Global Energy 127 / Enero 2019 by Elemental Media

Digitalización de los procesos de refinación, imprescindible para la rentabilidad y eficiencia

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Energy México celebra este 2019 su cuarta edición. Previo al evento, el Dr. Jesús Reyes Heroles reveló en entrevista para Global Energy cómo se diferenciará de las versiones anteriores.

Presupuesto de Egresos de la Federación 2019 prioriza hidrocarburos, hidroeléctricas y sureste de México 8

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Visión general de las herramientas fiscales de los contratos petroleros

Electrificación y renovables, prioridades de ABB en 2019

@GlobalEnergyMex

Año 10 Número 127 Enero 2018

Global Energy México

Inicia transformación rumbo a la soberanía energética El presidente Andrés Manuel López Obrador puso en marcha el programa más emblemático de los últimos años: la transformación de Petróleos Mexicanos. Para lograrlo, presentó un conjunto de planes de exploración, producción y refinación que tienen como objetivo alcanzar una producción de 2.4 millones de barriles de petróleo diarios para 2024, reducir las importaciones de gasolina y bajar el precio de los combustibles; todo un nuevo modelo de negocio que arranca en paralelo con el combate al robo de hidrocarburos en todo el país.

Plan Nacional de Refinación Vitol amplía Rogelio Montemayor Seguy, presidente del Clúster de Energía de Coahuila y exdirector general de Pemex Alejandro Limón Portillo, investigador de Energía y Finanzas Públicas del CIEP Jorge Noé Díaz de León Hernández, investigador titular del Departamento de Nanocatálisis de la UNAM

su presencia global con la firma de acuerdos en Brasil, Estados Unidos y 4 Malasia

ACCIONA comenzará en marzo a producir palas eólicas en México

Acciona

Energy México: petróleo, gas, electricidad y renovables bajo un mismo espacio

Pemex

eMedia

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Vicente Magaña Director General de ABB México eMedia

Entrevistas

Schneider Electric

Felipe de Jesús Rivera Vicepresidente de Automatización de Procesos de Schneider Electric México y Centroamérica

Tras un 2018 en el que pusieron en marcha alrededor de 600 MW, el objetivo de la empresa española es mantener ese ritmo para llegar a 2,000 MW hacia 2021.

29 al 31 de enero de 2019 Centro Citibanamex, CDMX

EL PRINCIPAL EVENTO DEL NUEVO SECTOR DE ENERGÍA EN MÉXICO www.energymexico.mx

12 AÑOS

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

Enero 2019 www.globalenergy.mx

Bienvenidos

Editorial

Pemex y la ruta de la transformación: combatir el huachicoleo y producir más petróleo

l robo de hidrocarburos no es exclusivo de México, sino una problemática que históricamente se ha dado en distintas naciones del mundo como Estados Unidos y el Reino Unido. En el caso de nuestro país, llama la atención que durante varios años este delito únicamente se ha visto como la extracción de combustibles directamente de los ductos, cuando en realidad se encuentra en todos los segmentos de la cadena de valor de la industria energética. El robo de hidrocarburos se ha sofisticado en materia logística para llevarse a cabo desde el yacimiento de explotación y el transporte marítimo hasta las terminales de almacenamiento y la cadena de suministro vía ducto, así como en la cadena de suministro de compra al mayoreo. Por lo que se refiere al diagnóstico actual de México en este sector, en 2018 las pérdidas por este delito ascendieron a más de 60 mil millones de pesos, a través de un sistema de distribución de gasolinas, diésel y derivados del petróleo paralelo al sistema de distribución de Petróleos Mexicanos. Aunque al día de hoy el debate público se enfoca en la extracción de hidrocarburos por medio de ductos, fue a lo largo de toda una década cuando el robo se concentró principalmente en las seis refinerías de Pemex, lo que llevó a la necesidad de implementar un programa de combate a este problema. A más de un mes del arranque de la administración federal, el Plan Conjunto de Atención a Instalaciones Estratégicas de Pemex es una de las acciones que emprendió Andrés Manuel López Obrador para atender esta problemática, y con ello hacer rendir los recursos petroleros de la nación y dejar de depender gradualmente de los combustibles provenientes del extranjero. Este plan no se puede entender sin la presentación del Plan Nacional de Refinación y el Plan para la Producción de Hidrocarburos, proyectos que van de la mano para encaminar a México hacia la soberanía energética a través de un modelo de negocio emprendido desde el interior de Pemex. El saldo a la fecha arroja un ahorro de 3 mil millones de pesos desde que inició el plan conjunto, ya que existen importantes reducciones en cuanto a pipas robadas, mientras

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 Directora Administrativa y Financiera Ericka Ibarra

Foto: Pemex

que a futuro -en materia de producción- se espera llegar a los 2.4 millones de barriles diarios de petróleo para reducir las importaciones de combustibles y bajar los precios al consumidor a través de la reconfiguración de los seis complejos refinadores que hoy existen y la construcción de uno nuevo en Tabasco. Sin duda, es muy pronto para hacer una evaluación puntual de cada uno de estos proyectos y serán las acciones y sus resultados los que dejarán ver si se alcanzaron los propósitos planteados en esta ruta transformadora, aunque a pocos días del arranque de la nueva política energética el descontento por el desabasto de gasolinas se ha dejado ver en distintas regiones del país y en diferentes sectores de la población. Sin embargo, otro número importante de la sociedad ha aplaudido estas acciones en contra del huachicoleo y la corrupción, dos males en los que todos concuerdan que han frenado el potencial de la empresa más importante de México y que son objetivos prioritarios de la Cuarta Transformación.

COLUMNISTAS DEL MES

Gerentes Comerciales Américo Padilla

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Luis Vielma Lobo

Yotzel Vital

Relaciones Institucionales Isvet Medina Asistente de Dirección Itzia Sánchez Asistente Administrativa Gabriela Rocha 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

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HIDROCARBUROS

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INFRAESTRUCTURA

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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 127, Año 10. Publicación mensual correspondiente a Enero de 2019, 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 15 de Enero de 2019. Los artículos f irmados son responsabilidad de sus autores y no necesariamente representan o ref lejan el punto de vista u opinión de Elemental Media, S.A. de C.V., ni del periódico. Impresa en Multigráf ica Publicitaria S.A. de C. V., Avena No. 15, Col. Granjas Esmeralda, C.P. 09810, Iztapalapa, CDMX. Distribuida por Servicio Postal Mexicano, Ubicado en Av. Ceylán 468, Col. Cosmopolitan, C.P. 02521. IMPRESA EN MÉXICO - PRINTED IN MEXICO

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Hidrocarburos Dra. Yolanda Villegas González

Directora jurídica, de Regulación y Cumplimiento de Vitol México

Vitol amplía su presencia global con la firma de acuerdos en Brasil, Estados Unidos y Malasia Foto: E-media

Foto: Bigstock

Por Juan José García

on más de 50 años de experiencia, Vitol es la Trading Company más grande del mundo, pues en términos de crudo y petróleo comercializa más de siete millones de barriles diarios y cuenta con 250 barcos en todo el orbe. Además, oferta desde energía eléctrica y petrolíferos hasta refinerías, donde producen más de 3.6 millones de barriles de crudo. De acuerdo con la Dra. Yolanda Villegas González, directora jurídica, de Regulación y Cumplimiento de Vitol México, prueba de su liderazgo fueron los acuerdos alcanzados por la compañía al cierre de 2018, los cuales ayudarán a desarrollar de mejor forma a la industria energética mundial, principalmente en los sectores de gas natural y estaciones de servicio.

Vitol cuenta con 40 oficinas en todo el mundo e invierte en activos energéticos a nivel global que incluyen alrededor de 18 mm3 de almacenamiento en siete continentes, 480kbpd de capacidad de refinación y 5,000 estaciones de servicio en África, Australia, Eurasia y en el noroeste de Europa

ot o: am anha.com

A finales de 2018, la firma de origen holandés concretó asociaciones con Rodoil, Cheniere Energy y Petronas, a través de las cuales incrementará el desarrollo a largo plazo de los mercados de gas natural licuado y estaciones de servicio.

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Sobre estas negociaciones, Villegas González comentó que la compañía Cheniere Energy, Inc., a través de su subsidiaria Cheniere Marketing, LLC, suscribió un acuerdo de compra y venta (SPA, por sus siglas en inglés) de gas natural licuado (LNG) con Vitol, quien acordó adquirir aproximadamente 0.7 millones de toneladas por año de GNL a Cheniere Marketing de forma gratuita a bordo por un período de aproximadamente 15 años a partir de 2018, y resaltó que el precio de compra de GNL estará indexado al precio mensual de Henry Hub, más una tarifa. En entrevista para Global Energy, la directiva también destacó la adquisición del 50 por ciento

Vitol tiene un historial

de inversiones exitosas en compañías de todo el mundo y estoy encantado de trabajar con ellas” Roberto Tonietto, CEO de Rodoil.

de la compañía de downstream brasileña Rodoil que Vitol hizo durante octubre del año pasado, la cual juega un papel fundamental para la empresa ya que Brasil tiene un potencial significativo en la industria al ser el sexto mayor mercado de combustibles en el mundo. En este sentido, apuntó que Rodoil es un líder de mercado en la parte sur de la nación sudamericana con una red descendente que comprende alrededor de 300 estaciones de servicio de marca y un negocio de distribución que suministra más de 1,400 estaciones de servicio adicionales a través de su red de 10 terminales ubicadas estratégicamente. Por ello, subrayó que el rápido crecimiento de Rodoil desde su fundación en 2006 demuestra tanto el potencial del mercado como la calidad de liderazgo de la empresa, y de esta manera la transacción representa una apuesta ganadora por el mercado brasileño. Finalmente, Villegas González hizo mención del acuerdo vinculante para la compra y venta a largo plazo de gas natural licuado al que llegaron Vitol y la empresa asiática Petronas LNG Ltd (PLL), el cual fue firmado a finales del año pasado. De acuerdo con los términos de esta negociación, el suministro de GNL a Vitol comenzará a partir de 2024 y será de aproximadamente 0.8 millones de toneladas por año durante un periodo de hasta 15 años, esto tanto en despacho a bordo (DES, por sus siglas en inglés) como gratuito en Base del Consejo (FOB). Cabe destacar que el suministro principal a Vitol provendrá de LNG Canadá, así como de la cartera global de suministro de gas natural licuado de otros PLL. No obstante, LNG Canadá es un proyecto importante de gas natural ubicado en Kitimat, Columbia Británica, donde Petronas es uno de los participantes del proyecto conjunto con una tenencia de capital del 25 por ciento. Además, Canadá es el segundo mayor poseedor de recursos de Petronas después de Malasia, al contar con vastos recursos no convencionales de petróleo y gas en el norte de Montney. De tal forma, se vislumbra de manera positiva el haber concretado una nueva asociación con la asiática Petronas, un líder mundial en el mercado de producción de gas natural, pues esta empresa suministró a Vitol su primera carga de GNL en 2005, por lo que ahora han ampliado su relación en esta materia por lo menos hasta el año 2038. Con todo esto, Vitol da una muestra más de su compromiso con el desarrollo a largo plazo de la industria energética y de la comercialización del gas natural licuado, así como de su evolución para convertirse en un producto más flexible y comercializable; lo que a su vez fortalece aún más su capacidad para ofrecer soluciones de GNL confiables y flexibles a sus clientes en todo el mundo.

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Hidrocarburos Instituto Mexicano del Petróleo

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540 millones de pesos, el presupuesto

El Instituto gana convocatoria “Alianzas estratégicas para el sector hidrocarburos” Trabajará en cooperación con instituciones y universidades europeas, en la categoría de proyectos de investigación y desarrollo tecnológico.

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Por Comunicación IMP

l Fondo Sectorial Conacyt-Sener-Hidrocarburos (FSCSH) seleccionó al Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) como la institución líder en siete líneas temáticas del consorcio de investigación de la Convocatoria 2018-03 “Alianzas estratégicas para el sector hidrocarburos”, que realizará con el Instituto Francés del Petróleo y de Energías Renovables (IFPEN) y las universidades de Aberdeen, Robert Gordon e Imperial College London, en la Categoría B, denominada “Proyectos de investigación y desarrollo tecnológico”. En el marco de esta convocatoria, el IMP presentó una cartera de 22 proyectos estratégicos, que el FSCSH aprobó, la cual fue integrada por investigadores y especialistas de las direcciones de Investigación en Exploración y Producción, Tecnología de Producto, Investigación en Transformación de Hidrocarburos y Desarrollo del Talento, junto con investigadores del IFPEN y las universidades de Aberdeen, Robert Gordon e Imperial College London. Las líneas en las que participará el IMP son: 1. Yacimientos no convencionales 2. Aguas profundas 3. Investigación en producción en aguas profundas 4. Recuperación mejorada en yacimientos naturalmente fracturados, en colaboración con el IFPEN 5. Ingeniería bajo el mar, con la Universidad de Aberdeen 6. Centro de investigación de datos inteligentes en petróleo, con la Universidad de Robert Gordon 7. Desarrollo de materiales para celdas de combustible (fuel cells) con el Imperial College London El desarrollo de esta cartera de proyectos, cuyo presupuesto estimado es de alrededor de 540 millones de pesos para el IMP, se fortalecerá con la experiencia e infraestructura de todas las instituciones participantes, las cuales desarrollarán metodologías y tecnologías innovadoras que atiendan las demandas del sector de hidrocarburos en México.

Foto: IMP

La implementación de este posgrado permitirá formar especialistas en temas como yacimientos no convencionales, campos maduros y caracterización de nuevos yacimientos en aguas profundas.

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Entre las maestrías que se ofrecerá están: Maestría en Ingeniería y geociencias de yacimientos IFP School Perforación e ingeniería de pozos Robert Gordon University Ingeniería Bajo del mar Universidad de Aberdeen

Nuevas maestrías con universidades del Reino Unido y Francia Como parte de esta convocatoria, el IMP trabajará en forma conjunta con el Instituto Francés del Petróleo (IFP-School) y tres universidades del Reino Unido, en el diseño de cuatro programas de maestría y uno de capacitación. La categoría A de la Convocatoria, denominada “Proyectos de formación de recursos humanos de alta especialidad”, aprobó al IMP el diseño de las siguientes maestrías: Ingeniería Bajo del mar, cuyo programa se generará conjuntamente con la Universidad de Aberdeen, el cual está enfocado a formar una generación de recursos humanos en México que cubran los requerimientos del programa energético nacional, en temas como el desarrollo de campos, levantamiento submarino, posicionamiento y cimentación, aseguramiento de flujo, fluidos de perforación, terminación y mantenimiento de pozos, geotecnia e interacción suelo-estructura, simulación numérica de fenómenos metoceánicos e hidrodinámicos, riesgo submarino y confiabilidad, corrosión submarina, tuberías submarinas y estructuras de líneas de producción y, de forma importante, la calificación de tecnologías para aguas profundas. La segunda Maestría se realizará con Robert Gordon University, en el tema de Perforación e ingeniería de pozos, cuyo programa estará basado en modelos académicos innovadores, aprendizaje acelerado y asimilación inmediata, que se distingue por el nivel de profundidad y capacidad técnica para atender las necesidades de la industria del petróleo y gas; así como en la formación y desarrollo de profesionistas a nivel posgrado, con un alto nivel de conocimientos para un mejor desempeño y capacidad de investigación de vanguardia que solucionen problemáticas reales. El diseño de la Maestría en Ingeniería y geociencias de yacimientos, que se efectuará con IFP School, tiene como meta la formación de capital humano para cerrar la brecha en la formación de esta área de conocimiento necesaria en nuestro país. La implementación de este posgrado permitirá formar especialistas en un ramo prioritario en la cadena de valor con alto nivel de especialidad, en temas como el estudio de yacimientos no convencionales, campos maduros y la caracterización de nuevos yacimientos en aguas profundas, que incluyen aspectos como caracterización termodinámica de aceites pesados y tecnologías basadas en calorimetría para la determinación del comportamiento PVT de dichos aceites, estudios sobre los envolventes de precipitación de parafinas o asfaltenos, así como la estabilidad del agua de la formación con propósitos de aseguramiento de flujo. Economía y gestión del petróleo es el tema de otro Programa de Maestría que se realizará conjuntamente con el IFP School. Finalmente, con el Imperial College London se diseñará la capacitación de comercialización y emprendimiento de proyectos de innovación derivados de la investigación energética, con el objetivo de generar un portafolio integral de cursos y programas de entrenamiento en el desarrollo de habilidades de innovación y emprendimiento, dirigidos a estudiantes de posgrado, investigadores, académicos y tecnólogos de centros públicos de investigación e instituciones de educación superior, lo que incluirá actividades de desarrollo tecnológico para el sector hidrocarburos.

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Encabezará IMP proyectos sobre recuperación avanzada de recursos en México Se impulsará la formación de recursos humanos en las áreas de Geociencias. Por Comunicación IMP

l Fondo Sectorial Conacyt-Sener-Hidrocarburos (FSCSH) seleccionó al Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) como la institución líder del consorcio de investigación de la Convocatoria denominada “Programa de recuperación avanzada de recursos en México, en cooperación con la Universidad de Texas en Austin”. Este proyecto está orientado a atender retos específicos de la industria petrolera, a través de investigaciones de frontera alineadas a los siguientes cuatros ejes temáticos: • Recuperación avanzada y mejorada (IOR/EOR) • Plays regionales y sistemas petroleros • Recursos no convencionales en tierra • Agua y energía Con estos proyectos se estrechará aún más la colaboración entre los investigadores de ambas instituciones, además de que se impulsará la formación de recursos humanos en las áreas de Geociencias, de gran importancia para el desarrollo de la industria petrolera del país. Estas investigaciones aprovecharán las fortalezas en conocimiento, experiencia e infraestructura de ambas instituciones —el IMP y la Universidad de Texas en Austin— y permitirán desarrollar nuevas metodologías y tecnologías para ser aplicadas en los retos que demanda el sector de hidrocarburos.

Hidrocarburos Artículo

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Es la fórmula para acabar con el gasto superfluo del Gobierno: AMLO

PEF 2019 prioriza hidrocarburos, hidroeléctricas y sureste de México A pesar de que las opiniones coinciden en la responsabilidad fiscal del Paquete y en que se ha direccionado hacia los proyectos previamente planteados por el presidente como prioridades, expertos y organizaciones critican recorte a reguladoras, desbalance y baja atención a renovables.

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a transición energética, además de buscar beneficios ambientales, debe procurar una diversificación de fuentes de ingreso que proteja a las finanzas públicas de la volatilidad natural de la industria petrolera. Priorizar los hidrocarburos como eje de una política energética podría frenar la modernización del sector, cuya tendencia global apunta hacia una electrificación alimentada por energías limpias, descentralizadas y sostenibles en términos tanto técnicos y ambientales como económicos. Así lo sostiene el Centro de Investigación Económica Presupuestaria (CIEP) en su informe “Implicaciones del Paquete Económico del 2019”. Lo anterior cobra énfasis a propósito de la aprobación, el pasado 24 de diciembre, del Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) para el ejercicio fiscal 2019, que alcanzó un monto total de 5 billones 838 mil 59 millones de pesos, del cual, el 19.1%, es decir, 1 billón 110 mil 793 millones, se destinará a combustibles y energía. Esta cifra es 12.9% mayor que en 2018 y el 57% de la misma irá dirigido al sector de hidrocarburos. Pemex destinará 22,445 millones a la exploración de nuevos yacimientos y 47,961, a la producción de petróleo, gas, petroquímicos y al mantenimiento de sus instalaciones. La meta es producir 2.6 millones de barriles diarios de crudo y acabar con las importaciones de combustible.

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ot o: fun dar.com

Claudia García

México debe diversificar sus fuentes de energía para garantizar el acceso a la electricidad en el futuro sin comprometer su desarrollo económico”, Beatriz Olivera, Greenpeace México.

