Global Energy 148 / Octubre 2020 by Elemental Media

Raquel Heredia Presidenta de Women in Nuclear México

Busca Hyundai liderar mercado de vehículos eléctricos

Nuclear y renovables, complementarias para una generación limpia en el país.

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Hyundai

Ernesto Mejía Director de Producto de Hyundai de México

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@GlobalEnergyMex

Año 12 Número 148 Octubre 2020

Global Energy México

Twenty2020

Protexa, en ruta de la transformación

24 Protexa

Entra en operación el último tramo para completar el sistema Wahalajara

La empresa anunció un cambio en su identidad corporativa que refleja la metamorfosis que vive bajo la dirección de Roger González Lau, quien se incorporó en junio de este año al grupo para liderarlo hacia una nueva etapa en los cuatro sectores donde tiene participación: industrial, energético, inmobiliario y de servicios.

El gasoducto Villa de Reyes Aguascalientes - Guadalajara, con una longitud de 388 kms, representa el último tramo para finalizar un sistema de gasoductos de 2,023 kms entre México y Estados Unidos, de los cuales 1,828 kms están en territorio mexicano

Pese a la reforma energética y la entrada de nuevas banderas, la calidad de la gasolina vendida en México sigue siendo la misma, una gasolina regular 87 octanos y premium 91 octanos y con niveles de azufre y otros contaminantes, muy por encima de lo deseado para nuestro país que busca reducir emisiones de gases de efecto invernadero. 28

Campeche busca detonar su potencial con el resurgimiento de la industria petrolera

Plan de infraestructura, el primer paso rumbo a la reactivación económica

Iberdrola crea nueva unidad de negocio enfocada en el hidrógeno verde 39

COVID podría cambiar el futuro del mercado energético: AIE

La Agencia Internacional de Energía presentó el Panorama Mundial de la Energía 2020, estudio que se centra en el análisis de los próximos diez años del mercado energético y explora los caminos para salir de la crisis mundial. 22

Global Energy

Luego de varios meses de espera, se anunció el Acuerdo para la Reactivación Económica de la mano de la cúpula empresarial. El sector energético en particular tenía amplias expectativas respecto a este acuerdo; sin embargo, su papel dentro de este plan inicial quedó relegado a cinco de 32 proyectos presentados por el secretario de Hacienda, Arturo Herrera. Los cinco proyectos en su conjunto tienen un valor de 98,980 millones de pesos, comenzarán obras en 2021 y serán promovidos por PEMEX y CFE.

Twenty2020

El etanol y la autosuficiencia en la gasolina en México

18 AÑOS

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

Octubre 2020 www.globalenergy.mx

Editorial

Bienvenidos

Plan de infraestructura, el primer paso rumbo a la reactivación económica Foto: MVR

Raquel Heredia Fundadora y presidenta de Women in Nuclear México (WiNMX)

Busca Hyundai liderar mercado de vehículos eléctricos

Hyundai

Ernesto Mejía Director de Producto de Hyundai de México 40

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Nuclear y renovables, complementarias para una generación limpia en el país.

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Año 12 Número 148 Octubre 2020

Global Energy México

Twenty2020

Protexa, en ruta de la transformación

22 Protexa

Entra en operación el último tramo para completar el sistema Wahalajara

Campeche busca detonar su potencial con el resurgimiento de la industria petrolera

Plan de infraestructura, el primer paso rumbo a la reactivación económica

Iberdrola crea nueva unidad de negocio enfocada en el hidrógeno verde 32

COVID podría cambiar el futuro del mercado energético: AIE

Global Energy

Twenty2020

El etanol y la autosuficiencia en la gasolina en México

34 AÑOS

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

DIRECTORIO GLOBAL ENERGY Presidencia Edgar Chávez Director de Operaciones Gerardo Ruiz Directora Editorial Kathya Santoyo Director de Arte Sandino García Coordinador Editorial Juan José García Redacción Israel Gama Victoria Navarro Omar Barrientos Corresponsal Cristian Sánchez

uego de varios meses de espera, finalmente el Gobierno de México hizo el anuncio del Acuerdo para la Reactivación Económica de la mano de la cúpula empresarial. El sector energético en particular tenía amplias expectativas respecto a este acuerdo. Sin embargo, su papel dentro de este plan inicial quedó relegado a solo cinco de 32 proyectos presentados por el secretario de Hacienda, Arturo Herrera. Los cinco proyectos en su conjunto tienen un valor de 98,980 millones de pesos, comenzarán obras en 2021 y serán promovidos por PEMEX y CFE. Como era de esperarse, el anuncio no cumplió con las expectativas de la iniciativa privada, que pese a los desacuerdos que ha tenido con la política energética actual mantiene firmemente su intención de invertir en el país en los sectores de hidrocarburos y electricidad. Luego de este anuncio, ahora la esperanza de los empresarios se centra en las palabras del presidente Andrés Manuel López Obrador, quien dice que este acuerdo es solo el inicio de más colaboraciones entre su administración y las empresas privadas.

Diseño Gráfico Marco Alvarado Edición y Fotoproducción Misael Valtierra Fotografía Argenis Aguilar

A final de cuentas el objetivo central de ambos lados de la moneda, y como lo ha dicho en reiteradas ocasiones López Obrador, es lograr la autosuficiencia energética del país. Para ello es necesario contar con la infraestructura suficiente en electricidad, gas y petrolíferos. No obstante, todo esto va ligado a la confianza que en todo momento deben tener los inversionistas para dirigir sus recursos a proyectos que generen empleos y derrama económica en las regiones en las que se instalan. Prueba de ello es la puesta en marcha de dos proyectos emblemáticos entre la iniciativa privada y Comisión Federal de Electricidad. En primer lugar, el inicio de operaciones del gasoducto Villa de Reyes – Aguascalientes – Guadalajara, el cual abastecerá de gas natural a los estados por los que atraviesa, además de Colima, Michoacán y la Zona Centro de México. Durante meses expertos han destacado la importancia de esta obra entre Fermaca y CFE, con la que se culmina la red de gasoductos conocida como Wahalajara, que transportará a México el gas natural más barato del mundo desde la región de Waha, en Texas. Por si esto fuera poco, CFE y Gas Natural del Noroeste se congratularon recientemente por la entrada en operación del gasoducto de Zapotlanejo. Este ducto se interconecta precisamente con la red de Wahalajara y dentro de sus funciones estará el suministrar a las centrales de generación de la Empresa Productiva del Estado en el Valle de México y Salamanca. Ambos son ejemplos de lo que la iniciativa privada busca aportar a México en temas de infraestructura e inversión energética. El reto sigue en poder abrir y encontrar espacios para que las empresas colaboren estrechamente con el sector público en pro de la seguridad y soberanía energética. Bajo esta premisa, en esta edición diferentes expertas y expertos, analistas y figuras del sector público nos hablan sobre la importancia de la colaboración y los lazos entre diferentes organismos para el desarrollo de la industria energética nacional en beneficio de los mexicanos.

COLUMNISTAS DEL MES PÁG. 06

Jaime Brito

PÁG. 08

Ángel Carrizales

PÁG. 09

Alfredo Sánchez

PÁG. 10

Luis Vielma

PÁG. 11

Yolanda Villegas y Dino Barajas

PÁG. 12

Alexandro Rovirosa

PÁG. 16

Marcos Ávalos

PÁG. 28

Enrique Olivera

Directora Administrativa y Financiera Ericka Ibarra Relaciones Institucionales Isvet Medina

PÁG. 04

HIDROCARBUROS

PÁG. 32

MERCADO GASOLINERO

PÁG. 38

ALTERNATIVAS

Asistente Administrativa Gabriela Rocha Colaboradores José de Jesús Pedroza Mónica Gutiérrez Óscar Alcaraz Distribución y Logística David Medina José Cruz Nailea Medina Circulación Ivonne Ortigoza Suscripciones ivonne@elementalmedia.mx Tel: (55) 5344 3851

EDICIÓN CERTIFICADA TIRAJE 30,000 EJEMPLARES

Global Energy, Edición 148, Año 12. Publicación mensual correspondiente a Octubre de 2020, 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. Certificado de Reserva de Derechos de Autor No. 04-2017-020812072000-101. Certificado de Licitud de Título y Contenido No. 16956. Suscripción $500.00 (quinientos pesos MN). Impresa el 18 de Octubre de 2020. Los artículos firmados son responsabilidad de sus autores y no necesariamente representan o reflejan el punto de vista u opinión de Elemental Media, S.A. de C.V., ni del periódico. Impresa en Multigráfica Publicitaria S.A. de C.V., Democracias No. 116, Col. San Miguel Amantla, Alcaldía Azcapotzalco, C.P. 02700, CDMX , Tel: (55) 5140-4900. Distribuida por Servicio Postal Mexicano, Ubicado en Av. Ceylán 468, Col. Cosmopolitan, C.P. 02521. IMPRESA EN MÉXICO - PRINTED IN MEXICO

Octubre 2020 www.globalenergy.mx

Hidrocarburos Caso de estudio: Brasil

Las soluciones Multi-Atributos de Emerson ayudan a reducir el riesgo en el entorno geológico complejo de América Latina

Las soluciones de Emerson se utilizaron en cada paso del flujo de trabajo: Echos para ganancia de amplitud y filtros orientados a la estructura; SeisEarth para la interpretación y generación de atributos de la parte superior y la base del yacimiento; Stratimagic para clasificación sísmica; y VoxelGeo para la generación y extracción de geocuerpos. Por Emerson E&P Software

rasil ha estado produciendo petróleo a partir de yacimientos en carbonatos pre-sal durante los últimos 10 años. Estos yacimientos han alcanzado una producción increíble de más de 1.7 millones de barriles de petróleo equivalente por día, que representan más de la mitad de la producción diaria del país y, demuestran la importancia de estos yacimientos para América Latina. Sin embargo, es tremendamente desafiante mapear y caracterizar los yacimientos carbonatados, dada su considerable heterogeneidad espacial, sistemas porosos complejos y a menudo, respuestas sísmicas ambiguas. La atenuación sísmica puede afectar en gran medida la calidad de la señal sísmica a grandes profundidades. En consecuencia, el mapeo de estructuras carbonatadas pre-sal que se encuentran a profundidades de 5,000 a 6,000 metros y, por debajo de una capa de sal de aproximadamente 2,000 metros de espesor, es un gran desafío para los geocientíficos. Esto se debe a la baja iluminación sísmica y anomalías de baja amplitud, baja impedancia y la alta densidad de fallas y fracturas que son características de estos entornos geológicos. Es difícil identificar y delimitar tales características en estos campos usando solo datos sísmicos, debido a la complejidad de la imagen sísmica generada y la ausencia de contrastes de impedancias entre el yacimiento y facies adyacentes. Para resolver este problema, se propuso un flujo de trabajo que combina la descomposición espectral híbrida (HSD), con atributos geométricos de curvatura y coherencia. Estos atributos pudieron proporcionar información geológica útil, en este caso, se utilizaron para generar una clasificación de facies sísmicas para identificar zonas de buena calidad en rocas carbonatadas. Las soluciones de Emerson se utilizaron en cada paso del flujo de trabajo: Echos para ganancia de amplitud y filtros orientados a la estructura; SeisEarth para la interpretación y generación de atributos de la parte superior y

la base del yacimiento; Stratimagic para clasificación sísmica; y VoxelGeo para la generación y extracción de geocuerpos. En el primer paso, los datos sísmicos se acondicionaron mediante Filtros de Orientación Estructural (SOF) para eliminar el ruido de fondo y preservar los bordes de la falla. Posteriormente, se utilizó el volumen de SOF para generar un atributo de curvatura. Para mejorar la resolución vertical se aplicó al volumen SOF un proceso de mejora de la imagen, y posteriormente se calculó un volumen de coherencia, facilitando una mejor identificación del carácter fallado y fracturado en los carbonatos. Se aplicó HSD al volumen de SOF para identificar zonas de baja amplitud, que corresponden a áreas de buena porosidad. Todos estos atributos sísmicos se combinaron para clasificar las facies sísmicas e identificar patrones de similitudes entre sí. Esto permitió distinguir las facies más importantes que representan las zonas con mejor calidad dentro del yacimiento y, extraer un geocuerpo que podría usarse como control espacial para la distribución de la porosidad en el modelado del yacimiento.

