de la división de Rosemount Measurement & Analytical. Durante su primera keynote en esta importante posición dentro de Emerson, Karsanbhai explicó que el panorama no solo involucra una transformación digital, sino económica y demográfica, “ya existen toneladas de datos en nuestras instalaciones, así que utilicemos esos datos con mejor analítica para comprender mejor las tendencias de los equipos y procesos. Después podemos ir un paso más allá y predecir los problemas antes de que ocurran", agregó.

En la exihibición tecnológica se presentaron dos Experiencias de Transformación Digital que permitieron conocer la diferencia entre el lugar de trabajo de las empresas que operan en el Primer Cuartil, comparadas con las conductas del pasado.

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Cortes por mantenimiento,oportunidad de millones de dólares A lo largo del Emerson Global Users Exchange, se hizo énfasis también en las oportunidades que representa optimizar los turnarounds, piedra angular de la estrategia de mantenimiento, y donde se concentra 73% de la inactividad total de una planta. Se explicó que un problema en este tipo de proyectos es que regularmente conllevan un incremento en los presupuestos (en 25%) y sobrepasan los tiempos establecidos (en 50%). En respuesta a ello, Emerson lanzó este año una estrategia basada en su Ecosistema Digital Plantweb para planear y ejecutar turnarounds de manera más eficiente, ayudados por tecnología de sensores inalámbricos, diagnóstico predictivo, analítica de datos, y su también recién lanzada solución denominada location awareness. Todo ello, agregado a la experiencia de Emerson, les ayudó a crear un proceso de siete pasos que minimiza los riesgos de contingencias: Planeación operativa -> alineamiento -> definición del enfoque de trabajo -> planeación detallada -> planeación previa al turnaround -> ejecución -> evaluación posterior. Seguir ese esquema permite hacer el trabajo correcto en los activos correctos en el momento correcto, generando ahorros que podrían ascender a 3.1 millones de dólares, al eliminar el antes tiempo improductivo. De acuerdo con Emerson, estos ahorros, multiplicados por alrededor de 8,000 turnarounds llevados a cabo

Los empleos están migrando hacia nuevas fronteras delimitadas por la transformación digital. Por ejemplo, ahora existe amplia demanda en posiciones como instaladores de paneles fotovoltaicos o técnicos en servicio para turbinas eólicas, además de que matemáticos y desarrolladores de software tienen hoy más auge que nunca.

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Cobertura

Hidrocarburos

Foto: E-media

Industria petrolera

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Mike Train hizo público su nuevo nombramiento como Presidente de Emerson y Chairman de Emerson Automation Solutions. anualmente, podría ahorrar a los clientes hasta 25,000 millones de dólares al año en todas las industrias de procesos.

Seguridad Una industria más conectada significa retos incrementales en materia de seguridad, por lo que este se ha consolidado como un tema ampliamente debatido en la actualidad. Consciente de ello, Emerson lanzó una serie de soluciones para tener operaciones más seguras, empezando por una nueva versión de su Sistema de Control Distribuido (DSC) insignia, el DeltaV versión 14, el primer sistema certificado como ISASecure SSA Nivel 1, por la Sociedad Internacional de Automatización (ISA). Amenazas como el malware y ransomware también fueron reconocidos entre los retos a tener en cuenta, ya que se encuentran en crecimiento tanto en volumen como en nivel de complejidad, de manera que se hace fundamental mitigar riesgos y facilitar la conectividad segura de datos para su posterior accionamiento. Por otro lado, Emerson Automation Solutions anunció un nuevo sistema para tener siempre conocimiento preciso de la ubicación del capital humano dentro de refinerías, plantas químicas, o plataformas petroleras. Basado en WirelessHART, toma la información del personal desde un pequeño dispositivo recargable -que los directivos de la empresa portaron en la solapa durante las conferencias del evento- y la envía a la interfaz de usuario a través de puntos de acceso y gateways. Disponible a partir de julio de 2019, el sistema Location Awareness reduce los costos que implicaba este tema en el pasado, tanto por tiempos como por complejidad de instalación (al prescindir de redes wifi y cableados, por ejemplo); asimismo, se estima que podría reducir más de 70% de incidentes comunes.

Foto: E-media

Al conectar la tecnología PLC de Intelligent Platforms con los sistemas de control distribuido de Emerson, los clientes podrán conectar islas de automatización dentro de la planta para mejorar el rendimiento operativo, la seguridad y la confiabilidad.

100

millones de dólares,

incremento promedio en el ingreso operativo (8%) entre las compañías más digitalmente transformadas.

Para ver en video algunas de las presentaciones, escanee el código.

Peter Zornio, Chief Technology Officer de Emerson

Lal Karsanbhai, Executive President, Emerson Automation Solutions

Fortalece Emerson oferta en digital twins y PLC’s Emerson Automation Solutions continúa el proceso de expansión que desde hace varios años se ha tornado cada vez más agresivo. Este 2018, anunció la adquisición de la división Intelligent Platforms, de General Electric, que entre otras tecnologías incluye Controladores Lógicos Programables (PLCs), algo que había estado en la mira de la compañía desde hace tiempo debido a que robustece sus capacidades en materia de control, y lo pone en posición de liderazgo tanto en automatización industrial de procesos, como en manufactura discreta. Aunque al cierre de esta edición todavía no se divulgaban los detalles del movimiento, Peter Zornio, Chief Technology Officer de la empresa, dijo durante el anuncio: “se trata de otra pieza clave de la base digital que podemos agregar a nuestro portafolio, así como algunas capacidades digitales en nuestra área de Plantweb”. La adquisición expande también sus alcances en mercados híbridos como metales, minería, ciencias de la vida, alimentos, bebidas y empaques, lo cual es significativo considerando el liderazgo que ya tiene con su sistema DeltaV, ampliamente usado en industrias como la de Oil & Gas. También se anunció una nueva alianza con AspenTech, enfocada en la creación de digital twins a lo largo del ciclo de vida de las plantas. El objetivo es representar activos en el mundo físico mediante un modelo digital que se vea y sienta como lo haría en el entorno real. Gracias a esta asociación, las empresas atacan dos de las barreras más significativas de la utilización de digital twins: el costo total de la propiedad (TCO), y mantenimiento. Emerson integra de forma nativa su software de simulación Mimic™ con HYSYS® de Aspen, para crear “Mimic HYSYS Link”, el cual incluye herramientas de configuración automatizadas que permiten la transferencia masiva de datos entre los sistemas de Emerson y AspenTech, lo que reduce el tiempo de integración y las horas de ingeniería.

“Un mejor panorama en el sector petrolero mundial sienta las bases de un gran optimismo para la industria en general, en subsectores como la minería, energía, ciencias de la vida, y alimentos y bebidas, por mencionar algunos”, expuso Mike Train. La industria de Oil & Gas se mantiene entre las más importantes para la empresa, y como muestra estuvieron presentes en el Emerson Global Users Exchange diversas soluciones que ayudan a maximizar su aprovechamiento. Esto cobra especial importancia considerando el proceso de reactivación que se vive actualmente, lo que implica poner en marcha más instalaciones. Con la adquisición de Paradigm, la empresa integra a su portafolio la capacidad de generar gemelos digitales para yacimientos petroleros con capacidades predictivas en tiempo real, y la habilidad de pronosticar la producción en cuestión de minutos, además, se consolida como empresa con un portafolios digital completo para la industria, desde la exploración hasta el modelado de la producción. Emerson continúa trabajando sobre el concepto lanzado hace algunos años denominado Pervasive Sensing; es decir, llevar sensores a todos los rincones de las operaciones en busca de un monitoreo integral que derive en optimización y eficiencia para solucionar nuevas problemáticas. Al respecto, sigue construyendo el portafolio más robusto de sensores en la industria, por ejemplo, el Plunger Arrival Sensor para el monitoreo inalámbrico de pozos petroleros, con lo que Emerson ahora ofrece una solución integral para monitorear de forma totalmente inalámbrica. Foto: E-media

Objetivos en común y entendimiento mutuo de las fortalezas: IT y OT La transformación digital es vista desde diferentes perspectivas según el área de la empresa en la que se trabaja. El equipo de IT típicamente se ocupa del punto de vista técnico, mientras que el de OT tiene la tarea de hacer que las cosas pasen, o en otras palabras, OT sabe el qué, e IT sabe el cómo. Cuando ambos enfoques se conjuntan para resolver las problemáticas de manera colaborativa, los resultados mejoran notablemente. Para Emerson, es importante integrar ambos frentes desde el principio, de manera que trabajen hacia objetivos conjuntos. Para ello, su Ecosistema Digital Plantweb permite ligar la tecnología operacional con la infraestructura de tecnologías de la información existente en las plantas. Al facilitar una transformación digital exitosa, Plantweb ayuda a que los usuarios alcancen un desempeño de Cuartil Superior.

También destacaron las soluciones de automatización remota: FB3000 Remote Terminal Unit (RTU) RTU integral, escalable, y de última generación para pozos y ductos. PK Controller Controlador que cierra la brecha entre las capacidades de un DCS y un PLC. Soluciones para ductos PipelineManager, PipelineScheduler y para terminales: TerminalManager, y TerminalScheduler.

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Aprovechar infraestructura de Pajaritos, entre las estrategias Foto: Bigstock

Llama ANIQ a fortalecer abasto nacional de derivados de metano, etano y propano Las cifras de importaciones por parte del sector, respecto a exportaciones, ponen de manifiesto una excesiva dependencia del exterior y restan competitividad a las operaciones de las empresas. Foto: Bigstock

Por Claudia García

s funda menta l tomar acciones que aseguren el abasto nacional de derivados del metano, etano y propano en condiciones competitivas. Así lo manifestó el Ingeniero Eduardo Escalante, Presidente de la Asociación Nacional de la Industria Química (ANIQ ). Señaló que el abasto al sector por parte de empresas productivas del Estado ha disminuido significativamente y las consumidoras han tenido que cubrir sus déficits con la importación de materias primas y energéticos, misma que en ocasiones resulta inviable debido a las características propias de éstos, a las condiciones de infraestructura o a los costos de su transporte. “Si bien nuestra producción anual superó durante 2017 los 17,200 millones de dólares, solo abasteció el 23% de la demanda nacional y, mientras las importaciones superaron los 30 mil mdd, las exportaciones fueron de 8,500, lo cual pone de manifiesto nuestra excesiva dependencia del exterior”, indicó. El Ingeniero detalló que, en los últimos tres años, el valor de la producción de derivados

del etano que genera Pemex ha bajado un 33% y, del metano, un 23%. El valor de la producción decreció 1.8%, equivalente a 325 millones de dólares, y de las exportaciones, un 28%, es decir, 3,300 mdd. Con base en esto, propuso al Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, incrementar la producción de petróleo y gas natural, aumentar la recuperación de nitrógeno, mejorar las instalaciones de refinación, de procesamiento de gas y producción de petroquímicos, definir un procedimiento para apoyar a PEMEX en la compra de equipos menores y encontrar un mecanismo para que los consumidores de amoniaco importen directamente, utilizando la infraestructura de Pajaritos. D e c l a r ó q u e, g r a c i a s a l a R e f o r m a Energética, nuevos jugadores ofrecen gas natural en condiciones que diversifican su comercialización, sin embargo, hay zonas del país, como el sureste, que siguen siendo abastecidas exclusivamente por PEMEX, debido a que la infraestructura actual no permite su importación a dicho sitio. Todo esto ha provocado que el Centro Nacional de Control de Gas Natural (CENAGAS) importe gas licuado para compensar los desbalances. “Estas importaciones son tres veces más caras y representan un precio que resta competitividad a las compañías en sus operaciones. Es indispensable que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) modifique los términos y condiciones de venta de primera mano de gas natural en la región”. Enfatizó que las tarifas eléctricas antes se determinaban con base en indicadores que reflejaban la inflación y el costo de los combustibles, lo cual garantizaba su transparencia y las hacía previsibles. Sin embargo, con la Reforma Energética, la CRE adquirió la facultad

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23%

de la demanda nacional fue abastecida con la producción anual de 2017

ot o: E-m edia

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Debemos garantizar

a las futuras inversiones los requerimientos mínimos de energía y materias primas. La ANIQ y empresas socias estamos convencidas de que un crecimiento vigoroso de nuestra industria redituará en un crecimiento vigoroso de México”, Eduardo Escalante, Presidente de la ANIQ

de establecerlas para el suministro básico y, en noviembre de 2017, publicó una nueva metodología que generó distorsiones y provocó que algunos usuarios recibieran incrementos significativos, por lo que realizó ajustes al modelo que ocasionaron en las empresas una menor recuperación de costos. Por tanto, instrumentó un mecanismo que se tradujo en niveles de tarifas superiores a los obtenidos con la metodología anterior y es un riesgo inminente para la competitividad de la industria. Consideró necesario que la CRE diseñe una metodología que permita la predicción de costos derivados del consumo eléctrico, que las nuevas tarifas se constituyan por componentes transparentes, que no se generen subsidios cruzados e, incluso, se tome en cuenta la opción de regresar al esquema previo, mismo que permitía, según sus palabras, un seguimiento claro y transparente. No obstante, agradeció al Secretario de Energía “por su invaluable apoyo durante toda su gestión, durante la que siempre se buscó establecer condiciones de competitividad”. Subrayó que los sectores químico y petroquímico tienen un gran potencial de crecimiento. Abastecen a más de 40 ramas de la economía nacional con un consumo de 39 mil millones de dólares e inversiones que superaron los 19 mil mdd en la presente administración. “Debemos garantizar a las futuras inversiones los requerimientos mínimos de energía y materias primas. La ANIQ y empresas socias estamos convencidas de que un crecimiento vigoroso de nuestra industria redituará en un crecimiento vigoroso de México”, concluyó.

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Hidrocarburos

Medirá 800 kilómetros y será el segundo más largo del mundo.