Pemex Exploración y Producción (PEP) invertirá 3,852 millones de pesos en la revisión de campos no convencionales de aceite y gas en lutitas de periodos cretácico y jurásico, plan que contempla las cuencas de Tamaulipas y las provincias de Sabinas, Burro-Picachos, Veracruz y Chihuahua, con la intención de extraer 60.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Asimismo, ejercerá 3,495 millones en 29 campos productivos de aceite y gas asociado de Veracruz y Puebla. “Vamos a invertir donde sabemos que hay petróleo y que nos cuesta menos extraerlo”, declaró Andrés Manuel López Obrador. Adicionalmente, la Secretaría de Energía (Sener), encabezada por Rocío Nahle, pasó de recibir 2,470 millones de pesos, asignados en el presupuesto del año anterior, a 27,229.8 millones para 2019, con el objetivo de cumplir el Plan Energético del nuevo gobierno, anunciado el 9 de diciembre, que está enfocado al aumento de los recursos de Pemex y de la producción petrolera en México. La mayoría de estos recursos se concentrarán en la Subsecretaría de Hidrocarburos, mientras la de Electricidad recibirá 30.9 millones y la de Planeación y Transición Energética, 26.7. La Comisión Federal de Electricidad (CFE) recibió un aumento del 8% para modernizar las 60 hidroeléctricas del país y un 200.3% más que en 2018 para el mantenimiento de su infraestructura. La finalidad, según lo expuesto por López Obrador, es que las plantas operen a su máxima capacidad. “Si ya tenemos aquí el embalse, si se tiene el agua, por qué no pensar en producir energía limpia. La energía que se produce con el agua es la más limpia de todas, la que menos contamina y la más barata”, manifestó. Por otra parte, el presupuesto de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) se redujo 31.1% frente a 2018. Sus dos programas más afectados fueron Regulación y Permisos de Hidrocarburos y Regulación y Permisos Eléctricos, que se acortaron 21.1 y 21.9%, respectivamente. La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) vio disminuido su presupuesto un 30.7% y La Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA), encargada de regular el impacto ambiental de las empresas petroleras, dispondrá de 19.63% menos recursos que el año anterior. Por tal motivo, la CRE expidió un documento donde asienta que “esto representa un obstáculo

para la regulación en materia energética del Estado Mexicano, por lo cual solicita de manera respetuosa a la Cámara de Diputados, que apruebe los recursos presupuestarios necesarios para llevar a cabo de manera efectiva sus atribuciones, pues constituye un equilibrio para el funcionamiento democrático de la República y el desarrollo efectivo de las industrias eléctrica, de hidrocarburos y petrolíferos, con la concurrencia de los sectores público, social y privado bajo la rectoría y regulación del Estado”. Sin embargo, tanto el Presidente como Rocío Nahle han manifestado antes que los gobiernos anteriores crearon comisiones reguladoras para todo: gas, industria eléctrica y petróleo. “Imagínense cómo funcionan esos aparatos burocráticos, que ni siquiera a Pemex le dan permiso para extraer petróleo, menos a los particulares”, declaró López Obrador, recientemente. Al respecto, el Doctor Carlos Elizondo Mayer-Sierra, analista de economía y política, opinó que “el objetivo de AMLO es debilitarlos para que le impongan los menores límites posibles”. Acerca del tema, la revista fincanciera londinense, The Economist, señaló que el PEF aprobado, aunque implica 73 mil millones de pesos de financiamiento extra para Pemex, demuestra responsabilidad fiscal, propicia la aceleración de proyectos de infraestructura de alto perfil que cuestan menos dinero y se basa en la idea de que el Estado debe proveer energía abundante y barata. Destacó que el Presidente espera recortar los precios de las gasolinas una vez que la refinería de Tabasco esté construida, pero que ello dependerá también de que el precio de petróleo no se desplome, pues los cálculos están basados en un promedio de 55 dólares por barril (dpb) y un tipo de cambio de 20 pesos por dólar. “Los futuros para enero 2019 marcan un precio de 47 dpb, mientras que en los criterios de la política económica se considera uno de 55, por lo que se está conformando la tormenta perfecta en el mercado del petróleo, pues por un lado, la desaceleración económica prevista para el año que inicia hará que baje la demanda de crudo y, por ende, su precio, mientras que en cuanto a la oferta, los inventarios están en sus máximos históricos. El Paquete es fiscalmente responsable, pero es claramente asistencial y

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concentrador. Una cosa son las cifras y otra su instrumentación”, opinó Gabriel Pérez del Peral, profesor investigador de la Escuela de Gobierno y Economía de la Universidad Panamericana. En contexto, la calificadora Fitch coincidió en que el Paquete se apega lo suficiente a los objetivos fiscales, no obstante, asentó que es poco probable que el mayor presupuesto asignado pueda revertir lo suficiente la disminución en la producción de la compañía estatal y la contracción de las reservas. Jaime Reusche, analista de Moody's, dijo que el PEF supone ingresos realistas, pero precios y producción de petróleo un tanto optimistas. “El presupuesto mantiene la prudencia fiscal, ya que incluye un fuerte recorte de gastos administrativos en favor de la inversión pública y el gasto social, sin embargo, la prioridad que se ha dado a Pemex y CFE genera preocupación en torno a la posibilidad de que las paraestatales se conviertan en una carga recurrente para el Gobierno Federal”, indicó. Marko Cortés Mendoza, líder nacional del Partido Acción Nacional (PAN), evidenció su desacuerdo mediante un comunicado donde afirmó que “Morena no está a la altura de los desafíos de

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Artículo México y quiere llevar a la ruina al campo, universidades, estados, municipios, mujeres, turismo, cultura, órganos autónomos constitucionales e inversión”. Y consideró que el Presupuesto pondera el control social a partir de la pobreza y ataca a los sectores productivos del país, por lo que lo calificó como clientelar y populista. AMLO presentó un presupuesto cuyos recursos han sido asignados a sus prioridades, pero resulta austero. El Presidente cree que el desarrollo se logrará con su agresiva política de inversión en el sureste de México, pero mientras Tabasco recibirá más de 121 mil millones de pesos, Nuevo León recibirá menos de tres mil 500 y Jalisco, menos de 5 mil. Sin duda, esta derrama de recursos impulsará a Tabasco y otros estados de la región, como Oaxaca, pero López Obrador parece olvidar que fue electo para gobernar a todos los mexicanos. El hecho de no invertir en el resto del país puede frenar a las zonas que regularmnete crecen. Apuntó el Doctor Mayer-Sierra. Por su parte, Beatriz Olivera, de Greenpeace México, recordó que el petróleo es un recurso no renovable y se agotará, por lo que México debe diversificar sus fuentes de energía para garantizar el acceso a la electricidad en el futuro sin comprometer su desarrollo económico. La organización asienta en el estudio “La reforma energética que México necesita” que el país tiene gran potencial para detonar fuentes renovables de energía, mismas que podrían contribuir con 81% de la generación eléctrica en 2050 y que una verdadera transformación del sector energético comienza con el crecimiento del mercado de éstas y con medidas de prevención que preparen a la economía para el desacoplamiento del petróleo, evitando así transiciones abruptas. Fausto Barajas, analista de políticas públicas especializado en infraestructura y energía,

Hidrocarburos

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Vamos a invertir donde sabemos que hay petróleo y que nos cuesta menos extraerlo”,

Andrés Manuel López Obrador, presidente de México.

afirmó que el PEF lleva el peso de las prioridades del presidente y debió ser mucho más balanceado, pues pueden dejarse recursos sobre la mesa cuando se pudieron haber distribuido mejor entre más programas y utilizarse. “Creo que fue muy agresivo poner tantos recursos sólo en proyectos del presidente, que quién sabe si se logren ejecutar”, advirtió. Ante tal diversidad de opiniones, Andrés Manuel López Obrador ha defendido el Paquete con la aseveración de que todos los proyectos planteados previamente tienen un presupuesto asignado y que su configuración es una fórmula para acabar con la corrupción, los privilegios, lujos y el gasto superfluo del Gobierno. El analista político internacionalista y especialista en América Latina, Hernán Gómez, celebró el “esfuerzo por reducir programas que no tienen claro su público objetivo y que no han dejado claro para qué sirven”. Por lo tanto, desde su perspectiva, el Presupuesto de Egresos de la Federación aprobado para 2019 “va a hacer el gasto mucho más efectivo al ir hacia las prioridades”.

Hidrocarburos Columna ot o: E -med ia

Mejores prácticas

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Visión y Planeación Estratégica son clave para la seguridad energética por Luis Vielma Lobo (*)

Todo año que comienza trae consigo expectativas. Adicionalmente, este año 2019 representa el inicio de un nuevo gobierno. Inicio de un nuevo sexenio, diferente, porque trae consigo una propuesta de cambio. Una visión energética del país que todos deseamos conocer, pues se han dicho muchas cosas, pero las realidades se plasman en planes de sexenio, porque en México esa es la visión de largo plazo. Pero lo más importante es que contenga los principales temas que fortalezcan la seguridad energética del país.

ntender este tema de seguridad energética es importante, porque el país no tiene que ser necesariamente autosuficiente en todo; pero sí debe disponer de un menú de opciones que le permitan tener capacidad de respuesta en momentos críticos. Las dimensiones demográficas y extensión territorial de México son impresionantes, entonces tener la visión integral de prioridades energéticas y las fuentes de suministro son clave para poder mantener un adecuado margen de suministro. La planeación estratégica en materia de energía es un “deber ser”. Tener centralizadas estas responsabilidades es crítico. Si no se tiene esto, siempre se estarán dando bandazos o golpes de timón reactivos que van a impactar a usuarios en general, a proveedores y, sobre todo, generan un sobre costo que no se justifica. El doctor Ariel De Geuss padre de la planeación estratégica por escenarios, utilizada por la compañía Shell y profesor emérito del MIT, solía decir que “construir escenarios es predecir el futuro”, porque allí se plasman sistemáticamente cada acción necesaria para lograr objetivos y metas de ese escenario. Este tema toma relevancia ante la situación que ha generado el desabasto de gasolina; un hecho que ocurre por vez primera en México en su larga trayectoria energética. Separando las emociones humanas y los intereses políticos que buscan cualquier falla del gobierno o sus instituciones para criticar, sin aportar opciones de solución que contribuyan a solventar las situaciones, sin duda, pudo haberse evitado. Nada tenemos que objetar acerca del propósito del gobierno de eliminar el robo de combustible - hecho instalado desde hace tiempo como una práctica - pero pudo haberse planeado la implementación de un plan alterno de suministro antes de implementarse acciones operativas por parte de Pemex. Probablemente tuvieron un plan, pero sin considerar escenarios, y tener soluciones ante cada uno de ellos. De allí la relevancia de entender la planeación estratégica por escenarios. Una vez tomada la acción solo queda la reacción, y casi siempre la reacción significa improvisación, y así se van construyendo una serie de acciones posteriores, atendiendo demandas de diferentes usuarios, o en el caso de la gasolina, clientes de Pemex, y clientes finales de gasolineras, es decir el público en general. Es esto lo que hemos visto en la última semana, una escalada de desabasto de combustible, porque las raíces del problema aún no se han evaluado y atacado. Estas situaciones afectan, dañan la imagen de las instituciones responsables y obviamente del gobierno. No importa que la gente busque comprender y justificar el desabasto; la realidad es que está siendo afectado el desarrollo normal de la cotidianidad del colectivo, y eso también tiene impactos económicos para empresas privadas, comerciantes, estudiantes, amas de casa, en fin, de la sociedad en general.

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b Los retos del gobierno en el tema energético son fundamentales para la marcha de la economía del país. La visión de fortalecer a Pemex como la empresa productiva nacional y dotarla de los recursos para el logro de sus metas en términos de producción y refinación, es un propósito que, en general los mexicanos aprueban. El cómo hacerlo debe responder a una estrategia con base principalmente en los recursos prospectivos que tenga para descubrir e incorporar nuevas reservas y el desarrollo de las reservas existentes en el caso de Exploración y Producción; también el incrementar eficientemente la capacidad de procesamiento de petróleo en el sistema de refinación nacional. Pemex debe priorizar la exploración de menor riesgo, ubicando su esfuerzo en áreas conocidas, no áreas de frontera. El doctor Parker Dickey, ex director de Exploración de Exxon en la década de los 70 y 80 y director de la escuela de geología de la Universidad de Tulsa, solía decir que “el petróleo más fácil de descubrir esta en áreas descubiertas”, queriendo significar que en la medida que las tecnologías de estudio e investigación del subsuelo avanzan, en esa misma medida, se encuentran oportunidades que, en el pasado, no se descubrieron. El petróleo fresco fortalece a Pemex, pues una vez descubiertas las formaciones productoras, dimensionado los yacimientos, y diseñando los pozos tipo, el costo de producir cada barril disminuye. Un ejemplo reciente lo representa el descubrimiento del Campo Ixachi, que permitió incorporar más de 450 millones de barriles de reservas, siendo uno de los descubrimientos más importantes de la industria en los últimos años y que podrá tener costos de producción por debajo de 10 dólares el barril, lo que representa una extraordinaria oportunidad para Pemex y el país. En ese mismo orden de ideas, la Secretaría de Energía y la Comisión Nacional de Hidrocarburos,

deben exigir a aquellas empresas que tienen planes de exploración, iniciarlos cuanto antes, y aquellas que ya hayan perforado pozos exploratorios, seguir adelante con la declaración de reservas. Estas empresas necesitan el apoyo de Pemex, para acelerar el transporte y la recolección del crudo producido, y debe establecerse una coordinación operativa que sea responsable de esta interacción con aquellas empresas que requieran utilizar sus instalaciones. Para ello, deben definirse los esquemas de tarifas de servicio a aplicar en cada caso y utilizarlos, es una oportunidad para tener ingresos adicionales importantes para la empresa nacional. Asimismo, se hace necesario definir los esquemas aplicables para comprar el crudo a estas empresas, y luego incorporarlos en su sistema, o simplemente cobrarles el fee o tarifa respectiva por su transporte y almacenamiento hasta el terminal de entrega. Pemex necesita entender estas nuevas realidades de su entorno operativo para poder administrar eficientemente estas oportunidades. Además de socios - farmouts - tiene clientes que requieren apoyo para poder operar eficientemente y cuenta con las instalaciones y equipos para brindar ese apoyo. Adecuar la organización para maximizar estos beneficios es clave, capacitar la gente para dar el mejor servicio también. Es mucha tarea por hacer, es tiempo de cambio, tiempo de realizaciones, tiempo de revisar con criterios diferentes lo hecho hasta ahora. Con las decisiones adecuadas todos ganan, pero lo más importante es detonar las acciones necesarias para revitalizar la actividad del sector y que se sienta a nivel de las comunidades en regiones como Veracruz, Tabasco y Campeche, para así iniciar una nueva etapa que cambie la tendencia del sector.

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

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Artículo

De los premios IoT Breakthrough

Emerson es nuevamente la Empresa del Internet Industrial de las Cosas del Año Para ayudar a los clientes a implementar las tecnologías IIoT, la empresa fue pionera en su ecosistema digital Plantweb™, una cartera escalable de tecnologías, software y servicios que permite mejorar el rendimiento en la producción, confiabilidad, seguridad y administración de energía.

Por Global Energy

or segundo año consecutivo, Emerson, compañía global de software y tecnología de automatización, ha sido nombrada "Empresa del Internet Industrial de las Cosas del Año" por IoT Breakthrough. El honor reconoce la innovación y el liderazgo de Emerson en la conducción de tecnologías y estrategias de Internet Industrial de las Cosas (IIoT) para clientes en industrias manufactureras como petróleo y gas, energía, química, ciencias de la vida y otras. Los premios IoT Breakthrough, que recibieron más de 3,500 nominaciones en 2018,

reconocen a innovadores, líderes y visionarios de todo el mundo en una variedad de categorías de IoT, que incluyen tecnología industrial, ciudad inteligente, hogar conectado y otros. Las selecciones son hechas por un panel de jueces de profesionales y expertos de IoT con experiencia práctica en el mercado de Internet de las Cosas, que incluye periodistas, analistas y profesionales de las principales empresas emergentes y de las compañías Fortune 100. Con las capacidades de IIoT, las empresas industriales tienen más potencial que nunca para recopilar datos en tiempo real. Sin embargo, convertir esos datos en información procesable y un desempeño operacional que cambia el juego puede ser un proceso complejo. Para ayudar a los clientes a implementar las tecnologías IIoT sin problemas, Emerson fue pionera en su ecosistema digital Plantweb™, una cartera escalable de tecnologías, software y servicios que permite mejorar el rendimiento en la producción, confiabilidad, seguridad y administración de energía. "A medida que las tecnologías de IIoT continúan evolucionando, los clientes confían cada vez más en nosotros para ayudarles a evaluar e implementar tecnologías digitales para mostrar el rendimiento y el valor del negocio", dijo Lal Karsanbhai, presidente ejecutivo de Emerson Automation Solutions. "Nuestro objetivo es brindar una amplia experiencia en la industria

Hidrocarburos

y tecnologías de automatización que permitan a los clientes aprovechar estas capacidades y optimizar el rendimiento de la planta". Un estudio reciente de Emerson sobre los líderes de la industria responsables de las iniciativas de transformación digital mostró que solo 20 por ciento de los encuestados tenía una visión para la transformación digital y una hoja de ruta clara y viable para implementar. La ausencia de esta hoja de ruta práctica fue citada como la barrera número uno para los proyectos de transformación digital. Para ayudar a los clientes a realizar la promesa de la transformación digital, el ecosistema digital Plantweb de Emerson utiliza un enfoque estructurado y escalable que permite a las empresas enfocarse en áreas prioritarias con una hoja de ruta práctica adaptada a sus necesidades y preparación de negocios. En última instancia, estas soluciones de Plantweb ayudan a los clientes a alcanzar el rendimiento de cuartil superior, medido por la producción optimizada, la confiabilidad y seguridad mejoradas, y un menor uso de energía. "Es bastante claro que la digitalización está cambiando radicalmente la cara de mercados completos, y el nivel de innovación de IoT continúa brindando resultados impresionantes, en particular para los clientes industriales, empresariales e industriales de todo el mundo", dijo James Johnson, managing director de IoT Breakthrough. “En este nuevo mundo de la Industria 4.0, se hace cada vez más difícil para los proveedores de IIoT destacarse en un mercado abarrotado, y Emerson ha demostrado con éxito un nivel de innovación y éxito en el mercado industrial de IoT por segundo año consecutivo para llevar a casa nuestro nombramiento como Empresa IoT del Año. Felicitaciones al equipo de Emerson por su Premio IOT Breakthrough 2019 y el merecido reconocimiento de la industria".

Foto: emerson.com

A medida que las tecnologías de IIoT continúan evolucionando,

los clientes confían cada vez más en nosotros para ayudarles a evaluar e implementar tecnologías digitales para mostrar el rendimiento y el valor del negocio” Lal Karsanbhai, presidente ejecutivo de Emerson Automation Solutions

Hidrocarburos Columna ot o: Yot zel Vital

Opiniones del sector

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Visión general de las herramientas fiscales de los contratos petroleros por Yotzel Vital (*)

Para contestar más a fondo la pregunta del artículo anterior donde se señalaba ¿cómo hace un país para beneficiarse de esta forma de contratos? La respuesta fue que el gobierno se beneficia a través de instrumentos fiscales como impuestos, bonos y regalías, que en conjunto conforman la base de un régimen fiscal. Para poder entender un régimen fiscal petrolero tendremos que ensuciarnos las manos un poco y entrar al cálculo de números que expliquen los beneficios económicos de las partes involucradas. Este artículo intentará explicar los conceptos básicos de los tipos de herramientas fiscales que se usan comúnmente en los contratos petroleros. Aunque puede haber más herramientas de recaudación, en este articulo solo se hablarán de las primeras cinco que son las que más peso tiene en un régimen fiscal de un contrato petrolero, además de que dan definición al tipo de contrato que se usa para cada bloque. La complejidad de estas herramientas es que siempre pueden ser usadas en diferente manera y esto lo decide el Estado o País:

Bonos de Entrada – Pago al Estado al momento de otorgar un contrato petrolero

Foto: Bigstock

l Estado y las compañías internacionales (IOC) disponen de muchas opciones para repartir los costos y ganancias de los proyectos de hidrocarburos. Estas opciones se llaman “herramientas fiscales” que además sirven para determinar las “ganancias divisibles” entre el Estado y las IOC´s. Básicamente, estas herramientas son “las reglas del manejo del dinero”. El termino “ganancias divisibles” es la descripción de la cantidad de dinero que queda después de restar todos los costos a los ingresos generados durante el tiempo de vida de un proyecto petrolero. Estas ganancias son divididas en dos. Una es llamada “goverment take” que son las ganancias destinadas al Estado, y el restante que es destinado a la empresa petrolera (IOC) se llama “contractor take”. Esto por lo regular está representado en porcentajes y en total debe de formar el 100% de las ganancias.

Herramientas fiscales Para determinar los pagos o herramientas fiscales de las OIC al Estado son determinados por los regímenes fiscales de los tipos de contratos que se explicaron en el artículo anterior. Sin embargo, las concesiones, contratos de producción compartida y acuerdos JOA pueden usar una o combinaciones de las siguientes herramientas fiscales: • Bonos de Entrada (signature bonus) • Bonus de Producción • Arredamientos • Regalías • Impuestos Sobre la Renta • División de Ganancias (Profit Share) • Participaciones del Estado (State participation) • Otros Impuestos basados en beneficios económicos. • Otros impuestos generales (como aranceles sobre importación, impuestos sobre la venta, impuestos patrimoniales, impuestos especiales, impuestos locales, impuestos por dividendos, retenciones, etcétera)

Esta herramienta suele ser usada como un factor de desempate para determinar la oferta ganadora cuando varias compañías concursan por un contrato. Esto puede ser negociado o establecido en las bases de licitación. La variación de que pueda ser miles a millones de dólares es con base en la incertidumbre de datos geológicos que se tenga de un bloque. A más información geológica del bloque, mayor es el ofrecimiento de los bonos de entrada. Sin embargo, los bonos de entrada tienden a ser bajos cuando el bloque implica una mayor inversión en la Exploración o mucha incertidumbre. Un bono de entrada mayormente es pagado en efectivo, esto es una vez que se asigna el contrato. Por lo tanto, es un pago al Estado que no involucra riesgo alguno. Esto es debido a que el Estado no depende en nada si la IOC encuentra o no petróleo en cantidades comercialmente viables. Básicamente este es un pago por el derecho de realizar operaciones bajo un contrato petrolero. En México esta herramienta es usada solamente como instrumento de desempate, una vez que el resultado de la fórmula del valor ponderado de la oferta económica es igual entre los participantes (este proceso será explicado en otro artículo), esta herramienta es usada como desempate para asignación de un contrato. El monto más alto que se llegó a pagar en efectivo en la última ronda de aguas profundas en México (Ronda 2.4), fue de 151 millones de dólares por un solo bloque.