Resultados Se utilizaron atributos geométricos (curvatura y coherencia) para identificar zonas con alta densidad de fallas y fracturas, típicas de estructuras carbonatadas, para la clasificación de facies se eligieron cinco clases de facies sísmicas. Las facies sísmicas 1-3 se identificaron como estructuras carbonatadas con alta porosidad y alta densidad de fracturas, es decir, las zonas con potencial y buena calidad de roca almacén, siendo corroborado por los registros de los pozos 2 y 3. La zona que corresponde a las facies sísmicas 4 y 5 es considerada de baja calidad y es corroborada por los registros de los pozos 1 y 4. El flujo de trabajo identificó de manera eficiente carbonatos de buena calidad de yacimiento en un entorno geológico complejo. Los atributos de coherencia y curvatura fueron herramientas útiles para identificar fallas y zonas de fractura, cuyas altas densidades representan una de las características más importantes de estas estructuras carbonatadas. Dado que la baja amplitud sísmica también es una característica típica de estas estructuras de carbonatos pre-sal, el HSD permitió la discriminación de zonas de carbonatos de buena calidad y de zonas pobres (por ejemplo, pozo 4). La clasificación de múltiples facies generó un resultado geológicamente significativo para el modelado estático y, el geocuerpo extraído se utilizó como un delimitador espacial adicional de la distribución de la porosidad. Este flujo de trabajo se ha aplicado con éxito en otros tres campos de carbonatos pre-sal.

a) 0.298

0.280

N 0

10 km

Figura 1. a) Descomposición Espectral b) Descomposición espectral híbrida (HSD)

Datos sísmicos

Descomposición espectral

Filtros de Orientación Estructural(SOF)

Descomposición espectral híbrida (HSD)

Mejora de la imagen

Curvatura

Coherencia

Figura 2. Pasos para calcular los atributos sísmicos

Infografía

Basado en un artículo, “Multiattribute framework analysis for the identification of carbonate mounds in the Brazilian presalt zone”, por Carlos Jesus (Petrogal Brasil y Universidade Federal Fluminense), Maria Olho Azul (Petrogal Brasil), Wagner Moreira Lupinacci (Universidade Federal Fluminense), Leandro Machado (Emerson), Interpretación, mayo de 2019.

Hidrocarburos Columna ot o: E -med ia

Opiniones del Sector

Octubre 2020 www.globalenergy.mx

La noche de un año difícil. El mercado petrolero internacional y el último trimestre del 2020 por Jaime Brito (*)

Esta es la primera de dos partes en donde exploraremos las implicaciones de corto y largo plazo que nos ha dejado la pandemia. Primero es importante que exploremos qué ha pasado y la forma en que el mundo petrolero ha encontrado un nuevo equilibrio hasta la llegada de este último trimestre, para explorar después qué variables van a pegar más en los precios en estas últimas semanas del año.

l mercado petrolero internacional ha tenido ciertamente un año complicado, pero, por increíble que parezca, es posible que la parte más volátil y difícil aun esté por llegar. El final del 2020 podría llegar aun con varias sorpresas que impactarían los precios internacionales del crudo y refinados. Y aún más, la forma en que el mundo petrolero podría cambiar estructuralmente después del COVID tiene el gigantesco potencial de modificar las cadenas de suministro, los rendimientos económicos en incluso la geopolítica y economía mundial hacia el 2050. Estamos al borde de uno de los cambios socioeconómicos más importantes en la historia y si tiene usted un negocio en el sector debe estar preparado para lo que viene. Esta es la primera de dos partes en donde exploraremos las implicaciones de corto y largo plazo que nos ha dejado la pandemia. Primero es importante que exploremos qué ha pasado y la forma en que el mundo petrolero ha encontrado un nuevo equilibrio hasta la llegada de este último trimestre, para explorar después qué variables van a pegar más en los precios en estas últimas semanas del año.

La maldita primavera Los precios internacionales del crudo Brent se movieron de los $65/bl hacia los $25/bl en unas semanas, la demanda mundial de refinados cayó entre 40% y 60% en algunos países; el precio de exportación para el crudo Maya se movió a territorio negativo por unos momentos en abril (también por culpa de un componente no adecuado en su fórmula de precios, por cierto), la demanda de turbosina cayó al suelo por varios meses, los EEUU dejaron de producir casi 3 millones b/d de crudo. Esto fue el inicio del 2020 para el mercado petrolero. La transición entre marzo y abril será recordada por ser un gran periodo de incertidumbre en el mercado internacional, aunque la pandemia ha impactado todo el año y en diferentes momentos cada región del mundo. La aplicación de restricciones tipo “quédate en casa” tumbó la demanda de refinados, y con ello, los precios, los cuales forzaron la reducción de refinación y de producción petrolera en ciertos países, dependiendo del tipo de reservas. Después de confinamientos implementados en diferentes momentos a nivel mundial, poco a poco la actividad económica se ha ido recuperando en grados diversos dependiendo de cada país. Los incentivos económicos y fiscales que se han ofrecido en la gran mayoría de los países del mundo a empresas y familias (incluyendo a la India, Brasil, Arabia Saudita, Colombia, Chile, además de los obvios como EEUU, China, o toda la Unión Europea)

han permitido la recuperación relativamente aceptable del consumo entre agosto y septiembre. Sin embargo, el mundo aún no ha pasado por un invierno completo en el hemisferio norte bajo la presencia del COVID. La gran fuente de volatilidad que podremos ver de aquí a diciembre y durante el resto del invierno será del lado de la demanda. Dependiendo de cómo responde la oferta y los pisos de remate en donde se hacen transacciones de contratos de futuros, tendremos movimientos de precios que podrían ser más fuertes aun de lo que hemos visto. Vámonos por partes: • Una cantidad gigantesca de personas sentirán síntomas que podrían parecer de COVID pero en realidad sean gripa o influenza comunes. Este sería el reto más grande, ya que va a ser muy disruptivo para la continuidad de los negocios, escuelas, entidades de gobierno. El consumo va a dar grandes bandazos esta última parte del año, y eso moverá los precios de crudo y refinados. La solución es hacer disponibles pruebas de COVID de manera más general a nivel mundial, para que las personas puedan descartar de inmediato sus casos y el nivel de ansiedad en mercados financieros y económicos sea manejable. • Como respuesta a estos bandazos del lado de la demanda, el principal punto donde la oferta puede “responder” es en el cartel extendido de la OPEP+. En su último acuerdo este cartel decidió incrementar su producción hacia agosto en dos millones de b/d y dejar así su oferta durante el resto del 2020. Va a ser necesario que la OPEP+ anuncie una corrección de este acuerdo, para reducir de nuevo su producción en 9.7 millones b/d (el recorte que se implementó durante mayo-julio) o en algún número parecido. Si la OPEP+ no anuncia un nuevo recorte, los precios del crudo podrían disminuir de nuevo, ya que su plan de abril no reconoce el tema estacional del COVID en clima frío. • Como los participantes de los pisos de remate que compran y venden contratos de petróleo reaccionen también es importante, ya que, en un complicado mecanismo, el precio de futuros del Brent impacta al precio spot, y eso se transmite en todas las fórmulas de precio a nivel mundial. Los traders financieros estarán monitoreando la evolución de las elecciones en los EEUU, los conflictos geopolíticos pendientes entre EEUU y China, Irán, Venezuela, -que a su vez podrían ser volátiles dentro del contexto de las elecciones mismas en EEUU-, así como las noticias corporativas de empresas que deciden despedir empleados, que reportan resultados negativos, etc. En fin, no se puede tener un mercado más volátil.

Hoy voy a cambiar Además de todo esto, durante este extraño 2020 hemos visto a varias empresas internacionales anunciar sus planes de largo plazo, en donde expresan sus objetivos de alcanzar metas de bajas o cero emisiones de gases de invernadero para el año 2050. Los planes han sido diversos, y hay quienes anuncian incluso que de plano van a enfocar sus inversiones y negocios en energéticos renovables, saliendo del negocio del petróleo por completo. Ciertamente el calentamiento global es un tema importante, y se aplaude cualquier esfuerzo para controlar las emisiones por quema de gas en pozos petroleros, disminución de contaminantes por refinación, entre otros

Foto: Bigstock

temas. Pero, el dar estos mensajes precisamente en el peor momento que el mercado petrolero ha visto en últimas décadas da un golpe adicional al sector en varios aspectos. ¿Se acuerda que mencionamos a los participantes en pisos de remates y los contratos de futuros? Pues estos mismos traders pueden comprar hoy un contrato de futuros de crudo Brent con entrega en un mes del particular en el 2025, o 2027, o incluso hasta febrero del 2031, por ejemplo. De hecho, así es como funciona este instrumento de inversión, y muchos traders son tenedores de contratos que expiran de aquí a varios años adelante, y estos se compran o venden en todo momento, con una diferencia diaria de precios. Pues, con estas noticias recurrentes que mandan el mensaje de que el mercado petrolero ya no sería prioridad para varias de las grandes petroleras se podría crear un escenario en donde los participantes del sector financiero se dediquen sobre todo a vender contratos de futuro, al precio que sea. Esto generaría una estructura de precios de futuros en donde, cada mes en el tiempo el precio es más bajo, lo cual reduciría financiamiento, así como la construcción de inventarios comerciales de crudo y refinados, y también reducir la factibilidad financiera de inversiones de largo plazo y proyectos que varias empresas que no han cambiado sus prioridades sí necesitan hacer. Esto no es un tema menor, ya que implica un cambio radical en la forma como el mercado petrolero se ha conectado con el sector financiero y económico mundial. Pero, eso es solamente una pequeña punta del iceberg. Los cambios que vienen hacia el largo plazo, en caso de llevarse a cabo tal cual como lo han anunciado algunos planes de ciertas empresas, implican otro tipo de cambios mucho más gigantescos. De eso hablaremos en la próxima entrega, así que vaya preparando las palomitas, y si se puede, lea la nota bien sentado, porque se podría ir de espaldas al leer lo que viene. Este tipo de análisis difícilmente lo podría usted revisar, a no ser por la gran gentileza de Global Energy México, a quien agradecemos por la oportunidad, ya que nuestro contenido es exclusivo para subscriptores en StratasAdvisors.com. Ahí puede leer reportes semanales con este tipo de profundidad, abarcando fundamentales del mercado, pronósticos y análisis únicos. La forma en que el mercado cambiará de aquí al 2021 puede impactar la comercialización de su crudo, su importación o venta de gasolina, diésel, turbosina, LPG. Nosotros tenemos el análisis, experiencia y pronósticos que necesita para revisar sus estrategias de comercialización, o mejorar sus negocios. Acérquese con nosotros para explorar como podemos ayudarlo, sin que tenga usted que pagar precios exorbitantes que verá en otras fuentes de información. ¡Nos vemos en la próxima!

(*) Jaime Brito, Vicepresidente, Stratas Advisors. Experto en el mercado internacional de petróleo. Ha completado proyectos de consultoría para la industria petrolera en Estados Unidos, Francia, Noruega, Corea, Indonesia, India, Vietnam y Brasil, entre otros. Su contacto con la industria internacional y conocimiento en temas de refinación, comercialización y regulatorios le dan un enfoque único a la industria mundial.