Gasoducto marino Texas-Tuxpan entrará en funcionamiento en 2019 Permitirá el transporte de un tercio del gas que se consume en México y su interconexión con la estación de compresión de Zempoala podría poner fin a los problemas de abasto en la región meridional del país. Foto: gob.mx

La industria petroquímica afronta problemas que afectan su competitividad, sin embargo, están en marcha políticas públicas bien elaboradas que contribuirán, en unos meses más, a superar los desafíos que hoy enfrentamos” Pedro Joaquín Coldwell

Por: Claudia García

l agotamiento de los campos, principalmente del mega yacimiento de Cantarell, y la disminución de los precios del crudo entre 2014 y 2017, que obligó a Petróleos Mexicanos (Pemex) a recortar su inversión en exploración y extracción, provocaron la caída de la producción de hidrocarburos, lo cual impactó de forma negativa la disponibilidad de gas húmedo en el sureste del país y afectó la cadena productiva de la industria química nacional. Así lo dio a conocer el Lic. Pedro Joaquín Coldwell, Secretario de Energía, en el marco del 50 Foro Nacional de la Industria Química. Señaló que, no obstante, se han puesto en marcha acciones con la finalidad de contar con mayores volúmenes de gas para la industria en el mediano plazo. La primera de ellas fue liberar el precio de venta de primera mano de gas natural de PEMEX, en busca de incentivar la recuperación de la producción de gas en campos ya existentes y propiciar la entrada de nuevos productores y comercializadores con alternativas de suministro a precios competitivos. Otra medida, detalló, fue trabajar en la ampliación de los gasoductos. Entre diciembre de 2012 y julio de 2018 se concluyeron 17 de estos, que incrementaron la red nacional en un 41% con respecto al inicio de sexenio, sumándole 4,639 kilómetros de longitud. Se espera que en 2019 este incremento alcance el 66%, con una

extensión total de 18,800 kilómetros y una cobertura para 26 estados de la República, lo que significaría su mayor expansión en la historia de México. Todo para llevar la molécula a lo largo y ancho del país. Afirmó que a principios del año próximo y gracias a una inversión que ronda los 43 mil millones de pesos, entrará en funcionamiento el gasoducto marino que correrá desde el sur de Texas hasta Tuxpan, Veracruz y se colocará como el segundo más largo del mundo. Medirá 800 kilómetros y permitirá transportar un tercio del gas que se consume en México, lo que aumentará las opciones de suministro de gas seco para abastecer a la industria. La empresa Engie invertirá aproximadamente 1,200 millones de pesos para interconectarlo al sistema nacional y reforzar, diversificar e incrementar así la confiabilidad del suministro en el sureste del país. Indicó también que el Cenagas hará una inversión de casi 700 millones de pesos para redireccionar la estación de compresión de Zempoala, Veracruz de norte a sur, interconectarla con el gasoducto y, con ello, permitir el suministro de hasta 350 millones de pies cúbicos de gas natural al día en el sur y sureste del país. “Al entrar en servicio estas dos obras, se pondrá fin a los problemas de abasto de gas que actualmente afectan la región meridional de la república”, sostuvo. Señaló que la Secretaría de Energía (Sener) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH)

17 gasoductos se construyeron entre diciembre 2012 y julio 2018

Foto: gob.mx

350

millones de pies cúbicos de gas natural al día permitiría la interconexión del gasoducto con la estación de compresión de Zempoala.

han implementado, en conjunto, rondas de licitación de contratos de exploración y extracción de hidrocarburos en busca de un mayor y mejor aprovechamiento de los campos gasíferos del territorio nacional. “De los 107 contratos que hemos adjudicado en nueve licitaciones, al menos 30 producirán gas natural no asociado. El potencial de producción de estos campos cobrará relevancia a medida que los proyectos entren a su fase de extracción”. Manifestó que el aumento de la producción de gas también se apoya en mejoras operativas por parte de Pemex, que ha realizado proyectos en sus plataformas marinas para reducir el venteo de gas a la atmósfera, mismo que en 2016 era de 500 millones de pies cúbicos al día y, para 2017, se redujo a 200 millones, es decir, un 60%. Aunado a esto, se desarrolló en México por primera vez la política pública de almacenamiento de gas natural en campos petroleros agotados para reforzar el suministro y fortalecer la seguridad energética de la nación. “En la primera etapa nominamos a cuatro campos y JAF resultó ganador. Una vez definido, el Cenagas iniciará el Foto: indra.com proceso de licitación que se espera concluya a fines del primer trimestre del 2019. Destacó que la i mplementación de la Reforma Energética está cambiando hitos y sentando bases sólidas para construir un sector más moderno y competitivo. Subrayó que el abastecimiento de gas natural a los principales centros de consumo del país es uno de los propósitos de la política energética implementada en el sexenio y se ha convertido en un reto importante para el gobierno. Por otra parte, respecto a los incrementos en las tarifas eléctricas, refirió que “en lo que resta del año podría no haber más aumentos e, incluso, podría darse un ajuste a la baja, siempre y cuando continúe el buen régimen de lluvias en la zona del río Grijalva que permita, durante octubre y noviembre, tener un buen nivel en las hidroeléctricas de esa región, además de mantenerse los precios de gas y tener suficiente oferta”. “La industria petroquímica afronta problemas que afectan su competitividad, sin embargo, están en marcha políticas públicas bien elaboradas que contribuirán, en unos meses más, a superar los desafíos que hoy enfrentamos. Con ese objetivo, desde la Secretaría de Energía hemos trabajado a lo largo de estos seis años y lo continuaremos haciendo hasta el último de los días que le restan a este gobierno”, concluyó.

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Motivo de orgullo para McDermott, Pemex y México

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Plataforma PB-Abkatun-A2, logro del talento mexicano en la industria petrolera

Después de dos años y cuatro meses de construcción en Altamira, Tamaulipas, esta magna obra de ingeniería fue enviada a la Sonda de Campeche para ser entregada a Pemex Exploración y Producción.

Por Juan José García

torgar una alta flexibilidad operacional, una mayor capacidad de maniobra en el manejo de los campos y un potencial de crecimiento para Pemex Exploración y Producción (PEP) son algunos de los beneficios que permitirá la entrada en operación de PB-Abkatun-A2, la plataforma más grande construida en el país en los últimos 10 años y la única en su tipo fabricada totalmente en suelo nacional. Con una inversión de 454 millones de dóla res, la i mponente obra const r u ida por McDermott México llevó a cabo su traslado desde Altamira, Tamaulipas, hacia la Sonda de Campeche. Esta plataforma fue diseñada para procesar un máximo de 220 mil barriles de petróleo por día y 352 millones de pies cúbicos de gas por día, los cuales serán producidos en los campos del estado de Campeche. El viernes 2 de noviembre se celebró la salida oficial de esta magna obra de ingeniería, donde autoridades gubernamentales, directivos de la empresa y representantes de PEP coincidieron en que este complejo es motivo de orgullo para McDermott, Pemex y México. Durante la ceremonia de presentación, el Ing. Manuel Barreiro, director del Proyecto PBAbkatun-A2, manifestó que intensos meses de trabajo, dedicación y esfuerzo dieron como resultado esta súper estructura, la cual marcó un antes y un después para McDermott en México. Respecto al proyecto, explicó que en la fase previa contaron con los diseños del Instituto Me x ica no del Pet róle o (I M P), qu ien f ue

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En 10 años de existencia, el Patio de Fabricación de McDermott en Altamira, Tamaulipas, ha producido ocho plataformas para la industria energética. Foto: E-media

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Vienen cerca de 200,000 millones de dólares

en inversiones para el país, y cerca del 40 por ciento son para Tamaulipas”

PB-Abkatun-A2 pesa 15,000 toneladas, el equivalente a 60,000 elefantes concentrados en un solo sitio.

Lic. Francisco García Cabeza de Vaca, Gobernador de Tamaulipas.

responsable de su diseño original. Posteriormente, más de 120 ingenieros mexicanos, localizados en la Ciudad de México, avanzaron hacia la fase de ingeniería de detalle para poder construirla, y en su desarrollo en el Patio de Fabricación de Altamira trabajaron más de 180 ingenieros mexicanos y un mínimo de extranjeros, mientras que en su pico tuvieron aproximadamente 3,700 empleados, ubicando a la obra como la principal desarrolladora de trabajo en Altamira y Tampico. A su vez, detalló que esta plataforma fue diseñada para asegurar una operación confiable en los campos de PEP ubicados en la Sonda de Campeche. Por ello, agradeció a Pemex la confianza depositada en McDermott para la construcción de esta obra, asegurando que el trabajo que entregaron será de su entera satisfacción. “La construcción de esta plataforma nos llena de orgullo y satisfacción por una misión cumplida y nos permite reafirmarle a Pemex, a Tamaulipas y a México que McDermott está listo para continuar contribuyendo con el desarrollo de los proyectos de infraestructura que requiere el sector energético mexicano”, añadió. En su intervención, el director general de McDermott México, el Ing. Alfredo Carvallo, recordó que la empresa opera en el país desde hace 38 años desarrollando todo lo necesario para atender con excelencia los requerimientos de tecnología e infraestructura de sus clientes nacionales e internacionales, desde el pozo hasta el despacho de productos en el mercado internacional. “Durante nuestros inicios en México participamos activamente en el desarrollo de infraestructura submarina cuando se desarrolló el campo Cantarell, en algún momento tuvimos un patio de fabricación en Veracruz y desde el 2006 estamos presentes en Tamaulipas. Como parte del compromiso que hemos asumido a lo largo de estos años hemos desarrollado la infraestructura más moderna para la construcción de plataformas y proyectos modulares en México, fomentando siempre la participación de personal y contenido nacional en nuestras obras”, señaló.

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Añadió que en los últimos 10 años, McDermott México ha impulsado el crecimiento y desarrollo de proveedores en las diferentes áreas para cumplir con sus contratos en el país y en el mercado internacional, siempre comprometidos con México y su desarrollo. En este sentido, dijo que la compañía opera con personal 100 por ciento mexicano y fomenta la formación de sus trabajadores al crear en Altamira el mayor centro de capacitación para este tipo de industria, el cual es de clase mundial. “Contamos con personal de ingeniería con más de 20 años de experiencia en las áreas de petróleo y gas en tierra, costa afuera, refinación, petroquímica y generación eléctrica. Además, las obras que desarrollamos en México tienen un alto impacto económico, pues del monto facturado se genera una derrama económica importante para el país; hemos estimado que es aproximadamente de 68 por ciento, del cual alrededor de 59 por ciento es para Tamaulipas”, agregó. Por su parte, el Ing. Luis Martínez Campos, director del Patio de Fabricación, dijo que este evento pone de manifiesto la importancia de su labor en Altamira, pues el Patio de Fabricación

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En la víspera a la ceremonia de zarpe, el equipo de McDermott México afina los últimos detalles para despedir PB-Abkatun-A2, una obra construida con tecnología de última generación y estándares de clase mundial de seguridad. Foto: E-media

La foto oficial del evento. De izquierda a derecha: Ing. Omar Fernández de Lara, Director de Desarrollo Urbano de la Alcaldía de Altamira; Ing. Arturo Castillo, director comercial de McDermott México; Ing. José Carlos Rodríguez Montemayor, director del Puerto de Altamira; Lic. Alma Laura Amparán Cruz, alcaldesa de Altamira; Ing. Alfredo Carvallo Coronel, director general de McDermott México; Lic. Francisco García Cabeza de Vaca, gobernador de Tamaulipas; Lic. Ismael García Cabeza de Vaca, senador de la República; Ing. Luis Martínez Campos, director del Patio de Fabricación; Capitán de Altura Oscar Miguel Ochoa Gorena, Capitanía del Puerto de Altamira; Ing. Juan Carlos Reyna Carrera, Gerente de Proyectos de Infraestructura Marina de Pemex; Ing. Manuel Barreiro, director del Proyecto PB-Abkatun-A2

Alrededor de 1,200 personas,entre obreros, gerentes, superintendentes , directivos de la empresa y autoridades gubernamentales atestiguaron la presentación oficial de PB-Abkatun-A2. está considerado como uno de clase mundial por ser la más moderna instalación para la construcción de plataformas marinas en México, tanto para sus clientes locales como internacionales. “Fue un reto pero hoy nos sentimos muy satisfechos de la labor cumplida. Esperamos sea la primera de muchas otras que fabriquemos con estas capacidades. Queremos ser un centro internacional de referencia para ejecutar los proyectos que la industria petrolera requiera en todas sus actividades. Después de dos años y cuatro meses de trabajo en equipo y mucha dedicación hoy enviamos esta plataforma a su destino, a cumplir con la misión en la Sonda de Campeche”, subrayó. Cabe destacar que en este proyecto la ingeniería, procura, construcción, transporte, instalación y puesta en marcha fue contemplada para desarrollarse por la misma compañía en suelo mexicano, reduciendo así las interfases y mejorando los tiempos de entrega. Mientras, la Lic. Alma Laura Amparán Cruz, alcaldesa de Altamira, se congratuló porque

la entidad pudiera ser testigo del liderazgo de McDermott en soluciones de infraestructura, ingeniería y tecnología para la industria energética mundial, “que en el presente se refuerza con la construcción de la plataforma petrolera de producción más grande de México”. Finalmente, el gobernador de Tamaulipas, Lic. Francisco García Cabeza de Vaca, resaltó las acciones que se llevan a cabo en el estado, especialmente en Altamira, y por las cuales felicitó a McDermott México al convertirse en un referente al hacer posible la construcción de la plataforma mexicana más grande de los últimos 10 años. “Estoy convencido de que esta es la primera de muchas que se estarán construyendo en Altamira. Tamaulipas es el estado energético por excelencia, pues aquí contamos con los yacimientos más grandes de gas y petróleo en aguas someras, profundas y ultraprofundas del Golfo de México, y este tipo de proyectos van a seguir llevándose a cabo”, resaltó. En este sentido, enfatizó que su gobierno seguirá impulsando todos los proyectos que estén encaminados al desarrollo económico, especialmente en el tema de hidrocarburos. “Felicidades a McDermott por este logro tan importante, están haciendo historia y queremos que sigan construyendo y escribiendo una nueva historia aquí en Tamaulipas y en nuestro país”, puntualizó.

Con la construcción de esta plataforma

y la amplia experiencia que tenemos, reafirmamos nuestra capacidad para desarrollar cualquier instalación petrolera que se requiera a lo largo de la cadena de valor de los hidrocarburos” Ing. Alfredo Carvallo, Director general de McDermott México. El Ing. Manuel Barreiro, Director del proyecto PB-Abkatun-A2 agradeció a todos los que hicieron posible esta obra. Foto: E-media

McDermott, comprometida con el desarrollo energético de México Para 2019, McDermott México está en negociaciones para tener la mayor capacidad de respuesta para todo el sector energético, en los sectores upstream, downstream y midstream. Aunado a esto, estratégicamente la empresa está evolucionando a diseños de tipo modular, donde las plantas se van encajando como bloques, lo que permite poder potenciar y crear una ventaja competitiva utilizando el Patio de Fabricación de Altamira no solo para México, sino para Norteamérica, Latinoamérica y la Costa Este de Europa. Lo anterior lo afirmó el Ing. Arturo Castillo, director comercial de McDermott México, quien dio a conocer que para ello están previendo una ampliación de 48 a 60 hectáreas en el complejo altamirense, con inversiones importantes para acondicionarlo y así tener todas las facilidades de producción que requerirán en los siguientes años. “El 70 por ciento de nuestros proyectos son para Petróleos Mexicanos; para nosotros Pemex sigue siendo uno de nuestros clientes más importantes y tenemos confianza que seguiremos siendo un aliado para su crecimiento. Los mensajes del presidente electo han sido de un incremento sustancial en la inversión, actividad de infraestructura, perforación, y lo que nosotros esperamos es seguir siendo un aliado de confianza para el gobierno, para la nueva dirección de Pemex, y que sigan contando con una empresa de clase mundial comprometida con México”, recalcó. Por su lado, el Ing. Luis Martínez Campos, director del Patio de Fabricación, destacó que actualmente McDermott México tiene dos nuevos prospectos: el primero se trata de una plataforma de compresión de 8,000 toneladas a ser instalada en Trinidad y Tobago, y uno más viene con Exxon-Sabic para la construcción de unos módulos de MEG (MonoetilenGlicol), todo hecho en el Patio de Fabricación de Altamira”, finalizó.

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2,000 millones, inversión destinada a la sísmica a finales de 2017

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Sísmica, el negocio que mueve a la industria Foto: Shutterstock

En la industria de los hidrocarburos, para poder evaluar el potencial petrolero y descubrir reservas de aceite ligero y gas asociado se necesita llevar a cabo un modelo sedimentario característico de las zonas que se estudiarán y jerarquizarán.