Bonos de producción - Pago hecho en algún momento especifico en la vida de un contrato petrolero Este tipo de bonos tienen un riesgo al Estado; sin embargo, pueden ocurrir en el momento en que se declara un descubrimiento comercialmente viable, en el momento en que empieza la producción de petróleo, al alcanzar cierta tasa de producción o alcanzar cierta producción acumulada incluso en todas las etapas. Este ingreso al Estado puede ser fijo en un momento determinado o puede ser con base en el incremento de la producción. Este tipo de herramienta no es utilizada en México.

Arrendamiento – Pago fijo anual o mensual por un periodo determinado mayormente por la duración del contrato Este pago también es en efectivo y puede ser calculado en diferentes formas. Puede ser una cantidad

fija del contrato, una cantidad fija por kilómetro cuadrado de tierra de operación (bloque) o una cantidad negociada. También puede variar los cálculos en base la fase de exploración, producción o ambas. Su ventaja es que el Estado garantiza una ganancia mensual o anual a lo largo del proyecto, lo cual ayuda en la planeación de su presupuesto, sin importar los cambios en el precio del petróleo. El Estado puede calcular la cantidad de pagos de arrendamiento que espera recibir basándose en el número de contratos petroleros que han otorgado y en el área que estos cubren. Asimismo, es un incentivo para la IOC a que renuncie voluntariamente a cualquier área en la que no tiene planeado realizar actividades exploratorias, permitiendo así al gobierno ofrecer dichas áreas a otras empresas. México maneja esta herramienta fiscal con base en los kilómetros cuadrados del área del bloque asignado y cambia dependiendo del tiempo y fase del proyecto en que se encuentre. Primero, de acuerdo con el Art. 23 de la ley de ingresos de hidrocarburos en México. La cuota contractual por el bloque total en fase exploratoria se determina de la siguiente manera: • Durante los primeros 60 meses de vigencia de la asignación se pagará 1,150 pesos por kilómetro cuadrado. • A partir del mes 61 de vigencia de la asignación y en adelante se pagará 2,750 pesos por kilómetro cuadrado. • Además, se incluye otro impuesto que de acuerdo con el Art. 55 de la misma ley, está basado en la actividad de exploración y producción de hidrocarburo. • Durante la fase de exploración 1,583.74 pesos /km2. • Durante la fase de extracción 6,334.98 pesos / km2. Estos valores son mensuales y se actualizarán cada año, de acuerdo con la variación en el índice nacional de precios al consumidor en el año anterior. Esto se usa para los contratos de producción compartida y licencias.

Regalías – Pago hecho con relación a la cantidad y valor del petróleo producido Es la herramienta más importante de un proyecto petrolero, ya que es un impuesto directo a la producción del hidrocarburo. Este impuesto es el más viejo y usado para ingresos al Estado. Por tal, a través de los años ha variado la forma de calcularlo. Los dos tipos de cálculos son Regalía Fija y Regalía Escalonada:

Regalía Fija Es de las más usadas en el mundo. Consiste en un porcentaje del hidrocarburo producido. Las tasas más comunes en el mundo son entre 10 y 15%, pero se pueden encontrar desde 1 hasta 30%. Esta tasa no considera los costos de exploración, desarrollo o producción del barril. Por consiguiente, en proyectos de bajo costo la regalía no tendría gran impacto en las ganancias de la empresa IOC; sin embargo, en proyectos de altos costos como aguas profundas, la regalía llega a tener un impacto mayor a las ganancias del IOC, como se muestra en las siguientes gráficas: Proyecto de bajo costo donde las ganancias de la IOC son altas:

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Columna

Como la regalía es el impuesto directo del hidrocarburo, el Estado decide cómo debe recibir el pago, ya sea en especie o en efectivo. En especie, el Estado toma posesión física de su parte de petróleo. Este método es muy común cuando el país quiere usarlo para uso doméstico u otros factores como descuentos en venta o compra, o incluso si el Estado tiene la infraestructura de transporte y sale más económico que venderla por un tercero, y muchos más factores que pueden encarecer o disminuir el precio final del barril. Sin embargo, la mayoría de los países autorizan a la IOC la venta de su parte de la producción equivalente a la regalía y aceptan el pago en efectivo de lo que la IOC obtiene. México usa los dos tipos de regalías en un solo contrato. Una regalía semi-fija (“semi” ya que varía según el precio del hidrocarburo) que asegura un ingreso mensual al Estado y sin riesgo, por otro lado, una regalía escalonada con factor R.

Impuestos Sobre la Renta (ISR)

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Hidrocarburos

Las preguntas que no deja estas dos gráficas son ¿crees que los impuestos son altos? y ¿cómo le hace el Estado para balancear la atracción de inversión y mayor recaudación de impuestos?

Regalía Escalonada Debido a que la regalía fija tiende a ser injusta en proyectos con altos costos, diferentes países en el mundo han decido ser más atractivos a la inversión; por ello implementaron un sistema de regalías de tasa variable que cambia el porcentaje con base en varios factores como: • El nivel de producción en el campo petrolífero • El nivel de producción del pozo petrolífero • La ubicación • La producción acumulada • La tasa de producción y el precio • El factor R • La tasa interna de retorno • Profundidad del agua a la que se perfora • Índice de gravedad del petróleo Por lo tanto, las regalías escalonadas están basadas en la rentabilidad del proyecto petrolero, pero ¿cuándo un proyecto es rentable? es rentable cuando la tasa de producción es alta, los precios de los hidrocarburos son altos y los costos son muy bajos. Por lo tanto, con un proyecto con estas características el Estado es capaz de mantener una regalía de tasa alta. Usando estos factores como indicadores de la rentabilidad, es posible diseñar un sistema fiscal que genere altas tasas de goverment take al mismo tiempo que el proyecto se vuelve más rentable. El método más usado en el mundo es la de regalías escalonadas de rentabilidad llamado “Factor R”. La “R” hace referencia a la palabra Radio, por lo tanto, un “factor R” es una escala variable que emplea el radio de dos números para determinar una tasa. Para la industria

petrolera, el Factor R más común es el radio de los ingresos acumulados entre los costos acumulados, donde: R= (ingresos acumulados de un proyecto) / (costos acumulados de un proyecto) R es menos que uno (R<1): al inicio de un contrato petrolero, cuando la IOC tiene costos, pero aún no tiene producción; es decir, cuando los costos de un proyecto son mayores que sus ingresos. R es igual a uno (R=1) Cuando los ingresos de un proyecto son iguales a sus costos (momento comúnmente llamado “payout” o de recuperación de la inversión) R es mayor que uno (R>1) cuando los ingresos de un proyecto son mayores a sus costos, durante la fase de producción. Por ejemplo, es muy común ver una Regalía escalonada en factor R en un contrato petrolero como el siguiente: Factor R

Tasa de la Regalía

0<R<1.0

15.00%

1.0<R<1.5

20.00%

1.5<R<2.0

25.00%

R>2.0

35.00%

Como se puede observar en la tabla, una regalía cuya tasa empezó siendo el 15% de la producción inicial, llegó a cambiar dependiendo el resultado del factor R; por lo tanto, cuando el factor R es menor a uno, tiende a ser baja debido a que los costos de producción son mayores a los ingresos; incrementa de forma escalonada hasta llegar al 35% durante la fase de producción, cuando la IOC ha percibido ingresos de producción iguales al doble de sus costos. La fórmula para obtener el factor R siempre es expresada en los contratos, pero básicamente es como lo explicado anteriormente.

Este es un impuesto sobre las ganancias netas generadas por una compañía a partir de las actividades que conduce. Este impuesto por lo regular es homologado para todas las industrias dentro de un país, pero en varios países del mundo llegan a implementar un ISR especial a la industria petrolera. Tal es el caso de Irlanda, que tiene un ISR general del 25%; sin embargo, para empresas petroleras es del 20%. Y esto puede ser debido a que Irlanda no es un país productor de petróleo y esto puede incentivar a empresas (IOC) a explorar en este país. El ISR para la industria petrolera es muy variado, desde 0% como paraísos fiscales, hasta 85% como en Nigeria. Sin embargo, el porcentaje común en el mundo oscila entre 25% y 35%. En México es del 30%. También es importante resaltar que este porcentaje se calcula muy diferente a las regalías u otras herramientas fiscales mencionadas anteriormente. Este impuesto es calculado como en cualquier otra industria, donde puede haber deducciones como depreciación y muchos más. En cambio, las regalías sí son en base al petróleo. Es por esto que el cálculo final del impuesto puede derivar en resultados muy diferentes a las regalías. Una regalía de 12.5% es muy diferente a un impuesto de tasa de 12.5%. Sin embargo, como este tipo de impuestos puede permitir deducciones, a los contratos petroleros se les agrega un concepto de “delimitación” o “ring fencing”, el cual ayuda a demarcar la industria petrolera para que solo conceptos que estén directamente relacionados al petróleo sean deducibles de impuesto.

Otros Impuestos generales La mayor parte de los países cuenta con una variedad de impuestos que sirven para captar ganancias a partir de una variedad de actividades. Por tal, los siguientes impuestos no son exclusivos de la industria petrolera, sino que son usados para cualquier persona física o moral. En este artículo son mencionados porque forman parte indirecta del “goverment take”. • Impuesto Valor Agregado IVA • Derechos de importación • Derechos de Exportación • Impuestos sobre ingresos brutos (turnover tax) • Impuestos industriales • Retenciones Aunque estos impuestos pueden ser considerados indirectos, pueden llegar a ser factores importantes para que un proyecto petrolero sea rentable para inversionistas y Estado. Es por esto que se necesitan instituciones y equipos multidisciplinarios en esta industria. En el siguiente artículo se intentará explicar las herramientas fiscales de División de Ganancias (Profit Share) y Participaciones del Estado (State participation), además de una breve explicación del rol de todas las herramientas fiscales en los de contrato de producción compartida y concesiones.

(*) 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

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De Portada

En 2024 se prevé alcanzar una producción de 2.4 millones de barriles diarios

Necesaria la participación de toda la industria en el Plan Nacional para la Producción de Hidrocarburos

En Ciudad del Carmen, Campeche, el presidente Andrés Manuel López Obrador hizo un llamado a empresarios, trabajadores en activo y jubilados de Pemex para ver hacia adelante y enfrentar juntos los retos en exploración, perforación, refinación y transformación del petróleo.

Una de las líneas principales de acción es el desarrollo acelerado de 20 campos descubiertos que iniciaron su desarrollo en diciembre de 2018 y que terminarán en 2021, esperando una producción de 73 mil barriles por día para diciembre de 2019. En este sentido, señaló que el campo petrolero de Cantarell merece un reconocimiento histórico, ya que por más de 40 años mantuvo al país con una producción superior a dos millones de barriles diarios; aunque ahora produce alrededor de 200 mil barriles. Por eso, lanzó como desafío para los ingenieros petroleros del país trabajar en la recuperación de Cantarell, pues todavía se puede sacar petróleo de este campo si se trabaja en su investigación, así como en la de todos los campos que fueron sobreexplotados y mal manejados en años anteriores. “Todo esto puede llevarnos tiempo, puede ser que tardemos tres o seis años, pero le dejaremos a los nuevos gobiernos una posibilidad de explotación a futuro. Esto es una tarea que debe de plantearse, porque lo de Cantarell es un fenómeno mundial; estamos hablando posiblemente del campo más productivo del mundo, y al mismo tiempo del campo peor explotado del mundo. Por eso, es una tarea para técnicos, especialistas y para el Instituto Mexicano del Petróleo que podamos seguir beneficiándonos con Cantarell”, señaló.

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on inversiones en exploración y perforación de pozos en tierra y aguas someras de Veracruz, Tabasco y Campeche, así como la reactivación del mega yacimiento Cantarell, es como el presidente Andrés Manuel López Obrador prevé que se incremente la producción de hidrocarburos. En Ciudad del Carmen, Campeche, el mandatario puso en marcha el Plan Nacional para la Producción de Hidrocarburos, cuya finalidad es elevar la producción actual de un millón 750 mil barriles diarios a más de dos millones 400 mil barriles diarios para el año 2024. En el marco de este evento, el mandatario afirmó que se trata de un momento decisivo en la historia de México y de la explotación petrolera, algo parecido a lo que tuvo que hacerse en 1938, colocando el actual escenario como el nuevo rescate de Petróleos Mexicanos (Pemex). Para reactivar la industria petrolera, anunció que se realizarán inversiones donde se sabe que hay crudo y que cuesta menos extraerlo, todo en un contexto de austeridad republicana y con ahorros sin contratación de deuda, sin aumentar impuestos en términos reales y sin acrecentar los precios de los combustibles. “Vamos a poder financiar este plan de rescate a la industria petrolera y por eso mi agradecimiento a los empresarios, porque nos están ayudando; no solo porque tienen el conocimiento y la experiencia, sino también porque están aceptando bajar los costos de producción, y eso es muy importante porque vamos a reducir costos”, aseguró. Destacó que de este plan depende que se puedan producir las gasolinas en el país, pues aunque ya se tiene un Plan Nacional de Refinación que consiste en reparar, mejorar y modernizar las seis refinerías, así como construir una nueva en Tabasco, si no se produce la materia prima no se puede hacer nada.

Foto: Presidencia

Por Juan José García

Ciudad del Carmen y Campeche son el hogar de la industria petrolera nacional, un hogar que juntos vamos a cuidar y hacer crecer, para que esta industria sea la fuente de una nueva era de prosperidad y bienestar para todo el pueblo campechano” Alejandro Moreno Cárdenas, gobernador de Campeche

Rescate de Pemex y reversión de la caída petrolera El ingeniero Octavio Romero Oropeza, director general de Pemex, fue el encargado de presentar el Plan Nacional de Exploración y Producción que Petróleos Mexicanos implementará durante los próximos seis años, con el cual se espera rescatar a la empresa para que se convierta, de nueva cuenta, en palanca del desarrollo nacional, garantizando la seguridad y soberanía energética de México. En primera instancia, Romero Oropeza hizo un diagnóstico de la situación actual de la producción de hidrocarburos, la cual atraviesa por una situación complicada al haberse desplomado en cerca de 800 mil barriles diarios en tan sólo cuatro años, lo que representa una declinación continua anual de aproximadamente ocho por ciento. “La problemática es tan crítica, que al día de hoy estamos explotando la misma cantidad de crudo que hace 40 años: un millón 730 mil barriles; con un ingrediente adicional: la administración anterior inició importaciones de crudo ligero debido a la caída de la producción para nuestras refinerías”, expuso. Abundó en que la razón fundamental de esta caída en la producción de aceite y gas radica principalmente en que la inversión se redujo drásticamente a partir de 2014, cuando pasó de 24 mil a sólo ocho mil millones de dólares en 2018, lo que ocasionó que la cantidad de pozos que se perforaron y repararon fuera

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Cobertura

De Portada

Plan de Producción de Aceite y Gas 2019-2024 El planteamiento en esta nueva administración para lograr la soberanía energética del país se enfoca en implementar un plan de negocios que asegure el incremento de la producción de hidrocarburos con una meta de dos millones 624 mil barriles diarios al 31 de diciembre de 2024. Dicho plan está sustentado en cinco objetivos estratégicos, con 16 líneas de acción, entre las cuales destacan asegurar el incremento de reservas, enfocando la inversión en las cuencas del sureste de aguas someras y tierra, así como en las cuencas del norte convencionales; desarrollar de manera acelerada los campos descubiertos garantizando el máximo factor de recuperación; la reducción sistemática de costos implementando nuevos procesos y modelos de contrato, e incrementar el factor de recuperación en los campos maduros. La incorporación de reservas será de aproximadamente mil 500 millones de barriles por año, logrando un factor de reposición de casi dos, con lo cual se repondrá lo que se produzca y se agregará casi la misma cantidad a las reservas existentes con el fin de garantizar la viabilidad de la empresa a largo plazo. Para lograrlo, se asegurará un incremento de las inversiones en exploración en aproximadamente un 10 por ciento anual. Para reactivar la producción el enfoque estará en incrementar la actividad en perforación y reparación de pozos en los campos en explotación con reservas 2P, aumentar el factor de recuperación en campos maduros, reducir la declinación de los yacimientos en explotación aplicando tecnología y sistematizando mejores prácticas de administración integrada de yacimientos y en el desarrollo oportuno de nuevos campos descubiertos con la nueva estrategia de exploración. No obstante, Octavio Romero señaló que uno de los obstáculos que impedían a Pemex desarrollar oportunamente sus campos era la sobrerregulación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos y de la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente para las autorizaciones de sus planes de desarrollo, por lo que, durante el periodo de transición, se logró que las autorizaciones de dichos órganos, que duraban más de tres años, pasaran a tan solo 50 días, con lo que se pudo dar inicio a la perforación del pozo Xikin

22, que forma parte de un nuevo descubrimiento y que será posible que produzca su primera gota de aceite en octubre del 2019. Otra de las líneas de acción en este plan de trabajo es la reducción sistemática de costos y riesgos. En ese sentido, equipos de especialistas de Pemex elaboran dos nuevos modelos de contrato en este proyecto: para la infraestructura marina el modelo propuesto es la contratación integral de toda la infraestructura, que incluye la plataforma marina para recuperar pozos, el amarre, transporte e instalación de la misma, la contratación de los ductos y el amarre de estos a la plataforma. Por otro lado, la perforación de pozos será contratada llave en mano, dejando la responsabilidad a la compañía o consorcio de la entrega del pozo en el tiempo y costo pactados; además, se asegurará un incentivo a quien mejor haga el trabajo con base en los indicadores establecidos en el contrato. Así, Pemex será el responsable de la ingeniería y la supervisión de los servicios, con lo que se espera obtener un ahorro de por lo menos 20 por ciento. Mientras, para construir la infraestructura de la producción marina se asignarán dos contratos: el primero para siete plataformas de producción marinas y 114 kilómetros de ducto para la producción de aceite y gas, y el segundo para seis plataformas de producción marinas y 62 kilómetros de ductos con el mismo objetivo. Cabe destacar que por la heterogeneidad de los nuevos campos, la perforación de pozos se dividió en cinco grupos, en los que se asignarán tres contratos por cada grupo; los tres primeros habrán de asegurar la perforación de 16, 22 y 24 pozos respectivamente, todos incentivados al desempeño; los otros dos grupos asegurarán la perforación de 11 y 44 pozos, respectivamente, también incentivados al desempeño.

En total, se habrán de perforar 73 pozos marinos y 44 terrestres.

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mucho menor de la que debió haberse ejecutado, y que por tanto no se alcanzó a restituir la declinación de los campos. Al mismo tiempo, como consecuencia de la falta de inversión, tampoco hubo incorporación suficiente de nuevas reservas, ya que las reservas remanentes 2P cayeron de 25 mil en 2014 a solo 15 mil millones de barriles en 2018, mientras que el destino de los recursos también jugó un papel importante, ya que durante los últimos 12 años el 41 por ciento del dinero asignado a la exploración fue canalizado a proyectos de aguas profundas, que darán la primera gota de aceite para 2025.

Foto: Presidencia

12 campos marinos están distribuidos en el litoral de Tabasco y 4 en la sonda de Campeche, 3 campos terrestres se ubican en Tabasco y 1 en Veracruz. Estos representan una reserva 2P de 1,900 millones de barriles y una reserva 3P de 3,800 millones de barriles.

Con este proyecto, la producción de gas se incrementará en 1,200 millones de pies cúbicos diarios, como gas asociado a la producción de aceite.

en el sector petrolero, por lo que se podría esperar que en el futuro se den nuevos descubrimientos de este tipo en esa zona. Por su parte, Claudia Manríquez, presidenta del Consejo Coordinador Empresarial (CCE) y Canacintra Chihuahua, considera que el Plan Nacional de Hidrocarburos contribuirá a detonar la economía del país, e indica que en las ciudades fronterizas se tiene optimismo para 2019 con la implementación de las reformas en materia de energía, las cuales ayudarán a explotar el potencial energético y empresarial de las regiones. “En algunas fronteras se tienen sus reservas respecto al tema de la homologación de los energéticos, debido a que el valor de la gasolina en San Diego es mucho más alto que en Juárez, entonces hay sus reservas”, enfatizó Manríquez. Finalmente, el senador Américo Villarreal Anaya considera que este plan es importante para México ya que se ha comprobado que la refinería de Tamaulipas presenta un deterioro considerable, pues tiene más de un año que dejó de operar, lo que reafirma que esas instalaciones son las más olvidadas del país. “Estos son momentos muy importantes en la historia del país porque el Presidente de la República inicia el rescate de Pemex, situación que no fue atendida por los gobiernos anteriores, provocando con ello la excesiva importación de combustibles”, puntualizó el senador integrante de la Comisión de Energía en el Senado de la República.

Abstract

Plan de Hidrocarburos es el primer paso para revertir tendencia a la baja en producción La firma KPMG afirma que si se considera que la declinación actual es de alrededor de 96,000 barriles mensuales en la producción promedio diaria, tomando como base el monto de 2017, el desarrollo de nuevos descubrimientos como Ixachi, o más recientemente el pozo Xikin 22, junto con las actividades petroleras de las licitaciones que no conllevan riesgo geológico, pueden constituir un freno a la declinación, lo cual es el primer paso para revertir esta tendencia. KPMG confía en que con este descubrimiento se estará iniciando el desarrollo de un nuevo play

Foto: Presidencia

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Mexican President Andrés Manuel López Obrador, launched the National Plan for the Production of Hydrocarbons in a move to strengthen the country’s oil industry. AMLO’s plan aims at boosting output by recovering oil deposits and increase output to 2.4 million barrels of oil per day by 2024 to achieve the country’s energy sovereignty.