Hidrocarburos Columna

ot o: A SEA

Opiniones del Sector

Octubre 2020 www.globalenergy.mx

Sector Hidrocarburos: Palanca de desarrollo y conservación del medio ambiente por Ing. Ángel Carrizales

Foto: Twenty20

En la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (ASEA) trabajamos en aras de la Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente con criterios de sustentabilidad, conservación de los recursos y protección ambiental en beneficio de las comunidades. Actuando bajo los principios que rigen a la ASEA, de eficacia, eficiencia, honestidad, imparcialidad, objetividad, productividad, profesionalización, transparencia, participación social y rendición de cuentas.

o ha señalado el presidente Andrés Manuel López Obrador, quien ha pedido “actuar con responsabilidad para dejar a las nuevas generaciones un medio ambiente sano, no destruido, no debemos agotarnos, acabarnos, recursos que son de las nuevas generaciones”. Como Director Ejecutivo he promovido la comunicación con los actores del Sector Hidrocarburos para transmitirles la importancia de proteger el medio ambiente. Se ha propiciado la interacción de la ASEA con los particulares, atendiendo las audiencias solicitadas por Terceros y Regulados para abordar inquietudes sobre el desarrollo de un proyecto y/o la observancia de normatividad emitida por la ASEA. Lo anterior, a través de las mesas de trabajo en las que se aclaran dudas a nivel legal y técnico, lo que permite detectar las dudas e inquietudes que enfrentan los Regulados. Además se impulsaron foros virtuales para difundir y explicar nuestra regulación, así como los procesos y metodologías utilizadas durante la evaluación de los proyectos. Estos espacios nos permiten interactuar y atender un mayor número de inquietudes a través del canal de comunicación abierto: contacto@asea.gob.mx Respecto a la reducción y mitigación de emisiones de metano se desarrolló una regulación fundada en las mejores prácticas nacionales e internaciones, que permite que los Regulados definan su potencial para reducir emisiones con base en sus procesos de producción, con el fin de establecer un compromiso para la disminución de emisiones en un plazo de seis años.

También contribuimos a los esfuerzos para mitigar el cambio climático. Por primera vez nos sumamos al cumplimiento de los compromisos de México a nivel internacional, mediante la inclusión al Programa Especial de Cambio Climático con ocho acciones puntuales con metas específicas, las cuales son: identificación de vulnerabilidad en el sector, comunicación y acciones de sensibilización de los Regulados, definición de estrategias de cooperación con actores clave y generación de información que permita fortalecer la toma de decisiones en materia de cambio climático en el Sector Hidrocarburos.

Gobernanza ambiental y sinergias En el corto y mediano plazo impulsaremos un Programa de Supervisión en conjunto con los Regulados para identificar las brechas que pudieran existir en el cumplimiento de la regulación existente. El objetivo es agilizar los procesos administrativos relacionados con la gestión para la administración del riesgo operativo, atendiendo el cumplimiento de los requisitos legales, sobre todo lo correspondiente a la seguridad de las personas y la protección al medio ambiente. En este sentido, uno de los primeros proyectos que conocí cuando llegué a la ASEA fue el diseño de un programa sobre compensaciones ambientales y al apreciar su potencial decidí apoyarlo e impulsar su implementación. La idea central es sencilla, pero poderosa: un instrumento que permite al Sector Hidrocarburos

(*)

compensar los impactos residuales de sus actividades mediante la inversión en proyectos de conservación, restauración y remediación en áreas naturales protegidas y otros sitios prioritarios. Así se mejora el nivel de vida de las comunidades al incrementar la provisión de servicios ecosistémicos, claves para su bienestar y se fomenta su participación en la definición de los impactos ambientales y en los proyectos a ser implementados. Mediante la definición de condicionantes y la figura de la conmutación de multas, las empresas podrán financiar proyectos de conservación previamente definidos por la Comisión Nacional de Áreas Naturales Protegidas (CONANP). Ello facilita la participación y corresponsabilidad del sector privado en la conservación de nuestra biodiversidad y se fortalece la gobernanza ambiental en México. En el caso de la Refinería “Antonio M. Amor” participamos en la estrategia de reactivación del Plan Salamanca liderado por la Secretaría de Medio Ambiente de Guanajuato. Sobre la Refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa atendimos una reunión con el Secretario del Medio Ambiente de Nuevo León y estamos trabajando en la atención de las denuncias presentadas. Respecto a la Refinería de Tula no hemos recibido denuncias formales; sin embargo, estamos dando seguimiento a la atención de observaciones de un programa de autodeterminación. El esfuerzo y cambios impulsados desde la ASEA han sido percibidos y generado comentarios positivos, entre ellos, los ejidos afectados por las actividades del Sector Hidrocarburos, quienes están agradecidos al ser escuchados y atendidos. Créanme, ése es el mejor reconocimiento. Además firmamos convenios con la CONANP, Secretaría de Energía y la Comisión Nacional de Hidrocarburos para crear sinergias. Trabajamos con la Secretaría de Marina, la Guardia Nacional, la Comisión Reguladora de Energía y la Procuraduría Federal del Consumidor en operativos para garantizar que las estaciones de servicio y de carburación observen la regulación vigente y luchar contra el robo de combustibles. Asimismo, promovemos la colaboración con los estados para coordinar esfuerzos en los tres niveles de gobierno en pro de la seguridad de las personas y la protección al medio ambiente. Ya trabajamos en convenios de colaboración con los estados de Nuevo León, Guanajuato, Tamaulipas, Veracruz y Puebla. Hoy el reto es impulsar nuevas estrategias de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente en el Sector Hidrocarburos, fortaleciendo el bienestar de las comunidades, a través de un marco regulatorio eficiente, actualizado y acorde con las mejores prácticas. De igual manera para seguir brindando un servicio de calidad a los Regulados y atender en tiempo y forma el número creciente de trámites, trabajamos en mejorar nuestras herramientas tecnológicas y fortalecer las capacidades técnicas de los evaluadores. Finalmente, contribuimos a la gobernanza del sector ambiental a través del Programa de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos 2020-2024 y trabajamos con Medio Ambiente, Energía, Hacienda, Presidencia y con instituciones públicas y privadas que buscan el bienestar social y ambiental de nuestro país.

(*) Ángel Carrizales López es Ingeniero Químico con especialidad en Ambiental, egresado de la Instituto Tecnológico de Ciudad Madero, Tamaulipas. En el Sector Hidrocarburos se ha desempeñado como Técnico Especialista en las áreas de Calidad, Protección Ambiental, Operación de los Procesos de Refinación, Seguridad Industrial e Inspección Técnica, en la refinería Francisco I. Madero en Tamaulipas. También trabajó como Especialista en el Activo Ku Maloob Zaap, en PEMEX Exploración y Producción, ubicado en la Sonda de Campeche. A partir del mes de noviembre de 2019, a la fecha, ocupa el cargo de Director Ejecutivo de la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente.

ot o: E -med ia

Octubre 2020 www.globalenergy.mx

Opiniones del Sector

Columna

Hidrocarburos

Mantenimiento predictivo en los instrumentos de campo por Alfredo Sánchez (*)

Foto: Twenty20

Pero ¿cómo es posible hacer mantenimiento predictivo?

Cómo aprovechar las innovaciones tecnológicas y la Industria 4.0 para optimizar ¿Qué es el mantenimiento predictivo y porque me ayuda a optimizar costos de operación? En nuestra vida cotidiana, en las operaciones industriales, es muy común escuchar las frases: “Tenemos que optimizar procesos”, “Tenemos que hacer más con menos”, “Tenemos que reducir costos de operación”, etc. por un lado. Por otro lado escuchamos todos los días: “El futuro ya nos alcanzó”, “Ya todos están entrando a la Industria 4.0”, “La digitalización ya es parte de nuestra vida y nuestro trabajo”, etc. Lo cierto es que es muchas veces no es sencillo encontrar cómo puedo usar la tendencia digital para alcanzar una mayor eficiencia. Es bien sabido que este tema tiene muchas aristas, y que digitalización, Internet de las cosas (IoT), Industria 4.0, Big Data, Inteligencia Artificial, etc. alcanzan diferentes aspectos de nuestra vida personal y laboral, por lo tanto, abordar el tema se vuelve una tarea titánica. Es por este motivo que abordaremos el tema desde un punto de vista particular, que en primera instancia pareciera que no se sube al barco del Internet Industrial de las cosas, pero veremos que no es así: los instrumentos de campo. La pregunta anterior la abordaremos en dos partes, primero veremos qué es el mantenimiento predictivo. Daremos un poco de preámbulo indicando que el primer tipo de mantenimiento que se dio fue el correctivo, esto es, cuando el aparto o máquina ya fallaba, entonces se procedía a cambiar las refacciones o la máquina completa. El inconveniente es que podía dejar la línea fuera de proceso por mucho tiempo, esto implicaba grandes pérdidas económicas. Posteriormente, los operadores comienzan a registrar los tiempos de falla y programan mantenimientos antes de que ésta ocurra. Dando lugar al mantenimiento preventivo. Este mantenimiento se hace muy popular y es el que prevalece hasta nuestros días. El periodo entre mantenimientos es establecido, típicamente, por el operario o supervisor en turno que le tocó la primera falla. Apoyados, a veces, por las recomendaciones del fabricante. Muchas veces, el equipo nunca falló, solo que se le comenzó a hacer mantenimiento por el temor a que falle, o por recomendaciones de fabricantes que quieren evitar a toda costa que falle su equipo o que quieren hacer un negocio a costa de las refacciones.

Los radares con Heartbeat Technology te avisan cuando está sufriendo incrustaciones la antena y cuando ya es hora de limpiarla. Lo mencionado anteriormente lleva a realizar mantenimientos preventivos que implican muchas horas de trabajo, recursos, refacciones, etc. cuando no son realmente necesarios. Esto va en detrimento de la eficiencia y de los ahorros en las operaciones industriales. El mantenimiento predictivo es aquel que se hace cuando el equipo tiene una verdadera probabilidad de falla, pero aún no ha fallado. Con el mantenimiento correctivo, por ejemplo, se hace el servicio de limpiar la antena a un radar (con los permisos para subir al tanque, de interrumpir las señales, etc.) solamente cuando realmente la antena esté sucia. Con el mantenimiento predictivo, cambiamos una tarjeta a un instrumento, sólo cuando esta ya esté a punto de fallar, con el mantenimiento predictivo, desmontamos un medidor de flujo para limpiarlo, solo cuando éste tenga incrustaciones que afecten su medición, así también, con el mantenimiento predictivo, cambiaremos consumibles solo cuando estos estén casi agotados. Esto nos permitirá mantener un mejor control de stock de refacciones y consumibles. De esta manera, el mantenimiento predictivo nos ayudará a eficientar horas de servicio y refacciones, incluso, al disminuir las horas en campo, nos ayuda a reducir riesgos laborales.