Por Marilyn Montero S.

a exploración sísmica es un método geofísico que permite determinar en profundidad la forma y disposición de las diferentes capas de la tierra, mediante la detección de ondas acústicas producidas de manera artificial. Gracias a esta estrategia se logra localizar las rocas porosas que almacenan los hidrocarburos. La exploración sísmica se desarrolla en cuatro etapas, la primera se llama topografía en donde, a grandes rasgos, se estudia y se interviene el terreno para dar paso a la siguiente etapa que es la de perforación; aquí el personal coloca la maquinaria necesaria para llevar a cabo la exploración profunda; la tercera etapa es el registro, donde el personal calificado, equipos de alta tecnología y un control de ruidos logran obtener información con estándares de calidad que permite que los intérpretes puedan identificar la ubicación de las rocas que almacenan los hidrocarburos. Por último, la cuarta etapa es la restauración, en la cual se busca establecer las condiciones adecuadas para la recuperación y regeneración de las zonas perturbadas por las actividades sísmicas. Esta es una actividad considerada de bajo impacto porque no causa deterioro grave a los recursos naturales o al medio ambiente, y por lo tanto no requiere de una licencia ambiental, según datos del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP). Además, es considerado por Guillermo Miró Pages, ingeniero geofísico de Cuba, como un método relevante dentro del contexto de la geofísica

aplicada, debido a que tradicionalmente ha ocupado el liderazgo mundial en la exploración. Adicionalmente, desde hace algunos años este procedimiento -también conocido como Sísmica de Explotación de Reservorios-, juega un papel importante en la evaluación y el desarrollo de campos petroleros, ya que indica que en la medida que se obtienen nuevos datos sísmicos 3D en el entorno de los yacimientos o se procesan los disponibles con nuevos softwares de elaboración, constantemente se logran refinar sus modelos geológicos, lo que incide en el establecimiento de políticas más acertadas de exploración de dichos yacimientos. En la actualidad, la exploración sísmica con fines petroleros a nivel mundial se realiza principalmente mediante el Método del Punto de Reflexión Común (MPRC) -también conocido como Método del Punto Medio Común (MCMP por sus siglas en inglés)-, el cual permite obtener información ondulatoria redundante de las fronteras reflectoras objeto de estudio y cuya suma posibilita generalmente reforzar el efecto de las señales útiles de detrimento de los ruidos. Esta técnica -según expertos-, ha probado ampliamente su efectividad a lo largo de decenios y es responsable de la gran mayoría de los hallazgos de trampas petroleras en todo el mundo. A finales del siglo pasado, las perforaciones confirmaron no menos del 70 por ciento de las estructuras pronosticadas por la sísmica en el subsuelo.

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Especialistas como Schlumberger y Seitel han invertido alrededor de 2,000 millones de dólares en el levantamiento de estudios sísmicos desde 2015. Paradigm 18, de Emerson, ofrece: Capacidades de inteligencia artificial (IA) Unificación total de la interfaz del usuario y la gestión de datos, desde el procesamiento sísmico hasta la interpretación y el modelado Compatibilidad con el hosting en la nube

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

Algunos beneficios de la asistencia técnica y desarrollo de tecnología en sismología de exploración que señala el Instituto Mexicano del Petróleo son la reducción de brechas técnicas, evaluación e implantación de tecnología de vanguardia, actualización del personal y diseño de metodologías integradas para resolver problemas específicos relacionados con el uso de la sismología para inferir las características geofísicas, geológicas, litológicas, petrofísicas y de fluidos en el subsuelo, y la contribución al logro de las metas estratégicas de la industria petrolera.

Los retos del futuro Dar pronósticos sobre las tendencias de desarrollo de una tecnología de investigación igual o más dinámica que la sísmica petrolera resulta complicado hasta el momento, según expertos en la materia; sin embargo, con base en la revisión realizada sobre los posibles retos que se avecinan, puede suponerse que algunos de los principales elementos que incidirán en su evolución futura a escala internacional son la necesidad de desarrollar nuevos proyectos en aguas profundas, ultraprofundas, árticas y cinturones plegados; incrementar el índice de recuperación de hidrocarburos en campos conocidos; exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales (combinación de sísmica activa y pasiva); contínuo y vertiginoso desarrollo y perfeccionamiento de las tecnologías y capacidades de cómputo, entre muchas otras, asegura el ingeniero Guillermo Miró. Entre las novedades más significativas este año, fue el lanzamiento de Emerson el pasado julio del paquete de soluciones de software integrado Paradigm™ 18, que se ejecuta en una plataforma unificada para generar imágenes y modelos de alta resolución del subsuelo. Este lanzamiento incluye tecnologías avanzadas que utilizan inteligencia de yacimientos para ayudar a los clientes a mejorar el desempeño, aumentar la certeza operativa y contribuir a la gestión eficaz de los activos. El Paradigm 18 utiliza el aprendizaje automático como herramienta de automatización de procesos e integración de datos para proporcionar una automatización avanzada en los procesos de interpretación acelerada y caracterización de los yacimientos.

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Caso de estudio

30 años de protección – Recubrimiento interior de tanques de almacenamiento Recubrimiento epóxico en tanque para almacenar combustible cumple 20 años de servicio y obtiene aprobación para 10 años más. El recubrimiento resiste después de la larga exposición a contenidos agresivos, sin señales de falla. Por Justin Hair, Oil & Gas Midstream Market Manager,

Sherwin-Williams Protective & Marine Coatings

l desempeño de largo plazo previsto para un nuevo recubrimiento para el interior de tanques, es una expectativa que se diseña en laboratorio. Se realizan pruebas exhaustivas, bajo normas muy estrictas para demostrar la resistencia del recubrimiento y validar el pronóstico de larga durabilidad. Pero, ¿esos resultados pueden reflejarse en campo? En realidad, no hay forma de saberlo con seguridad. Hasta que el campo funciona como laboratorio. En 1998, sin saberlo, un nuevo tanque de almacenamiento de 116,000 barriles se convirtió en un laboratorio, después de que el dueño confió en probar una nueva tecnología basado en un recubrimiento epóxico de una sola capa. Esta tecnología era mucho más amigable para el aplicador y más rápida de instalar que el sistema laminado vinil-éster que dominaba el mercado en ese momento. Sin embargo, sólo el tiempo podría mostrar que el nuevo recubrimiento epóxico alcanzaría la misma expectativa de vida de 30 años que se alcanzaba con los sistemas laminados vinil-éster. Después de 20 años de almacenar agresivos combustibles, los inspectores entraron al tanque y encontraron intacto el recubrimiento, sin mostrar señales de falla, por lo que recertificaron el recubrimiento interior del tanque por 10 años más, para satisfacción del propietario, siendo una compañía internacional de refinación con operaciones en los Estados Unidos. Tomó dos décadas confirmar los resultados pronosticados por el laboratorio, pero la decisión de usar una prometedora nueva tecnología rindió frutos, obteniendo al menos un intervalo de 30 años de protección con una sola aplicación de recubrimiento interior. El tanque que ahora es un laboratorio de campo, está nuevamente en operación y aguarda por la siguiente inspección programada en 2028. Foto: Sherwin-Williams

Foto 1: Sherwin-Williams

La selección del producto, promueve una aplicación de larga vida de servicio El propietario construyó el tanque para almacenar y distribuir varios combustibles, incluyendo diésel, gasolina sin plomo y queroseno. Lo que implicaba especificar un recubrimiento que cumpliera o excediera los rigores de los contenidos más corrosivos. Por lo tanto, el recubrimiento necesitaba suficiente resistencia química contra agentes corrosivos, así como amplias propiedades de flexibilidad y retención en bordes para manejar la expansión y contracción del tanque. Bajo estas premisas, el propietario seleccionó un recubrimiento epóxico de nueva tecnología en el mercado, Dura-Plate® UHS de SherwinWilliams – Protective & Marine Coatings. El recubrimiento se diseñó para el servicio de inmersión a largo plazo en tanques para almacenar petróleo y combustibles refinados. De acuerdo a la especificación del tanque, el producto combina una amplia resistencia química, con una excelente flexibilidad (5%) y retención en bordes (mayor al 75%). El epoxi-amina de alto espesor y ultra altos sólidos también podía ser aplicado en una sola capa - de hasta 50 a 60mils (1,250 a 1,500 micrones) de Espesor de Película Seca (EPS) – de ser necesario. Para recubrir el tanque en 1998, los aplicadores usando chorro abrasivo, prepararon toda la superficie del fondo del tanque y 3 pies (90cm) del envolvente, para asegurar que el acero estuviera libre de óxido y contaminación (SSPC-SP5 / NACE 1 / ISO Sa 3). En seguida, aplicaron DuraPlate® UHS, creando un recubrimiento monolítico de 20 a 25 mils (500-625 micrones) de EPS en una sola aplicación. Después, el dueño puso el tanque en servicio y esperó pacientemente, para confirmar que la selección de la nueva tecnología rendiría frutos a largo plazo.

Foto 3: Sherwin-Williams

Pasando la inspección de 20 años con mucho éxito El verdadero desempeño del nuevo sistema de recubrimiento sería revelado durante las inspecciones periódicas que se llevan a cabo en intervalos de 10 años según los lineamientos para inspección de tanques del Instituto Americano del Petróleo: API 653. En 2008, los inspectores entran por primera vez al tanque a realizar la inspección visual detallada del fondo del tanque y los 3 pies (90cm) del envolvente, así como una prueba de adherencia en el piso. No se encontraron señales de falla en el recubrimiento y sólo se repararon los daños mecánicos ocasionados durante la inspección. En 2018, los inspectores entran nuevamente al tanque y solo encuentran daños mecánicos menores. Los aplicadores del recubrimiento pudieron retocar fácilmente todas las áreas, llegando hasta el acero desnudo, desvaneciendo

Foto 3. El recubrimiento pasó la prueba de adhesión con valores de hasta 1,038PSI, confirmando que aún estaba bien adherido al substrato del tanque.

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HISTORIA EN IMÁGENES Foto 1 y Foto 2. Las excelentes propiedades del recubrimiento epóxico para formar una película de alto espesor y alta retención en bordes en una sola capa ha ayudado a mantener todas las costuras de las soldaduras del tanque “como nuevas”, incluyendo todas las transiciones de piso a pared del tanque. Las costuras de la soldadura típicamente son la primera causa de fallas de los recubrimientos.

Foto 2: Sherwin-Williams

Artículo los bordes del recubrimiento circundante (SSPC-SP11) y volviendo a aplicar el recubrimiento sobre el perfil de superficie y al espesor originalmente requeridos – justo como lo hicieron a los 10 años de servicio. Durante la aprobación del recubrimiento por otra inspección dentro de 10 años, los inspectores notaron que las costuras de la soldadura del tanque aún estaban como nuevas y que el recubrimiento no tenía ampollas, ni ningún otro problema. Para confirmar la aprobación de 10 años, Sherwin – Williams también usó una nueva tecnología de prueba no destructiva para probar el fondo del tanque. “Después de realizar una serie de pruebas, no encontramos ninguna razón para retirar el sistema de recubrimiento de este tanque después de 20 años de servicio”, comenta Justin Hair Oil & Gas Midstream Market Manager, “El recubrimiento se está comportando bien y sabíamos que podíamos reparar fácilmente las áreas con daños mecánicos menores, poner el tanque de nuevo en servicio e inspeccionarlo nuevamente dentro de 10 años sin preocupaciones.”

El desempeño del recubrimiento valida dos adelantos tecnológicos

Foto 4: Sherwin-Williams

Foto 4. Después de la inspección de los 20 años, los aplicadores pudieron reparar fácilmente las áreas afectadas durante la inspección del tanque.

En 1998, al tiempo que se aplicaba este nuevo epóxico de ultra altos sólidos para interior de tanques, la industria de recubrimientos experimentaba dos transiciones significativas hacia la reducción de los pasos de aplicación y los costos asociados con el recubrimiento del tanque. La transición más significativa estaba relacionada con el recubrimiento del fondo del tanque. Los laminados vinil-éster empezaban a decaer después de ser los más ampliamente usados. A pesar de tener una excelente resistencia química y ofrecer una larga vida en servicio – 30 años de expectativa – eran difíciles, peligrosos y caros de instalar. Después de preparar el fondo del tanque con ráfaga abrasiva y aplicar una capa primaria, los aplicadores tenían que aplicar una masilla sobre todas las costuras de soldaduras y transiciones de piso a pared. Luego, colocaban manualmente cuadrados de malla de fibra de vidrio de 4 pies (1.2m), traslapando 3” cada uno. Finalmente, aplicaban resina vinil-éster, que requiere un riguroso equipo de protección personal, debido a los altos niveles de compuestos orgánicos volátiles (VOC). El proceso completo era muy laborioso y tomaba una semana o más el completar la instalación de un tanque de 130 pies (40m) de diámetro -116,000 barriles-. Por otro lado, al final de los 90’s los sistemas epóxicos fenólicos de dos capas eran la alternativa común a los laminados de vinil-éster. Sin embargo, la industria también iniciaba la transición hacia los nuevos sistemas epóxicos de una sola capa. En una capa, estos sistemas más gruesos ofrecían un espesor (EPS) de al menos 20 a 25 mils (500 a 625 micras), que es más o menos el doble del espesor típico por capa de 10 a 12 mils (250 a 300 micras) de un sistema de doble capa. Por lo tanto, los sistemas de una sola capa permitieron a los aplicadores eliminar una capa completa de recubrimiento en la mayoría de los proyectos, ahorrando costos de mano de obra y asegurando una más rápida puesta en servicio. El mismo tanque de 116,000 barriles, cuya aplicación del sistema laminado con vinil-éster hubiese tomado más de una semana, ahora tomaba dos o tres días con un sistema epóxico de doble capa, y sólo un día y medio con el epóxico de una capa. Los ahorros de tiempo y mano de obra con los sistemas de una sola capa eran un hecho. Sin embargo, mientras la transición hacia el sistema de doble capa estaba tomando forma, la pregunta principal era: “¿El desempeño de un recubrimiento epóxico compite con el de un laminado vinil-éster? La expectativa de al menos 30 años de servicio de este tanque recubierto con una epóxico de ultra altos sólidos en una sola capa responde esta pregunta con un rotundo: Sí”.

Hidrocarburos

Foto: Sherwin-Williams

“Cuando comenzamos la transición de laminados vinil-éster a epóxicos de alto espesor, no sabíamos si obtendríamos 30 años con estas nuevas tecnologías. Sin embargo, éste es uno de los primeros tanques recubiertos en una sola capa con Dura-Plate® UHS de SherwinWilliams, y ahora podemos esperar al menos 30 años de servicio, que es igual o mejor de lo que ofrecían los laminados vinil-éster. Diría que el dueño hizo una sabia elección al usar la nueva tecnología”, comenta Justin Hair.

Anticipando el desempeño a largo plazo Sherwin-Williams ha inspeccionado cientos de tanques recubiertos con este epóxico de una sola capa después de 10 años que han sido fácilmente aprobados para otro periodo de inspección adicional de 10 años. El tanque recubierto en 1998, es el primero en haberse inspeccionado a los 20 años y los inspectores tuvieron la confianza de recertificarlo por otros 10 años, confirmando una expectativa de servicio de al menos 30 años. Dado su desempeño actual, la vida del recubrimiento podría ser del doble. En otros 10 años, todas las partes involucradas sabrán si eso es posible. De ser así, la industria podría estar viendo la posibilidad de especificar recubrimientos de 40 años, algo de lo que no se había oído hace 20 años. Sólo el tiempo – y el exitoso resultado de tanques-laboratorio como éste – lo dirá.