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Infografía

PEP, ante el reto de rescatar la producción petrolera nacional La producción de hidrocarburos en México ha tenido etapas muy distintas a lo largo de su historia. Anteriormente tuvo un largo periodo de alta producción, seguido de otro, y en últimos años ha estado marcado por una caída permanente hasta el día de hoy. LA PRODUCCIÓN DE CRUDO DE PEMEX en octubre fue la más baja de la que se tiene registro en 2018, al promediar 1 millón 764 mil barriles por día, el menor volumen mensual registrado desde septiembre de 2017 y uno de los más bajos en su historia por lo menos en las últimas tres décadas.

Pemex Exploración y Producción (PEP) Año

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2,522*

2,429*

2,267*

2,154*

1,948*

1,853*

Producción total de petróleo crudo

*Millones de barriles por día

Producción Octubre 2018

Diagnóstico actual

La producción actual de crudo se ha desplomado en cerca de 800 mil barriles diarios en tan solo cuatro años, lo que representa una declinación continua anual de aproximadamente 8%.

Por tipo, PEP produjo 1,073 millones de barriles de crudo pesado, 537 mil ligeros y 154 mil superligeros.

La inversión se redujo drásticamente a partir del 2014, cuando se pasó de 24 mil a solo ocho mil millones de dólares en 2018.

En bloques, produjo 1,455 millones de unidades diarias en aguas someras, 221 mil en la zona sur y 89 mil en la zona norte.

Generó 171,700 barriles de gasolina diarios y 83,400 de diésel

*Últimas cifras disponibles por parte de Pemex*

Al día de hoy se está explotando la misma cantidad de crudo de hace 40 años: un millón Se730 retiran fluidos mil los barriles. inyectados y la arena permanece para tener abiertos los espacios por donde fluirá a la superficie el petróleo o el gas, y se repite el proceso en la parte horizontal.

2 Las reservas remanentes 2P cayeron de 25 mil en 2014 a 15 mil millones de barriles en 2018.

Durante los últimos 12 años, el 41% del presupuesto para exploración fue canalizado a proyectos de aguas profundas, donde se tendrá la primera gota de aceite hasta el año 2025.

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Plan de Amlo para revertir esta situación

En Ciudad del Carmen, Campeche, el presidente Andrés Manuel López Obrador presentó el Plan Nacional para la Producción de Hidrocarburos, una estrategia para rescatar a la industria petrolera con perspectiva hacia adelante, que implica un desafío para poder alcanzar una meta de dos millones 624 mil barriles diarios al 31 de diciembre de 2024.

El plan está sustentado en cinco objetivos estratégicos con 16 líneas de acción, entre las que destaca asegurar el incremento de reservas, enfocando la inversión en donde Pemex siempre ha tenido éxito: las cuencas del sureste de aguas someras y tierra, así como las cuencas del norte convencionales.

Durante el periodo de transición se logró que las autorizaciones de la Comisión Nacional de Hidrocarburos y la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente, que duraban 1,115 días o más de 3.2 años, pasaran a 50 días. De esta manera, con el inicio de la perforación del pozo Xikin 22, será posible producir la primera gota de aceite en octubre del 2019.

La incorporación de reservas será de aproximadamente mil 500 millones de barriles por año, logrando un factor de reposición de casi dos, es decir, repondrán los que produzcan y agregarán casi la misma cantidad a las reservas existentes.

Otra de las líneas de acción de fondo es la reducción sistemática de costos y riesgos. Especialistas de Pemex elaboran dos nuevos modelos de contrato: para la infraestructura marina el modelo propuesto es la contratación integral de toda la infraestructura, mientras que la perforación de pozos será contratada llave en mano, dejando la responsabilidad a la compañía de la entrega del pozo en el tiempo y costo pactados.

Para lograrlo, habrá un incremento de las inversiones en exploración en aproximadamente un 10% anual.

La producción de gas se incrementará en aproximadamente un 50%.

Hay 20 campos descubiertos que iniciaron su desarrollo en diciembre del 2018 y terminarán en el 2021, esperando una producción de 73 mil barriles por día en diciembre del 2019.

Se espera un ahorro de por lo menos el 20% aplicando este tipo de contratos.

El 15 de enero se firmarán los contratos de infraestructura y los de perforación de pozos el 31 del mismo mes.

Para construir la infraestructura de la construcción marina se asignarán dos contratos: el primero para siete plataformas de producción marinas y 114 kilómetros de ducto para la producción de aceite y gas; el segundo para seis plataformas de producción marinas y 62 kilómetros de ductos.

En total, se habrán de perforar 73 pozos marinos y 44 terrestres.

De estos campos marinos, 12 están distribuidos en el litoral de Tabasco y cuatro en la sonda de Campeche. De los terrestres, tres se ubican en Tabasco y uno en Veracruz. Estos campos representan una reserva 2P de mil 900 millones de barriles y una reserva 3P de tres mil 800 millones de barriles.

Por la heterogeneidad de los nuevos campos, la perforación de pozos se dividirá en cinco grupos, en los que se asignarán tres contratos por cada grupo: los tres primeros habrán de asegurar la perforación de 16, 22 y 24 pozos, todos incentivados al desempeño. Los otros dos grupos van a asegurar la perforación de 11 y 44 pozos, respectivamente.

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Prioritario aumentar producción de gasolinas y combustibles

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Plan de refinación y combate al robo de combustibles asegurará acceso a la energía en todo el país F

Dos Bocas, Paraíso, Tabasco, es el lugar ideal para la nueva refinería porque aquí llegan los ductos de petróleo y la materia prima proveniente del litoral de Tabasco y de la sonda de Campeche, donde se extrae el 80% de hidrocarburos en México” Rocío Nahle, secretaria de Energía.

Foto: Pemex

La nueva era de Petróleos Mexicanos dio inicio con la presentación del Plan Nacional de Refinación, que contempla la rehabilitación de las seis refinerías existentes y la construcción de una nueva en Tabasco, el cual estará acompañado por el Plan contra el Robo de Hidrocarburos; todo un proyecto conjunto de atención a instalaciones estratégicas de Pemex para garantizar la soberanía energética de la nación.

Por Juan José García

nte la situación actual que atraviesa el mercado de combustibles en México, el Gobierno Federal se dio a la tarea de establecer una ruta de trabajo que permitiera en un corto a mediano plazo revertir algunos índices productivos y financieros para que en este sexenio la balanza comercial petrolera tenga un superávit que equilibre la balanza de pagos en el país. Como responsable de satisfacer los servicios básicos de la población, la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador anunció el Plan de Producción de Combustibles, mediante el cual se rehabilitarán las seis refinerías existentes y se implementará una estrategia de mantenimiento exhaustivo en las plantas de proceso, con lo que se logrará aumentar la producción de gasolinas y combustibles. Para concretarlo, Petróleos Mexicanos (Pemex) estableció un programa para extraer y procesar el

hidrocarburo producido, eliminando las impurezas y los excesos de azufre para poder abastecer de carga a las refinerías existentes y cubrir la demanda en forma gradual conforme se vayan rehabilitando los equipos críticos en cada centro de trabajo. Como primer paso se dio inicio al procedimiento de ley para adquirir el refaccionamiento básico, con el que se dará una sustitución de piezas importantes en algunos equipos, mantenimiento de equipos internos y periféricos, reemplazo y sustituciones por equipo nuevo con tecnología de punta e intervención en sistemas de instrumentación y control. Además, se llevará a cabo la intervención de equipos dinámicos como compresores, cambiadores de calor, calentadores, bombas, válvulas, reactores, regeneradores, sopladores y otros equipos centrales como calderas, turbogeneradores y torres de enfriamiento, aunado a que en las seis refinerías se atenderán las subestaciones eléctricas, tableros, transformadores, edificios y ductos eléctricos.

En el 2022, con las siete refinerías, se procesarán 1 millón 863 mil barriles de crudo por día, de los cuales se obtendrán 781 mil barriles de gasolina y 560 mil barriles de diésel por día.

De acuerdo con el programa, la Refinería de Salamanca será intervenida en dos etapas, y tan solo en la primera se desarrollará el mantenimiento del tren de proceso para que al final del 2019 produzca el 75% de su capacidad. Para la Refinería de Minatitlán, que recientemente fue reconfigurada, se prevé la atención esencial del cambio de catalizador y la rehabilitación de la planta Mina 1, para que aumente la carga a mediados de este año. Mientras, el proyecto destaca que la Refinería de Madero tiene más de un año fuera de operación; sin embargo, se espera el arranque de una primera etapa en enero, en tanto que el tren de refinación se estará poniendo en operación durante noviembre. Para la Refinería de Cadereyta la reconfiguración indica que es necesario un mantenimiento profundo a los equipos dinámicos, para que en su segundo periodo de intervención aumente su capacidad de procesamiento. Asimismo, para la Refinería de Salina Cruz se diseñó un programa intenso para reconstruir el sistema de recibo de crudo y distribución de plantas primarias. De esta forma, se llevará a cabo la operación en ascendencia en forma paulatina para lograr en diciembre de 2019 una producción de hasta el 70 por ciento de su capacidad. Finalmente, como parte fundamental del programa de atención a la Refinería de Tula, se prevé intervenir la planta de H-Oil que actualmente está abandonada y que es indispensable que se rehabilite para aumentar la producción de gasolinas y transformar los residuos de vacío, que en gran parte son desaprovechados. Con todas estas medidas, en un primer año se espera disparar la producción en forma significativa, para que a mediados del 2020 se llegue a la meta final de producción de 600 mil barriles de gasolina por día. En este sentido, con una visión de crecimiento económico, tecnológico e industrial, el gran proyecto de infraestructura energética

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De Portada Cobertura

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Eliminar el robo de combustibles mejora las finanzas de Pemex, mejora las finanzas públicas y el hacerlo con fuerza y de manera decidida es un tema importante porque genera los incentivos correctos a la inversión tanto pública como privada” Foto: Pemex

del nuevo gobierno será la construcción de la séptima refinería en México, que se ubicará en Dos Bocas, Tabasco. Esta refinería contará con 17 plantas de proceso, 93 tanques y esferas y un sistema de generación de energía autosuficiente. Se proyecta que Dos Bocas procesará 340 mil barriles de crudo al día para obtener 170 mil barriles de gasolina y 120 mil de diésel de ultra bajo azufre diarios, pues producirá el equivalente a casi el 30 por ciento de las gasolinas que actualmente se importan. Además, Dos Bocas cuenta con una importante infraestructura para abastecer de crudo, lo que permitirá la cobertura de envío a la zona Centro-Occidente, la Península de Yucatán y el Pacífico Sur. La nueva refinería contará con tecnología de punta en todas sus plantas para procesar con eficiencia los crudos de la región y lograr altos rendimientos de refinados, lo cual mejorará su disponibilidad y precio. Además, las ventajas de localizar la refinería en Dos Bocas, Tabasco, son la disponibilidad de crudo, el arribo de ductos marinos, la infraestructura para el almacenamiento y el transporte de productos, así como las instalaciones de cabotaje para la salida de productos.

Foto: Pemex

60 mil millones de pesos sumó la pérdida por robo de combustibles a Pemex durante 2017.

distribución, por lo que hay “huachicoleros de abajo y huachicoleros de arriba”. En este sentido, se informó que los trabajos iniciaron desde el área de Pemex Logística, responsable del control de los ductos, estableciendo que quienes manejaban el control de esos ductos eran los que permitían que este robo se concretara. “El primer paso consistió en controlar todo el sistema de monitoreo de ductos, se cerraron válvulas que llevaban a que se ordeñaran los ductos y se robaran los combustibles, gasolinas y diésel; eso está controlado. No deja de haber robo pero disminuyó mucho”, refirió el mandatario.

Existe gasolina suficiente y su abasto se normalizará con un plan de distribución y vigilancia La estrategia del Plan Conjunto de Atención a Instalaciones Estratégicas de Pemex está encaminada a tomar el control del sistema de distribución y a reforzar la vigilancia en los mil 600 kilómetros de los seis ductos principales del

Plan conjunto combatirá robo de combustibles e impulsará seguridad energética Sumado al Plan de Producción de Combustibles y con la participación de 15 dependencias del Gobierno Federal, arrancaron oficialmente las acciones que conforman el Plan Conjunto de Atención a Instalaciones Estratégicas de Pemex, que a unos días de su implementación reportó una reducción inicial del 17.4 por ciento en la incidencia de este delito en comparación con noviembre del 2018. En el marco de este lanzamiento, el presidente López Obrador aseguró que se prepara una reforma legal para que el robo de combustibles sea considerado como delito grave sin derecho a fianza, y señaló que su administración espera la participación de todos los mexicanos para terminar con el robo multimillonario a las arcas públicas. El mandatario señaló que el huachicoleo es un plan que tiene vinculación al interior del gobierno y se apoya en un sistema de distribución de combustibles, por lo que hay la hipótesis de que, de todo el robo, solo el 20 por ciento se da con la ordeña de ductos, mientras que el resto tiene que ver con un plan que se opera con la complicidad de autoridades y con una red de

Foto: Pemex

Consideramos que para optimizar la distribución y el reparto mediante autotanques (aun cuando se estima que esta forma de transporte es hasta 14 veces el precio del transporte por ducto) pueden implantarse acciones adicionales de suministro con las diversas asociaciones de transportistas” Onexpo Nacional

Alejandro Werner, director del departamento del hemisferio occidental del Fondo Monetario Internacional (FMI) país, lo cual derivó en que algunas regiones del país resintieran un desabasto de combustibles durante los primeros días del 2019. Sin embargo, las autoridades explicaron que el país cuenta con gasolina suficiente para cubrir la demanda, y dijeron que lo que se está cuidando con este plan es la distribución de los combustibles y el no abrir los ductos para que no haya fugas, a menos que exista vigilancia por parte de personal especializado. De tal manera, el jefe del Ejecutivo ordenó reforzar el plan de vigilancia de elementos del Ejército en instalaciones de Pemex, esto para normalizar paulatinamente el abasto y garantizar que no haya robo de hidrocarburos. Con esta estrategia, al 8 de enero de este año las arcas públicas registraron un ahorro por el orden de dos mil 500 millones de pesos. En este aspecto, se indica que antes del plan del robo de gasolinas, en promedio eran robadas 787 pipas diarias, mientras que con el plan se logró bajar la incidencia a 177 pipas diarias. De tal manera, desde que se inició el plan se han robado 8 mil 540 pipas menos, que si fueran colocadas una tras otra representarían 80 kilómetros de pipas que ya no se han robado. “Cuando decidimos sobre este plan lo hicimos también pensando en que hay ahora una circunstancia favorable de precios bajos de combustibles a nivel internacional. De 800 mil barriles que consumimos, diariamente se compran 600 mil. Ahora por fortuna, ese combustible que se está comprando se adquiere a precio bajo, lo cual nos permite tener abasto y al mismo tiempo mantener los precios”, puntualizó López Obrador. Por todo esto, el Plan Conjunto involucra acciones más allá del alcance del gobierno que necesitan de la participación de la industria y la ciudadanía para terminar juntos con este ilícito. “Convoco a los trabajadores de Pemex para que nos apoyen a que se logre el propósito de cero corrupción; hago un llamado a los concesionarios, dueños de gasolineras, para que no vendan gasolinas robadas; un llamado a los compradores de gasolina robada, a contratistas, porque se hizo normal este robo; un llamado a que no se compre combustible robado y un llamado a los transportistas para que no transporten gasolina y diésel robado”, enfatizó Andrés Manuel López Obrador.

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De Portada Entrevista

Ing. Felipe de Jesús Rivera

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Vicepresidente de Automatización de Procesos de Schneider Electric México y Centroamérica

Digitalización de los procesos de refinación, imprescindible para la rentabilidad y eficiencia

Foto: Bigstock

entender la eficiencia y el ciclo de vida de cada uno de sus dispositivos, llevando toda esta información hasta el siguiente nivel, que Schneider Electric llama Edge Control. “Una tercera capa que diseñamos en EcoStruxure es el software AppDigital Services, la tercera capa que concentra toda la información masiva que se genera tanto en los Connected Products como en el Edge Control para hacer inteligencia artificial, análisis de Big Data, y poder usar las diferentes infraestructuras que hoy existen, como Cloud Computing, que permite utilizar esta infraestructura disponible en la red”, así, es posible maximizar las capacidades de datos que dan los Connected Products y el Edge Control. El Vicepresidente de Automatización de Procesos de la empresa puntualizó que con la integración de su recurso Profit Advisor, la compañía proporciona la capacidad de calcular la rentabilidad de cada dispositivo de medición, y ofrece los sistemas Semantic Engine para agilizar la tecnología y permitir a los operadores evitar dificultades, dada la necesidad de reacción inmediata que la industria demanda para mitigar accidentes que significan altos costos, como los suscitados en Madero o Salina Cruz, por citar algunos. Asimismo, cuenta con dispositivos que controlan, registran e indican las variables de un procedimiento con ayuda de la inteligencia artificial y microporcesadores que adaptan parámetros de sintonización y generan una respuesta óptima, lo que puede traducirse en mayor uso de activos, productividad, ahorro de tiempo y reducción de costos para una puesta en marcha, operaciones y mantenimiento.

Foto: E-media

En la industria de la refinación, la calidad y aplicación de instrumentos innovadores son factores determinantes del éxito operacional y comercial. En contraparte, una carencia de plataformas digitales puede significar la nula rentabilidad y, a este respecto, en México aún existen múltiples áreas de oportunidad en las cuales trabajar. Por Claudia García

a refinación petrolera mueve las economías de los países tanto desarrollados como en crecimiento. Es una industria altamente competitiva y de corto margen de rentabilidad, por lo cual, las herramientas de instrumentación y control resultan determinantes. Los diversos activos de las refinerías en México requieren un mantenimiento profundo y, en muchos casos, de una actualización tecnológica, cuyos altos costos derivan de la necesidad de personalizar cada proceso. Así lo explicó el ingeniero Felipe de Jesús Rivera, Vicepresidente de Automatización de Procesos de Schneider Electric México y Centroamérica, en entrevista exclusiva para Global Energy. De acuerdo con el ingeniero Rivera, actualmente los mercados demandan procesos dinámicos, por lo tanto, su digitalización redundaría en mayor flexibilidad operativa y mayor retorno de inversión. “Cuando una refinería implementa o adecua la digitalización con soluciones Schneider Electric, nuestro compromiso es aumentar su competitividad, reforzar su rentabilidad y optimizar entre 3 y 7% su costo de operación, que en muchos casos es el margen de utilidad total de un proceso de refinación completo y, al tratarse de un negocio tan regulado, demandante y vital en la economía de una nación, esto representa un resultado significativo”, señaló. Comentó que, definitivamente, en nuestro país, hace falta una inversión importante en digitalización de procesos de refinación, no obstante, hizo énfasis en que éste no es un asunto particular de Pemex, sino una condición de todas las refinerías del mundo con más de 10, 15 ó 20 años de existencia, que han pasado por un curso natural de obsolescencia al verse rebasadas por la tecnología, que avanza a gran velocidad. Indicó que hay un rezago importante en algunas unidades y moderado en otras: “nuestras refinerías comprenden una gran variedad de procesos; es decir, son grandes y complejas, lo que las

Más que una modernización, la infraestructura de refinación necesita evolucionar

Foto: eMedia

Es una obligación construir la nueva refinería con una plataforma digital, de lo contrario, se compromete su rentabilidad. vuelve difíciles de evaluar como una sola entidad, pues nacen en épocas y situaciones de mercado distintas, y bajo circunstancias de operación con las que conforman una huella digital única”. Explicó que dentro de cada una hay varias plantas, con tres, cinco, diez o hasta 50 años de antigüedad, así que cada una se configura de manera diferente, pero es claro que mucha de la tecnología con la que cuentan carece del software hoy disponible, lo que significa que las oportunidades de mejora son significativas para situarse en un estado efectivo y eficiente de operación y por supuesto, rentabilidad. Destacó que la oferta EcoStruxure de Schneider Electric de digitalización industrial permite a sus clientes en la industria de refinación mantenerse en un nivel muy saludable de rentabilidad, eficiencia, disponibilidad y seguridad, cubriendo desde la primera capa, que ellos llaman Connected Product (instrumentación, sensores y automatización de elementos finales de control), hasta la digitalización de la medición de los procesos; es decir, capacidades de procesamiento de información y de diagnóstico para

Cuando una refinería implementa o adecua la digitalización, nuestro compromiso es aumentar su competitividad, reforzar su rentabilidad y optimizar entre 3 y 7% su costo de operación, que en muchos casos es el margen de utilidad total de un proceso de refinación completo y, al tratarse de un negocio tan regulado, demandante y vital en la economía de una nación, esto representa un resultado significativo”

El ingeniero Felipe Rivera opinó que es 100% viable llevar a cabo las actualizaciones tecnológicas pertinentes en las refinerías mexicanas y que, para la construcción de una nueva, es prácticamente una obligación que incorpore con una plataforma digital, de lo contrario, estaría destinada a una nula rentabilidad; sin embargo, aclaró que no se trata de hacer que Pemex renueve toda su infraestructura porque caería en una modernización inviable: “lo que ofrecemos en Schneider Electric es un software que permite actualizar la infraestructura existente, hacerla evolucionar, incrementar sus capacidades y llevarla a un nivel de digitalización eficiente, confiable, competitiva y rentable”. Resaltó que aunque aún necesitan una profunda actualización y mantenimiento, han integrado y adaptado poco a poco y de forma natural sus sistemas en las seis refinerías del país. “Sería muy recomendable para la industria de la refinación que las empresas se den la oportunidad de analizar lo que existe a disposición para aumentar la capacidad de los activos. Hemos digitalizado las refinerías más importantes del mundo, como la de Jamnagar, en India, y para la nueva refinería esperamos que Pemex invite a Schneider Electric a participar como tecnólogo experto para construir un sistema de refinación saludable a la altura de los mercados globales a los que hoy nos enfrentamos”, concluyó.