(*) P+M Ind. Manager, L+P Prod. Manager, de Endress+Hauser

Esta idea no es nueva, a finales de los 50 del siglo pasado, un pequeño grupo de emprendedores de Ohio (Estados Unidos) dedicados al mantenimiento preventivo y motivados por una necesidad económica, desarrollaron una herramienta capaz de detectar anomalías en ciertos tipos de motores eléctricos que generaban problemas mecánicos. Las paradas de las máquinas en algunos procesos de producción implicaban costos altos y evitarlos, significaba importantes ahorros de dinero. De esta forma se dieron los primeros pasos en el desarrollo de lo que hoy se conoce como mantenimiento predictivo. Respecto a los instrumentos de medición en campo, esto no ha sido cosa fácil de conseguir. Pero justo aquí es donde entra el apoyo de las innovaciones tecnológicas y el IIoT (Internet Industrial de las Cosas). Así como el Big Data y la Inteligencia Artificial (AI). En aras de la simplicidad, veamos esto con un par de ejemplos breves. Primero, imaginemos un medidor de nivel continuo, tipo radar, en un silo de cal. Cuando hay humedad en el ambiente, el polvo de la cal tiende a adherirse más en la antena, incluso si la antena es plana y de teflón. Cuando la incrustación ya es muy gruesa, el medidor puede perder el eco y la medición. Provocando que el sistema de control vea 0% de nivel y resulte en un sobre llenado de cal, lo cual lleva a riesgos laborales y/o pérdidas económicas. Por lo tanto, el personal que hace manteniendo preventivo, está subiendo continuamente a hacer los trabajos de limpieza, aunque la gran mayoría de las ocasiones no lo requiera. Los radares con Heartbeat Technology te avisan cuando está sufriendo incrustaciones la antena y cuando ya es hora de limpiarla. Esta información la puede sacar el radar, ya sea por una segunda salida de corriente, una salida de contacto seco o por algún protocolo como HART, FF, Profibus, etc. Un segundo ejemplo lo tenemos cuando tenemos un flujómetro, digamos Coriolis, y el fluido provoca abrasión, y con esto desgaste de los tubos. Cuando los tubos ya sean muy delgados, el equipo fallará. No obstante, si el flujómetro está equipado con Heartbeat Technology, este se puede estar haciendo verificaciones periódicas, en dichas verificaciones se detecta la frecuencia de oscilación, la fase entre los extremos de los tubos y otros parámetros. Si además esta información periódica se lleva a la nube Netilion, ahí residen aplicaciones que usan inteligencia artificial para procesar el Big Data, hará un registro de los parámetros obtenidos por la verificación de Heartbeat y hará una proyección del tiempo de vida del sensor. Con esto, podemos programar la compra del equipo justo antes de que falle y nos evitará tenerlo en stock por periodos largos, pero estará disponible cuando se requiera.

Hidrocarburos Columna ot o: G lobal ergy En

Mejores prácticas

Octubre 2020 www.globalenergy.mx

Energías fósiles vs Energías alternas: juego o realidad por Luis Vielma Lobo (*)

Foto: Twenty20

La historia de la humanidad ha sido escrita por empresarios e innovadores dispuestos a cambiar lo que les rodea. La energía y los hidrocarburos - en particular el petróleo - han sido causa y raíz de muchos cambios en el mundo, y han sido factores primordiales en la generación de riqueza y bienestar de la humanidad.

a perforación del primer pozo petrolero en Estados Unidos en 1859 - hecho que marcó la llegada del petróleo a la humanidad al permitir el acceso a depósitos de hidrocarburos ubicados en el subsuelo - y la incorporación de la refinación para descubrir la riqueza orgánica y química que el petróleo tenía, fueron dos hitos que marcaron el nacimiento de la industria petrolera y el desarrollo de la industria de los hidrocarburos a nivel mundial. Desde ese entonces – más de un siglo y medio - la industria petrolera y en especial el commodity que ella genera – el petróleo – llegaron y siguen en el presente, siendo líderes en el crecimiento energético y económico a nivel mundial. No obstante, en este año 2020 con la aparición de la pandemia del COVID19, la industria ha sufrido quizá el golpe más fuerte en toda su existencia. No solo ha sido la contracción de la economía y su impacto en el mercado y los precios; también han sido las consecuencias de la expansión de la pandemia entre los trabajadores y su efecto en las operaciones, que se ha extendido durante todo el año. En el año 2005 se inició un ciclo de incrementos de precios del petróleo que tuvo su máximo en el año 2007 cuando superó los 140 dólares el barril, y esto fue atribuido por estudiosos y expertos del mercado al déficit en la demanda. Para otros expertos, simplemente se había llegado al famoso “pico de producción” anunciado por Hubbert en el año 1956. Ahora, en esta crisis del COVID19, algunos expertos vienen asociando linealmente la crisis pandémica con la energía fósil, y han utilizado este argumento

para atacar a la industria petrolera, recordando su origen depredador del ambiente, calificativo atribuido desde el tristemente famoso accidente del buque tanque Exxon Valdez en el año 1989. Se nos olvida a veces que los dos grandes productos derivados del petróleo a lo largo de la historia han sido los combustibles y los lubricantes. Los primeros, se fueron usando progresivamente para el trasporte principalmente, autos y aviones, calentamiento de hogares y oficinas, y la generación de energía eléctrica. Los segundos, se convirtieron en insumos base para extender el ciclo de vida en cualquier dispositivo o maquinaria que tenga movimiento: bombas, compresores, maquinarias y motores de autos. Las energías alternas vienen siendo desarrolladas de manera intensa en los últimos 30 años y han logrado avanzar como commodity competitivo de los hidrocarburos y el carbón en algunas áreas, principalmente la generación eléctrica y en el transporte, específicamente los autos, que desde los años 80 iniciaron su migración a motores híbridos – combinando el motor tradicional que usa gasolina y el motor eléctrico accionado por baterías recargables. Ya iniciando el siglo XXI se presentaron las primeras versiones de autos eléctricos, y hoy día se ofrecen en el mercado, a precios mayores que los vehículos de motor de combustión interna, pero ya comienzan a competir en ese nicho de negocios. También, desde hace años se viene avanzando en la implementación de parques de plantas eólicas y solares, pero aun el costo de generación de un KWH es bastante más alto que el producido por medio de

plantas que trabajan con gas, diésel o carbón. Pareciera que las energías alternas siguen progresando de una manera consistente, pero lenta y su demanda está atada a la ley de la oferta y la demanda como cualquier commodity, y ello limita la velocidad de su desarrollo y crecimiento. La reducción en las inversiones para el desarrollo de proyectos petroleros, tiene que ser compensada por inversiones en otro tipo de proyectos que den sostenibilidad a la creación de valor de cualquier empresa. Quienes dirigen las empresas privadas deben rendir cuentas a sus accionistas y estos esperan un rendimiento de su inversión mejor que otras opciones en el mercado, de lo contario, retiran sus fondos y las empresas se quedan sin el apoyo financiero necesario para poder crecer. En las empresas nacionales, las carteras o portafolios se sustentan en el desarrollo de proyectos para extraer reservas y convertirlas en volúmenes de petróleo y gas a disponer en el mercado, o para satisfacer las demandas de sus unidades internas de refinación. Ello tiene que ver mucho con el tema de seguridad y soberanía energética, pero también que son empresas poseedoras o dueñas de volúmenes importantes de reservas, y con recursos prospectivos abundantes, es decir reservas a futuro. En el caso de México, por muchos años no se contó con una estrategia integral de crecimiento, en su cadena de valor, incluyendo los negocios, de exploración, producción, refinación, gas y petroquímica, y después del descubrimiento de Cantarell, se dedicaron a su explotación, sin balancear adecuadamente los requerimientos internos de petrolíferos y la exportación, y su sistema de refinación siempre estuvo por debajo de las necesidades del país. De allí la estrategia del gobierno actual respecto a las 6 refinerías existentes, al querer recuperar su capacidad de procesamiento que se encuentra en menos del 50% de su capacidad de diseño, el cual supera el millón de bpd, y además incrementar esa capacidad en unos 300 mil bpd mediante la construcción de una nueva refinería. Muchos señalan que esta estrategia del Estado mexicano va en sentido contrario a lo que están haciendo “las otras empresas internacionales”; y la realidad de la industria es que solamente una empresa ha hecho pública su estrategia de reducir la producción de energía fósil o hidrocarburos en los próximos años, para empezar a producir energías alternas. Esta empresa (BP) ya había anunciado esto hace más de 30 años y hasta el significado de las iniciales de su nombre los cambió de British Petroleum a Beyond Petroleum. Obviamente las realidades del mercado pudieron más que los buenos deseos de sus ejecutivos en ese momento. La pregunta ahora es: ¿Lo harán esta vez?, o será un nuevo deseo de los ejecutivos que la dirigen actualmente. Las proyecciones de todas las empresas y la más confiable de la Agencia Internacional de la Energía, IEA, siguen viendo a la energía fósil (petróleo, gas y carbón) como preponderante en los próximos 30 años, con cierto crecimiento de las energías alternas; y si ese es el caso, existen razones muy justificadas para que el negocio de la oferta de la energía se mantenga como siempre “business as usual”, a pesar de lo que puedan expresar representantes de algunas empresas privadas.

(*) Luis Vielma Lobo, es Director General de CBMX Servicios de Ingeniería Petrolera, Director del Centro Integral de Desarrollo del Talento (CIDT) y presidente de la Fundación Chapopote, miembro del Colegio de Ingenieros de México, Vicepresidente de Relaciones Internacionales de la Asociación Mexicana de Empresas de Servicios, AMESPAC, colaborador de opinión en varios medios especializados en energía, conferencista invitado en eventos nacionales e internacionales del sector energético y autor de las novelas “Chapopote, Ficción histórica del petróleo en México” (2016) y “Argentum: vida y muerte tras las minas” (2019).

Opiniones del Sector

Columna

Hidrocarburos

El Agua en México

ot o: E -med ia

Octubre 2020 www.globalenergy.mx

por Yolanda Villegas(*) y Dino Barajas (**)

El agua en México enfrenta retos para lograr su conservación y su uso eficiente. No obstante, el marco normativo impide en gran medida el logro de objetivos nacionales para mejorar la gestión del agua.

éxico tiene una extensión territorial de 1,964 millones de kilómetros cuadrados y una población de 106.7 millones de habitantes (Villagomez & Bistrain, 2008), y presenta una tasa de crecimiento poblacional del 1.4%. La precipitación media en el territorio nacional es de 77 milímetros, pero existen tres características con base en las cuales está limitado el aprovechamiento del agua: (i) la distribución temporal -pues la lluvia ocurre en los meses de junio a septiembre y el resto del año escasea(ii) la distribución espacial de la precipitación -que es bastante dispar en el territorio-

(iii) la distribución poco equilibrada de la población -puesto que el 77% de la misma se ubica en el norte del país, que es la zona donde la disponibilidad natural del agua es del 31% (Jiménez, Torregrosa, & Aboites, 2010). En cuanto a fenómenos meteorológicos extremos, nuestro país enfrenta desde ciclones tropicales intensos hasta sequías que azotan muchas regiones del país, causando a su paso grandes pérdidas económicas. El agua en México enfrenta retos para lograr su conservación y su uso eficiente. No obstante, el marco normativo impide en gran medida el logro de objetivos nacionales para mejorar la gestión del agua. La reforma a la Ley de Aguas Nacionales en el año 2004 trajo como consecuencia muchos problemas en la administración del recurso hídrico, basta por mencionar algunos la falta de indicadores claves en la publicación de la disponibilidad de agua, las vedas, reservas y reglamentos, la clasificación de los cuerpos de agua, el mercado del agua, entre otros. Por ello

se requiere de una Reforma que permita a las autoridades del agua en México trabajar al amparo de una ley ágil y moderna. Es claro que en nuestro país existe sobre-concesión en las cuencas y en los acuíferos. Además, hay múltiples tomas de agua ilegales que no han sido clausuradas por las autoridades y se tiene además que la actividad de irrigación agrícola presenta desperdicios de agua al inundar las tierras. Estos temas deben corregirse puesto que “en muchas regiones […] pero sobre todo en el norte del país, el agua es un recurso extremadamente escaso que no satisface las necesidades humanas cotidianas y elementales” (Sandré & Guzmán, 2012, pág. 281). Así las cosas, frente a la propuesta de Reforma a la Ley de Aguas Nacionales, es trascendental que el legislador y nosotros como ciudadanos comprendamos la alternativa de implementar en México nuevas tecnologías que permitan la exploración y explotación de aguas subterráneas ultraprofundas, sobre lo cual platicaremos en la siguiente entrega.