ACERCA DEL AUTOR Justin Hair, ha participado del segmento Oil & Gas Midstream desde 1993 colaborando con propietarios y fabricantes de tanques de almacenamiento de hidrocarburos, cuenta con certificación NACE 3, actualmente trabaja en Sherwin - Williams desde hace 16 años, viajando por el mundo para generar más casos de éxito como el aquí presentado y que le ha tocado atestiguar en Wisconsin, USA. Puede ser contactado por email: justin.m.hair@sherwin.com

ACERCA DE SHERWIN-WILLIAMS Sherwin-Williams es una empresa global 100% enfocada en la fabricación-distribución-comercialización de pintura y recubrimientos con más de 150 años de trayectoria internacional; e ingresos anuales aproximados de US$16B (protective.sherwin-williams.com). En 1926 inició operaciones en México (www. sherwin-williams.com.mx) donde actualmente opera 3 plantas, más de 10 centros de distribución y más de 120 puntos de venta directo, empleando y capacitando a miles de mexicanos. La división “Protective & Marine Coatings” se especializa en recubrimientos de alto desempeño para proteger activos productivos de las industrias de transformación y servicios, ofreciendo una plataforma tecnológica de productos y servicios globales, regionales y locales.

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Liquiline System CA80HA

Endress + Hauser presenta su rediseñado analizador colorimétrico para la medición de dureza del agua.

Luis Vazquez Senties y José García Sanleandro presidirán AMGN hasta 2020 Por Moisés Lara

MONITOREO “ONLINE” Foto: Bigstock

Optimización del control del proceso de ablandamiento del agua

Calibración y limpieza automática

Utiliza el método de la púrpura de ftaleína, lo que garantiza una comparabilidad directa con los resultados de laboratorio

Puesta en marcha rápida con “plug and play” gracias a la tecnología Memosens

Bajo consumo de reactivos y Módulo de refrigeración opcional

TECNOLOGÍA ÚNICA:

Un sólo fotómetro para todos los parámetros colorimétricos

Diseño del contenedor del fotómetro optimizado para bajo consumo de reactivos y para tolerar burbujas

Dosificación muy precisa y estable con bombas dispensadoras.

Liquid Manager: tecnología innovadora para evitar la contaminación cruzada

n el marco de su Reunión Anual, la Asociación Mexicana de Gas Natural (AMGN) llevó a cabo la Segunda Asamblea General del ejercicio 2018, en la cual sus miembros eligieron a Luis Vázquez Sentíes y a José García Sanleandro, como presidente y vicepresidente de este organismo, respectivamente. Los nuevos directivos sustituirán a Lorena Patterson y a Ángel Larraga Palacios, a partir del 1 de enero de 2019 y concluirán sus funciones el 31 de diciembre de 2020. Durante la ceremonia del anuncio, el Ing. Vázquez Sentíes señaló la importancia de que se concluyan los proyectos de transporte de gas natural, que permitirán que principalmente la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y la industria, cuenten con un combustible más limpio y económico. Agregó que esperan que en los próximos años, se detone su uso en el transporte, lo que contribuirá a disminuir la contaminación en las grandes ciudades. En este sentido, José García Saleandro señaló la importancia de que cada vez más estados de la República cuenten con suministro de gas natural y se unan a las entidades donde la llegada de este energético permitió la construcción de infraestructura, creación de empleos, desarrollo social y un aumento en el PIB per cápita. Luis Vázquez Sentíes cuenta con más de 30 años de experiencia en el sector energético. Actualmente es socio fundador y miembro del Consejo de Administración de Diavaz. También ha fungido como consejero de diversas empresas nacionales y trasnacionales relacionadas con la industria energética. Por su parte, José García Sanleandro se desempeña como Director General de Naturgy Norteamérica, empresa donde inició su carrera hace más 30 años. En México, desempeñó el cargo de Gerente de Expansión para la Ciudad de México y posteriormente, Director Comercial. Asimismo, fungió como Director General del negocio de gas en Guatemala, Perú y Argentina y Director General del negocio de distribución eléctrica en Colombia.

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La calidad no es un lujo, sino una necesidad para cualquier negocio:

TÜV Rheinland celebra 25 aniversario en México La empresa de origen alemán trabaja para garantizar un mejor funcionamiento del sector industrial a través de pruebas independientes, inspección y servicios de certificación.

Por Marilyn Montero S.

ÜV Rheinland tiene más de 140 años de operaciones en todo el mundo, y en México opera desde la década de los noventas (1993). Dentro de sus áreas de experiencia está la inspección de equipos, productos y servicios técnicos y supervisión de proyectos a través de su red mundial de laboratorios aprobados, instalaciones de prueba y centros de educación. Desde 2006 es miembro del Pacto Mundial de las Naciones Unidas para promover la sostenibilidad y la lucha contra la corrupción. Foto: E-media

Sirve a cinco unidades de negocio: Sistemas de Gestión, Servicios Industriales, Movilidad enfocado a RAIL, Certificación de Productos y energía fotovoltaica y Academy and Life Care. Entre sus actividades destacan las inspecciones a refinerías, certificaciones ISA en proyectos ferroviarios en la Ciudad de México, Guadalajara y Toluca; gestión HSE para la construcción de plantas automotrices de gama alta en Puebla y San Luis Potosí, por mencionar algunas. Durante la celebración de su 25 aniversario, la empresa llevó a cabo un coctel en la Ciudad de México, donde directivos reconocieron las oportunidades que significa nuestro país. Bernd

Foto: E-media

Recientemente agregaron servicios como la certificación de recipientes a presión bajo la norma NOM020 de la STP, pruebas no destructivas con tecnologías avanzadas como ondas guiadas, estudios de integridad mecánica y servicios ambientales.

Las perspectivas a futuro son muy alentadoras en México, pues un ejemplo es el crecimiento de la economía y los altos niveles de inversión directa que vienen de otros países” Bernd Indlekofer, Director General de TÜV Rheinland Indlekofer, director general de TÜV Rheinland, agradeció a sus clientes, quienes denominó como el factor clave y la motivación para su éxito. “Sin la fidelidad de ustedes no hubieramos podido llegar a donde estamos al día de hoy”, expuso. También agradeció a los 120 compañeros de trabajo que forman parte de esta empresa y que han hecho posibles todos los éxitos de TÜV Rheinland México, “son la parte más importante de la empresa, sin su profesionalismo y entrega cada día, no podremos satisfacer las necesidades de nuestros clientes”. Recordó que el primer proyecto de la empresa fue un estudio sobre la contaminación del aire en el valle de México. A este proyecto se agregaron servicios de certificación de sistemas de calidad, medio ambiente y de seguridad, además de la gestoría de certificación de productos eléctricos y electrónicos. En entrevista para Global Energy, Bernd Indlekofer expresó que a pesar de ser originaria de Alemania, él considera a TÜV Rheinland México como una empresa 100 por ciento mexicana, y afirmó que las perspectivas para el futuro son alentadoras, pues el crecimiento de la economía mexicana, especificamente en el sector automotriz, se refleja hacia el exterior con temas como el nuevo acuerdo de libre comercio entre México, Estados Unidos y Canadá. “También se nota en los altos niveles de inversión directa que vienen de otros países, y en la estabilidad de la moneda mexicana, que va a permitir un crecimiento sustentable y significativo”, reconoció el directivo. Por su parte, Oliver Knoerich, director de la sección de economía de la embajada de Alemania en México, afirmó durante el evento que “hace 25 años la economía mexicana era prácticamente cerrada al mundo, mientras que hoy es la segunda economía más grande en Latinoamérica y la número 15 en el mundo. Hoy México es el número siete en grandes productores de vehículos y el tercer exportador más importante a nivel mundial”.

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RFS, única empresa one stop energy shop en México

Creciente demanda energética requerirá de servicios especializados para los equipos de la industria Foto: E-media

inventarios. Así, a partir del 2004, RFS ha desarrollado proyectos de generación de ciclo simple y cogeneración de ciclo combinado, al igual que la construcción de líneas de transmisión y subestaciones. Actualmente la compañía cuenta con una cartera de 500 MW instalados en México, para lo cual utiliza tecnología de turbinas de gas y diferentes proyectos en desarrollo como fuentes de energía renovable y energía convencional. No obstante, RFS también tiene presencia en países como Guatemala, Panamá, República Dominicana, Trinidad y Tobago y Argentina, al igual que en España y más recientemente en Estados Unidos, aunque sus planes de expansión siguen abiertos hacia otros sitios del mundo.

Lanzamiento de Rengen Field Services El acto de presentación estuvo encabezado por Richard Linares, socio fundador y director de RFS, ingeniero en sistemas con experiencia en proyectos de plantas de generación de energía eléctrica y que además es especialista en la coordinación y supervisión de proyectos de montaje, instalación, operación y mantenimiento. Respecto a la demanda energética del país en 2019, el ingeniero Linares aseguró que esto traerá consigo un conjunto de requerimientos y necesidades de servicio en áreas muy importantes como voltaje, instalación, condicionamiento, operación y mantenimiento, “que son nuestras áreas de especialización”. El experto dijo que actualmente están ejecutando la instalación, condicionamiento y puesta en marcha de dos unidades de 120 MW en la Ciudad de México. Asimismo, expresó que están trabajando en proyectos a nivel Latinoamérica en países como Guatemala, Honduras, Panamá, Venezuela y Ecuador, y explicó que en los dos últimos actualmente desarrollan proyectos como repotenciación de equipos, condicionamiento y puesto en marcha, aparte de servicios especiales en el área de operación y mantenimiento. Adicionalmente, mencionó que la empresa cuenta con la capacidad de suministrar equipos, repuestos y consumibles para unidades turbogeneradoras, turbocompresoras, equipos auxiliares en general, equipos de generación distribuida y todos los equipos del área de baja hasta media tensión.

Rengen Field Services tiene como objetivo brindar a sus clientes el mejor servicio enfocado en las áreas de operación y mantenimiento de equipos en el sector eléctrico y petrolero.

Por Marilyn Montero S.

l consumo energético en México mantendrá un aumento considerable en los siguientes años, pues tan solo para 2019 se espera una generación de 12,400 MW, de acuerdo con el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace). Debido a esta demanda en la industria energética, Rengen lanzó su nueva unidad de negocio Rengen Field Services (RFS), dedicada a brindar servicios de operación y mantenimiento tanto en equipos de generación y compresión como de bombeo y equipos auxiliares. RFS trabaja en el diseño conceptual, pasando por la ingeniería, construcción, condicionamiento y puesta en marcha, todo esto de la mano de sus clientes para posibilitar soluciones. Rengen es una empresa 100 por ciento mexicana y hasta ahora la única one stop energy shop en el país. A pesar de que RFS opera desde 2004 bajo el nombre de Rengen, es parte de un grupo que lleva operando en la industria desde 1977. E n l a é p o c a de auge de lo s ole o du ctos y los poliductos la empresa inició con la

Foto: E-media

manufactura y suministro de equipos básicos como bridas y válvulas, así como de equipos más sofisticados como catalizadores. Entre 1982 y 1987, Pemex implementó el requisito del contenido mexicano, y en esta época Rengen pasaba por una etapa de industrialización en la que empezó a ofrecer servicios de instalación de sus equipos comercializados. A partir de ese momento, la empresa dio sus primeros pasos para convertirse en el one stop energy shop que no solo vendía equipos, sino que también los instalaba en cualquier punto del territorio mexicano. En los años 90, Grupo Sauco, una empresa nueva en aquel momento, se lanzó al mercado con una visión más integrada. Al mismo tiempo, Rengen decidió expandir su presencia internacional y logró cerrar contratos de construcción de tanques petroleros en Latinoamérica, así como para la instalación, venta y puesta en marcha de equipo de bombeo. Posteriormente, la empresa participó en la compraventa de activos improductivos de Pemex y CFE debido a la implementación del sistema SAP, que requería racionalizar y gestionar sus

RFS y los beneficios para sus clientes

Participamos de la mano

de nuestros clientes en condicionamiento, puesta en marcha, capacitación en muchas de las áreas de interés hacia nuestros clientes y también prestamos servicios a toda la rama de equipos auxiliares”. Richard Linares, socio fundador y director de RFS.

Richard Linares señaló que para atender todas las necesidades de sus clientes han creado e implementado, junto con el Instituto de Maquinarias de Houston, un área enfocada a la técnica de diagnóstico para equipos eléctricos y mecánicos por medio del uso de técnicas de mantenimiento predictivo, las cuales pueden ser aplicadas en equipos generadores, turbinas, compresores, transformadores y equipo rotativo en general. Estos diagnósticos, aseguró, tienen como finalidad detectar posibles fallas en los equipos y prevenir para incrementar la confiabilidad de los mismos y disminuir los costos de mantenimiento. “Estamos muy motivados y enfocados en la satisfacción de nuestros clientes, por eso ejecutamos nuestra labor con profesionalismo, ética y un alto grado de capacidad técnica. Por todas estas razones, podemos decir que RFS es nuestro aliado para la operación y mantenimiento”, concluyó.

Noticias

Infraestructura

FECHA DE CIERRE JUNIO 2019 2 01 9 -2 02 0 La próxima edición del directorio anual de proveedores especializados en las industrias más relevantes para el desarrollo del país será este año más trascendente que nunca. En el marco de un nuevo sexenio que promete implicar grandes cambios no solo a nivel administrativo sino estructural, SILVER PAGES 2019 se convierte en la herramienta imprescindible para saber a quién acercarse para hacer negocios en las industrias de hidrocarburos, electricidad, energías alternativas, construcción, minería y los servicios que rodean a todos estos sectores. Conoce al equipo totalmente renovado de esta nueva etapa en el sector industrial mexicano.

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Febrero Junio 2018 www.globalenergy.mx

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Mercado Gasolinero

Busca duplicar ventas hacia 2021

Foto: repsol.com

Repsol inaugura su primer lubricentro en méxico

Es parte de un plan a largo plazo cuyo objetivo es alcanzar en el país una cuota del 8-10% en el mercado de estaciones de servicio. Foto: repsol.com

Por Mónica Gutiérrez

epsol inauguró en Veracruz su primer lubricentro en México. Se trata de un centro especializado en lubricantes, que cuenta con personal experto para asesorar a los usuarios sobre el lubricante Repsol más adecuado para su motor. El lubricentro se encuentra en Boca del Río, Veracruz, el estado con mayor número de gasolineras de la compañía. Para celebrar su apertura, se ha llevado a cabo un acto con la presencia del responsable del negocio de lubricantes de Repsol en México, Justo Aguado, y del Director de Desarrollo de Red y Comercial de Repsol México, Óliver Fernández. La apertura del lubricentro de Veracruz representa un hito destacado para el desarrollo del negocio de lubricantes de Repsol en México, que tuvo un importante impulso el pasado julio tras alcanzar un acuerdo para asociarse con la compañía mexicana Bardahl. Gracias a esta alianza, México se convirtió en uno de los principales mercados de lubricantes para Repsol, así como en su centro productivo para Latinoamérica. El acuerdo con Bardahl y la puesta en marcha del nuevo lubricentro de Veracruz se enmarcan dentro del plan de crecimiento del negocio de lubricantes de Repsol, con el que la compañía duplicará el volumen de ventas de este negocio

hasta las 300,000 toneladas en 2021. Para alcanzar este objetivo, invertirá hasta 80 millones de euros en tomar participaciones en plantas de lubricantes, especialmente en Latinoamérica y en Asia, en países como China, Indonesia e India. Cabe destacar que Repsol abrió sus primeras estaciones de servicio en el país el pasado marzo, dentro de un plan a largo plazo cuyo objetivo es alcanzar una cuota de mercado en México del 8 al 10%, con una inversión cercana a los 8 mil millones de pesos, sin tener en cuenta el desarrollo de infraestructuras. La compañía ya cuenta con más de 100 estaciones de servicio abiertas en el país, distribuidas en 12 estados: Veracruz, Estado de México, Jalisco, Baja California Sur, Chiapas, Ciudad de México, Guanajuato, Tlaxcala, Puebla, Oaxaca, Tabasco e Hidalgo.