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De Portada Entrevista

Alejandro Limón Portillo

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Investigador de Energía y Finanzas Públicas del CIEP

Suministro de insumos y presupuesto a Pemex, factores a atender en pro de la refinación

Foto: Pemex

La construcción de la nueva refinería en México debe estar orientada a atender la oferta y demanda de petrolíferos, con flexibilidad para refinar distintos tipos de crudo, pues de lo contrario se convertirá en capacidad ociosa y un gasto innecesario. Por Juan José García

Foto: Bigstock

l Sistema Nacional de Refinación (SNR) ocupa actualmente alrededor del 40% de su capacidad. Dentro de las causas por las que la refinación en México ha caído en los últimos años, se identifican una menor producción petrolera -que además se conforma principalmente por crudo pesado-; ineficiencia de operación en las refinerías, y un bajo presupuesto a Pemex Transformación Industrial (TRI), las cuales son interdependientes entre sí. Alejandro Limón Portillo, investigador de Energía y Finanzas Públicas en el Centro de Investigación Económica y Presupuestaria (CIEP), afirma que la primera razón por la que la refinación en el país ha disminuido es la falta de materia prima, concretamente de petróleo crudo, cuya producción en los últimos 18 años se redujo 37.3% a una tasa anual promedio de -2.6 por ciento. En entrevista para Global Energy, Limón Portillo explica que las seis refinerías del SNR fueron construidas aproximadamente entre los años 70 y 80, cuando el petróleo que se extraía en México era en su mayoría dulce. Sin embargo, refiere que con el paso de los años este tipo cambió y la producción pasó a ser en su mayoría de crudo pesado, por lo que los centros refinadores no tenían la capacidad suficiente para ese tipo de crudo. Esto significa que en la actualidad el Sistema Nacional de Refinación se encuentra relativamente incapacitado para producir petrolíferos a partir de crudo mexicano. No obstante, así no fue en un inicio, pues el SNR logró satisfacer el total de la demanda nacional hasta 1996. Como respuesta a ello y con el fin de incrementar la capacidad de procesar crudo pesado -indica el

El Sistema Nacional de Refinación fue diseñado para procesar crudos ligeros con una densidad de 38 a 39 grados API y bajo contenido de azufre; sin embargo, la mayoría del petróleo extraído es de 21 a 22 grados, catalogado como pesado.

investigador- en 1999 se iniciaron los proyectos de reconfiguración de las refinerías. Este procedimiento se completó para los complejos de Madero y Cadereyta en 2003, mientras que para Minatitlán fue en 2011. No obstante, la reconfiguración de Tula y Salamanca se encuentra en operación, mientras que la de Salina Cruz se halla en fase de planeación. Por esto, a raíz de los factores que menciona, México cuenta con un sistema de producción y refinación complejo, donde se extrae crudo pesado, pero se refina crudo ligero. “Actualmente nuestras refinerías ya pueden operar dos tercios de petróleo dulce y un tercio de petróleo crudo; antes era 100 – 0 aproximadamente. Ese es uno de los problemas a los que se enfrenta la refinación actualmente, sumado al de insumos como el hidrógeno, que es una de las causas que no se han mencionado en el debate público, pero que es importante porque sirve para desulfurar el crudo y que pueda convertirse

en uno más ligero para que nuestras refinerías lo puedan operar”, detalló. Insistió en que la ausencia de este insumo está llevando a que las refinerías incurran en paros no programados, que en la actualidad se componen en un 63% por falta de hidrógeno. “El Sistema Nacional de Refinación depende de insumos que no han sido bien provistos en su mayoría a causa también de otros factores, como el presupuesto a Pemex Transformación Industrial”, comentó. Sobre este aspecto, dijo que para atender la problemática del desabasto de hidrógeno se puede contratar con terceros o producir, aunque para producirlo se requiere de un proceso que separa el gas natural del metano, y en este sentido hay un problema de dependencia de gas natural, pues la mayoría se importa desde Estados Unidos. “A finales del 2015 a la refinería de Tula se le instaló una planta desulfuradora que permitió aumentar bastante la capacidad que tenía rezagada, pero aún con eso no es suficiente para que opere al 100, o cercano a un nivel óptimo”, indicó. Por estas causas, el SNR opera a menudo en subcapacidad. En este renglón, la refinería que tuvo el mayor promedio de eficiencia en los últimos 18 años fue la de Tula, al operar al 87% del total de su capacidad, mientras que la más ineficiente fue la de Madero, que promedió una tasa del 65% en igual periodo. Sin embargo, de acuerdo con el estudio “Factores que inciden en la industria de refinación en México”, elaborado por el mismo Alejandro Portillo, al analizar el nivel de eficiencia por año y por refinería, la de Madero en 2012 fue la más eficiente, al alcanzar 99% de uso de capacidad instalada, produciendo 183,000 barriles diarios. Asimismo, revela que durante 2017, el Sistema Nacional de Refinación operó en su conjunto al 49.6% del total de su capacidad, por debajo del promedio mundial, que es del orden del 83.5 por ciento, de la OCDE, del 87.8 por ciento, y de otras zonas geográficas del orbe. Aunado a esto, el presupuesto destinado a Pemex TRI ha permanecido constante en términos reales, pues del 2002 al 2018 ha crecido a una tasa anual promedio de 0.7 por ciento. Sin embargo, ya en su operación se observa un efecto espejo, pues cuando la paraestatal recibe recursos suficientes para refinar, la cantidad de litros disminuye y viceversa. De esta forma, debido a que el presupuesto se ha mantenido a una tasa constante a lo largo de los últimos 16 años, el volumen de importaciones ha crecido hasta llegar a ser, en 2018, 160.2% mayor que lo importado en el 2000. “Todo esto deriva de la falta de presupuesto que ha recibido tanto Pemex TRI como Pemex en general, ya que no han tenido los recursos suficientes para invertir en exploración y producción y tampoco para refinar petrolíferos. Al final es una cadena que está bloqueando el tema de refinación”, destacó.

Elevar operación de refinerías, un paso hacia la seguridad energética La reconfiguración de las seis refinerías existentes en el país es sin duda un paso en pro de la seguridad energética y además uno de los objetivos bandera de la nueva administración en materia de energía. Para Alejandro Limón, si las seis refinerías operaran hoy al 100% de su capacidad, la cantidad de petrolíferos que México tendría que importar se reduciría de manera importante, al pasar del 70% actual, a un hipotético 17 por ciento. Sin

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Entrevista

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Al analizar el nivel de eficiencia por año y por refinería, la de Madero, en 2012, fue la más eficiente al alcanzar 99% de uso de capacidad instalada, con 183,000 barriles diarios.

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nuevo arancel al acero reafirmado en el Tratado de Libre Comercio.

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embargo es utópico porque no se resuelve el problema de facto, que es el de la provisión de crudo, hidrógeno y principalmente de presupuesto. Sobre los elementos técnicos y económicos que se deben tomar en cuenta para cumplir con el plan energético de Andrés Manuel López Obrador, dijo que principalmente se encuentra la rentabilidad económica, la cual está en función de diferentes aspectos, uno de ellos las reservas petroleras. El segundo factor son los recursos económicos que Pemex TRI va a recibir para esta tarea, aunque habría que definir si la construcción de la nueva refinería sería mediante financiamiento público o privado y de dónde salen los recursos para esto. “Otro de los aspectos que hay que tomar en cuenta es el costo de oportunidad de los recursos que implicaría esta nueva refinería o elevar el Sistema Nacional de Refinación, porque son recursos que pueden ser utilizados en otras áreas dentro y fuera del sector energético. Hay que ver si los recursos invertidos en el Sistema Nacional de Refinación y en la nueva refinería realmente van a hacer rentables a largo plazo, en vista de que tienen una competencia de recursos con otras propuestas de campaña”, expuso. A su vez, afirmó que es complicado que el gobierno entrante pueda ir de lleno únicamente con recursos públicos debido al espacio fiscal actual, donde se contempla lo que queda de los gastos comprometidos menos los ingresos presupuestales. “Actualmente se tiene por ingresos presupuestarios muy poco margen para aumentar la recaudación, y por otra parte se tienen presiones de gasto que están creciendo, como el gasto en pensiones, las participaciones que se van a los estados y otra serie de gastos que están reduciendo este espacio fiscal, por lo que se ve complicado que Pemex tenga más holgura en su presupuesto para entrar a este tipo de actividades que requieren muchísimo dinero”, subrayó. Asimismo, dijo que otro factor a considerar es que los 160 mil millones de pesos contemplados para la nueva refinería fueron estimados a inicios de este año, y desde entonces las condiciones han cambiado bastante, sumado al

Una refinería flexible y eficiente, el objetivo Más allá de estar capacitada o habilitada para procesar crudo pesado, es necesario que la próxima refinería a construirse en Tabasco esté dotada de flexibilidad para que se le puedan hacer adiciones sobre la marcha, como plantas coquizadoras e hidrodesulfuradoras, que le den una capacidad adaptable a diferentes tipos de crudo. Limón Portillo afirma que es importante tomar este aspecto en cuenta porque si se construye una nueva refinería en función de crudo pesado quizá más adelante cambien nuevamente las necesidades. “Las refinerías de clase mundial que se están construyendo en la India, China y otros países tienen este grado de flexibilidad que les permite ajustarse en función de la demanda y de la oferta, o sea, a partir de qué crudos están extrayendo y qué tipo de productos necesitan. Entonces más allá de decir que estén alistadas para crudo pesado, es importante la flexibilidad”, apuntó. Respecto a las implicaciones económicas de construir un nuevo complejo, dijo que la inversión de capital siempre trae circulación de efectivo, lo cual es bueno para la economía, pues genera importación de materia prima, salarios, pagos de mano de obra y contratación de proveedores. Sin embargo, la parte que todavía está en duda para este proyecto es la proveniencia de los recursos. A su vez, explicó que para aspirar a la independencia energética, la reducción en la importación de petrolíferos es solo una de las maneras para conseguirla mas no la única, pues no hay que olvidarse que el sector de petrolíferos pertenece al de hidrocarburos y ese, sin embargo, no es toda la energía, ya que también se halla el sector eléctrico, donde hay una gran cantidad de productos y opciones para dotar de seguridad energética al país. Sobre este punto, abundó que a corto plazo es muy complicado pensar en una soberanía

En 2017 el índice de paros no programados de Pemex promedió 31.9, mientras que la referencia internacional es de 4.5.

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Foto: CIEP

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En el 2000 la importación de gas licuado y combustóleo representó el 66.0% del total de importación de petrolíferos, mientras que ese conjunto representa, para 2018, solo el 6.2% del total.

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energética, porque este objetivo depende de varios factores. “La nueva refinería puede tomar aproximadamente seis o siete años en estar habilitada, considerando el proceso regulatorio, de subastas, construcción y permisos ambientales. Entonces, es complicado conseguir esta soberanía energética al menos en los próximos seis años; habrá que ver si después se logra”, manifestó.

Eficiencia del SNR, posible si se atienden todos los factores En lo que va de 2018 la oferta nacional de petrolíferos ha estado conformada en 56.8% de importaciones y 43.2% de producción nacional, sumando 1,648 mbd. Sin embargo, si el SNR estuviera operando al 100% de su capacidad actual, solo sería necesario importar 33 mbd, equivalentes al 2.0% de la demanda total. De acuerdo con Alejandro Limón, en caso de que el Sistema Nacional de Refinación alcanzara a operar al nivel promedio internacional, que es del 83.5 por ciento, y que la nueva refinería operara también bajo esos mismos estándares, se tendría una producción nacional de 1,849.5 mbd, cantidad que satisfaría la demanda nacional y tendría incluso un excedente de 12.2 por ciento. Sin embargo, precisa que es necesario tener en cuenta que las fuerzas del mercado son dinámicas, pues tanto oferta como demanda cambian todo el tiempo. Por tanto, esto sugiere que el SNR debe contar con las herramientas flexibles suficientes para adecuar su oferta a las necesidades del mercado. “Hay que enfocarse en los insumos y en los aditamentos de las refinerías, así como en su apropiado mantenimiento. Las coquizadoras no están en muy buen estado y las desulfuradoras tampoco, entonces hay que enfocarse en estas actividades, pues son las que van a permitir que se pueda procesar más crudo y que se llegue a satisfacer mayor parte de la demanda de manera local, sin depender tanto del extranjero”, subrayó. El investigador ve de manera optimista el futuro del Sistema Nacional de Refinación, pues a pesar de que no se cuente con los recursos suficientes, la nueva administración trae buenas voluntades que en seis u ocho años aproximadamente, pueden empezar a reflejar una mejoría en el sistema. “A corto plazo vamos a seguir en la misma situación y hay que tener paciencia para ver estos resultados; además, hay que ver los recursos que se dan para dar viabilidad a estas buenas voluntades, siempre y cuando se atienda el problema de raíz. Construir refinerías o reconfigurar el SNR no va a solucionar el problema; lo único que resolvería es aumentar la capacidad instalada, aunque si se sigue sin poder procesar el crudo pesado no va a servir de nada”, resaltó. De esta manera, si la nueva administración busca mejorar la industria de la refinación nacional y aumentar la seguridad energética, deberá contar con una serie de factores que permitan obtener mayores tasas de extracción de crudo, mejoras administrativas que permitan reducir la falta de suministro de hidrógeno a las refinerías y capital suficiente para la reconfiguración de las refinerías y su mantenimiento. “En conclusión, hay que atender el problema de raíz porque si no se podría caer en un gasto innecesario y que termine siendo capacidad ociosa, en tener una refinería nueva, bonita y de clase mundial pero que no opere al nivel deseado por no haberse enfocado en las características necesarias”, puntualizó.

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Rogelio Montemayor Seguy

Enero 2019 www.globalenergy.mx

Presidente del Clúster de Energía de Coahuila y exdirector general de Pemex

Técnicamente viable construcción de una nueva refinería en tres años Para hacerlo en ese plazo sería necesario contar con todos los recursos requeridos, de manera que no haya necesidad de aplazar el proyecto.

Por Juan José García

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Los retos principales de la refinación en México son la falta de mantenimiento, la disponibilidad de la mezcla apropiada de crudos y las rigideces y brechas operativas que se expresan en elevados costos y bajos márgenes de operación, que se suman a la necesidad de promover la participación de inversionistas privados. Lo anterior -subrayó- implica que la prioridad de Pemex y de la próxima administración debe ser la de elevar la producción de gas y crudo, para lo cual se requerirá invertir enormes cantidades de recursos en exploración y producción, tanto por parte de Petróleos Mexicanos como de inversionistas privados. Sin embargo, dejó en claro que una nueva refinería no reducirá significativamente la dependencia energética de México, pues indudablemente se requiere mayor producción de gas y crudo. “Si se atiende esta prioridad, ello limitaría sustancialmente lo que Pemex puede destinar a rehabilitar las refinerías o a construir nuevas. Si bien esto es algo que debe hacerse, tendría que planearse para un plazo mayor al que está previendo el próximo gobierno”, expresó. Agregó que alternativamente se pueden buscar socios privados para rehabilitar las refinerías, por lo que construir una nueva tendría menor prioridad, y además sería conveniente comparar esta opción con la de comprar una en el exterior, o adoptar esquemas como el de Pemex con Shell en Deer Park.

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ctualmente, Petróleos Mexicanos (Pemex) es el único actor en México que cuenta con las instalaciones para refinar crudo, esto porque hasta antes de la expedición del nuevo marco regulatorio del sector energético, esta empresa productiva del Estado era la única que podía desarrollar esta actividad por su carácter de monopolio legal, ya que la ley la obligaba a surtir la totalidad del mercado nacional. Para cumplir con esa obligación, Pemex cuenta con una capacidad nominal de refinación de 1.6 millones de barriles diarios; no obstante, actualmente opera a menos del 30 por ciento de su capacidad, lo que en parte se explica por el mal estado en que se encuentra el Sistema Nacional de Refinación. De acuerdo con el Dr. Rogelio Montemayor Seguy, presidente del Clúster de Energía de Coahuila, lo anterior y la caída en la producción de crudo han derivado en una creciente dependencia de las importaciones de petrolíferos para cubrir las necesidades del país. En entrevista para Global Energy, el también exdirector general de Petróleos Mexicanos comentó que el plan energético del presidente, Andrés Manuel López Obrador, debe analizarse en el contexto de las prioridades de Pemex, en su nuevo papel de empresa productiva del Estado y en función de las necesidades de petrolíferos y gas del país. Frente a las propuestas del mandatario de rehabilitar las refinerías existentes y construir una nueva, indicó que también debe tomarse en cuenta que los recursos de Pemex para inversión son muy limitados, y en el futuro lo serán aún más por las caídas en la producción que se prevé se mantengan en el corto plazo. “El gobierno del presidente electo ha establecido como objetivo de su política reducir la dependencia energética del exterior. Cabe destacar que el aspecto más serio de esta dependencia tiene que ver con el gas, del cual se importa de Estados Unidos casi 80 por ciento de las necesidades del país”, señaló. En este aspecto, declaró que a diferencia de los petrolíferos, para los cuales se tienen numerosas opciones de importación, el gas debe ser adquirido en Estados Unidos, específicamente en Texas, en las circunstancias técnicas y comerciales actuales, pues éste tiene el precio más bajo en el mercado internacional y en México se cuenta con la infraestructura necesaria para transportarlo hacia el interior del país.

Para promover el crecimiento de la refinación es importante alentar la participación de inversionistas privados en esta actividad, ya sea como socios de Pemex o por su cuenta. que se suman a la necesidad de promover la participación de inversionistas privados.

Así, para cumplir con estas propuestas, aparte de los factores relacionados con las prioridades de la política energética que aconsejan invertir más en exploración y producción, tiene que considerarse que la producción actual de crudo no sería suficiente para los requerimientos de la nueva refinería, mientras que para las rehabilitadas se requeriría que la producción de crudo se incrementara significativamente, lo cual difícilmente va a ocurrir en el corto o mediano plazos. “También debe analizarse el orden en que deben ser rehabilitadas las refinerías, dado que su estado actual no necesariamente es igual, ni arrojarían los mismos resultados en una evaluación costo-beneficio. Habría que empezar por aquellas que produzcan el mayor rendimiento por peso invertido, si es que tales evaluaciones arrojan resultados positivos. Además debe compararse el costo de refinar aquí con el hacerlo en el extranjero”, explicó.

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De esta forma, las implicaciones de la construcción de una nueva refinería tendrían en principio un efecto positivo con la reducción de las importaciones de petrolíferos. Sin embargo, indicó que para precisar los efectos positivos y negativos de esta propuesta tendrían que evaluarse los costos y los beneficios del proyecto. “Puede resultar, por ejemplo, que los costos de producción no sean competitivos respecto de los que se registran en Texas y que, por consiguiente, los precios sean más elevados que los de la gasolina importada; a esto tendrían que añadirse otros costos, como los de transporte y almacenamiento, así como los márgenes de los franquiciatarios. Además, debe tomarse en cuenta que la construcción de una nueva refinería implica inversiones adicionales en rubros como tanques de almacenamiento, ductos e incluso vías de comunicación, lo cual demanda cuantiosos recursos que deben ser considerados en la decisión de construir o no una refinería”, señaló. Por otro lado, enfatizó en que para llevar a cabo este plan energético primero debe de tomarse en cuenta un aspecto de gran importancia: los impactos socioambientales del proyecto, toda vez que estos condicionan el cumplimiento de los plazos fijados y la continuidad de las operaciones. Al respecto, comentó que esto no se sabrá hasta que se realicen las evaluaciones de impacto social y ambiental que exige la legislación actual, aunque hay ejemplos notables de proyectos que se han retrasado o que no se han llevado a cabo debido a sus efectos en el medio ambiente o a la oposición de las comunidades del área de influencia del proyecto.

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Entrevista

“Un incremento sustancial en la inversión en exploración y producción es lo que puede determinar un desarrollo petrolero como el que se busca en el nuevo marco regulatorio del sector energético” Rogelio Montemayor Seguy.

Inversión en exploración y producción, el impulso de la independencia energética Para insertar la nueva refinería de Tabasco en un concepto de complejo del futuro y que con ello se asegure que la infraestructura sea de clase mundial, el Dr. Rogelio Montemayor recomienda al gobierno entrante que ante todo debe determinarse si es económicamente viable la edificación de este complejo.