(*) Yolanda Villegas es Doctora en Ciencia y Tecnología graduada por el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey, Campus Monterrey (Tec de Monterrey), y cuenta con Maestría en Derecho Internacional (MDI) por la Escuela de Graduados en Administración Pública y Políticas Públicas (EGAP) del Tec de Monterrey y Licenciatura en Derecho por parte de dicha institución. (**) Dino Barajas es socio de DLA Piper y es el co-chair de la práctica de finanzas y corporativo de América Latina. Centra su práctica en el desarrollo y financiamiento de proyectos nacionales e internacionales, con énfasis en proyectos de infraestructura latinoamericanos, financiamientos de deuda y fusiones y adquisiciones. Se graduó de la Facultad de Derecho de Harvard en 1993 y de UCLA en 1990.

Hidrocarburos Columna ot o: E -med ia

Opiniones del Sector

Octubre 2020 www.globalenergy.mx

La Inteligencia Artificial, apuesta obligada para la industria del Petróleo por Alexandro Rovirosa Martínez (*)

Foto: Repsol

La industria del petróleo y el gas está cambiando rápidamente y el sector energético está adoptando nuevas tecnologías para superar los desafíos en el panorama económico moderno. En ese sentido me atrevo a afirmar que la inteligencia artificial esta transformando el mundo. No todos los problemas son creados iguales, lo que brinda una oportunidad única para la industria del petróleo y el gas.

l campo de la inteligencia artificial es diverso, pero en este sector veo dos aplicaciones principales, el Data Science que es el estudio de datos combinando estadística, matemáticas e informática para mejorar la toma de decisiones y la otra aplicación principal es el Machine Learning o Aprendizaje Automático, que permite a una maquina o software identificar patrones de comportamiento entre millones de datos, permitiendo que muchas operaciones se puedan realizar de forma rápida y eficiente. La cantidad de datos en el Sector de Oil and Gas ha aumentado de forma exponencial conjuntamente con el avance de la Tecnología de Información. Esto incluye todo, desde el registro de sensores en operaciones de exploración, perforación, producción y sísmica hasta la tecnología Logging While Drilling (LWD), que permite registrar los datos de perforación en tiempo real. También incluye soluciones de fibra óptica que proporcionan una amplia gama de datos sobre las condiciones ambientales, como la temperatura, los niveles de reserva de petróleo y el rendimiento o el estado del equipo. La gestión de estos datos y su uso como un activo estratégico impacta significativamente en el desempeño financiero de la empresa. Por su parte las empresas de Oil and Gas están utilizando el Machine Learning o Aprendizaje Automático

Foto: Repsol

para probar los posibles impactos de un proyecto en particular o para conocer los riesgos ambientales así como para monitorear los procesos de Perforación y responder a cualquier problema rápidamente, lo que los operadores humanos pueden no ser capaces de lograr. El aprendizaje automático puede permitir a las empresas optimizar el diseño, la perforación y la terminación de pozos, e incluso utilizar máquinas para realizar tareas peligrosas sin personal. Puede mejorar los volúmenes y costos de producción de petróleo y gas. Con los avances en el aprendizaje automático y la inteligencia artificial, ahora se pueden utilizar herramientas para solucionar problemas de pozos de bajo rendimiento, mejorar el modelado de yacimientos y realizar mantenimiento preventivo antes de que surjan problemas. En 2019 la inteligencia artificial en petróleo y gas tenía un valor de US $ 2 mil millones, y con una tasa de crecimiento del 10,96%, el valor de la Inteligencia Artificial en petróleo y gas, se espera que alcance los 3,81 mil millones de dólares para fines de 2025. A medida que el costo de los sensores de IoT (Internet de las cosas por sus siglas en ingles) ha disminuido, más empresas están instalando estos sensores habilitados para IA en sus operaciones upstream, midstream y downstream. Existen diferentes obstáculos en la implementación de tecnologías de inteligencia artificial, que

(*) Alexandro Rovirosa Martínez, CEO de Roma Energy México

pueden ralentizar el crecimiento del mercado, la principal de ellas en mi opinión es la falta de Profesionales calificados en Inteligencia Artificial, lo que representa una gran oportunidad laboral en este mercado. Creo que la inteligencia artificial traerá la siguiente transformación a la industria del petróleo y el gas, ya que hay una gran de variedad de aplicaciones en las que puede ser implementada exitosamente, ayudando a mejorar la productividad, la seguridad y las operaciones. Por ejemplo las plantas de procesamiento de petróleo y gas en campos terrestres y marinos operan en un entorno crucial y siempre existe un mayor riesgo de lesiones en comparación con otros entornos laborales. No respetar las normas de seguridad puede provocar perdidas y accidentes. Por ejemplo en la refinería Tesoro Martínez en California, ocurrió uno de esos incidentes en el que dos empleados murieron debido a un derrame de ácido sulfúrico. Según los funcionarios de la refinería, el incidente podría haberse evitado siguiendo los protocolos de seguridad. Las empresas de petróleo y gas están obligadas a seguir los estándares de seguridad de acuerdo con la ley, y el incumplimiento de estos estándares puede conllevar fuertes sanciones. Aunque hay datos disponibles, es un proceso manual; Actualmente, la única solución es que los empleados usen equipo de protección personal. La inteligencia artificial puede resolver el problema; Aplicando Machine Learning en computadoras equipadas con visión artificial que reconozcan y clasifiquen imágenes y videos es la solución perfecta. Puede monitorear para asegurarse de que los operadores sigan todos los protocolos de seguridad. El algoritmo basado en Inteligencia Artificial puede evaluar los datos y enviar alertas a la gerencia para tomar medidas contra los trabajadores que no cumplen con los protocolos de seguridad. La industria del petróleo y el gas es una de las industrias que debe tratar y evaluar una gran cantidad de datos provenientes de la perforación de pozos, plantas, ductos, etc. Debido a la falta de herramientas analíticas, las empresas no pueden capitalizar el potencial de los datos. Para la evaluación de datos, las empresas contratan personal para analizar los datos y brindar sus conocimientos manualmente. La opción de contratar a un ingeniero de datos tiene sus limitaciones porque ningún ser humano puede realizar el análisis de una gran cantidad de datos. Aquí es donde la inteligencia artificial puede ayudar; Las aplicaciones de big data impulsadas por inteligencia artificial pueden evaluar y analizar grandes cantidades de datos. Los almacenes de Big Data de las empresas representan una mina de oro que no esta siendo explotada, por que no tienen la capacidad de analizarla a detalle y extraer información valiosa de ella. Mediante el uso de aplicaciones de software pueden descubrirse tendencias, patrones, correlaciones que crean valor y ayudan a entender las necesidades propias como las de los clientes. En conclusión, los primeros en adoptar la Inteligencia Artificial en el sector probablemente desarrollarán una ventaja competitiva significativa, en un mundo en el que las nuevas tecnologías se adoptan con mucha mayor rapidez que hace unas décadas. Las empresas pronto experimentarán importantes eficiencias que se traducirán en ventajas competitivas. En mi opinión aquí esta el futuro. Grandes oportunidades en puerta.

Octubre 2020 www.globalenergy.mx

Francisco Zepeda Quintana

Entrevista

Hidrocarburos

CEO de Linkër Energy

Aprovechar el gas húmedo amargo podría ser el proyecto de mayor impacto social de PEMEX Foto: Envato

Foto: Envato

Invertir en tecnología para la separación del gas húmedo amargo en yacimientos como Cantarell podría traer múltiples beneficios para el país, principalmente para la población de menores recursos, ya que se podría producir suficiente gas LP para la región sur-sureste, generar empleos y bienestar social. Por Juan José García

Zepeda Quintana manifestó que uno de los aspectos más importantes para aprovechar el gas húmedo amargo es precisamente la transición energética, pues ésta consiste en pasar a energías cada vez más limpias y el energético por excelencia de la transición es el gas natural, el cual existe en abundancia en México y podría limpiarse y explotarse para usarse en este proceso de transición. “Sin embargo, yo iría un paso más adelante: la transición energética en México puede ser no nada más de crudo, gas y gasolinas. Vivimos un momento importante para aprovechar todos los petrolíferos, los cuales también van a tener una ventana de oportunidad para explotarse y maximizar su valor ahora, ya que quizás en 15, 20 o 30 años no tendrán el mismo valor. “El momento clave para México en el tema de la transición energética es ahora. Como ejemplo está Cantarell, que por 30 o 40 años le dio riqueza al país y hoy está en una producción muy baja de crudo. Lo que podríamos hacer en este yacimiento es una transición de un campo de producción de crudo a uno de producción de gas y petrolíferos, porque es riquísimo en gas húmedo amargo. Ese podría ser un tema de transición a nivel país más allá de la transición mundial”, explicó. Precisamente sobre el aprovechamiento del Complejo Cantarell, subrayó que la gran ventaja es que los recursos probados están ahí; sin embargo, son dos los retos que se enfrentan para obtener los recursos de este yacimiento: el primero es tecnológico, porque hace alrededor de 20 años se tomó la decisión de inyectarle grandes cantidades de nitrógeno para acelerar su producción, lo cual en su momento funcionó y después ocasionó una caída en la producción de crudo.

Con el aprovechamiento del gas húmedo amargo se podría producir etano suficiente para suministrar a PEMEX y el proyecto Etileno XXI”

Foto: Linkër Energy

ot o: E nvato

a posición actual de México en el tema de soberanía y seguridad energética es de dependencia con un solo proveedor. Por ese motivo, el país tiene una gran oportunidad para tratar de revertir esta dependencia energética del exterior a partir del aprovechamiento de sus propios recursos. Ejemplo de ello es que México tiene uno de los yacimientos más importantes del mundo: Cantarell, que desafortunadamente se está agotando en cuanto a producción de crudo pero que está lleno de gas húmedo amargo, el cual es un recurso energético muy rico. De acuerdo con Francisco Zepeda Quintana, CEO de Linkër Energy, en este momento en el que está muy en boga el tema de la transición energética a nivel global, México puede aprovechar para seguir recuperando todo el crudo que necesita para procesarlo y ser autosuficiente en combustibles. No obstante, asegura que el país no debe tratar de ser autosuficiente únicamente en gasolinas y producción de crudo, sino también en temas mucho más delicados como el gas LP, que es un recurso más sensible que la gasolina para la población de bajos recursos. “El gas natural, del cual dependemos de un solo proveedor, es un tema bastante delicado. Los petrolíferos, como el etano, también son un caso importante porque PEMEX tiene infraestructura que no ha podido utilizar por falta de suministro. “El origen es la falta de gas húmedo, el cual existe pero está contaminado con nitrógeno. Por ello, vemos que hay un potencial tremendo para revertir la caída en la producción y el aumento en las importaciones, a la vez que se puede reforzar la seguridad energética y generar empleos en el sureste del país”, indicó.