Para nosotros es un gran honor inaugurar nuestro primer lubricentro en México, en el que estarán disponibles los productos Repsol, que cuentan con todo el conocimiento y la tecnología que desarrollamos en las competiciones más exigentes, como MotoGP o el Rally Dakar” -Justo Aguado-

En las estaciones de Repsol se ofrecen los combustibles Neotech, una formulación desarrollada en su Centro de Tecnología y que incorpora toda la experiencia acumulada en las competiciones del motor más exigentes, como el Mundial de Motociclismo, el Dakar o la Fórmula 1. La compañía tiene presencia en México en diferentes negocios, en los que participa junto con distintos socios locales. Además de su acuerdo con Bardahl para el mercado de lubricantes, Repsol mantiene una alianza con el Grupo Kuo, con quien fundó en 1999 Dynasol, una de las diez mayores empresas de caucho sintético del mundo, que cuenta con plantas en Altamira (México), Santander (España) y China. En el área de exploración y producción de hidrocarburos, ha sido adjudicataria de seis bloques exploratorios en las rondas mexicanas de licitación, en algún caso también de la mano de socios locales (un bloque en la ronda 2.1, junto a Sierra Oil & Gas, en septiembre de 2017; tres bloques en la ronda 2.4, en enero de 2018; y otros dos en la ronda 3.1, el pasado mes de marzo).

Hyundai Oilbank traerá combustible a México 2.1 millones de barriles de combustible contempla el contrato. Por Moisés Lara

Por pr i mera vez Pet róleos Me x ica nos (Pemex) comprará gasolina sin intermediarios a la empresa coreana Hyundai Oilbank, esto luego de firmar un contrato por 2.1 millones de barriles de combustible que comenzarán a llegar a partir del primer semestre de 2019. La venta de Hyundai Oilbank a Pemex, a través de su filial PMI, será el primer contrato de abastecimiento de gasolina directo,

sin intermediarios, lo cual permitirá beneficios para el proveedor y su cliente en una relación a largo plazo. Previamente, la firma asiática ya había vendido hidrocarburos a México vía traders. Con ello, de acuerdo con un reporte de Business Korea, la firma buscará ampliar su negocio en A mérica Latina, como lo ha hecho anteriormente en otras regiones del mundo. En un comunicado, la empresa dijo que la transacción con PMI es parte de sus esfuerzos para diversificar sus destinos de productos derivados del petróleo más allá de los mercados tradicionales en Asia, que representan 57 por ciento de sus exportaciones de gasolina.

Foto: olibank.com

Abstract

Hyundai Oilbank has signed a long-term gasoline export contract with PMI, becoming the first Korean refinery to export gasoline to Mexico. By striking the deal, Hyundai Oilbank has become the first Korean oil refinery to sign a long-term gasoline supply contract with a Mexican state-run oil company without a spot trader in the middle.

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Noticias

Mercado Gasolinero

ASA, CONACYT y CIDESI

Desarrollan módulos de simulación de vehículos para suministro de combustible

Por: Mónica Gutiérrez

l sector aeronáutico y aeroportuario contiene un óptimo desarrollo de regiones e, incluso, países, de ahí que a los Estados les interese regular estas actividades. De la mano con ello, genera una derrama económica por parte del sector turístico y se producen inversiones las cuales son portadoras para el crecimiento nacional. El Fondo Sectorial de Investigación para el desarrollo aeroportuario y de la navegación aérea, integrado por Aeropuertos y Servicios Auxiliares (ASA) y el Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (CONACYT), desarrollaron, a través del Centro de Ingeniería y Desarrollo Industrial (CIDESI), los Módulos de simulación de dispensador y autotanque para capacitación continua de personal operativo y personal de mantenimiento. El objetivo de este proyecto fue diseñar y desarrollar módulos de suministro que simulan las operaciones de carga y suministro de combustibles de aviación, los cuales emulan a los equipos especializados utilizados para la entrega del combustible al ala del avión (into-plane). Actualmente, ASA capacita al personal técnico de combustibles de aviación en el Manejo y Supervisión para el Suministro de Combustibles (cursos aprobados por la Organización de Aviación Civil Internacional - OACI), mediante videos y presentaciones, para que de manera teórica se instruya acerca de la operación. Con este proyecto, la capacitación será más eficiente mediante la realización de

Foto: chevron.com

Tiene ya presencia en 14 ciudades

Chevron suma 100 gasolineras en México Por José de Jesús Pedroza

bicada en Tijuana, Baja California, la estación de servicio número 100 de Chevron consolida los planes de la empresa para este año. El objetivo siguiente es tener 400 hacia 2020, y 500 hacia 2021. Este primer objetivo se ha logrado mediante instalaciones que van desde Baja California, hasta Sonora, Sinaloa, Guanajuato y Querétaro. “El logro de esta meta es un motivo de orgullo y celebración para Chevron y nuestros socios y empresarios mexicanos”, expuso durante la conmemoración José Parra, presidente de Chevron Combustibles de México. Asimismo, aseguró la empresa que su compromiso es continuar apoyando las fuentes de trabajo con desarrollo de infraestructura para importación, almacenamiento y distribución de combustibles.

entrenamientos prácticos que simulen la situación real del proceso de suministro de combustible de aviación, además de contar con las herramientas para recrear situaciones de falla de equipos que comprometan el servicio y así poder instruir al personal de mantenimiento acerca de su detección y resolución, para evitar situaciones críticas. El proyecto se desarrolló en dos etapas,

mismas que permitieron contar con los módulos de suministro -Dispensador para uso en Red de Hidrantes y Autotanque-, similares a las unidades operadas por Aeropuertos y Servicios Auxiliares, reforzando así el cumplimiento de las normas nacionales e internacionales que rigen en el ámbito aeronáutico en materia de combustibles de aviación.

Foto: Bigstock

Foto: asa.com

Gas

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Gas natural, el recurso del futuro

Autoridades, gobierno e industria se reúnen para incrementar el desarrollo del sector gasero Líderes mundiales del sector gasero se reunieron en el marco del Latin America & Caribbean Gas Conference & Exhibition para exponer los desafíos y las propuestas para un mejor desarrollo del gas natural en México y Latinoamérica.

Por: Marilyn Montero S.

at i n A me r ic a & C a r ibb ea n Ga s Conference & Exhibition, tuvo lugar en la Ciudad de México para reunir a ministros de energía, agencias de hidrocarburos, reguladores de gas, compañías nacionales de petróleo (NOC) y compañías nacionales de gas (NGC) -por sus siglas en inglés-, donde diversos participantes de la región debatieron sobre el futuro del gas como energía. Uno de los principales objetivos del evento fue reconocer que a nivel global la industria del gas ha registrado un importante crecimiento, alcanzando hasta un 3.7 por ciento comparado con el 2017, siendo este sector el de mayor demanda, superando al eléctrico; sin embargo, en Latinoamérica esta industria aún no cuenta con el apoyo necesario para potencializar dicho sector. “La industria gasera está en uno de sus mejores momentos, pero en América Latina la producción se ha estancado, por ello la realización del Latin America & Caribbean Gas Conference & Exhibition es importante, pues sirve como un punto de reunión entre autoridades, gobierno e industria para eliminar las barreras que impiden el crecimiento de este sector en la región”, comentó Luis Bertrán, secretario general de International Gas Union, durante la inauguración. Uno de los invitados a este evento fue Izeusse Braga, secretario ejecutivo de ARPEL, quien dijo que la región de Latinoamerica y el Caribe enfrenta algunos desafíos comunes, entre ellos, un alto nivel de dependencia económica externa, dependencia del sector primario -energía y minería-, falta de diversificación económica en la mayoría de los países de la región e instituciones débiles, por mencionar algunos. Destacó que el gas natural podría tener grandes posibilidades de aumentar su participación en la matriz energética mundial y regional, lo cual también “traería desafíos que tienen que ser abordados por los países de la región, con el fin de tener un aprovechamiento más efectivo de las posibilidades que ofrece la nueva dinámica de esta fuente”. Señaló que el sector se enfrenta a una fuerte demanda, por lo que se requiere de importantes inversiones en energía e infraestructura. A su vez, dijo que la proliferación de subsidios y los bajos precios de la energía crean un entorno poco atractivo, por lo que afirmó que para cambiar

Foto: Bigstock

China cuenta con las reservas recuperables de shale gas más grandes: EIA

La region de Latinoamerica y el Caribe produce alrededor de 640 millones de metros cubicos de gas, lo que representa el 7% de la producción mundial, mientras que el consumo es de cerca de 700 millones de metros cubicos por día.

esto se requiere de una acción colectiva de gobierno, industria y sociedad. El secretario de ARPEL subrayó que el gas natural representa grandes ventajas para el medio ambiente, ya que se expone como un substituto del carbón y de los combustibles líquidos de uso industrial, generación eléctrica y de transporte.

El gas hacia el 2040 Durante el evento también se dio a conocer que en México la demanda de gas registrará una tasa de crecimiento anual compuesto (TCAC) constante del 2 por ciento entre 2018 y 2040, lo que implica que en 2040 la demanda mexicana de este energético se situará por encima de los 255 millones de m3/d1 (metros cúbicos por día), impulsado principalmente por los sectores eléctrico, industrial y actividades de exploración y producción de petróleo realizadas por Pemex. Ro d r igo Ros a s, g a s a n a ly st de Wo o d Mackenzie, dio a conocer una breve perspectiva

de lo que se espera para 2040 respecto al gas natural, y dijo que en el tema de la demanda se estima una proyección a un ritmo de 2 por ciento anual, sin tomar en cuenta el consumo de Pemex Exploración y Producción, por ello, posiblemente el consumo sea mayor a los 9 mil millones de pies cúbicos. Dicho consumo será potencializado por los sectores eléctricos e industriales, es decir, “en México, el gas viene estrechamente correlacionado con el crecimiento económico”. Recalcó un fuerte cambio en los procesos industriales, al pasar del combustolio y productos derivados del petróleo hacia el gas natural, y aseguró que esto salvará costos en la misma industria e incrementará su consumo. Por otro lado, comentó que el sector eléctrico seguirá como el consumidor principal de gas natural en el país, pues se estima que el crecimiento se dará sobre todo por el reemplazo de las centrales propulsadas por combustolio y con la adición de las nuevas centrales de gas natural. De esta manera, indicó que en el 2040,

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Cobertura

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Luis Beltrán, Secretario General IGU

Héctor Moreira, el fracking y la seguridad energética En su participación, el comisionado Héctor Moreira resaltó que actualmente México consume 85 por ciento de gas natural -que viene de importación-, es decir, que en gran parte la electricidad se produce a través de este recurso. A nte las de cla raciones del presidente electo, Andrés Manuel López Obrador, sobre no emplear fracking durante su administración, el especialista de la Comisión Nacional de Hidrocarburos dijo que esto implicaría renunciar a 48.1 por ciento de las reservas del país; es decir, 66,600 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. “El fracking parece ser un nuevo método, sin embargo, en este país uno de cada tres pozos se ha perforado con fracking y se ha hecho desde 1970”, destacó. Además, mencionó la problemática que enfrenta México respecto a la seguridad energética, ya que “el gas LP en un alto porcentaje se

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Creemos firmemente que el gas puede seguir desarrollándose, para ello, necesitamos unir los sectores de la industria privada, las autoridades gubernamentales, reguladoras y las entidades financieras. Este es el objetivo de acelerar el crecimiento, a través de asegurar que bajamos las barreras que hoy en día están poniendo obstáculos a ese rápido desarrollo”

Wood Mackenzie pronostica una inclusión de 30.3 GW adicionales de generación de gas natural, y aseguró que uno de los principales rivales del gas es la penetración y generación a través de energía renovable. En el sector residencial y comercial, destacó que históricamente el primero consume en su mayoría gas licuado de petróleo, el cual continuará teniendo la mayor participación del mercado; sin embargo, también estima que crecerá un 4 por ciento el consumo de gas natural. También se prevé que los precios del gas continúen fluctuando, esto principalmente porque los sistemas tarifarios de México están vinculados a los principales índices en Texas, aunado a que seguirá habiendo volatilidad en los mercados, ya que este encaje ajustado entre la oferta y la demanda está dejando a algunas regiones con un suministro de gas muy limitado.

Gas

importa; la gasolina en 55 por ciento, pero el gran problema del país es el gas natural; el 85 por ciento del gas natural mexicano viene de importación, en otras palabras, tenemos electricidad con gas importado”. “México es una nación con enormes recursos de gas, a nivel mundial estamos en el lugar 18 de recursos petroleros y en el lugar 6 de recursos gaseros, entonces el problema del gas es un problema que tiene solución, es cuestión de enfocarnos y resolver”, puntualizó.

La recuperación de gas natural y la importancia de la zona sur Ro s a ne t y B a r r io s, je f a de l a Un id a d de Transformación Industrial de la Secretaría de Energía mencionó que la manera para recuperar la producción de gas en México es, por ahora, a través de importaciones, ya que entre 2011 y 2013, cuando hubo una escasez en la producción de este combustible, se abrió la posibilidad de inversión de capitales privados, dando paso también a la Reforma Energética. Aseguró que en México se tiene que atender la creciente demanda del gas natural a través de importaciones, ya que este recurso estará de manera permanente en la economía nacional impulsando el desarrollo del mercado eléctrico, de la industria y el comercio nacional, “entonces hay que continuar importando mientras llega la producción nacional”. En el tema de seguridad económica en territorio nacional, señaló que el almacenamiento es un punto importante que el Centro Nacional de Control del Gas Natural (Cenagas) ya está llevando a cabo a través de una política donde pretende crear inventarios estratégicos. Esta institución tiene la obligación de almacenar cerca de cinco días de nuestra demanda. Sumado a esto, Barrios también planteó el hecho de que la zona sur del país es el sitio donde se localizan las principales plantas petroquímicas,

sin embargo, también es el lugar donde más carecen de gas. Además, es probable que a mediano plazo la zona demande más de este hidrocarburo del que puede recibir, por ello sugirió que deben trabajarse planes de inversión para llevar infraestructura y gas natural importado al sur.