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Si ese fuera el caso -advierte- recomendaría que todo el proceso de construcción, desde las etapas de planeación hasta la entrega, se realizara de manera transparente, aprovechando la experiencia del Gobierno Federal en otros proyectos de infraestructura; además de asegurar que en las convocatorias participaran empresas con la mejor capacidad técnica, experiencia y tecnología. De igual modo, ante los planteamientos de Rocío Nahle, secretaria de Energía, de tomar el centro de refinación de Jamnagar, en India, como referente para el complejo a construirse en Tabasco, aseguró que primero se preguntaría si el gobierno mexicano, o Pemex en su caso, cuentan con los recursos que tuvo Reliance Industries para construir Jamnagar. Por ello, destacó que otros proyectos que podrían examinarse para servir de guía al plan de López Obrador son los de las refinerías más competitivas del mundo, como las de Estados Unidos, que tienen los mayores márgenes en la producción de petrolíferos en términos de dólares por barril, específicamente en el caso de las refinerías de Texas y Luisiana. De este modo, ante la idea de que un nuevo complejo pueda realmente impulsar la independencia energética del país como lo plantea el Presidente Electo, recalcó que lo que realmente puede impulsar la independencia energética es un incremento sustancial en la inversión en exploración y producción. “Aparte de impulsar la participación de inversionistas privados en el sector energético, es muy importante que se le permita a Pemex

Debe tomarse en cuenta que la construcción de una nueva refinería implica inversiones adicionales en rubros como tanques de almacenamiento, ductos e incluso vías de comunicación.

A diferencia de los petrolíferos, para los cuales se tienen numerosas opciones de importación, el gas debe ser adquirido en Estados Unidos, específicamente en Texas, en las circunstancias técnicas y comerciales actuales. actuar como una empresa cuyo objetivo es ser rentable y basar su fortaleza en su eficiencia. Esto puede requerir que cuente con un Consejo de Administración profesional y que pueda actuar con autonomía para lograr altos niveles de rentabilidad y eficiencia. Debe establecerse un marco regulatorio adecuado, en el que se delimite la intervención del gobierno a fijar la política de desarrollo energético”, comentó. No obstante, manifestó que sí es posible que México alcance la autosuficiencia energética, aunque ello implica que se den varias condiciones importantes. En este caso, marcó como primer punto el inicio de la explotación del gas de lutitas en el noreste del país; aunque el gobierno entrante ha dicho que no se va a permitir el fracturamiento hidráulico, lo cual cancelaría esta posibilidad. El segundo punto es la necesidad de incrementar la producción de crudo, lo cual requiere una importante inyección de recursos, que se verá favorecida por el anuncio del Presidente Electo de que las licitaciones se reanudarán una vez que tome posesión el nuevo gobierno. Además, se espera que participen principalmente empresas operadoras privadas. Una tercera arista sería que la autosuficiencia implicaría la construcción de nueva infraestructura para transportar energéticos a diversos puntos del país que actualmente no la tienen, como gran parte del norte, noroeste y sureste de la República Mexicana. Finalmente, compartió que su visión a futuro para el mercado de refinación nacional es que la demanda de productos refinados seguirá creciendo en forma sostenida como resultado del crecimiento general de la economía y la población. “Sin embargo, debe tomarse en cuenta que algunos segmentos del mercado de petrolíferos, como el de la gasolina, perderán dinamismo por la tendencia de largo plazo a producir volúmenes crecientes de automóviles híbridos o eléctricos, o a gas natural”, puntualizó.

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El universo del proceso catalítico

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Catálisis, la espina dorsal de la refinación

El trabajo de refinación necesita de procesos catalíticos para modificar las fracciones del petróleo, esto tiene como objetivo llevar a cabo la obtención de productos en cantidad y calidad acorde con los requisitos del mercado.

Por Marilyn Montero S.

l proceso de catálisis es considerado desde los inicios del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), como la espina dorsal de la industria química y la clave para la producción de una gran variedad de insumos y artículos, es y ha sido una de las líneas de investigación que más se ha fomentado. Desde la década de los ochentas, el IMP incursionó en el área de aditivos y catalizadores para la industria de refinación en unidades de proceso de reformación catalítica de naftas y de desintegración catalítica (FCC), diseñados para las necesidades particulares de Pemex, estos productos compiten en calidad y desempeño con los ofrecidos por proveedores internacionales, los cuales han sido aplicados en diversas unidades del Sistema Nacional de Refinación.

Su aportación en la refinación Para conocer un poco más acerca del universo de la catálisis, el doctor Jorge Noé Díaz de León Hernández, investigador titular del Departamento de Nanócatálisis de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), dijo en entrevista para Global Energy, que la aportación de este proceso en la refinación da una mayor eficiencia en la calidad del producto final. Apuntó que un catalizador logra reducir la energía de activación necesaria para pasar de

reactivos a productos, es decir, casi toda la industria de la refinación se basa en el uso de catalizadores para realizar los procesos de refinación en especial la hidropurificación para eliminar el azufre, el oxígeno y liberar de metales en las corrientes de hidrocarburos. El doctor Noé detalló los componentes de un catalizador para comprender más su función en la refinación, dijo que normalmente están hechos de una fase activa, un promotor y un soporte; en el caso de los catalizadores para la hidrodesulfuración, es decir, aquellos que se usan para eliminar el azufre de la gasolina o el diésel, están hechos de una alúmina porosa -un material cerámico con propiedades mecánicas suficientes para manejar el factor crítico: la temperatura-, de alta área superficial al cual se le aplican nanopartículas de sulfuro de níquel y molibdeno, estos sulfuros logran la eliminación del azufre que traen consigo los compuestos como órganos azufrados presentes en los cortes del petróleo.

Los usos y tipos de catalizadores El experto subrayó que la catálisis tiene muchos usos, destacó que uno de ellos es para hacer ultra bajo azufre con el objetivo de eliminar el azufre; también se aplican en la hidrodesnitrogenación para la eliminación del nitrógeno y la hidrodeoxigenación para hacer lo mismo con el oxígeno. También se usan con el fin de mejorar la calidad de las fracciones obtenidas de la

El problema de las legislaciones ambientales respecto al contenido de azufre, diésel y gasolina, es que se han vuelto cada vez más severas y los catalizadores comerciales no garantizan llegar a estos niveles tan bajos con cargas de petróleo como los que tenemos nosotros” Jorge Noé Díaz de León Hernández, investigador titular del Departamento de Nanócatálisis de la UNAM

desintegración catalítica; así como en la hidroconversión para aumentar el índice de octano en las gasolinas. Existen catalizadores que se utilizan previo al proceso normal de la hidrodesulfuración, ya que son muy sensibles a la presencia del metales y nitrógeno, por esta razón se desactivan. Debido a esto, se debe aplicar un catalizador específico como guarda que ayude a eliminar esos compuestos, especialmente aquellos que aportan metales como el níquel o vanadio, así como nitrógeno altamente básico. Por esta razón, primero hay que eliminarlos para poder seguir de manera eficiente con el proceso de eliminación de azufre y tener una vida útil del catalizador de hidrodesulfuración más larga, explicó.

Evolución y avances tecnológicos de la catálisis El investigador de nanocatálisis de la UNAM dijo que en cuanto a los catalizadores de hidropurificación de refinación, hubo un periodo de gran avance tecnológico en la década de los noventas e inicios de los años dos mil, en donde compañías como Akzon Nobel (ahora Albermale) y Exxon Mobil, presentaron catalizadores muy activos que revolucionaron la industria de la refinación. Una de las compañías extranjeras produjo catalizadores a los que denominó Super Type II Active Reaction Sites (STARS), que tenían al menos tres o cuatro veces más actividad que los comúnes. Por su parte, Exxon presentó otro catalizador llamado NEBULA que tenía hasta 70 veces más actividad que los que se usaban en ese tiempo, sin embargo, a partir de entonces se han hecho reformulaciones de estos mismos productos hechos por otras compañías, aunque en realidad últimamente no existe un gran avance tecnológico al respecto, afirma el doctor Díaz. Mencionó que existen más avances respecto a la caracterización de materiales, es decir, ya se han comenzado a presentar otro tipo de técnicas

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Especiales

en algunos congresos “como una especie de tomografía de los catalizadores, en donde se lleva a cabo un mapeo para localizar las fases activas del catalizador, aunque esto no ha significado un desarrollo a pasos agigantados”, aseguró. “El único problema es que las legislaciones ambientales, por ejemplo, respecto al contenido de azufre en diésel y gasolina, se han vuelto cada vez más severas y los catalizadores comerciales no garantizan llegar a estos niveles tan bajos con cargas de petróleo como los que tenemos nosotros, que tiene tres o cuatro por ciento en peso de azufre (como el Mayo o el Altamira), esto es alrededor de 30 mil o 40 mil partes por millón, es una gran cantidad, entonces no existe garantía que sus productos catalíticos funcionen con tan altas concentraciones de azufre, ese es un problema específico de México”, agregó. Algunos descubrimientos de los desarrollos tecnológicos que han cambiado la industria en los últimos años, según el especialista, son las modificaciones a algunos procesos para obtener ultra bajo azufre, como en el diésel. En el caso del catalizador NEBULA, “no lleva soporte solamente está formado por las fases activas metálicas por lo que es muy pesado, de hecho, tenemos reportes de que en algunas refinerías de Pemex ya se ha implementado este catalizador pero en una cantidad muy pequeña debido a que es muy pesado y las unidades no se diseñaron originalmente para soportar tanto peso”, indicó el doctor Díaz.

nacional e internacional, ya que en México la norma ambiental acaba de cambiar a quince partes por millón, “entonces la integración de esta tecnología mexicana en el sistema de Pemex Refinación, sería algo nunca antes visto (…) en la UNAM seguimos innovando”, agregó. Subrayó que el impacto de la implementación de estas tecnologías y catalizadores en Pemex, lograría conseguir el ultra bajo azufre, cumplir con las normas ambientales y conseguir que el proceso de catálisis produzca combustible de alta calidad.

La implementación de tecnología en Pemex y la aportación de la UNAM El especialista dijo que la tecnología tendría que integrarse directamente en las unidades de refinación e hidroprocesamiento, en esa dirección, en el Centro de Nanociencias y Nanotecnología (CNyN) de la UNAM, aseguró que están llevando a cabo la preparación de dos prototipos de catalizadores que ya están patentados y fueron pensados desde su origen para hacerlos y fabricarlos por medio de nanopartículas de sulfuro de molibdeno, Níquel y Cobalto que soportados en alúmina. El experto indicó que el doctor Sergio Fuentes, responsable técnico de este proyecto, ya ha presentado resultados ante las autoridades de SENER y Pemex, acerca de las evaluaciones que han realizado con cargas reales de las refinerías como la de Tula y Cadereyta, “la tecnología que hemos producido con el diseño de estos prototipos de catalizadores, han alcanzado sin problemas, ultra bajo azufre, es decir, el diésel que producimos con nuestros materiales tiene quince partes por millón o menos”. Implementar esta tecnología en las unidades de hidrodesulfuración en las refinerías de Pemex, dijo, ayudaría a cumplir con los niveles de azufre exigidos por las normas, esto a nivel

Foto: Bigstock

El proceso de la catálisis en la refinación El investigador explicó que se trata de transformar una molécula “A” en una “B” con la ayuda de un catalizador. Por ejemplo, “se trata de eliminar el azufre de un compuesto llamado tiofe -un pequeño anillo aromático con dos dobles enlaces y un azufre-, éste pasa por la cama catalítica y en este punto el azufre se ve vinculado con el catalizador y se intercambia de tal manera que este compuesto se desulfura y su producto olefínico y el H2S se observan en el flujo de salida”. Afirmó que este tipo de reacciones pueden ir por dos rutas, por ejemplo, se puede quitar el azufre de manera directa, o bien, se puede llevar por la ruta de hidrogenación, es decir, “los dobles enlaces que tiene la molécula se saturan con átomos de hidrógeno y lo que produzco es un compuesto parafínico que puede tener todavía el azufre”.

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En el centro de nanociencias de la UNAM, en su laboratorio de catálisis, desarrollaron dos prototipos de catalizadores pensados desde su origen para fabricarse por medio de nanopartículas de sulfuro de molibdeno, níquel y cobalto.

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Implementar esta tecnología en las unidades de hidrodesulfuración de las refinerías de Pemex ayudaría a cumplir con los niveles de azufre exigidos por las normas ambientales no solo a nivel nacional, sino a nivel mundial” Jorge Noé Díaz de León Hernández, investigador titular del Departamento de Nanócatálisis de la UNAM

Los retos de esta implementación Respecto a los retos que pueden presentarse, mencionó que principalmente son los cortes a tratar, es decir, para producir diésel de ultra bajo azufre con las tecnologías actuales, es necesario aumentar mucho la presión y la temperatura de las unidades en donde se realiza este procesamiento. “Las unidades de hidrodesulfuración tienen que trabajar en condiciones críticas, por ejemplo, de los setenta u ochenta kilogramos por centímetro cuadrado de presión de hidrógeno y temperaturas de hasta a 380 grados”. Otro problema que señaló, es que dichas unidades fueron diseñadas alrededor de 20 años atrás, esto significa que no están preparadas para trabajar en condiciones de presiones y temperaturas tan altas, por lo que producir diésel de ultra bajo azufre en ellas se vuelve más complicado, costoso y peligroso. Díaz recomendó que primero se debe analizar a conciencia cual es el producto final que se quiere obtener, a partir de ello, decidir que corte se quiere producir. Indicó que considera que a futuro se logre vislumbrar el horizonte cero que se ha visto en iniciativas, por ejemplo, en la iniciativa 2020 europea en donde se planea que algunos países de la comunidad lleguen a cero partes por millón. Díaz de León recomendó que primero se debe analizar a conciencia cual es el producto final que se quiere obtener, a partir de ello, decidir que corte se quiere tratar. Indicó que considera

En Estados Unidos, Japón y Europa las partes por millón que se permiten en los combustibles, van hasta las 15 partes por millón máximo. En México, ahora la norma ambiental acaba de cambiar también a 15 partes por millón, entonces la integración de tecnología mexicana en el sistema de Pemex Refinación sería algo nunca antes visto, algo que no se ha hecho. que a futuro se logrará vislumbrar el horizonte cero que se ha visto en iniciativas, por ejemplo, en la iniciativa 2020 europea en donde se planea que en algunos países de la comunidad, las regulaciones ambientales lleguen a cero partes por millón en ese año. “Esto implicaría una gran cantidad de esfuerzo económico, así como de investigación en la catálisis involucrada con respecto a la producción de gasolinas y diésel de cero partes por millón. Entonces, lo primero a considerar son los cortes a tratar y el futuro cercano, ya que el horizonte cero esta planeado para el año 2020”, resaltó.

El futuro de la industria Según la visión a futuro del doctor Noé Díaz de León, el consumo de gasolina crecerá alrededor de uno por ciento anual, mientras que el diésel de ultra bajo azufre que se tenga que consumir va a crecer un dos por ciento anual durante los próximos diez años, “si se va a invertir en infraestructura, hay que hacerlo bien, hay que hacer una gran inversión, investigación y desarrollo de tecnologías mexicanas, para no depender de compañías extranjeras que en este momento dominan el mercado”, concluyó.

De Portada Cobertura

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El evento clave para la cadena de valor del sector energético mexicano

Energy México: petróleo, gas, electricidad y renovables bajo un mismo espacio Energy México celebra este 2019 su cuarta edición, un evento que promete rebasar las expectativas de las ediciones anteriores, manteniendo el enfoque de seguir siendo el evento energético más importante del país.

Por Global Energy

nergy México Oil Gas Power 2019 Expo & Congress es un congreso de clase mundial que, por cuarto año consecutivo, se presentará del 29 al 31 de enero en el Centro de Convenciones Banamex en la Ciudad de México, organizado por las reconocidas firmas de consultoría EnergeA y HCX, y por E.J. Krause Tarsus de México, empresa líder en el desarrollo de foros internacionales de negocios en México. Este foro creado por empresarios para empresarios combina las perspectivas del sector público y privado. En esta edición, incluye un programa de gran calidad que año con año añade cambios importantes, lo que ha generado en esta cuarta edición, por parte de los asistentes, de los propios ponentes y de los actores del sector energético a nivel nacional e internacional, una actitud muy positiva y distinta de lo que fue en la primera edición. Este congreso es hasta el momento, el único del sector que en 2018 obtuvo la certificación del Servicio Comercial de los Estados Unidos. Con más de 80 empresas y 20 patrocinadores, Energy México es una plataforma única donde se darán cita los líderes y miembros de la industria energética mexicana que incluye representantes gubernamentales, presidentes y directores generales, asesores, fabricantes de equipos, proveedores de servicios financieros y técnicos, inversionistas, investigadores y desarrolladores. Durante este evento, además de reunir a todo el sector energético desde diferentes enfoques de tecnología, financiamiento, operativos y regulatorio, tendrán también un enfoque B2B de actividades de networking que facilitan la creación de negocios entre los diferentes actores del mercado local y extranjero. Energy Mexico afirma que el sector energético en territorio nacional es importante ya que presenta muy buenas oportunidades, pues el país posee abundante petróleo, gas natural, y recursos naturales, en la nación existe apertura de los mercados de hidrocarburos, un marco regulatorio para la atracción de inversiones (nacionales y extranjeras). Esta es una de las razones por las que celebra una edición más este 2019.

El Congreso Internacional de Energy México se ha convertido en el más importante del sector por varios motivos: primero, tiene un alcance internacional; segundo, cubre la parte del petróleo, gas y energía; tercero, combina una expo muy completa” Tania Ortiz Mena López Negrete, directora general IEnova. Los cambios en el sector energético han traído beneficios como la inversión para exploración y producción en campos petroleros, la ampliación de la infraestructura para el suministro de combustibles, y la inversión en nuevas plantas de generación eléctrica, lo cual implica la llegada de capital de diferentes países y mayor competitividad en el mercado. La consolidación del nuevo mercado energético mexicano implica diferentes retos tecnológicos, logísticos, financieros y regulatorios. El mercado se encuentra en un proceso de transición y se observa mayor competencia, volatilidad de precios, regulación adicional y dificultades en el abasto en un ambiente de incertidumbre política. La proveeduría de servicios, productos y financiamiento son elementos necesarios para el funcionamiento del mercado. Las empresas, nacionales como extranjeras, enfrentan un nuevo

La evolución de los mercados de energía La importancia que tiene Energy México en el contexto de la evolución de los mercados de energía, es que permite el análisis, la reflexión y el debate de ideas respecto al entorno local y mundial del sector a través de ponentes que definen la agenda energética en México y en el mundo, ya que nuevamente contará con la participación de expertos de talla nacional e internacional, otorgando una perspectiva del mercado mundial y sus repercusiones en México.

Escanee para conocer más sobre el evento

l Dr. Jesús Reyes Heroles G. G., presidente de EnergeA, organizador de Energy México, comentó en entrevista exclusiva para Global Energy, que la edición 2019 del evento será una gran oportunidad para que el Gobierno pueda explicar, con mayor detalle, sus ideas referentes a los proyectos y reformas que ha presentado en torno al sector energético,

El mercado energético está lleno de incertidumbres y pienso que esto realmente ayuda a los participantes de Energy México a entender mejor la perspectiva de desarrollo del mercado energético” Keisuke Sadamori, director de Mercados Energéticos y Seguridad, Agencia Internacional de Energía.

ambiente competitivo donde es fundamental satisfacer las expectativas del mercado formando nuevas cadenas de valor.

La visión Energy México La visión es integral ya que busca dar voz a todas las partes que conforman el sector energético, desde la industria del petróleo, gas y la electricidad en su rama convencional, hasta las energías renovables; así como proveer a la industria de herramientas e información de primer nivel, para entender los nuevos retos por los que está atravesando y contribuir con su crecimiento y desarrollo. El piso de exposición contará con la participación de empresas nacionales y extranjeras que ofrecen las más avanzadas soluciones operativas, financieras y tecnológicas. Las diferentes actividades de networking hacen de este evento, el más importante de energía en México y América Latina.

tales como el Programa Nacional de Electricidad, el Programa Nacional de Refinación y el Plan Nacional de Producción de Hidrocarburos, difundido el 15 del mismo mes y de los cuales, sin embargo, no existe documentación suficiente al respecto. Subrayó que el evento será un caso único, pues coincide con el cambio de administración y con la instrumentación de una reforma de amplitud y permeabilidad importante para el sector, ya que no sólo se ha hablado de frenos, reversas y cambios de rumbo, sino incluso cancelaciones, lo que desencadena estrés, incertidumbre y mayor necesidad de información por parte de los jugadores de la industria para saber por dónde caminar. Explicó que los mercados internacionales pasan por una turbulencia, más en petróleo que gas, y “hay mucho interés en los cambios que están ocurriendo

a nivel global y, sobre todo, en entender hacia dónde es probable que se mueva el sector energía en México”. Señaló que Energy México será la primera reunión de peso para el rubro en el año y que el Gobierno podrá aprovecharlo para nutrirse con lo que ahí se diga, ya que todos los temas estarán abiertos: electricidad, refinación, exploración, producción, regulación, competencia y hasta cuestiones jurídicas. Destacó que la edición de este año no será un remake de las anteriores, sino una reunión única con la presencia de expertos y expositores internacionales y dentro de un contexto que despierta un interés reflejado ya en la cantidad de registros de quienes desean ir a escuchar las conferencias “lo que estamos preparando es una reunión diferente, y la respuesta ha sido espectacular”, concluyó.

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De Portada Energy Mexico

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Programa preliminar* Energy Mexico 2019 Martes, 29 de enero

Registro

Palabras de bienvenida

Perspectivas del mercado petrolero a corto y mediano plazo: Los próximos cinco años

Miércoles, 30 de enero

Registro

Discurso de apertura

La Suprema Corte de Justicia y controversias constitucionales energéticas

Nueva arquitectura del mercado eléctrico mexicano

Ponencia Magistral: La política energética de México.