“Debido a esto el gas asociado, que es el gas húmedo amargo, perdió todas sus principales características. Ahí tenemos un reto tecnológico porque la separación del gas no es como la separación común de aire, este tema es un reto porque México es el único país en el mundo donde se han inyectado esas grandes cantidades de nitrógeno. “Sin embargo, nosotros desde hace muchos años tenemos la tecnología para poder separar adecuadamente el nitrógeno del gas y procesarlo. Es un tema muy poco común pero existe y funciona; contamos con tecnología patentada y probada a nivel mundial, con la que se podría instalar un complejo para complementarlo con los complejos que actualmente existen en PEMEX”, señaló. Agregó que el segundo reto sería financiero, ya que implicaría inversiones muy grandes que podría hacer PEMEX pero que le llevarían a endeudarse, por lo que una alternativa sería establecer un mecanismo para trabajar conjuntamente, de manera que no pierda en ningún momento la soberanía ni ningún tema de precios ni ventajas competitivas, en un esquema nuevo, estructurado en un modelo de negocio que pueda funcionar para ambas partes con los temas muy claros de utilidad para cada quien. “Nosotros representamos a la tecnología líder a nivel mundial de separación de nitrógeno. Es un tema que México requiere para dar un siguiente paso. El año pasado la nueva administración presentó el reto del aprovechamiento del gas húmedo amargo como uno de sus ocho proyectos prioritarios, el tema es dar los siguientes pasos porque es un proyecto que se puede realizar, terminar y poner en operación durante esta administración”, finalizó.

En el caso del gas LP se podrían lograr producciones de 40 a 80 mil barriles diarios para el sureste del país.

La transición energética en México puede ser no nada más de crudo, gas y gasolinas. Vivimos un momento importante para aprovechar todos los petrolíferos”

Soluciones en protección pasiva contra fuego

Los inviernos son largos y fríos, con temperaturas medias diarias que rondan los -17 °C (0 °F) durante seis meses al año, y el sol no sale durante varias semanas en el apogeo de la temporada. Impacto compuesto de la humedad y el frío de las aguas heladas, y tal es la imagen climática de las aguas frente a la Ladera del Norte de Alaska — territorio principal para las plataformas árticas offshore de petróleo. En nuestro continente Latinoamericano tenemos regiones como la Patagonia donde se tiene un clima templado a frío, con temperaturas que disminuyen notablemente de norte a sur. Siendo así que, en promedio, el sur patagónico presenta una temperatura de hasta -10 °C (14 °F) menos que el norte. En el sector noroeste, las temperaturas para esta época van de los 6 °C hasta los -2 °C (43 a 28 °F), y las extremas llegan hasta los 15 °C de máxima, y los -15 °C (59 a 5 °F) de mínima. Es una región muy lluviosa, las precipitaciones, que normalmente son en forma de nieve, llegan a los 385 mm de media en total, con un promedio de un día de precipitaciones cada dos días soleados. Condiciones ambientales esperadas en instalaciones de O&G del Cono Sur. Veranos muy calidos e inviernos inclementes, requieren de material capaces de soportar los cambios drásticos de temperatura ambiental. En el otro extremo, los veranos son sofocantes, con temperaturas que alcanzan los 35 grados, y el calor abrasador y el sol palpitante son la norma durante muchos meses del año. Tal es el panorama climático del Golfo de México — lugares típicos para las instalaciones de petróleo y gas con temperaturas de hasta 45 °C (113 F).

Veranos con temperatura arriba de los 45 C y alta humedad, hace necesario el uso de material con suficiente resistencia anticorrosiva en base a estándares internacionales.

Ya sea calor o frío extremo, los activos utilizados para la industria del petróleo y el gas reciben una paliza durante todo el año, expuestos a algunas de las condiciones ambientales más desafiantes del planeta. Además de la protección contra los elementos, es igualmente importante abordar las necesidades de protección contra incendios de una estructura, y elegir la solución adecuada de recubrimientos de protección pasiva contra incendios (PFP por sus siglas en inglés) puede ser una cuestión de vida o muerte para los trabajadores en las instalaciones. Para los propietarios, que también están interesados en optimizar la vida útil de sus activos mediante la utilización de un sistema idóneo para la protección pasiva contra fuego, deben considerarse todos los factores.

Seguridad Lo más importante para cualquier solución de recubrimientos PFP es mejorar la seguridad de la fuerza laboral en campo. Los recubrimientos PFP ayudan a proteger contra toda la gama de riesgos de hidrocarburos incluyendo tipo ráfaga de fuego (jet fire), incendios tipo piscina (pool fire) y protección contra explosiones. Cuando se enfrenta a un incendio o una explosión en una instalación de petróleo y gas, un recubrimiento protector contra incendios duradero puede reducir la velocidad de calentamiento del elemento protegido y ayudar a mantener la integridad del equipo, proporcionando el tiempo crucial necesario para que los trabajadores evacúen el área. Los recubrimientos intumescentes que cumplen con los últimos estándares de prueba de fuego reconocidos internacionalmente suelen ser la mejor opción por considerar, ya que son resistentes a explosiones severas. El uso de certificaciones como UL 1709 (Pool Fire) e ISO 22899 (Jet Fire) ayudan para una correcta especificación de este tipo de material. Importante mencionar que estas son normas dinámicas, por lo tanto, se recomienda siempre utilizar la última versión de las mismas. UL 1709 Rev. 5 fue publicada hace apenas dos años y será mandatorio para 2023. Flexibilidad El acero se expande y contrae en relación con la temperatura a la que está expuesto. Por lo tanto, la flexibilidad es una característica crítica para un sistema de recubrimiento PFP, ya que permite que el recubrimiento resista el estrés y las tensiones de expansión/contracción sin

grietas o delaminación durante la fabricación, montaje, transporte o construcción. Los activos de petróleo y gas pueden estar expuestos a climas muy diversos— calor de verano de 40 °C (100 °F) a frío invernal ártico bajo cero, y un recubrimiento protector flexible ayudará a proporcionar una protección confiable durante toda la vida útil del activo.

Instalaciones costa adentro con altos niveles de humedad el escenario perfecto para fisuras en los sistemas de PFP y posterior ingreso de agua para producir corrosión grave bajo película.

Prueba de Jet Fire ISO 22899, el único estándar internacional para prueba de fuego a altas presiones, también conocido como “Huracán de Fuego” debido al momento y fuerza erosiva de las flamas.

Las ventajas claras de un material de PFP deben verse reflejadas en una fácil y rápida aplicación.

Lamentablemente durante los últimos meses se han dado a conocer en medios informativos, proyectos en donde los materiales de PFP han presentado agrietamientos y fallas de adherencia produciendo un desastre total en los tiempos de operación de las plantas, pero sobre todo representando una clara falla de los sistemas intumescentes rígidos ante estas condiciones de temperatura cíclicas. Cualquier sistema rígido, sin un porcentaje de elongación suficiente para soportar la deformación del acero por efecto de la temperatura ambiente, va a presentar agrietamientos. Ningún material de PFP debe presentar fisuras, porque cualquier agrietamiento representa un punto susceptible a corrosión y posterior falla total. API RP 2218 “Prácticas a Prueba de Fuego en Plantas de Procesamiento de Petróleo y Petroquímica” el capítulo “6.2.2.7 Coeficiente de Expansión” claramente define la necesidad de un sistema de PFP flexible para la protección de activos. Velocidad de Curado Las características de curado rápido y las soluciones de aplicación húmedo sobre húmedo para recubrimientos PFP— ya sea que se apliquen dentro o fuera del sitio— se pueden aplicar en solo un día, en comparación con algunas soluciones protectoras que requieren dos o tres días de tiempo de aplicación. Los tiempos de curado más rápidos mejoran la productividad, aumentan el rendimiento, acortan los horarios de producción y, en última instancia, reducen los costos de aplicación. Protección Contra Incendio Tipo Ráfaga de Fuego (Jet fire) Muchos materiales de PFP intumescentes tienen excelente resistencia ante fuego tipo piscina (pool fire) pero ninguna capacidad de protección ante un fuego bajo altas presiones, donde la flama tiene poder erosivo y suficiente momento para destruir lo que encuentre a su paso. Las soluciones de recubrimiento de protección contra incendios se enfrentan a estándares de la industria cada vez más exigentes y a los requisitos del código de construcción, y avanzan hacia regulaciones más estrictas para incluir la protección contra incendios tipo ráfaga de fuego (jet fire). Esta consideración está directamente asociada y es primordial para la seguridad de los trabajadores, pero es un factor importante que debe abordarse. Ciclo de Vida Una vez que se instala un activo en campo, la renovación o el acabado generalmente no son una opción, dadas las condiciones climáticas extremas y la dificultad para acceder al acero instalado previamente. Como resultado, es fundamental considerar una solución de recubrimientos PFP que resista toda la vida útil del activo.

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Durabilidad La protección contra la corrosión, la vibración y el impacto son todas las preocupaciones en la parte superior de la lista de propietarios de cualquier activo. Mejorar la resistencia a todos estos factores es importante para tener en cuenta al elegir una solución de recubrimientos PFP para proteger los activos a largo plazo. Espesor y Peso Más delgado y liviano son las cualidades de las soluciones de recubrimiento PFP que mejoran la flexibilidad y también facilitan la reducción de peso, reduciendo en última instancia los costos de transporte y construcción del activo. Los recubrimientos intumescentes son en realidad más delgados que los sistemas de recubrimiento cementosos livianos, que en realidad son tres veces más pesados. Costo Los propietarios de activos deben minimizar los costos y gastos tanto como sea posible. Pero la solución de recubrimientos de PFP que es la menos costosa de comprar y aplicar a corto plazo puede no ser la más duradera o efectiva a largo plazo— comprometiendo el ciclo de vida del activo y aún más importante, aumenta el riesgo de los que presentes si se produce una explosión o un incendio tipo ráfaga de fuego (jet fire) o tipo piscina.

Conclusión La principal preocupación entre los propietarios de activos es extender la vida de servicio segura de sus activos, y hay muchos factores a considerar al elegir la solución de recubrimientos PFP que proporcionará esto para sus instalaciones. Como resultado, deben ser diligentes en su proceso de selección. El costo, la flexibilidad, la seguridad y una aplicación rápida, fácil son solo algunos factores por considerar, y la tecnología de recubrimientos PFP de próxima generación puede proporcionar una impresionante lista de beneficios para lograr la protección de activos a largo plazo. Juan Pablo Garcia es Líder de Segmento Protección Pasiva contra Fuego Contacto : 55 7905 4765 juangarcia@ppg.com

Hidrocarburos Artículo

Octubre 2020 www.globalenergy.mx

Repunte del mercado petrolero no ha sido uniforme

Foto: Repsol

Necesarias todas las formas de energía para apoyar en la recuperación económica: OPEP

El estallido de la pandemia de COVID-19 resultó en la caída más aguda en la demanda de petróleo que se recuerde; países deben estar dispuestos a tomar medidas adicionales si llegara a ser necesario, asegura la Organización.

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Por Omar Barrientos Nieto

uego de las medidas tomadas por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) para enfrentar la crisis petrolera provocada por el COVID-19, el Comité Ministerial de Monitoreo Conjunto de la Organización, (JMMC, por sus siglas en inglés), se reunió en agosto de 2020, y analizó la evolución del mercado mundial del petróleo desde su última junta el 15 de julio de 2020; asimismo, consideró las perspectivas del mercado para la segunda mitad de 2020 y para 2021. Durante la reunión virtual se recordaron las decisiones históricas adoptadas por todos los países participantes durante la décima reunión ministerial (extraordinaria) el 12 de abril de 2020, que sirvieron para ajustar a la baja la producción total de petróleo crudo; estas contribuciones, según informó la OPEP, lograron un reequilibrio del mercado mundial del petróleo. En reuniones pasadas, la OPEP extendió los ajustes de producción para los países petroleros hasta el 31 de julio de 2020; proporcionó un mecanismo de compensación para los participantes que no pudieron lograr la plena conformidad y acordó realizar una reunión mensual del JMMC para dar seguimiento a los mercados. Foto: Envato

“Seguimos enfocados en un mercado petrolero equilibrado y estable, en interés tanto de productores como de consumidores, como se demostró más recientemente a través de la Declaración de Cooperación y los ajustes históricos de producción de 2020; impulsar aún más el diálogo y la cooperación a través de la Carta de Cooperación; y brindar opciones y soluciones a algunos de los principales desafíos que enfrenta la humanidad, como el desarrollo sostenible y el alivio de la pobreza energética”, publicó la Organización.