Entrevista

Yo creo que el próximo gobierno va a heredar una infraestructura gasista tremenda, que se ha incrementado tanto en extensión como en capacidad, con ello se va a tener la capacidad de atender toda la demanda de gas, entonces la próxima administración va a recibir una infraestructura envidiable, cualquier país la envidiaría” Eduardo F. Prud´homme,jefe de la unidad de gestión técnica y planeación de CENAGAS

Eduardo Fernando Prud´Homme Nieves, jefe de la Unidad de Gestión Técnica y Planeación del Cenagas, dijo que uno de los retos para enfrentar al monopolio de Pemex fue conseguir el balance y la confianza de los usuarios, sin embargo, “logramos un incrementar la capacidad de transporte con el proyecto `Ramones´”. “Somos un organismo decentralizado de Sener y el brazo operativo de la política pública para la creación del gas natural, y más que propuestas nosotros somos los que lo ejecutamos si hay propuestas de nivel de implementación de cómo hacer las cosas. Seguimos las prácticas del mercado norteamericano y recibimos los comentarios de nuestros clientes con el fin de ajustar el modelo hacia cosas que se aplican a la industria sin inventar el hilo negro, afirmó en entrevista para Global Energy. Con respecto a su punto de vista con la administración, dijo que el próximo gobierno va a heredar una infraestructura tremenda, “van a recibir una infraestructura gasista que se ha incrementado tanto en extensión como en capacidad”. Agregó que “en México, los principales puntos de consumo tienen redundancia, van a resolverse todos los cuellos de botella o la mayoría de ellos (…), vas a tener la capacidad de una demanda con toda su infraestructura”. “La próxima administración va a recibir una infraestructura envidiable, cualquier país te lo envidiaría” concluyó. Así, el Latin America & Caribbean Gas Conference & Exhibition se consolida como uno de los más grandes eventos en materia de energía, actuando como un punto de reunión entre grandes empresas del gas, tanto públicas como privadas, e instituciones gubernamentales para que tengan la oportunidad de discutir sobre las inversiones en infraestructura que ayudarán a mejorar el panorama del gas en la región y brindar beneficios para los países latinos.

Gas Artículo

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En AltFuels se debatirá el panorama del sector Foto: Bigstock

Los retos del Gas Natural en México Desde hace unas décadas el gas natural ha sido tomado en cuenta como una opción de combustible por ser menos contaminante y económico. Foto: Bigstock

Por: Global Energy

l gas natural es una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en el subsuelo en estado gaseoso, esta sustancia es un recurso no renovable que puede estar en un yacimiento acompañado de petróleo (gas asociado) o únicamente mezclado con pequeñas cantidades de otros gases (gas no asociado). Está considerado como el tipo de energía fósil más amigable con el medio ambiente ya que no contamina y no es tóxico. Este puede ser utilizado en diversas aplicaciones como el transporte (autos, camiones), generación de electricidad, servicios domésticos, comercio, industrias, entre otros. El país que más gas natural produce es Estados Unidos, en el año 2015 el 22% del total mundial corresponde a esta nación; Rusia produjo el 16.1% del gas natural e Irán el 5.4%. En México la producción fue de 1.5%. El 42.8% de las reservas mundiales de gas se encuentra en Medio Oriente, principalmente en Irán y Katar

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quienes poseen juntos el 31.3% de las reservas; sin embargo, Rusia tiene el 17.3 % del gas existente en el mundo. Dato s obte n ido s de l O b s e r v ator io de Inteligencia del Sector Energét ico (OISE) muestran que de los 8,261.029 Petajoules (PJ) de energía que se produjeron en el año 2015, 7,203.850 corresponden a hidrocarburos y 2,037.325 son de producción de gas natural, que es el 24.66% del total de energía primaria. Las zonas más productivas del país son los estados de Tabasco, Tamaulipas, Veracruz, Nuevo León y las aguas territoriales. El Balance Nacional de Energía ,documento emitido por el Gobierno Federal, arroja que el desempeño del sector energético en 2016, la cantidad de energía producida en el país fue 15.6% menor que la de consumo durante 2015. La prospectiva de Gas Natural 2017 – 2031 elaborado por la Secretaría de Energía (SENER), estima que para el año 2031 la demanda de gas natural incremente 26.8% respecto a 2016. El incremento está asociado a la expansión de la

infraestructura de gas natural, así como a la entrada en operación de varias centrales a ciclo combinado, que por sus factores de planta demandarán considerablemente éste energético. En julio pasado la SENER publicó que las importaciones de gas natural se han incrementado para cubrir la demanda nacional, uno de los grandes retos a los que se enfrentan es el de aumento de la producción para el aprovechamiento de las reservas locales Para 1998, México compraba en los mercados externos 146 millones de pies cúbicos diarios. A junio de 2018, le compra de Estados Unidos 5 mil 106 millones de pies cúbicos por día, un incremento de 3 mil 397%. Los números de la secretaría muestran que la importación de este carburante duplica la producción. En la última década, la demanda nacional de gas natural ha incrementado 34.3% principalmente por la ampliación en la generación de energía eléctrica a partir de este combustible, mediante plantas de ciclo combinado. Esta tecnología resulta más eficiente y sustentable en comparación con las plantas eléctricas que utilizan otro tipo de combustible fósil, debido a la menor generación de emisiones de CO2 y a los elevados rendimientos de la energía contenida en el energético (alrededor del 60%), aunado a que el gas natural es un combustible de menor costo. El gas natural ha sido tomado en cuenta desde hace algunos años como una opción de Foto: Bigstock combustible por ser menos contaminante y económico, puede ser utilizado en el consumo doméstico, llega a los hogares a través de la red de tuberías subterráneas de polietileno, se emplea para el funcionamiento de estufas, hornos, secadoras, entre otros. El gas natural no representa riesgo de incendio pues se eleva y se dispersa en aire sin hacer combustión. Otro de sus usos es como combustible para el transporte, Gas Natural Vehicular (GNV) el cual provee una serie de beneficios con un impacto a nivel económico y ambiental. Si comparamos su precio con la gasolina magna y el diésel, existe una diferencia de hasta el 50%. Además, reduce emisiones en un 90% de monóxido de carbono (CO), 30% de dióxido de carbono (CO2), 100% de partículas suspendidas y no produce óxidos de azufre (SOX). La SENER indicó que la demanda de gas natural en este sector ha aumentado en 40% debido al incremento del 15.2% en el parque vehicular que utiliza este combustible. Desde hace más de diez años en México se comenzaron a operar autos cuyos motores funcionan con GNV, aproximadamente en nuestro país circulan 15,000 vehículos bajas emisiones. Estas unidades corresponden a taxis en un 45%, transporte de pasajeros en un 15% y 40% a transporte de carga. Participar en la estructuración, ajuste y modernización de Políticas Públicas, buenas prácticas de seguridad medio ambientales, comerciales e industriales, así como impulsar el crecimiento del sector del gas natural, son parte de la misión de la Asociación Mexicana de Gas Natural Vehicular, GNC, GNL y Biogás (AMGNV), asociación que durante la edición de 2018 AltFuels México presentó su evolución y nuevo comité directivo y que en 2019 presentará los avances de su primer año de gestión. AltFuels México que se llevará a cabo del 11 al 14 de marzo del 2019 en WTC de la Ciudad de México, tendrá conferencias impartidas por los actores más prestigiados del mundo y nuestro país, quienes debatirán sobre el futuro de del Gas Natural. AltFuels contará con un piso de exposición en el que se podrán conocer los avances en materia de combustibles alternativos, así como las nuevas tecnologías sostenibles en el sector del transporte.

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Electricidad Con tecnología se puede disminuir el consumo hasta en 40%.

Foto: ABB

Eficiencia energética en grandes urbes Soluciones como Desigo CC y TALON permiten un control máximo para eficientar recursos y controlar de forma remota las instalaciones y edificios.

Foto: Siemens

Es parte de ABB desde hace seis años

Thomas & Betts es ahora ABB Installation Products

Por Mónica Gutiérrez

ctualmente las grandes ciudades requieren tecnologías que respondan a los retos de descarbonización, eficiencia energética y sustentabilidad. Al respecto, Siemens informó que impulsa soluciones que permiten ahorros hasta de 40% en el consumo energético derivado de los edificios y la infraestructura urbana. A lejandro Preinfalk, Vicepresidente de Energy Management, Building Technologies and Mobility de Siemens México, Centroamérica y El Caribe, destacó que junto con el crecimiento demográfico, la demanda de consumo energético también crece, por lo que es importante implementar edificios y viviendas sustentables. Preinfalk explicó que las principales ciudades generan 80% de las emisiones de CO2 y México no es la excepción. Según estimaciones, en 2030 las principales urbes como la Ciudad de México, Guadalajara y Monterrey albergarán al 88% de la población total en el país. De igual forma, los centros comerciales y edificaciones residenciales consumen el 40% de la energía eléctrica total utilizada en México, por lo que se demanda soluciones tecnológicas que generen mayor eficiencia energética y disminución de la huella de carbono.

Por José de Jesús Pedroza

“Los servicios de optimización energética controlan, analizan y optimizan el consumo de energía del edificio aumentando la comodidad, el ahorro de energía y minimizando el impacto medioambiental” puntualizó. Debe existir un equilibrio adecuado entre la comodidad, el rendimiento del edificio y la sostenibilidad. Siemens ofrece un enfoque sistemático para el ciclo de vida del edificio, lo que le permite beneficiarse de menores costos de energía, añadió. Por ejemplo la plataforma Desigo CC es un sistema completo e integrado de control y automatización de edificios que cubre todos los servicios relevantes de la estructura, incluyendo, la iluminación, el control de persianas, seguridad, control de accesos y la distribución de energía eléctrica. Del mismo modo, la solución TALON® de Siemens proporciona potentes funciones de gestión de edificios, como programación, alarmas, tendencias, recopilación de datos históricos y aplicaciones avanzadas de gestión energética.

Los centros urbanos ocupan sólo el 2% del planeta, pero albergan la mitad de la población mundial, casi 3,500 millones de habitantes, y consumen cerca del 75% de la energía global” Alejandro Preinfalk

Se incorpora ArcelorMittal a MEM mexicano CFE Calificados suministrará energía, potencia y productos asociados a la planta de ArcelorMittal ubicada en Lázaro Cárdenas, Michoacán, equivalente a 600 MW Por Moisés Lara

CFE Calificados informó que el pasado 17 de octubre firmó un contrato para el suministro de energía eléctrica, bajo la modalidad de Suministro Calificado, con la empresa ArcelorMittal, el consumidor de energía más grande en México. CFE Calificados suministrará energía, potencia y productos asociados a la planta de ArcelorMittal ubicada en Lázaro Cárdenas, Michoacán, equivalente a 600 MW, convirtiéndolo en el

contrato más grande del mercado mayorista en México a la fecha. C on l a f i r m a de e ste cont r ato, ArcelorMittal se incorpora a los beneficios que ofrece el Mercado Eléctrico Mayorista en materia de precios y calidad en el servicio. Por su parte, CFE Calificados se consolida como la empresa líder en el Mercado Eléctrico Mayorista. “Es un gran logro para CFE Calificados. El equipo ejecutivo de la empresa ha trabajado arduamente para concretar este acuerdo comercial. Después de dos años de análisis, ArcelorMittal determinó que la generación que CFE Calificados le ofrece es la más eficiente y competitiva del mercado”, expresó Katya Somohano, directora general de CFE Calificados. ArcelorMittal es el principal productor siderúrgico y minero a escala mundial, con instalaciones industriales en 19 países, representación comercial en más

de 60 países y cerca de 210 mil trabajadores. Son el mayor productor de acero y mineral de hierro del mundo, con una capacidad de producción cercana a 114 millones de toneladas al año. L a pl a nt a de L á z a ro C á rde n a s, Michoacán, cuenta con las tecnologías necesarias para fabricar una enorme gama de aceros de ultra bajo carbono, acero micro aleado, acero alto carbono, acero resistente al gas amargo, entre otros, y es uno de los mayores consumidores de energía del país. CFE Calificados S.A. de CV., empresa fi lial de la Com isión Federal de Electricidad, es un Suministrador Calificado, cuyo objeto es proveer el suministro eléctrico (Energía Eléctrica, Potencia, Certificados de Energía Limpia) a los grandes consumidores de energía de México, con un enfoque de excelencia en el servicio al cliente.

BB anunció que, a partir de octubre, Thomas & Betts Corporation comenzó a operar como ABB Installation Products, Inc. Thomas & Betts diseña y fabrica productos para administrar la conexión, distribución y transmisión de energía eléctrica en aplicaciones industriales, de construcción y empresas de servicios públicos a nivel mundial. La empresa, que desde hace seis años es propiedad de ABB, seguirá diseñando, fabricando y comercializando marcas como Steel City®, Iberville®, Star Teck®, Color-Keyed® y Ty-Rap®. “Alinear a Thomas & Betts con la marca ABB, mientras se mantienen los productos y nombres de productos que los clientes conocen y en los que confían, nos ayuda a convertirnos en una empresa más ágil y más centrada en el mercado que ofrece un mayor valor para el cliente y retornos para los accionistas”, dijo Greg Scheu, Presidente de ABB Región de las Américas. “Junto con Thomas & Betts, ABB ofrece una combinación de 250 años de innovación y experiencia para mantener la electricidad del mundo fluyendo de la fuente a la toma de corriente”. Un ABB unificado conser va lo mejor de Thomas & Betts: sus productos auténticos y confiables, sus valiosos empleados y su compromiso con la fabricación local en las comunidades a las que servimos, agregó Doug Schuster, Vicepresidente Ejecutivo y Director Gerente Global de los nuevos Productos de Instalación de ABB Unidad de negocio. “Nuestros clientes obtendrán lo mejor de ambos mundos, ya que ABB y Thomas & Betts comparten un ADN similar en nuestro legado de innovación, nuestra pasión por la excelencia y nuestro compromiso de revolucionar la eficiencia a través de la tecnología”.

Abstract

ABB announced that the Thomas & Betts Corporation will begin doing business as ABB Installation Products, which will continue to design, manufacture and market the trusted Thomas & Betts electrical product brand names such as Steel City®, Iberville®, Star Teck®, Color-Keyed® and Ty-Rap®. Customers will continue to receive the same great products, quality service and ease of business that has continued over the past six years of ABB’s ownership of Thomas & Betts.

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Noticias

Electricidad

Publica en su informe DIGITAL Grid Unleashed

Mejor energía, mayor prosperidad: Schneider Electric Según IDC, en 2020 las compañías que no son eléctricas aprovecharán hasta el 20% del negocio mundial de energía minorista.

S o: Fot

Por José de Jesús Pedroza

egún las estimaciones de la Agencia Internacional de Energía (AIE), en el año 2040 el consumo anual global de electricidad será 70 % superior al de 2015. Este aumento extraordinario ha propiciado que las compañías eléctricas de todo el mundo busquen respuestas a preguntas energéticas bastante complejas: ¿cómo se puede consumir casi el doble de electricidad sin dejar de reducir las emisiones de combustibles fósiles? ¿Cómo deben evolucionar los sistemas actuales de distribución de energía para satisfacer esa demanda creciente? En respuesta a estas interrogantes, Schneider Electric elaboró el reporte llamado DIGITAL Grid Unleashed, que aborda algunas recomendaciones para abordar las necesidades de una población mundial en aumento, teniendo en cuenta la prioridad actual de disminuir el carbono en los mercados energéticos mundiales. La demanda de electricidad se disparará durante las próximas dos décadas en los países en desarrollo, mientras que los desarrollados

ch ne ider

Foto: Schneider

experimentarán un crecimiento pequeño o incluso negativo. Además, la gran diversidad de entornos reguladores implica que no existe un Foto: Siemens único enfoque para decarbonificar el suministro eléctrico. El denominador común que emerge es una red más digitalizada.