El cambio de las políticas energéticas en México y Estados Unidos

Jueves, 31 de enero

Consulta social / evaluación de impacto social de proyectos energéticos

Coffee break

Coffee break Coffee break

Energía y medio ambiente: hidrocarburos

Desarrollos clave y perspectivas en midstream

Ponencia Magistral de Inauguración Perspectivas en energías limpias: electricidad

Mercado norteamericano de gas natural Financiamiento de proyectos E&P

Nuevas tendencias en retail de combustibles y competencia

El nuevo Acuerdo Comercial Canadá-Estados Unidos-México: Implicaciones para la energía Comida Comida

Ponencia Magistral

El impacto de la política energética del próximo gobierno en los proveedores

Ponencia Magistral Cierre de conferencia

La perspectiva de downstream en Estados Unidos y México

Financiamiento de proyectos de midstream y downstream

Nuevo balance energético global

Expansión de las fronteras de producción en México: Tight oil & shale gas

Degustación de agave

Adjourn La política energética de México (2019 - 2024) vista por el Congreso

Cóctel de networking / “barra de agaves”

*Actualización del programa hasta el 15 de enero 2019. Programa sujeto a cambios.

Cóctel de cierre

De Portada Energy Mexico

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Mapa de Expositores Centro Citibanamex Stand

Empresa

100

Amigo SL Global

106

Directorios Industriales

202 SPEAKERS ROOM

204

206 114

Amigo Technology

302

Protexa

308

IMP

314

Emerson

318

Marinsa

323

FUGASA

324

TRIPLEX

326

Global Energy

402

CEMEX

408

Proeza

410

Rengen

208

210 COFFEE BREAK 214 ACCESO

510

Trinity Mexico

514

Operadora Abejorro

519

Perforadora Central

216

218

ACCESO

222

314

308

302

318

324

100

323 104

602

ACCESO

Scotiabank

402

ACCESO

627

410

408

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GBM

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Gas

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Junto con Nuevo México y Arizona

Foto: sonora.gob

Se llevará mediante redes de transmisión existentes e instalaciones de GNL por desarrollar en el Puerto de Guaymas, y posteriormente se enviará a Asia a través de embarcaciones especializadas.

Por Moisés Lara

a gobernadora de Sonora, por México, Claudia Pavlovich Arellano, y los gobernadores de Nuevo México y Arizona de Estados Unidos, Susana Martínez y Doug Ducey, respectivamente, firmaron un Memorando de Entendimiento en el que acuerdan satisfacer en conjunto la creciente demanda de energía de Asia. Ello será a través del abastecimiento de gas natural de combustión limpia, proveniente de

Nuevo México por redes de transmisión existentes e instalaciones de Gas Natural Licuado (GNL) por desarrollar en el Puerto de Guaymas, Sonora, ya que el gas se enviará a Asia a través de embarcaciones especializadas. Frente a sus homólogos, la gobernadora Pavlovich destacó la excelente relación que entre estos tres estados de dos países distintos existe y que con esta firma, es ahora un referente para la promoción del desarrollo local con impacto global. El estado de Sonora, subrayó, establece el acuerdo de cooperación con Nuevo México y Arizona, con el fin de que por esta entidad mexicana se transporte el gas natural ya convertido en GNL, a través de redes de transmisión existentes, para distribuirlo en Asia. “Va a ser muy importante que a través de nuestra infraestructura de gasoducto que tenemos tanto en Arizona, como en Sonora, puedan llegar a nuestros puertos, hacerlos líquido y después mandarlo a los puertos de Asia, a través de nuestros puertos en Sonora”, afirmó la gobernadora Pavlovich. Las nuevas oportunidades que atraerá este proyecto son de vital importancia para las tres entidades, sostuvo la titular del Ejecutivo Estatal, y en Sonora principalmente generará fuentes de empleo con la construcción de la infraestructura para convertir el gas natural en líquido, pues los canales para que lleguen al Puerto de Guaymas ya se tienen.

ot o: son ora.gob

Exportará Sonora gas natural a Asia F

Va a ser muy importante

que a través de nuestra infraestructura de gasoducto que tenemos tanto en Arizona, como en Sonora, puedan llegar a nuestros puertos, hacerlos líquido y después mandarlo a los puertos de Asia, a través de nuestros puertos en Sonora” Claudia Pavlovich.

“Va a ser un ganar-ganar para estas regiones en México y en Estados Unidos, tanto para el estado de Arizona, de Nuevo México y de Sonora, crear fuentes de empleo y creo que pensar en nuevas oportunidades trabajando en nuestras regiones es como vamos a lograr un mejor beneficio para nuestra gente”, aseguró. Susana Martínez, gobernadora de Nuevo México, indicó por su parte que la excelente relación con Sonora y Arizona, propició que puedan exportar su gas natural de una forma más económica y veloz hacia Asia, principalmente a Taiwán, por lo que será un gran paso para el desarrollo de las tres regiones. “Los canales que ya existen y que no se están usando van a ir desde Nuevo México para cruzar Arizona y luego Sonora, y se pondrán después en barcos e irse hacia Asia y Taiwán”, explicó la gobernadora Martínez. Por su parte, Doug Ducey resaltó que este acuerdo es de gran importancia y muestra la seguridad, el compromiso y desarrollo que se tiene entre Sonora y Arizona, producto de la Comisión Sonora-Arizona, además del compromiso que han tenido Nuevo México y Arizona por desarrollar esta zona de Estados Unidos. Los gobernadores Claudia Pavlovich, Susana Martínez y Doug Ducey, reiteraron su compromiso de colaborar para la promoción de inversión, investigación e innovación y su intención de colaborar en la planificación, gestión, promoción y ejecución de proyectos que desarrollen las instalaciones de las respectivas economías en la región para la venta de GNL a diversos mercados globales.

Precios, producción, consumo y exportaciones de gas natural aumentan en 2018 Durante los primeros diez meses del año, la producción de gas natural seco en Estados Unidos fue 11% más alta en comparación con el mismo período de 2017.

Por Mónica Gutiérrez

n 2018, el precio promedio anual del gas natural Henry Hub aumentó a $ 3.16 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), 15 centavos más que el promedio de 2017. Los precios aumentaron gradualmente durante gran parte del año, con aumentos significativos en los precios durante octubre y noviembre, antes de disminuir a fines de diciembre. La creciente producción en EE. UU. y las bajas temperaturas durante los meses de invierno permitieron aumentar el consumo de gas natural hasta 2018. Además, el aumento continuo de las exportaciones de gas natural de EE. UU. por gasoducto a México y la capacidad adicional de exportación de gas natural licuado (GNL) que entró en funcionamiento durante el año resultó en que Estados Unidos exportó más gas natural del que importó por segundo año consecutivo. Los precios spot diarios promedio del gas natural en el SoCal Citygate en el sur de California experimentaron volatilidad a lo largo de 2018, ya que las constantes limitaciones de capacidad del gasoducto limitan el suministro de gas natural en la región.

Desde 2014, los precios al contado del gas natural en Appalachia se han negociado con un descuento a Henry Hub porque la capacidad del gasoducto para hacer fluir gas natural a otras regiones ha sido limitada. La propagación de los precios al contado del gas natural entre Henry Hub en Louisiana y la región de los Apalaches continuó reduciéndose en 2018. El desarrollo de la capacidad del gasoducto en la región de los Apalaches continuó durante el 2018 para llevar el gas natural a centros de demanda fuera de la región, disminuyendo la diferencia de precio entre dos regiones. Cuando los datos finales estén disponibles en los próximos meses, la EIA espera que la producción de gas natural de EE. UU. haya alcanzado niveles récord en 2018. Durante los primeros diez meses de 2018, la producción de gas natural seco en Estados Unidos fue un 11% más alta en 2018 en comparación con el mismo período de 2017. El crecimiento ha sido impulsado por aumentos en la producción en la cuenca de los Apalaches en el noreste, la cuenca del Pérmico en el oeste de Texas y Nuevo México, y la lutita de Haynesville en Texas y Louisiana. El consumo interno de gas natural también aumentó en 2018, impulsado en gran medida por las plantas a gas natural que reemplazan a las plantas a carbón en la mezcla de combustible eléctrico, con un consumo 17% superior a los niveles de 2017 durante los primeros diez meses del año. El aumento de la inversión en el sector industrial y la necesidad de calefacción y

Foto: Bigstock

Abstract

In 2018, the average annual Henry Hub natural gas spot price increased to $3.16 per million British thermal units (MMBtu), up 15 cents from the 2017 average. Prices increased gradually through much of the year, with significant price increases during October and November, before declining at the end of December. In addition, continued increases of U.S. natural gas exports by pipeline to Mexico and additional LNG export capacity that came online during the year resulted in the United States exporting more natural gas than it imported for the second year in a row.

aire acondicionado contribuyeron al crecimiento anual del consumo de gas natural en los sectores industrial (5%), comercial (12%) y residencial (16%) durante el mismo período. Las exportaciones de gas natural a México por gasoducto superaron los 5 Bcf / d en julio de 2018 luego de las expansiones en la capacidad de ductos transfronterizos. La adición de capacidad en las instalaciones de exportación de Sabine Pass LNG en Louisiana y el inicio de las operaciones comerciales en las instalaciones de Cove Point LNG en Maryland contribuyeron a la expansión de las exportaciones de GNL.

Foto: Bigstock

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Infraestructura

3,500 empleos directos generó el proyecto

TransCanada inaugura gasoducto en Chihuahua

Foto: unidosconvalor.org

La red de gasoductos será alimentada directamente por la región de Waha en Texas, la cual ofrece el precio de gas natural más competitivo de Estados Unidos.

La inversión acumulada supera los 20 mil millones de pesos

Por Mónica Gutiérrez

l gobernador de Chihuahua, Javier Corral Jurado, y el representante de TransCanada, Gustavo Blejer, inauguraron en diciembre el Gasoducto El Encino-Topolobampo. En su mensaje, el gobernador Javier Corral destacó que este gasoducto se suma a la infraestructura de transporte de gas natural que se desarrolla en la entidad. “Que se inaugure este gasoducto es una gran noticia para Chihuahua. Agradezco mucho la convocatoria que nos ha hecho TransCanada a este importante evento que nos entusiasma muchísimo, como es la inauguración del Gasoducto “El Encino-Topolobampo”, comentó Corral Jurado. Dijo que actualmente Chihuahua cuenta con la red de gasoductos más importante de México, con cerca de 2 mil kilómetros de longitud total que cruzan el estado de norte a sur y de este a oeste, impactando directamente a 29 municipios.

Foto: unidosconvalor.org

2 mil

kilómetros de gasoductos tiene el estado

Resaltó que la red de gasoductos será alimentada directamente por la región de Waha en Texas (Permian Basin), región con el precio de gas natural más competitivo de Estados Unidos, por lo que el estado contará con disponibilidad de gas natural a precios muy competitivos. Consideró que se trata de una extraordinaria área de oportunidad que el Gobierno del Estado debe aprovechar para promover, atraer e impulsar el desarrollo de nuevos proyectos de inversión como: Proyectos de Generación de Energía limpia; reforzamiento de la infraestructura del sector turístico; desarrollo de cooperativas y proyectos productivos en las comunidades de la zona serrana y, desarrollo de nuevas actividades de parques industriales, tanto del sector privado como del sector público. “Las inversiones en el sector energético, especialmente las obras de infraestructura son de gran importancia para nuestra entidad, y tal como lo hemos señalado en diversas ocasiones, estamos trabajando para crear un ambiente confiable para que las inversiones en estos sectores se desarrollen de la mejor forma posible y continúen llegando al estado, porque nuestro gobierno se ha convertido en un facilitador de este tipo de proyectos”, dijo. En esta administración existe conciencia de que los precios de gas natural en Estados Unidos están por debajo del combustóleo, así como la creciente demanda de energía eléctrica en México (3.7% de incremento de 2017 con respecto a 2016, Sener) obligan a fortalecer la infraestructura energética en México. A su vez, el director del proyecto del gasoducto, Gustavo Blejer, dijo que han invertido más de 22 millones de “horas hombre”, casi 25 millones de kilómetros recorridos por los vehículos de la empresa; más de 55 meses de trabajo; 4 mil personas empleadas; más de 150 mil toneladas de acero que ahora cruzan el estado, pero “muchas más toneladas de sueños, de ingenio y esfuerzo de mucha gente que tenía la visión de una gran obra”. Agregó que desde que se construyó El Chepe, no se hacía una obra que atravesara la Sierra Tarahumara, que uniera los estados de Chihuahua y Sinaloa. Los ojos del mundo están puestos en este proyecto. Durante la inauguración del Gasoducto, el gobernador y el representante de TransCanada firmaron un convenio de colaboración para la construcción de mil 445 “cosechas de agua de lluvia” con una inversión de 45 millones de pesos, en 92 localidades para beneficio de más de 6 mil personas en los municipios de Batopilas, Bocoyna, Chínipas, Guachochi, Guazaparez y Urique. Además, instalarán sistemas colectivos de agua potable en hogares de las comunidades donde hay presencia de la empresa, con especial énfasis en la población indígena Raramuri. Aunado a ello, en 2019 promoverán becas para educación y capacitación continua de estudiantes y apoyar la formación de la próxima generación de líderes y fuerza laboral calificada para la empresa.

Foto: alpek.com

Vende Alpek sus dos plantas de cogeneración de energía eléctrica en México Por Moisés Lara

lpek firmó un acuerdo final para la venta de sus dos plantas de cogeneración de energía eléctrica, ubicadas en Cosoleacaque y Altamira, México. El acuerdo contempla la venta del total de su participación accionaria en las empresas titulares de ambas plantas, Cogeneración de Altamira, S.A. de C.V. y Cogeneración de Energía Limpia de Cosoleacaque, S.A. de C.V., por un monto de 801 millones de dólares a ContourGlobal Terra 3 S.à.r.l, filial de ContourGlobal PLC. De conformidad con el contrato de compraventa, el precio acordado estará sujeto a ciertos ajustes y deberá ser pagado al cierre de la transacción, que se espera durante el primer semestre de 2019. La transacción está sujeta a términos y condiciones de cierre habituales, incluyendo aprobaciones corporativas y de la Comisión Federal de Competencia Económica.

TransCanada dejará de llamarse así para comenzar a darse a conocer como TC Energía, con el objetivo de reflejar de una mejor manera el alcance de sus operaciones. “TC Energía refleja la envergadura de nuestro negocio y reconoce nuestra orgullosa historia de hacer llegar, de forma segura y responsable, la energía de la cual dependen diariamente millones de personas en América del Norte”, dijo Russ Girling, Presidente y CEO de TransCanada. “Creemos que el nombre TC Energía articula claramente la totalidad de nuestro negocio – ductos, generación de energía eléctrica y operaciones de almacenamiento de energéticos – y refleja nuestro crecimiento continuo en el continente hacia ser una empresa con activos críticos y empleados en Canadá, Estados Unidos y México”. Cabe señalar que su intención es continuar operando en las bolsas de valores de Toronto y de Nueva York bajo el símbolo “TRP” tras la adopción del nuevo nombre.

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Electricidad ABINEE logró acuerdos comerciales en México por 1.3 millones de dólares

Brasil busca ampliar alianzas con México en el sector eléctrico-electrónico

Foto: Bigstock

electrónica y telecomunicaciones de empresas como Contronics, Cerâmica Santa Terezinha (CST), Clamper, CM Comandos, Datacom, Digicom, Fame, Frata, Intelbras, KRJ, Magmattec, PPC y Tecsys. Dentro del marco de la segunda ronda de negocios del sector electro-electrónico Brasil-México 2018, además de contar con el apoyo de ABINEE también hubo una importante participación de la Agencia Brasileña de Promoción de Exportaciones e Inversiones Apex Brasil.

Foto: Bigstock

Por Marilyn Montero S.

onsideradas las dos economías más grandes de América Latina, tienen una gran similitud en temas comerciales que han permitido un mayor acercamiento entre ambas economías. La relación entre estos países viene desde 2002, cuando firmaron el Acuerdo de Complementación Económica No. 53 (ACE), para regular la relación comercial entre México y Brasil. Ambas economías buscaron este acuerdo ya que

Foto: Bigstock

el país sudamericano, al ser miembro del Mercosur, no podía firmar tratados comerciales de manera bilateral. En 2015 se hizo más estrecha la relación cuando los entonces mandatarios, Dilma Rousseff, ex presidenta de Brasil y Enrique Peña Nieto, ex presidente de México, firmaron acuerdos en materia de turismo, comercio y medio ambiente. Dos años más tarde, en 2017, se realizaron ajustes en esta relación bilateral en donde firmaron un acuerdo de eliminación de aranceles para una importante cantidad de productos automotrices. Además, se hicieron algunos cambios en el ACE No 53 con el propósito de diseñar una estrategia para el intercambio de 6 mil productos, como también incorporar temas de propiedad intelectual, comercio electrónico y servicios en la agenda bilateral. Hoy en día este vínculo entre estas dos economías sigue tomando fuerza, pues Brasil es el octavo socio comercial a nivel mundial de México y el primero en Latinoamérica, con un intercambio cerca de 7.7 mil millones de dólares.

La ronda comercial de ABINEE en México Este año la Asociación Brasileña de la Industria Eléctrica y Electrónica (ABINEE) ofreció una ronda comercial en la Ciudad de México para llevar a cabo negociaciones entre estos dos países en donde cerraron acuerdos comerciales por 1.3 millones de dólares, prospectando ventas por 15.6 millones de dólares durante los próximos 12 meses dentro de la industria eléctrica y electrónica. Entre los productos más destacados que se ofertaron en este evento, están los relacionados a la automatización industrial, componentes electrónicos, equipos industriales, GDT, seguridad

14 empresas interesadas en crear alianzas estratégicas en México Foto: ABINEE

Desde hace algunos años, la relación entre estos dos países ha sido cercana respecto a temas comerciales. Ambos han contado con gobiernos pro libre mercado que permiten llevar a cabo negocios de apertura comercial y mayor integración regional.

Brasil es un país extremadamente cerrado

que necesita ampliar la relación comercial con otros países. Por ello buscamos ampliar relaciones comerciales y alianzas con México, para que podamos mirar al mundo con más competitividad” Giselle Hipólito, gerente de relaciones internacionales de ABINEE.

Giselle Hipólito, gerente de relaciones internacionales de ABINEE, dijo en entrevista para Global Energy, que respecto a las inversiones que quieren llevar a cabo en territorio nacional, tienen una misión comercial con 14 empresas que están listas para encontrar alianzas estratégicas en México. “La relación bilateral Brasil-México es muy saludable, por ello, lo que México exporta a Brasil, Brasil lo exporta a México, especialmente en el sector eléctrico-electrónico hay muchas oportunidades y muchos desafíos, por ello, es necesario crear buenas alianzas”. “En 2017, la industria manufacturera en México fue la responsable por el 18.3 por ciento del PIB mexicano, con especial importancia de los sectores como intermediación financiera con 20.4 por ciento y comercio con 22.3 por ciento. De acuerdo con el Banco Mundial en México, la perspectiva es de enfriamiento de los índices de inflación, lo que podrá ayudar en la estabilidad del peso. El enfriamiento de la inflación está correlacionado con el techo impuesto por el Banco Central, del 4 por ciento en 2018 y el 3 por ciento en 2019. Ante esto, hemos logrado identificar las complementariedades intersectoriales para continuar trabajando en alianzas y posibilidades comerciales, además de continuar fortaleciendo los vínculos con los compradores del sector”, agregó.