Tomar medidas adicionales si llegará a ser necesario Durante la reunión de agosto, el Comité solicitó a otros países participantes de bajo rendimiento que presentaran sus planes para la implementación de la compensación requerida para los volúmenes sobreproducidos a la Secretaría de la OPEP. El Comité enfatizó que lograr el 100% de conformidad de todos los países participantes y compensar los déficits en mayo, junio y julio de 2020 no solo es justo, sino vital para los esfuerzos de reequilibrio en curso y para ayudar a lograr la estabilidad del mercado petrolero a largo plazo. La siguiente reunión se planeó para septiembre de 2020.

El 60 aniversario

El gas natural será el combustible fósil de más rápido crecimiento entre 2019 y 2045 y, después del petróleo, seguirá siendo el segundo mayor contribuyente a la combinación energética en 2045.

Suponiendo que la pandemia de COVID-19 esté contenida en gran medida para el próximo año, se espera que la demanda de petróleo se recupere parcialmente en 2021 y se prevén tasas de crecimiento saludables en el horizonte a mediano plazo”, establece la OPEP en el Panorama Mundial del Petróleo 2020.

Previo a la reunión del Comité, la OPEP celebró su 60 aniversario el 14 de septiembre de 2020. Para el Secretario General de la Organización, Mohammad Sanusi Barkindo, “la Organización tiene los mismos objetivos centrales, de orden y estabilidad en los mercados petroleros globales, pero su papel se ha ampliado considerablemente, en términos de una cooperación más profunda con otros productores, diálogo con una gran cantidad de partes interesadas de la industria y una aceptación de preocupaciones humanas como desarrollo sostenible, medio ambiente y erradicación de la pobreza energética”. A través de un comunicado, la OPEP señaló que el 60 aniversario es el momento preciso para reflexionar y apreciar los esfuerzos de todos aquellos que trabajaron a lo largo de la historia de la Organización. De cara al futuro, la OPEP se declaró lista y dispuesta para afrontar los próximos 60 años.

Para ver el reporte World Oil Outlook, escanee el Código.

El 17 de septiembre de 2020, a través de una videoconferencia, acaeció la 22a reunión de Comité Conjunto de Monitoreo Ministerial, donde participaron Abdul Aziz Bin Salman, Ministro de Energía de Arabia Saudita, y Alexander Novak, Ministro de Energía de la Federación de Rusia. En el evento se revisó el desarrollo del mercado petrolero, junto a sus perspectivas para el cuarto trimestre de 2020 y hasta 2021. El Comité observó los datos de producción de petróleo crudo para agosto y celebró que se haya alcanzado una conformidad del 102% durante el mismo mes. El Comité analizó la solicitud de varios países participantes con bajo desempeño en la Declaración de Cooperación, firmada en abril de 2020, para extender el período de compensación de producción petrolera hasta fines de diciembre de 2020, luego de que estos prometieran ajustar su sobreproducción. Del mismo modo, se informó que la recuperación del mercado petrolero no ha sido uniforme en todo el mundo, ya que ha aparecido un aumento de los casos positivos de COVID-19 en determinados países. En este sentido, el Comité enfatizó que las naciones deben estar dispuestas a tomar medidas adicionales si llega a ser necesario. Después de la reunión, el 21 de septiembre de 2020, la OPEP realizó el taller Energía y Tecnología de la Información, donde se presentaron avances en áreas como el hidrógeno azul y las tendencias en la digitalización. El evento contó con la participación de más de 200 personas que representaron a los distintos miembros de los países pertenecientes a la OPEP.

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La OPEP lanza el Panorama Mundial del Petróleo 2020 En octubre, la OPEP lanzó el Panorama Mundial del Petróleo (WOO, por sus siglas en inglés) documento que fue publicado por primera vez en 2007 y que ofrece un análisis de las industrias mundiales de petróleo y energía. En él se proporciona información sobre los procesos ascendentes y descendentes, la oferta y la demanda, las inversiones, el impacto potencial de las políticas y el medio ambiente y el desarrollo sostenible. También otorga un estudio sobre los desafíos y oportunidades que enfrenta la industria petrolera mundial. El Panorama Mundial del Petróleo 2020 proporciona por primera vez un panorama extendido, con proyecciones hasta el 2045.

ot o: Wo rdpress

La videoconferencia también se centró en temas de actualidad como la robótica, la ciberseguridad, la inteligencia artificial y la tecnología blockchain y cómo pueden impulsar innovaciones en los países miembros de la OPEP y la industria en general. Mohammad Sanusi Barkindo, Secretario General de la OPEP, dijo que la crisis derivada del COVID-19 significó el inicio de una era digital que cambió las formas de trabajar: “Sin IT ninguno de nosotros estaría participando en este taller. A pesar del distanciamiento social y otras medidas para contener la pandemia, hemos estado haciendo negocios como de costumbre gracias a las innovaciones en las comunicaciones y operaciones remotas. Los milagros de la tecnología nos permiten continuar con décadas de tradición de la OPEP en el apoyo al diálogo, la cooperación y el intercambio de información en beneficio de los productores, los consumidores y la economía mundial en general”.

Artículo

La Organización tiene los mismos objetivos centrales, de orden y estabilidad en los mercados petroleros globales, pero su papel se ha ampliado considerablemente, en términos de una cooperación más profunda con otros productores” Mohammad Sanusi Barkindo, Secretario General de la OPEP.

Para Mohammad Sanusi Barkindo, el documento “subraya el compromiso continuo de la Organización con la investigación profunda, la transparencia de los datos y la mejora del diálogo y la cooperación. Esperamos que contribuya a una mejor comprensión de los mercados mundiales de petróleo y energía y fomente un mayor intercambio de conocimientos. Esto es particularmente valioso dado los eventos sin precedentes de 2020, con la pandemia de COVID-19 que trastornó la vida de las personas y provocó una gran interrupción en las economías, industrias y empresas”. El Panorama Mundial del Petróleo 2020, que se publicó el 8 de octubre de 2020, ofrece un análisis detallado de la escala y los daños que generó la pandemia de COVID-19 en los mercados mundiales de energía y petróleo; perspectivas a largo plazo, así como una evaluación de diversos escenarios alternativos que tienen el potencial de impactar la industria petrolera en los próximos años. La edición de este año examina las decisiones tomadas por 23 países productores de petróleo de la OPEP y no OPEP en la Declaración de Cooperación (DoC), que surgieron como respuesta ante la recesión económica. “La DoC se comprometió a realizar los ajustes de producción de petróleo más grandes y más largos de la historia, que han ayudado a restaurar la estabilidad del mercado desde el segundo trimestre de 2020 y proporcionan una plataforma para la recuperación” asegura la OPEP en un comunicado. Entre otras afirmaciones, en el Panorama Mundial del Petróleo 2020 se asegura que el estallido de la pandemia de COVID-19 resultó en la caída más aguda en la demanda de energía y petróleo que se recuerde; asimismo, a pesar de la gran caída en 2020, se prevé que la demanda mundial de energía primaria continúe creciendo a medio y largo plazo, aumentando en

Hidrocarburos

un significativo 25% en el período hasta 2045. Según el documento, serán necesarias todas las formas de energía para apoyar la recuperación después de una pandemia y para abordar las necesidades energéticas futuras. El Panorama Mundial del Petróleo 2020 espera que el petróleo retenga la mayor parte de la combinación energética, lo que representa una participación del 27% en 2045; el gas natural será el combustible fósil de más rápido crecimiento entre 2019 y 2045 y, después del petróleo, seguirá siendo el segundo mayor contribuyente a la combinación energética en 2045 con un 25%. Mientras que "Otras energías renovables", que combinan principalmente energía solar, eólica y geotérmica, crecerá un 6.6% anual, en promedio, significativamente más rápido que cualquier otra fuente de energía. “Suponiendo que la pandemia de COVID-19 esté contenida en gran medida para el próximo año, se espera que la demanda de petróleo se recupere parcialmente en 2021 y se prevén tasas de crecimiento saludables en el horizonte a mediano plazo”, establece la OPEP en el Panorama Mundial del Petróleo 2020.

Abstract

The 2020 OPEC World Oil Outlook (WOO) provides the OPEC Secretariat’s in-depth look at the unprecedented scale and impact of the COVID-19 pandemic on the global energy and oil markets, an assessment of the medium- and long-term prospects, as well as analysis of various alternative scenarios and sensitivities that have the potential to impact the petroleum industry in the years ahead.

Hidrocarburos Entrevista

Ing. José María Cú Cañetas

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Director General de la Agencia de Energía de Campeche

Campeche busca detonar su potencial con el resurgimiento de la industria petrolera

Foto: MVR

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En el marco de la reactivación de la industria petrolera nacional, la Agencia de Energía del Estado de Campeche busca desarrollar programas y proyectos para mejorar la competitividad del estado en el sector energético. Por Juan José García

a política de desarrollo energético de Campeche está completamente alineada con el Plan Nacional de Desarrollo del Gobierno Federal. En ese sentido, su política está basada en la búsqueda de un balance energético en el estado para consolidar la participación de los empresarios nacionales e internacionales mediante la creación de consorcios y la integración de nuevos proyectos en materia de energía. De acuerdo con el Ing. José María Cú Cañetas, Director General de la Agencia de Energía del Estado de Campeche (AEEC), la misión de este organismo es gestionar y promover el desarrollo de proyectos de energía de manera segura, confiable, rentable y sustentable, que permitan generar oportunidades de empleo y de bienestar a los habitantes de la entidad.

Buscamos desarrollar proyectos de gas natural y almacenamiento de hidrocarburos para beneficiar al sur-sureste del país, que es también un compromiso del Gobierno Federal”

Para ver la entrevista con Kim Armengol, escanee el código

Bajo esa premisa, la AEEC ha venido dando seguimiento a una estrategia para el desarrollo energético de todo el estado, mediante la promoción y desarrollo de proyectos en coordinación con las dependencias a nivel federal, estatal y municipal. En entrevista para Energía MX con Kimberly Armengol, el Ing. José María Cú Cañetas explicó que Campeche tiene una historia muy larga en cuanto a la experiencia en materia de hidrocarburos, pues tan solo la Sonda de Campeche tiene más de 30 años produciendo el 75% de los hidrocarburos del país. En ese sentido, queda claro que Campeche también tiene una vocación en materia de hidrocarburos en cuanto a servicios offshore, ya que durante décadas se ha consolidado como una plataforma muy importante para este segmento de la cadena de valor, teniendo a Ciudad del Carmen como líder para este sector en la industria energética. En este contexto, actualmente la AEEC está trabajando y gestionando proyectos tanto en materia de energías renovables como de hidrocarburos con las empresas que ganaron contratos en las Rondas de Licitación en la Sonda de Campeche para la exploración y producción de hidrocarburos, ya que estas compañías requieren servicios especializados en el segmento offshore, así como proyectos en materia de energía renovable y gas natural. No obstante, además de esta colaboración para detonar proyectos con las empresas petroleras nacionales e internacionales, la Agencia tiene identificados diferentes proyectos de hidrocarburos para la región, los cuales podrían atraer numerosas inversiones, empleos y beneficios para el sector energético. Uno de ellos es una terminal de servicios offshore en Ciudad del Carmen, el cual consiste en realizar las adecuaciones necesarias al puerto de Ciudad del Carmen por su posición estratégica para la industria petrolera del país, a fin de desarrollar empresas de servicios para el sector petrolero. Otro de los proyectos es un consorcio de servicios offshore a petroleras, el cual busca brindar servicios en las actividades de exploración, extracción y servicios de operación, suministro y mantenimiento a plataformas marinas costa