En los próximos tres años, las eléctricas podrían tener más datos en servidores remotos que en sus propios centros de datos, lo que también podría acelerar la migración de los sistemas y datos heredados a la nube.

El desafío de abordar el crecimiento en el consumo de electricidad se complica aún más con la peligrosa amenaza que trae consigo: la introducción de una iluminación y refrigeración eléctrica fiable y de bajo coste en las regiones en desarrollo mejorará la vida de millones de persones. Ya que si estos avances se impulsan con combustibles fósiles, los impactos del cambio climático se volverán más severos. Seg uir como hasta ahora es, simplemente, inaceptable, tal y como enfatiza la Comisión de Transiciones Energéticas en su informe de abril de 2017, Mejor energía, mayor prosperidad. Según este informe, en un escenario continuista el uso global de energía podría crecer hasta 80% en 2050. Teniendo en cuenta la naturaleza de la combinación energética actual, dependiente de combustibles fósiles, en el año 2100 el crecimiento energético podría conducir a un posible y devastador aumento de hasta 4 °C de la temperatura global del planeta (respecto al periodo preindustrial). Ante ello, la empresa señala que los clientes de servicios de distribución están tratando de obtener por su cuenta un mayor control de sus fuentes de energía a través de productos que van desde paneles solares hasta termostatos inteligentes y sistemas de iluminación. El nuevo enfoque centrado en el cliente significa derribar los muros que podrían haber existido anteriormente a través de la introducción de metas y métricas comunes en las funciones de IT, ser vicios y marketing de clientes. Asimismo, algunas utilities están probando nuevas ofertas centradas en el cliente en proyectos piloto y únicos que plantean el riesgo de fracturar la experiencia de dicho cliente.

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Cobertura

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Energías Alternativas

165 millones de dólares, la inversión total

Foto: Enel

Enel Green Power inicia construcción de parque solar en Tlaxcala

Se espera que la planta solar Magdalena II entre en operación durante la segunda mitad de 2019 y, una vez que esté en pleno funcionamiento, genere alrededor de 600 GWh por año. Por Mónica Gutiérrez

r up o E ne l, a t r a vé s de su f i l i a l de energ ía renovable Enel Green Power México, inició la construcción del parque solar fotovoltaico Magdalena II, de 220 MW, en los municipios de Tlaxco y Hueyotlipan, en el estado de Tlaxcala. Los trabajos de construcción se inauguraron durante un evento al que asistieron el Gobernador de Tlaxcala, Marco Antonio Mena Rodríguez, autoridades locales y Paolo Romanacci, Director General de EGP México y Centroamérica. Grupo Enel contempla invertir alrededor de 165 millones de dólares en la construcción del parque solar. “Este nuevo proyecto es un paso más en nuestra expansión dentro del importante mercado mexicano, donde continuamos aportando nuestra experiencia global en energías renovables”, dijo Paolo Romanacci, Director General de EGP México y Centroamérica. Magdalena II es el primer proyecto de energía renovable que inicia su construcción en el estado de Tlaxcala. La planta constará de más

de 550,000 módulos bifaciales y está programada para entrar en operación durante la segunda mitad de 2019. Una vez que esté en pleno funcionamiento, podrá generar aproximadamente 600 GWh anuales, lo que evitará la emisión de más de 330,000 toneladas de CO2 a la atmósfera cada año. La construcción de Magdalena II se basará en el modelo “Sitio de construcción sostenible” de Enel, que incorpora el uso racional de los recursos, como la integración de sistemas de ahorro de agua y procesos de reciclaje. EGP también empleará varias prácticas y herramientas de construcción innovadoras en la obra, como el rastreo inteligente de componentes y el uso de plataformas digitales avanzadas y soluciones de software para monitorear y respaldar remotamente las actividades del sitio, incluida la puesta en servicio de la planta. Estas herramientas y soluciones permitirán una recolección de datos más rápida, precisa y confiable en las actividades de la planta, mejorando la calidad general de la construcción y facilitando la comunicación entre los equipos dentro y fuera de la obra.

Foto: Enel

La entrada de la compañía al estado de Tlaxcala, el cual cuenta con una gran cantidad de recurso solar, confirma nuestro compromiso de apoyar a México a cubrir sus necesidades de electricidad al impulsar la combinación de energía renovable del país” -Paolo RomanacciDirector General de EGP México y Centroamérica

Foto: Enel

Abstract

Grupo Enel began the construction of the Magdalena II photovoltaic solar park, of 220 MW, in the municipalities of Tlaxco and Hueyotlipan, in the state of Tlaxcala. The construction works were inaugurated during an event attended by the Governor of Tlaxcala, municipal authorities and Paolo Romanacci, General Director of EGP Mexico and Central America.

ACCIONA completa cimentación de presa hidroeléctrica Site C El contrato principal de obra civil incluye obras auxiliares como una red viaria permanente hasta el emplazamiento y un puente de acceso temporal, drenaje en el emplazamiento e instalaciones para la manipulación de escombros. Por Mónica Gutiérrez

Peace River Hydro Partners (PRHP), consorcio liderado por ACCIONA e integrado también por Samsung C&T Canada LTD, ha completado la estructura de cimentación sobre la cual se construirá el emplazamiento C del proyecto Clean Energy. Se trata de uno de los mayores proyectos de infraestructuras realizados hasta la fecha en Canadá. PRHP fue seleccionado por la compañía eléctrica canadiense BC Hydro para llevar a cabo la parte principal de la obra civil. La presa hidroeléctrica cuenta con una capacidad de 1,100 megavatios (MW) y producirá aproximadamente 5,100 gigavatios

hora (GWh) de electricidad al año, lo que mejorar la protección sísmica de la estación equivale al suministro de aproximada- de generación hidroeléctrica, los aliviademente 450,000 hogares al año en la región ros y contrafuertes. de Columbia Británica. La estructura de cimentación mide 70 El contrato principal de obra civil, va- metros de altura y está compuesta por 1.8 lorado en 1,750 millones de millones de m3 de hormigón dólares canadienses, concompactado con rodillo para templa la construcción de soportar la futura central una presa de tierra de 1,050 hidroeléctrica, de 1,100 MW, metros a 60 metros sobre el y los aliviaderos. lecho del río, con una capaEn el mes de octubre, cidad de almacenamiento de PRHP completó la cimenta20 millones de m3. También ción de la central hidroelécincluye túneles gemelos de trica (un volumen total de derivación y una cimentación 414,000 m3) y también terde 800 metros de hormigón minó la plataforma de los Escanea para conocer más en video. compactado con rodillo para aliviaderos (122,000 m3).

Foto: energiaase.com

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Daniel Chacón

Entrevista

Energías Alternativas

Director de energía de la Iniciativa Climática de México (ICM)

Energía solar, un recurso que se puede retribuir al bolsillo de hogares y PyMEs

Actualmente el uso de energía eléctrica requiere de recursos y procedimientos que pueden resultar costosos no solo para consumo residencial, también para Pequeñas y Medianas Empresas; sin embargo, la energía solar es un recurso que podrá subsidiar a los usuarios.

que entre sus objetivos está eliminar las barreras que no permiten que haya una transición completa hacia las energías renovables.

Costos y subsidio Por ejemplo, si una PyME implementa techos solares, seguirá pagando lo mismo que pagaba de electricidad; sin embargo, la paga la produce el panel solar, “en realidad, lo que va a estar pagando son los abonos del crédito que le dio el banco para poner su panel y esos abonos son como su antiguo recibo de luz, esos abonos los va a seguir pagando durante cuatro años más o menos, en el año cinco ya no tendrá que pagar nada, pues el servicio eléctrico será gratuito”, explicó. “En 2008 un panel midiéndolo en su capacidad de 1 watt costaba ocho dólares, en el 2018 ese mismo watt de panel solar cuesta entre 25 y 35 centavos de dólar, es decir, ha bajado 16 veces su precio, y esa baja que estamos viendo ha ocurrido en los últimos diez años y continúa bajando, entonces en un futuro muy cercano van a ser aún más económicos”. Respecto al subsidio gubernamental, dijo que existe una leyenda en los recibos de luz que indica un descuento en el consumo de este recurso que cubre el gobierno; sin embargo, afirma que ese es pagado por los mismos ciudadanos a través de los impuestos. El año pasado el subsidio fue de 120 mil millones de pesos, “sería óptimo darle un mejor uso a ese dinero comprando paneles solares, se pagan en su totalidad y nos van a servir por más de 20 años de uso continuo”.

Pueblito Solar

Foto: Shutterstock

a causa del cambio climático es el incremento en la emisión de gases de efecto invernadero, como dióxido de carbono (CO2). Este gas se libera al quemar combustibles como la gasolina que usa el transporte terrestre, o el gas que se quema para generar electricidad. Además, los costos por su consumo representan un gasto importante en la economía de las familias y las empresas. Debido a esta situación, director de energía de la Iniciativa Climática de México (ICM), Daniel Chacón, dijo en entrevista para Global Energy que un hecho consumado es la energía fotovoltaica que ya resulta más barata que la energía de la red, “el destino nos alcanzó en la generación, distribución y el uso de la energía porque están cambiando radicalmente en el mundo”. Indicó que aprovechar la luz solar permite producir electrones con dos grandes ventajas: no consumir combustible fósil, y hacerlo de manera más económica. El vocero explica que años atrás el costo de los paneles era más elevado; no existía la economía estándar ni el conocimiento

técnico de manufactura debido a que no se había contemplado la producción masiva. “Afortunadamente, la economía estándar llegó y permitió que los precios de los paneles fueran más accesibles; ahora resultan tan baratos que es mejor producir electricidad de manera individual que producir energías convencionales”, afirmó.

Foto: Daniel Chacón

ot o: dan iel Chacón

Por: Marilyn Montero S.

Por último, resaltó que Pueblito Solar es un espacio ubicado en el Bosque de Chapultepec de la CDMX donde los visitantes podrán vivir del 15 de octubre al 15 de noviembre la experiencia de una casa que obtiene electricidad con ayuda del sol y expone los beneficios de tener un sistema fotovoltaico para uso doméstico; conocer las modalidades de contrato que un usuario tiene para vender la energía producida con el sol a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), entre muchas otras actividades. Finalmente, dejó claro que “son dos diferentes mecanismos, uno atender a las PYMES que necesitan ayuda para tener buenas finanzas, con electricidad barata o gratis. Dos, el subsidio se podrá utilizar para hacer un cambio tecnológico y el dinero que vaya quedando libre, usarlo con mejores fines”, concluyó.

¿Cuál es la misión fundamental de esta iniciativa? Daniel Chacón detalló que la Iniciativa Climática de México es una organización no gubernamental cuya misión es salvar al planeta, “tratamos de hacer que la economía no dependa de los productos del petróleo ni del carbón. Esa liberación llevará consigo una disminución en los costos propios de electricidad, y para la producción de materias primas sustentables”. “Lo que hacemos es promover un cambio de paradigma; es decir, en lugar de tener electricidad y pagar por el uso de los combustibles que la generan, es más sencillo, más barato y más saludable utilizar la energía del sol o del viento para producirla”, aseguró el experto. Asimismo, dijo

Es mejor convertirse en nuestro propio subsidio eléctrico de cada bimestre con techo solar, a eso se le llama Bono Solar”

La exposición es un trabajo en conjunto con la Secretaría del Medio Ambiente de la Ciudad de México (Sedema), La Iniciativa Climática de México (ICM), la Asociación NAcional de Energía Solar (ANES) y empresas del ramo fotovoltaico.

Energías Alternativas Entrevista

Rami Reshef

Noviembre 2018 www.globalenergy.mx

Director Ejecutivo de GenCell

Electricidad 100% verde y estable bajo cualquier condición climática

No solo se trata de ahorrar energía, sino también recursos monetarios, pues con un uso de diez años en mil estaciones base, es posible ahorrar hasta 250 millones de dólares.

Foto: GrenCell

nivel mundial, más de un billón de personas carece de electricidad, situación que merma su desarrollo económico al dificultar el impulso de su educación, servicios de salud, telecomunicaciones, alimentación y otras prioridades relativas a la calidad de vida. Dicha cifra representa a casi cuatro veces la población de Estados Unidos. Así lo manifestó, en entrevista exclusiva para Global Energy, Rami Reshef, Director Ejecutivo de GenCell, empresa israelí fundada en 2011 dedicada a la fabricación y distribución de celdas de combustible (FuelCells) para generar energía limpia. “Las energías renovables van en la dirección correcta porque son verdes y no muy caras, el problema es que están a merced de la madre naturaleza. Si los días son soleados o tienen viento suficiente, se cuenta con electricidad, pero en días nublados o de poco viento es necesario recurrir al uso de baterías o, incluso, a generadores de diésel, con el fin de garantizar el suministro de energía las 24 horas de los siete días de la semana”, explicó. El directivo indicó que los generadores a base de diésel están lejos de ser una solución ideal, ya que lanzan una gran cantidad de dióxido de carbono al aire, contaminándolo inevitablemente, además de presentar derrames, ser ruidosos, requerir mantenimiento frecuente, sufrir robos y ser costosos. Por tanto, señaló que es necesario implementar soluciones de energía limpia que no contaminen, que resulten confiables al no depender del clima, que puedan recibir mantenimiento perdurable y sean mucho más asequibles que las opciones existentes. Es aquí

ot o: bat world.com

Por: Claudia García

La NASA, el programa espacial de Rusia, Apple, Coca Cola, Honda y Toyota utilizan FuelCells