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Artículo

Hidrocarburos

Foto: CFE

Foto: E-media

Con más de 30 años de experiencia al interior de CFE, el ingeniero Gustavo Arvizu Lara ocupará la Subdirección de Ingeniería y Administración de la Construcción Foto: CFE

Designan a 5 directores, 7 subdirectores y un Abogado General

Consejo de Administración ratifica nombramientos de nuevos directores en CFE A 81 años de su nacimiento, la Comisión Federal de Electricidad enfrentará los retos de incrementar la producción, combatir el robo de electricidad y dar paso a la modernización de las 62 plantas hidroeléctricas del país bajo la dirección de una nueva estructura corporativa, encabezada por el Mtro. Manuel Bartlett. Foto: CFE

Por Juan José García

l Consejo de Administración de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ratificó los nombramientos propuestos por Manuel Bartlett Díaz, director general de la empresa, para dirigir áreas estratégicas de la misma, en un acto encabezado por la ingeniera Rocío Nahle, Secretaria de Energía, en su carácter de Presidente del Consejo. En esta sesión se aprobó la designación de Carlos Andrés Morales Mar como Director Corporativo de Operaciones. Ingeniero Mecánico con una larga trayectoria en el sector energético, durante su primera estancia en la CFE fue Superintendente General de Operación en la CT

Manzanillo, Subgerente de Generación Termoeléctrica en la Gerencia de Generación y Transmisión de las Oficinas Centrales y Gerente Regional de Producción Sureste, con sede en Veracruz. También se ratificó a Martha Laura Bolívar Meza como Directora Corporativa de Administración, quien previamente se desempeñó como Coordinadora Administrativa de la Dirección General de Programación, Organización y Presupuesto en la Secretaría de Comercio y Fomento Industrial. También fue Jefe del Departamento de Adquisiciones del Tribunal Fiscal de la Federación y Jefe del Departamento de Política de Derechos y de Estudios de Tratamientos Preferenciales de la Dirección General de Política de Ingresos y Asuntos Fiscales Internacionales en la Secretaría de Hacienda y Crédito Público. Por su lado, José Antonio Rojas Nieto fue designado Director Corporativo de Finanzas. Anteriormente ha trabajado como Técnico de la CFE en la Gerencia de Estudios Económicos de la Subdirección de Programación y como asesor de la Subdirección de Estrategia y Regulación de la compañía. Asimismo, se ha desempeñado como Investigador del Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares y ha sido Miembro del Observatorio Ciudadano de Energía AC. Mientras, César Fernando Fuentes Estrada fue designado Director Corporativo de Ingeniería

y Proyectos de Infraestructura. Este directivo laborado en la Comisión Federal de Electricidad en diversas áreas desde mayo de 1982, y su último encargo fue el de Subdirector de Ingeniería y Administración de la Construcción, puesto que desempeñó desde el 24 de abril de 2015, donde era responsable del proyecto, diseño, integración técnica del proceso de licitación, construcción y puesta en servicio de la infraestructura Hidroeléctrica, Termoeléctrica, Transmisión y Transformación y Estudios de Ingeniería Civil que requiere el Sistema Eléctrico Nacional. A su vez, Raúl Armando Jiménez Vázquez fue designado como Abogado General. Es Licenciado en Derecho con mención honorífica por la Facultad de Derecho de la UNAM, en la que también cursó estudios superiores de especialización, maestría y doctorado, obteniendo el grado académico de Doctor en Derecho con mención honorífica. Catedrático de la Facultad de Derecho de la UNAM, durante más de 20 años prestó sus servicios en la Administración Pública Federal, gerente de Arrendamiento de Embarcaciones (Pemex), Secretario Ejecutivo de Comité de Construcción, Adquisición, Arrendamiento y Fletamento de Embarcaciones (Pemex). Adicionalmente, César Alejandro Hernández Mendoza fue designado Director Corporativo de Negocios Comerciales, y cuenta con experiencia como Coordinador de Asesores de Grupo Parlamentario en el Senado y como investigador del Instituto Nacional de Administración Pública (INAP); Secretario de la Dirección de la Facultad de Ciencias Políticas y Sociales de la UNAM. Desde 1994 hasta hoy profesor de asignatura de la Facultad de Ciencias Políticas y Sociales de la UNAM. Asimismo, estarán al frente de la Subdirección de negocios No Regulados, José Manuel Muñoz Villalobos; Subdirección de Negocios de Redes, Leonardo Ramón Álvarez Larrauri; Subdirección de Evaluación Operativa, Aurelio Orozco Morales; Subdirección de Nuevos Negocios, Genaro Ismael Medina Luna; Subdirección de Financiamiento y Coberturas, Carlos Guevara Vega; Subdirección de Evaluación de Proyectos de Inversión, Jorge Alberto Aguilar Pérez; y de Subdirección de Ingeniería y Administración de la Construcción, Gustavo Arvizu Lara; así como Luis Bravo Navarro como Coordinador de Comunicación Corporativa.

Tras laborar para CFE desde mayo de 1982, César Fernando Fuentes Estrada tendrá a su cargo la Dirección Corporativa de Ingeniería y Proyectos de Infraestructura Foto: adnpolitico.com

Carlos Andrés Morales Mar, jubilado de la CFE con amplia trayectoria en el mundo energético, fue designado Director Corporativo de Operaciones

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Energías Alternativas Generarán 2,000 MW hacia 2021

ACCIONA comenzará en marzo a producir palas eólicas en México Tras un 2018 en el que pusieron en marcha alrededor de 600 MW, el objetivo de la empresa española es mantener ese ritmo para llegar a 2,000 MW hacia 2021, para lo cual destinarán una inversión hasta de 1,200 millones de dólares.

Foto: economia.es

Explicó que, para la empresa, el 2018 fue uno de los años más retadores en la historia, ya que su división de Energía tenía el objetivo de terminar de construir y poner en marcha casi 600 MW en dos proyectos que tenían adjudicados en el país: Puerto Libertad en Sonora, y El Cortijo, en Tamaulipas. “Era un reto bastante importante y lo hemos conseguido. Creo que es un mensaje a México y a las instituciones -tanto las salientes como las entrantes-, de que se hicieron las cosas bien y de que la reforma energética tiene mucho sentido y certidumbre, sobre todo en el ámbito eléctrico”, expresó el directivo. El directivo consideró que es el mejor de los mensajes que se puede dar tanto al gobierno saliente como al entrante. Para el saliente, en plan de felicitación y de agradecimiento por haber hecho una reforma bien estructurada en tan poco tiempo, y para los entrantes, les entrega la confianza de saber que es un instrumento que sirve y que se traduce en inversión ejecutada que da resultados.

Por Kathya Santoyo

on un equipo humano de 900 personas contratadas directamente por la empresa, ACCIONA inaugurará este marzo su primera planta para producir palas eólicas en nuestro país, a ubicarse en Matamoros, Tamaulipas. Su producción abastecerá inicialmente a todo México, además de Centroamérica y Estados Unidos. A pregunta expresa de Global Energy en el marco de su presentación de Resultados 2018 y Perspectivas 2019, Miguel Ángel Alonso, director general de ACCIONA Energía, explicó que actualmente fabrican estos importantes elementos de la energía eólica directamente en España, mientras que en Brasil y China lo hacen bajo los moldes y especificaciones de ACCIONA, pero a través de terceras empresas. “Aquí en México va a ser igual que en España: una fábrica propia con moldes propios, personal propio, y tecnología propia. Va a ser la primera en el país; hasta ahora solo construíamos las torres de concreto. Es una decisión tremendamente importante porque es la primera vez que hacemos ese tipo de inversión directa en un país donde no se exige que la fabricación sea local. Tomar una decisión de este tipo sin ningún tipo de obligación legal, es una muestra importante de confianza en el futuro del país”, expresó.

Aquí en México

va a ser igual que en España: una fábrica propia con moldes propios, personal propio, y tecnología propia. Va a ser la primera en el país; hasta ahora solo construíamos las torres de concreto. Es una decisión tremendamente importante porque es la primera vez que hacemos ese tipo de inversión directa en un país donde no se exige que la fabricación local” Miguel Ángel Alonso, director general de ACCIONA Energía

México podría vivir energéticamente solo de renovables Foto: E-media

Asimismo, dijo que su apuesta está en los estados donde se ubican los recursos naturales para generar energía. Actualmente, existen ya tres proyectos más por iniciar construcción en diferentes zonas del país, donde además se generan beneficios sociales, ya que ACCIONA se integra a las comunidades, donde en la mayoría de los casos, se vive con restricciones de acceso a servicios básicos, “nuestra inversión en desarrollo social es altísima y es tangible. Seguimos trabajando en las comunidades en casi todos los sitios donde hemos estado, y obviamente lo vamos a seguir haciendo”.

Producción local servirá a estrategia de duplicar su capacidad

Foto: economia.es

De acuerdo con Miguel Ángel Alonso, esto demuestra también las ganas de crecimiento de la empresa, y los grandes esfuerzos en materia de inversión que están destinando para lograrlo. Al respecto, reveló que planean invertir en el país entre 1,000 y 1,200 millones de dólares en los próximos dos años, lo cual contribuiría a la meta de duplicar su capacidad hacia finales del 2020. “Nos gustaría iniciar 2021 con 2 mil megavatios de capacidad instalada en fotovoltaica y eólica. Este año éramos predominantemente eólicos, pero con el proyecto de Puerto Libertad ya nos situamos con 40% de capacidad fotovoltaica esperada, y obviamente vamos a seguir promediando más o menos en ese rango”, detalló.

El directivo de ACCIONA reconoció además que la coyuntura nacional ha facilitado la puesta en marcha de proyectos con costos ‘tremendamente favorables’ que ya empiezan a suministrar energía muy barata. Ejemplificó con el caso de la tercera subasta efectuada en 2017, donde México batió el récord del precio de energía más bajo en la historia de una licitación en el mundo, con 17.9 dólares por megavatio. Reconoció que los precios más baratos de energía actualmente están en renovables, y eso es algo altamente aprovechable en un país como el nuestro, donde el potencial de la eólica está entre los más altos del mundo, al igual que en radiación solar, “pocos países tienen casi 12 horas de luz diurna como México, más cuatro horas de deslizamiento donde la radiación es muy alta, sobre todo en la frontera al norte”. Dijo que con una estrategia fotovoltaica en un terreno de 140 mil hectáreas se podrían cubrir todas las necesidades de México, y si se complementa con capacidad eólica, cuando deja de haber sol, la dispersión geográfica de generación renovable podría además reducir las emisiones contaminantes a la atmósfera en alrededor de 30%. “México como país podría liderar cualquier iniciativa en favor del cambio climático, de las renovables, reducción de emisiones y liderar lo que supone cambiar la cara a la Ciudad de México, que por hoy tiene muchos problemas al nivel de contaminación. Lo que estoy planteando es que México pude ser autosuficiente con energías renovables, de eso estoy seguro y es lo que de verdad necesitamos”, concluyó.

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Energías Alternativas Entrevista

Vicente Magaña

Director General de ABB México

Electrificación y renovables, prioridades de ABB en 2019 Dentro de las áreas de negocio de la empresa destaca su fuerte apuesta por los vehículos eléctricos. Al respecto, lanzó este año cargadores ultra rápidos de tercera generación, que pueden recargar un vehículo en 8 minutos para recorridos de entre 200 y 220 kilómetros.

Enero 2019 www.globalenergy.mx

Por Claudia García

l 2018 fue un año de retos e incertidumbres, sin embargo, resultó positivo para ABB, pues la compañía registró un crecimiento sólido de doble dígito, luego de haber tomado la decisión de centrar sus esfuerzos en dos principales propuestas de valor: la electrificación y la automatización, con el objetivo de llevar la energía desde el punto de su generación hasta el socket y la automatización, desde la obtención de recursos naturales hasta el producto manufacturado. Así lo sostuvo en conferencia de prensa Vicente Magaña, director general de A BB México. Señaló que en el sector energético, tuvieron una participación constante en materia de transmisión, distribución y generación convencional, misma que se vio reflejada en proyectos como el que llevaron a cabo, precisamente este año, en el Paseo de la Reforma de la Ciudad de México, donde modernizaron la red eléctrica con tecnología inteligente que se conecta directamente a la red. Puntualizó que, con el sismo ocurrido en México en septiembre del 2017, algunas

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Foto: ABB

instalaciones del sur del país quedaron afectadas, por lo que ABB trabajó junto con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para hacer habilitaciones en Juchitán, Oaxaca, por citar un ejemplo. En menos de cinco días instauraron un monitoreo inteligente para sus plataformas, tanto del sur como del norte, con transformadores y equipos de alta tensión capaces de referir problemas, pérdidas o necesidades de mantenimiento y, de esta manera, reducir costos y aumentar la eficiencia de las instalaciones. Indicó que se ha determinado que para 2024, 35% de la base energética del país debe ser de uso renovable, como solar y eólica, y la con Reforma se han establecido regulaciones estrictas para el cumplimiento del código de red. “Para nosotros ha sido muy importante el uso de la tecnología, no solamente en la parte operacional, sino también en proyectos que ya están asignados en la ronda 1, 2 y 3, para poder ejecutarlos en un tiempo mucho más corto”, afirmó. Destacó que, durante la administración entrante, habrá un enfoque especial en el desarrollo del sureste de la nación, que actualmente es una de las zonas con mayor carencia de energía. Sin embargo, hay una gran cantidad de generación eólica lista para ser evacuada en Oaxaca,

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Estamos ante tecnología de punta exponencial

que puede utilizarse de forma transversal y eficiente en movilidad, industria, sector energético y más”

Foto: E-media

El transporte sustentable ya no es tema del futuro, sino una realidad actual. Foto: ABB

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Foto: E-media

por lo que ABB trabajará en su interconexión al sistema central. “A nivel mundial hay más de 200 interconexiones donde ABB tiene más del 60% de participación del mercado y transmite energía entre 60 y 70% más eficiente a comparación de la tradicional”, declaró. Detalló que, para 2040, el 88% de la población vivirá en áreas urbanas. Con base en esto, varios de sus proyectos han girado en torno a ciudades inteligentes y movilidad sustentable. En la feria industrial más grande del mundo, Hannover Messe 2018, ABB hizo el lanzamiento de cargadores ultra rápidos de tercera generación, que pueden recargar un vehículo en 8 minutos para ejecutar recorridos de entre 200 y 220 kilómetros. “El plan es colocar estos cargadores en diferentes corredores y ya hemos sido asignados por CFE en la primera licitación de electrolineras. El transporte sustentable ya no es tema del futuro, sino una realidad actual”, aseveró. Según sus palabras, el Foro Económico Mundial publicó un reporte que indica que para 2022, 70 millones de trabajos se van a digitalizar y dicho proceso impactará en toda la cadena de valor. La industria va a requerir nuevas habilidades, por lo que ABB ha implementado proyectos de educación dual para la formación integral de talento. El Director de ABB dijo que para 2019, la empresa estará presente no solo en la incorporación de renovables a la red, sino también en el proceso convergente de la electrificación de las cosas. “El reto será reinventarse, no solamente en el mundo cambiante con tendencias globales como las que indicamos, sino también en aspectos locales. La inteligencia artificial y la realidad aumentada forman parte escencial de la plataforma de ABB y seguiremos trabajando para desarrollarla con éxito”, concluyó.

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Cobertura

280 millones de dólares, la inversión total

Energías Alternativas

Foto: portal.mx

Enel Green Power comienza construcción de parque eólico en Nuevo León Entrará en funcionamiento en el primer semestre de 2020, con una capacidad de generación cercana a 850 GWh por año. Foto: portal.mx

Por Mónica Gutiérrez

l Grupo Enel, a través de su filial renovable Enel Green Power México, comenzó la construcción del parque eólico Dolores de 244 MW en el municipio de China, su primer proyecto en el estado de Nuevo León. La inversión total en la construcción de la instalación asciende a aproximadamente 280 millones de dólares, como parte de la inversión descrita en el Plan Estratégico de Enel.

"Con el inicio de la construcción del parque eólico Dolores, continuamos expandiendo nuestra presencia en el país, ingresando por primera vez en el estado de Nuevo León", dijo Antonio Cammisecra, Jefe de Enel Green Power, la línea de negocios global de Energías Renovables de Enel. Está previsto que el parque eólico de Dolores comience a funcionar en el primer semestre de 2020. Una vez que esté en pleno funcionamiento, el parque eólico podrá generar aproximadamente 850 GWh por año, evitando la emisión anual de alrededor de 470,000 toneladas de CO2 a la atmósfera. La construcción de Dolores se basará en el modelo de "Sitio de Construcción Sostenible" de Enel, que incluye la medición del impacto socio ambiental del proyecto y acciones dirigidas a incorporar el uso racional de los recursos, por ejemplo, a través de la gestión del agua, y un proyecto de reciclaje de residuos para la reutilización de la madera del sitio para producir muebles ecológicos y contenedores de envío para ser utilizados por la comunidad local. Este proyecto está respaldado por un contrato que estipula la venta de volúmenes específicos de energía a la Cámara de Compensación del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) durante un período de 15 años y de los certificados de energía limpia relacionados durante un período de 20 años.

El proyecto está respaldado por un contrato que estipula la venta de volúmenes específicos de energía a la Cámara de Compensación del CENACE durante un período de 15 años y de los certificados de energía limpia relacionados durante un período de 20 años.

Dolores es una de las cuatro plantas eólicas adjudicadas al Grupo Enel para una capacidad total de 593 MW en la tercera subasta a largo plazo después de la Reforma Energética del país. Además de la planta en Nuevo León, el Grupo recibió los proyectos Amistad II y Amistad III, con una capacidad instalada de 100 MW cada uno, y Amistad IV, con una capacidad instalada de 149 MW, todos ubicados en Acuña, Coahuila. El Grupo Enel es el único operador que ha ganado el derecho de construir nuevas instalaciones renovables en todas las tres subastas a largo plazo, en función de la calidad, la competitividad y la innovación de sus propuestas. Foto: portal.mx

Abstract

Enel Green Power Mexico has commenced construction of a 244 megawatt (MW) wind farm in the Mexican state of Nuevo Leon. The Dolores facility is slated to begin operations in the first half of 2020. The wind farm will be able to produce around 850-gigawatt hours annually and will help to prevent the emission of roughly 470,000 tons of carbon dioxide per year. Investment in the construction is approximately $280 million.

Energías Alternativas Entrevista

Jonas Rodríguez

Enero 2019 www.globalenergy.mx

Gerente de desarrollo de negocios y asesoría en renovables de México DVN GL

Solar y fotovoltaica serán las líderes en la nueva demanda energética mundial Foto: DNV GL

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En Latinoamérica,

El sistema de energía mundial será sustancialmente más limpio, asequible y confiable. Comprender en detalle esta transición energética es importante sobre todo para las empresas, los inversores y los reguladores: DNV GL.

es estima que se produzca un aumento estable de la utilización de energía renovable en los próximos 30 años. En la actualidad, el sector energético de la región es el menos intensivo en carbono entre las principales economías desarrolladas del mundo, debido principalmente a la baja demanda de carbón y la amplia participación de la energía hidroeléctrica”

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Por Marilyn Montero S.

nstalados en México desde 2008, DVN GL es una empresa que promociona servicios independientes técnicos de ingeniería, así como productos de información para promotores de energía renovable, fabricantes, inversores, prestamistas, empresas de construcción, propietarios, operadores, compañías de seguros, organizaciones sin ánimo de lucro y gubernamentales, así como empresas de servicio público.

Tal experiencia los coloca entre los principales actores en la industria de energías renovables en México, incialmente en el sector eólico, el primero en desarrollarse en el país bajo el esquema de autoabastecimiento. También son miembros del comité ejecutivo de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) y trabajan de la mano de importantes empresas del rubro. Mediante una consultora global tecnológicamente neutral, desarrollan desde 2017 el estudio Energy Transition Outlook, con el objetivo de ayudar a los diferentes actores del sector en el desarrollo de estrategias, al tener una visión imparcial y equilibrada del futuro energético. “Estos datos son relevantes para consumidores, inversionistas, operadores, estrategas políticos, reguladores y proveedores", explicó en entrevista para Global Energy Jonas Rodríguez, gerente de desarrollo de negocios y asesoría en renovables de México DVN GL. En él, se ofrece una visión de lo que consideran “un futuro más probable”, o un caso central para la próxima transición energética. DNV GL diseñó un modelo de sistema energético mundial que abarca la oferta, demanda de la energía global y el uso e intercambio de la misma dentro y fuera de las diez regiones estudiadas. El especialista explicó que el enfoque de esta proyección se basa en cuatro componentes: 1. E l juicio de expertos dentro y fuera de esta empresa, que analizan los datos que provienen de componentes como la población, crecimiento de la economía, mayores consumidores de energía -como industrias, residenciales y transportes-, tecnología costos, políticas y limitaciones de recursos. 2. O tro componente es llevar a cabo un único modelo de retroalimentación que captura todo el sistema de energía interconectada, y el comportamiento subyacente del proceso para la toma de decisiones. 3. Costos, considerados como la guía principal para el proceso decisorio en el suministro de energía a largo plazo. 4. Estimación de parámetros usando una serie de tiempos históricos, proyectando el proceso decisivo en el futuro. De esta manera, el trabajo de ingenieros y especialistas técnicos se recopila “en toda la cadena del suministro de energía y contempla proyectos de infraestructura offshore; instalaciones onshore de petróleo y gas, proyectos eólicos y solares de pequeña y gran escala; y transmisión y distribución de la red eléctrica”, indicó el experto.

Escanea para acceder al informe completo.

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Brasil, Chile y México se encuentran en el Top 10 de mercados globales de energías renovables. Demanda energética hacia 2050 Dentro de los resultados que arrojó el informe este año, está que el gasto mundial en energía disminuirá drásticamente a partir de 2035, al tiempo que la reducción de las emisiones de carbono se reflejará en las tendencias de inversión y dinero gastado en renovables, el cual se triplicará para 2050. Por el contrario, el gasto en combustibles fósiles se reducirá en aproximadamente un tercio, y la tasa de gasto energético se reducirá 44% hacia mediados de siglo. Los combustibles fósiles pasarán de tener 80% de participación en la matriz energética, a 50% a mediados de siglo, mientras que el 50% restante lo ocuparán las renovables. “El gas natural se convertirá en la fuente más importante en 2026, y cubrirá 25% de las necesidades energéticas mundiañes en 2050. El petróleo alcanzará su punto máximo en 2023 y el carbón ya lo ha alcanzado. La energía solar fotovoltaica (16% de la oferta mundial de energía) y la eólica (12%) se convertirán en los actores más importantes entre las fuentes renovables, ya que ambas cubrirán la mayor parte de la nueva demanda de electricidad”, dicta el informe. En este panorama, se estima que Latinoamérica tenga un crecimiento estable en la utilización de la energía renovable en los próximos 30 años. “América Latina se encuentra en una rápida transición en donde la energía convencional y la hidroeléctrica -como principales fuentes de electricidad- darán paso a una mezcla diversificada incluyendo gas natural, solar y eólica”, concluyó el entrevistado.

Abstract

There are many signs that the energy industry is on the brink of profound change. Globally, policy developments, despite some notable exceptions, continue to favour renewables technology. Last year, new renewable power capacity additions were more than double the new power capacity additions from fossil fuels. In capital markets, a reallocation of funds towards cleaner technology is underway.

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