Se puede cubrir unas horas con energía eólica o solar y el resto con celdas, pero las tecnologías de GenCell también pueden emplearse como fuentes primarias de energía”

donde entran en juego las celdas de combustible o FuelCells, que funcionan bajo cualquier condición meteorológica. Esta tecnología fue inventada en 1839 por William Grove y desarrollada por otras compañías en los años 50. La NASA y el programa espacial de Rusia la han utilizado para potenciar naves; compañías globales como Apple y Coca Cola, para generar energía limpia y automotrices como Honda y Toyota, para impulsar la generación de autos no contaminantes. Las FuelCells usan hidrógeno y oxígeno para producir electricidad y calor; tienen un ánodo, un cátodo y, entre ellos, iones de hidroxilo. A través de un proceso electroquímico, se produce agua y se libera electricidad, con la ventaja de que no generan energía por periodos limitados, sino durante todo el tiempo que cuenten con el hidrógeno, además de que pueden usarse donde se necesite energía de respaldo: torres de telecomunicaciones, subestaciones eléctricas, manufactureras, etcétera. Rami Reshef puntualizó que, no obstante, estas celdas poseen un costo elevado debido a que se elaboran con platino, un metal noble extremadamente caro, pero necesario para el proceso electroquímico. Es por ello que en GenCell optaron por removerlo y fabricar celdas de combustible de baja temperatura con catalizadores, desarrollados por ellos mismos, libres de platino, lo cual ha incrementado su competitividad ante el diésel y las soluciones eólicas y solares. “Por otra parte, el hidrógeno que define a este combustible del futuro también es costoso y no se encuentra disponible de manera comercial en cualquier esquina como el petróleo, la gasolina o el diésel, además de que crear una infraestructura para él demandaría billones de dólares y años de construcción, por lo que fue preciso plantear alternativas y recurrimos al amoniaco, el segundo químico inorgánico más producido en el mundo, para extraer hidrógeno mediante un proceso revolucionario”, refirió. Con base en lo anterior, crearon la GenCell A5, una solución de energía limpia que consiste en una celda de combustible de mantenimiento perdurable que no funciona a expensas del clima, más barata que el diésel y doblemente eficiente que un generador a base de éste. Puede ubicarse en cualquier lugar y operar de forma independiente de la red o, incluso, donde no la haya. Detalló que esta tecnología inicia en un tanque de amoniaco donde hay gas y líquido. El líquido se evapora a altas temperaturas y se convierte en otro gas que fluye hacia un reformador de amoniaco, donde los átomos se rompen y se dividen en tres de hidrógeno y uno de nitrógeno, formando una mezcla que va al generador A5, donde se transforma, finalmente, en electricidad, sin emisiones de dióxido de carbono, óxidos de azufre, óxidos de nitrógeno, ruidos o vibraciones. El único subproducto de este proceso es agua limpia. Subrayó que el A5 de GenCell está diseñado para tener un traslado barato y un despliegue

rápido y fácil. “Dejamos el contenedor en un sitio, lo conectan por uno de sus costados y con eso queda activo y listo para dar energía. Un solo tanque de amoniaco de 12 toneladas, entregado una vez al año, puede alimentar una estación base las 24 horas de los 365 días del año, esto reduce tiempos de logística y gastos de transporte”. Afirmó que esta solución es 100% verde y no produce gases de efecto invernadero, dado que el amoniaco es limpio. Aunado a ello, se encuentra ampliamente disponible, es fácil de almacenar, no requiere alta presión, es menos inflamable que el petróleo, diésel o gas lp y más barato. “Generalmente, cuando surge una nueva tecnología es más cara que la anterior, pero no en nuestro caso. Lo mejor de todo es que tiene muchos mercados y posibles aplicaciones apropiadas”, comentó. Adicionalmente, cuentan con un programa de servicio llamado GenCell IoT Remote Manager, que permite el diagnóstico, monitoreo y mantenimiento a distancia de cada celda de combustible, lo que reduce la frecuencia de las visitas de ingenieros a los sitios y su correspondiente cuota. “Estamos en el proceso de comunicar nuestra solución y visión para reemplazar el diésel y tenemos planes de invertir en México en un futuro, no solo con la GenCell A5, sino con otros productos que se adapten a sus necesidades y condiciones para puntos críticos de su mercado”. “Es tiempo de detener el uso de combustibles contaminantes y no es únicamente una cuestión de negocios, sino también de responsabilidad con nuestras vidas y las de nuestros hijos. Necesitamos caminar hacia alternativas limpias, confiables y asequibles como las que proporciona por GenCell”, concluyó.

Foto: GrenCell

Abstract

A fuel cell is an electrochemical energy conversion device that produces electricity by combining hydrogen and oxygen into water. While chemical energy is stored inside batteries, fuel cells can continuously generate electricity as long as they are supplied with fuel (hydrogen) and an oxygen supply.

SOLAR POWER MEXICO

19 al 21 de marzo de 2019

Centro Citibanamex, Ciudad de México La Primera Exposición B2B de Energía Solar en México

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Contáctenos Eduardo López +52 55 7028-3335 eduardo.lopez@hfmexico.mx

Energías Alternativas Artículo

Octubre 2018 www.globalenergy.mx

La reciente disminución del 7% representa una advertencia

Necesario invertir 550 mmd anuales en electricidad renovable: Michael Waldron La generación de energías renovables debe aumentar rápidamente para cumplir los objetivos proyectados en cuanto a cambio climático, aire limpio y acceso a la energía del mundo.

Foto: Bigstock

a Agencia Internacional de Energía (AIE) informó que la inversión global en energías renovables se redujo 7% en 2017, siendo su mayor caída en más de 15 años. Al respecto, Michael Waldron, analista de inversiones energéticas, señala que aunque parte del descenso se debió a que la caída de los costos hizo que las fuentes renovables fueran más asequibles, la disminución de la inversión aún representa una advertencia para las transiciones de energía limpia y apunta que la principal razón del declive fue la puesta en marcha de un menor número de plantas eólicas e hidroeléctricas en tierra, mismas que producen más energía por unidad de capacidad. Waldron subraya que las energías renovables son esenciales para un futuro energético sostenible y tendrán que crecer rápidamente para cumplir con los objetivos de cambio climático, aire limpio y acceso a la energía del mundo proyectados en el Escenario de Desarrollo Sostenible de la AIE, debiendo casi duplicar la inversión mundial para lograrlo, alcanzando cerca de los 550 mil millones de dólares anuales para 2030. Según un análisis publicado en la AIE, se espera que la generación de electricidad renovable aumente más de un tercio para 2022, sin embargo, el calor y el transporte renovables se están quedando atrás a pesar del buen potencial. También se estima que la energía solar fotovoltaica y la capacidad eólica en China podrían crecer al doble de los índices con que actualmente cuenta Japón. China es líder mundial en energía hidroeléctrica, bioenergía y vehículos eléctricos, siendo responsable del 40% del crecimiento global de la capacidad renovable, en gran medida por las preocupaciones sobre la contaminación del aire y los objetivos de capacidad delineados en el plan quinquenal del país hasta 2020. De hecho, ya superó su objetivo solar y la AIE espera que rebase su objetivo eólico en 2019. China representa la mitad de la demanda mundial de energía solar fotovoltaica, por lo

tanto, el desarrollo de su mercado y políticas tendrá implicaciones globales para la demanda, suministro y precios de este tipo de energía. Según pronostica la AIE en su análisis, en la Unión Europea el crecimiento de las energías renovables, desde 2017 y hasta 2022, será 40% inferior en comparación con el quinquenio anterior, mientras que la capacidad de desarrollo en Asia y África Subsahariana se triplicará, teniendo un impacto socioeconómico significativo, ya que se reflejará en servicios básicos de electricidad para casi 70 millones de personas más y conducirá a nuevos actores empresariales que aportarán soluciones de pago y permitirán a las poblaciones de bajos ingresos el acceso inicial a estos servicios. La Agencia Internacional de Energía indica que los marcos de mercado y de políticas deben evolucionar para señalar precios a largo plazo y atraer inversiones, garantizar el despacho eficiente de electricidad a corto plazo, fijar precios de externalidades negativas y desbloquear niveles suficientes de flexibilidad, así como construir una cartera de tecnologías renovables disponibles, incluidas la energía hidroeléctrica, la bioenergía y la geotermia. Se estima que para el 2022 las energías renovables alcanzarán 30% de participación en la generación total de energía, manteniéndose la hidroeléctrica como predominante. La energía renovable variable (ERV), como la generación fotovoltaica eólica y solar, es esencial para satisfacer necesidades energéticas futuras mientras se reduce el carbón en el sector, sin embargo, su variabilidad inherente plantea nuevos desafíos para los operadores de sistemas de energía y reguladores. La AIE establece que, a medida que aumenta la participación de la energía alternativa, los sistemas de potencia progresan a través de diferentes etapas que requieren cada vez más adaptaciones. El programa de Integración de Renovables Variables (GIVAR) de la Agencia Internacional de Energía busca comprender las características de los sistemas y mercados energéticos que dificultan o permiten la integración económica

Foto: Bigstock

ot o: Big stock

Por: Claudia García

Se estima que para 2022 las energías renovables alcancen 30% de participación en la generación total de energía.

El desarrollo de mercado y políticas en China tendrá implicaciones globales para la demanda, suministro y precios de la energía solar fotovoltaica.

y confiable de grandes cantidades de energías renovables variables. Utiliza ese conocimiento para informar y asistir mejor a los responsables políticos y operadores en la adaptación de sistemas de energía en diferentes contextos para mejorar su flexibilidad e integrar mayores proporciones de ERV. El World Energy Outlook (WEO) de la AIE es el estándar de oro del análisis de energía a largo plazo. Desde 1993 brinda proyecciones utilizando el Modelo Mundial de Energía de simulación a gran escala para replicar el funcionamiento de los mercados y es la herramienta principal para generar posibles escenarios detallados, sector por sector. Se actualiza cada año y destaca las últimas tendencias en energía y políticas de energía. El WEO 2018 proporcionará un análisis acSafemex tectualizado de los últimos datos, Foto: tendencias nológicas, anuncios de políticas y lo que podrán significar para el sector energético hasta 2040. Describirá también una forma integrada de cubrir múltiples objetivos de desarrollo sostenible como: limitar el aumento de la temperatura global, abordar la contaminación del aire y garantizar el acceso universal a la energía. Se presentará el 13 de noviembre en Londres, Inglaterra. El Consejo Mundial de la Energía señala que, a nivel mundial, el almacenamiento de energía, las energías renovables y el diseño de mercado han impactado como altas prioridades de acción para los líderes de energía a nivel mundial en el presente año.

Energías Alternativas Notas

Noviembre 2018 www.globalenergy.mx

Retos y oportunidades ante al cambio climático

Ciudades sustentables, una alternativa en pro del medio ambiente Las ciudades sustentables para reducir los efectos del cambio climático ya son una realidad en México; sin embargo, llevar a cabo su desarrollo y construcción representa desafíos que se han estudiado para lograr soluciones alternativas. El objetivo principal es construir bajo las premisas del cuidado del medio con estrategias sustentables y a favor del ahorro energético.

urante la X X V I edición del Congreso Internacional Ambiental del Consejo Nacional de Indust r ia les Ecolog istas (CONIECO); de manera paralela, el cuarto Congreso COGENERA, y por primera vez el Centro de Innovación Empresarial BioBiz. Todo ello con el objetivo de mostrar alternativas de tecnologías y alternativas de construcción sostenible para lograr proyectos amables en contra del cambio climático. En el caso de las ciudades sustentables, se expusieron las estrategias que éstas representan dentro de la conferencia “Retos y desafíos para el desarrollo de ciudades sustentables”. Una de las ponentes fue la licenciada María Elena Mesta, vicepresidente de la asociación Legado Sustentable, quien mencionó que, “de nada sirve tener casas sustentables si no hay gente sustentable con ideas de respeto hacia el medio ambiente”. Los objetivos sostenibles que deben existir en el desarrollo de dichas ciudades, de acuerdo con la experta, son terminar con la pobreza y el hambre, mantener la salud y el bienestar, tener una educación de calidad e igualdad de género, tener derecho al consumo de agua limpia y saneamiento, que exista una industria de innovación e infraestructura y contar con ciudades y comunidades sostenibles. Expresó que la videovigilancia urbana, alerta sísmica, medición de niveles de contaminación, geolocalización en tiempo real de vehículos de transporte como Uber, Waze, Metro o Metrobús y bicicletas públicas, son tecnologías que ya se

aplican actualmente en México. Sin embargo, aseguró que esto no es suficiente ya que, “no todos son efectivos y suficientes, aún falta por implementar nuevas estrategias”. A su vez, afirmó que se necesita un sistema de transporte seguro, accesible, asequible y sostenible que garantice llegar a un destino en un menor tiempo, además de proporcionar espacios verdes públicos, inclusivos y accesibles, una nueva conectividad, nuevos sistemas de TICS dentro de la ciudad y que se tenga una participación de todos los actores, “porque somos parte de este desarrollo”. Por su parte, el arquitecto Gustavo de las Heras, de Consultores de Edificación, Revitaliza Consultores, señaló los retos que representa llevar a cabo ciudades sustentables, entre los que mencionó las inundaciones y la escasez de agua, la pérdida de energía a través de la envolvente y el alto consumo de aire acondicionado, así como los blower door test, la pérdida de aire a través de la envolvente y el alto consumo eléctrico. Insistió en que todos estos factores “agravan de manera importante el medio ambiente y contribuyen al cambio climático”, Foto: por eMedia lo que expertos ya trabajan en las soluciones para contrarrestar estos desafíos y así contribuir a través de la aplicación de energías limpias y tecnología avanzada a lograr los objetivos de las construcciones sustentables. A su vez, respecto a las soluciones a estos problemas que ya se han implementado en México, habló sobre el que está liderando actualmente en Puerto Vallarta, el cual consiste en una vivienda multifamiliar de 96 departamentos. “Este proyecto también ha presentado muchos de estos retos durante el proceso de

En México existen 4 ciudades sustentables: Maderas en Querétaro; Ciudad Creativa y Tequila en Jalisco, y Smart en Puebla

ot o: con sultores.com

Por: Marilyn Montero S.

Foto: Bigstock

Construir mejores casas, es nuestro legado”. Arq. Gustavo de las Heras

Inauguran en Argentina nuevo parque eólico En su superficie se distribuyen 30 aerogeneradores y 2 sub estaciones transformadoras. Por Moisés Lara

Mauricio Macri, Presidente de la República Argentina, inauguró el Parque Eólico Manantiales Behr de YPF Luz en Comodoro Rivadavia, Chubut, con el cual se reducirán las emisiones de CO2 en más de 240 mil toneladas. Tiene una superficie de 2,000 hectáreas y cuenta con 30 aerogeneradores. El Parque Eólico se conectará al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) con una potencia de

100 megawatts, comparable a la energía que consumen 130,000 hogares. Esta energía generada representa el 16 % de la demanda eléctrica que consume YPF en el Mercado Eléctrico Mayorista. Mientras que el factor de capacidad de la mayoría de los parques eólicos del mundo no a lca n za el 30%, el del Parque Eólico Manantiales Behr llega al

Conoce más del proyecto escaneando el código.

59%. Además, cuenta con un Programa de Gestión A mbienta l y Socia l, aud it a d o p or or g a n i s m o s internacionales, para asegurar la preser vación de las especies. Aproximadamente 500 personas trabajaron en la construcción del parque, sumado a la contratación de empresas regionales y nacionales.

construcción”, dijo, y añadió que para reducir el alto consumo de energético se utiliza iluminación LED que ahorra alrededor del 80 por ciento de energía, según estudios de Xataka Smart Home. Además, en el proyecto de Puerto Vallarta se han instalado sensores de ocupación en áreas comunes y fotoceldas en iluminación exterior, y en el caso de las inundaciones y la escasez de agua la estrategia ha sido implementar la colocación del tanque de tormentas que captura el 50 por ciento de agua de las azoteas, y se ha recurrido a un sistema inteligente de riego de jardín con agua de lluvia. Asimismo, para el alto consumo del aire acondicionado se ha requerido del aislamiento y la inspección del mismo, que mejora la eficiencia energética y significa un importante ahorro de energía de edificios y casas hasta de un 60 por ciento. En el caso del proyecto de las viviendas multifamiliares, aseguró que se ha utilizado el aislamiento con block hebel, un aislante que se hace a través de la fachada y colabora con el ahorro de energía. Finalmente, respecto al desafío del blower door test y la pérdida de aire a través de la envolvente, dijo que la solución está en realizar una constante inspección visual del sellado de la envolvente para garantizar un mejor funcionamiento y ahorro.

Foto: ypf.com

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