Más de 50 compañías de servicio reaccionadas con la industria del petróleo se ubican en Campeche. afuera. Este proyecto en particular tendría un valor aproximado de 160 millones de dólares y traería como beneficios atraer nuevas inversiones al estado, generar empleos a corto, mediano y largo plazo, así como la reactivación de la economía en Cd. Del Carmen. “También estamos trabajando de manera directa con las empresas que están llegando a la Sonda de Campeche para incrustar a la base laboral de la región en esas empresas, ya que ellos traen nuevas tecnologías y condiciones de trabajo, así como beneficios para la gente y los trabajadores de la zona”, agregó. Detalló que la AEEC también está impulsando proyectos de gas natural para suministrarlo a la región, ya que este hidrocarburo actualmente es considerado un combustible de la transición energética por su eficiencia para la generación eléctrica, así como por su bajo impacto ambiental comparado con los combustibles convencionales como el combustóleo, diésel, gasolinas, etc. “Por todo esto, Campeche se ha sumado a trabajar con el Gobierno Federal de manera muy estrecha para impulsar de nuevo los proyectos en materia de hidrocarburos, particularmente coadyuvando en los planes para el incremento en la producción de PEMEX”, indicó. Dentro de los aspectos clave del estado de Campeche como referente energético, cabe destacar que 42% del total de las reservas 3P están localizadas en la Región Marina Noreste. Además, 53% del total de la producción de crudo proviene de los campos localizados en la Sonda de Campeche. Asimismo, el estado cuenta con fortalezas que permiten a los inversionistas tener ventajas competitivas, como recursos energéticos abundantes, experiencia en recursos humanos en el sector energético, infraestructura portuaria y de servicios y conectividad con rutas marítimas, aéreas y terrestres.

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Opiniones del Sector

Columna

Hidrocarburos

La publicación de la metodología de selección para la verificación de Contenido Nacional y de la Guía de Capacitación y Transferencia de Tecnología, ejemplos de transparencia y de rendición de cuentas. por Dr. Marcos Ávalos (*)

Entre los elementos para construir la nueva ruta de diseño de la política de contenido nacional-actualmente implementada en la industria de hidrocarburos-la UCN de la Secretaría de Economía-, se tiene el cambio normativo y la aplicación de lineamientos, basado en mecanismos de transparencia y rendición de cuentas, para lo cual hemos fortalecido el marco normativo y a su vez, damos cumplimiento al mandato conferido en la Ley de Hidrocarburos, consistente en verificar el cumplimiento de los porcentajes mínimos de contenido nacional. Metodología para la selección de Asignatarios y Contratistas Justamente, el 23 de enero del 2020 se publicó el acuerdo para la verificación1, el cual tiene por objeto establecer los mecanismos a través de los cuales, se verificará el cumplimiento de las obligaciones de contenido nacional de los Asignatarios y Contratistas. Así también, hemos dado el paso final para completar dentro de esta administración el marco jurídico para llevar a cabo las actividades de verificación del cumplimiento de contenido nacional, en Asignaciones y Contratos, con la publicación de la metodología de selección para la verificación.2 En este contexto, se diseñó la metodología para la selección de Asignatarios y Contratistas, a los cuales se les practicará la Verificación de Gabinete, la cual consiste en formular requerimientos de información al obligado a verificar, para que éste, aclare, corrija o complete su información de contenido nacional. Esta metodología de selección para la verificación consta de tres criterios técnicos: i) el grado de incumplimiento del obligado y la calidad de su a información reportada; ii) aleatoriedad en el procedimiento; y iii) la disponibilidad de recursos humanos y financieros. Inicialmente, la metodología de selección otorga un ponderador de verificación (de un valor real entre cero y diez) a cada uno de los Asignatarios y Contratistas, el cual describirá el grado de anomalías detectadas en su informe de contenido nacional o en la operación de la empresa. Dicho indicador se calcula mediante el promedio simple de dos promedios ponderados, que pondera cada error o anomalía detectada conforme al tipo de impacto que tiene en el reporte de contenido nacional (crítico, severo, leve). A menor valor en su indicador de verificación, será menos posible que sea verificado, mientras que un número alto indica que podría ser verificado. Así, la primera selección la obtendremos de aquel 10% de los obligados con mayor valor en su indicador de verificación (Gráfica 1). El siguiente paso consiste en la parte aleatoria del procedimiento, para lo cual, tomamos ese 10% de obligados de la primera selección y aplicamos un muestreo aleatorio estratificado con afijación de mínima varianza, dicho procedimiento nos permite reducir el margen de error de las estimaciones del porcentaje de contenido nacional, clasificando a los obligados por estratos creados a partir del periodo (Evaluación, Exploración, Desarrollo) y la ubicación del campo (campo terrestre, aguas someras, aguas profundas, híbridos). La selección preliminar constará de aquellos obligados

Gráfica 1. El 60% con los I.V. menores tendrán un seguimiento rutinario de actividades, al siguiente 30% se les hará un requerimiento de verificación y al 10% con los I.V. más altos corresponden a la PRIMERA SELECCIÓN.

con porcentaje de contenido nacional reportado, atípicos, que por estrato indique el muestreo. (Gráfica 2) En último lugar, nuestra selección final, la obtendremos al determinar si la cantidad de elementos de la selección preliminar es acorde a la disponibilidad de recursos humanos y financieros con los que cuente la UCN, de no serlo, se verificará a aquellos obligados que tengan mayor número de errores críticos o severos en su reporte de contenido nacional. Con esta metodología se seleccionarán a los Operadores cuyo Informe de Contenido Nacional, deban ser objeto de escrutinio en gabinete, siendo los de mayor riesgo de incumplimiento, las primeras opciones para llevar a cabo esta tarea, considerando los recursos humanos y financieros, disponibles del área administrativa. Finalmente, es importante mencionar que estos instrumentos legales, en conjunto, transparentan la toma de decisión sobre el proceso de verificación del contenido nacional; además proporcionan certeza jurídica sobre el proceder de la UCN, como autoridad da a conocer los criterios técnicos que norman sus decisiones sustantivas.

La Guía de Capacitación y Transferencia de Tecnología y Capacitación En esta misma lógica y en la construcción de una nueva política de Contenido Nacional, así como de la Transparencia y Rendición de cuentas fue publicada la Guía de Capacitación y Transferencia de Tecnología, con el fin de orientar a los Contratistas en la presentación de los programas de capacitación y transferencia de tecnología (PCyTT), solicitados en las cláusulas referentes al Contenido Nacional, establecidas en los Contratos de Exploración y Extracción de Hidrocarburos. Su emisión obedece entre otros factores a que existía una confusión en relación a lo que se debería de presentar en los programas en comento, se mezclaban conceptos, se presentaban programas carentes de beneficios específicos, en temas que no contribuían con un reto o área de conocimiento técnico, o en actividades que no agregaban valor. Aunado a lo anterior había una discrecionalidad para la evaluación y aprobación de los programas, los cuales no era claros o confusos. Lo que buscamos con la publicación de esta Guía es proporcionar también los elementos que incentiven a los operadores a proponer programas de mayor alcance y con mayor impacto que contemple además de la vinculación con la academia y centros de investigación la vinculación con la industria para que las pymes

Gráfica 2. SELECCIÓN PRELIMINAR. De acuerdo al PCN reportado por todos los obligados se seleccionan aquellos atípicos de la primera selección, que por estrato indique el muestreo.

puedan detectar oportunidades de negocio con el objetivo de consolidar o desarrollar bienes y servicios en la cadena de valor de los hidrocarburos principalmente en el proceso de exploración y producción (véase Figura 1). Una manera práctica que dimos a conocer la Guía3 se basa en 2 infografías que buscan facilitar al lector sobre los elementos y alcances en cada una de las fases y elementos de requerimiento de información y de identificación de los beneficios e impactos derivados de la presentación e implementación de estos programas. Por medio de estas infografías de destacan elementos que se sugieren sean incluidos en los programas de Capacitación y de Transferencia de Tecnología, particularmente para este último se busca una transferencia sistemática del conocimiento tecnológico, ya que, por la complejidad de los temas y con el propósito de asimilar, adoptar y posiblemente innovar dichas tecnologías, se necesita más que solo escuchar u observar de las mismas; por lo que en armonización con la metodología para medir el contenido nacional se sugiere bajo este concepto: la construcción y operación de centros de investigación y desarrollo de tecnología incluidos los laboratorios, financiamiento y contribuciones a programas de I+D, patentes y formación especializada a trabajadores, investigadores y académicos nacionales entre otros. Las emisiones de la Metodología de Selección y la PCyTT permitirán construir y consolidar la nueva política de contenido nacional, basado en mecanismos de transparencia y rendición de cuentas, lo cual en conjunto con las Estrategias-próximas a publicarse -de fomento de cadenas productivas e inversión en el sector energético permitirán desarrollar una proveeduría más amplia y más firme que incentive la colaboración entre los diversos actores de la industria. NOTA: Este artículo está elaborado estrictamente con opiniones a título personal y de ninguna manera refleja el punto de vista de la Secretaría de Economía.

1. ACUERDO por el que se establecen las disposiciones para la verificación del cumplimiento de las obligaciones de contenido nacional de Asignatarios y Contratistas, respecto de las actividades de Exploración y Extracción que realicen en territorio nacional. https://www. dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5584610&fecha=23/01/2020 2. Manual en el que se establece la Metodología para la selección de Asignatarios y Contratistas, para llevar a cabo la Verificación de Gabinete emitida el 28 de julio de 2020. https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/565853/2._Metodolog_a_Selecci_n_Final_24072020.pdf 3. Guía para la presentación de los programas de capacitación y transferencia de tecnología solicitados en los contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos: https://www.gob.mx/cms/ uploads/attachment/file/566276/gu_a_para_presentaci_n_de_ programas_de_capacitaci_n_y_transferencia_de_tecnolog_a.pdf

(*) El Dr. Marcos Avalos Bracho es Jefe de la Unidad de Contenido Nacional y Sector Energético de la Secretaría de Economía. Doctor en Economía por la Universidad de Essex, Inglaterra, Maestro en Economía por el CIDE y Licenciado en Economía por la UNAM. Ha sido Consultor para varios organismos internacionales, entre los que destacan OCDE, BID, ONU, CEPAL, SIECA y la UNCTAD.

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De Portada

La inversión acumulada de 39 proyectos será de 297 mil 344 mdp

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Gobierno e IP firman acuerdo de infraestructura para reactivar la económica de México Foto: Presidencia

Hasta el momento, se tiene contemplado el desarrollo de cinco obras para el sector energético que suman una inversión de $98,980 mdp con el objetivo de generar sinergias positivas entre el sector público y privado para fortalecer a Pemex y CFE.

La inversión para rescatar la coquizadora en la refinería de Tula, proyecto iniciado durante el sexenio de EPN, será de 54 mil 705 mdp.

Por Israel Gama

Foto: Presidencia

ot o: Env ato

on el objetivo de impulsar la reactivación económica en el país, el pasado lunes 5 de octubre se suscribió un acuerdo entre el Gobierno de México y la iniciativa privada, representada por el Consejo Coordinador Empresarial (CCE), que incluye un conjunto de acciones y proyectos de infraestructura donde la aportación privada deberá ser de, al menos, 50 por ciento del costo total. Entre las acciones que comprende este acuerdo se encuentran: el aprovechamiento del T-MEC; la promoción del turismo, que comprende el mantenimiento de carreteras, trenes de pasajeros, rehabilitación y construcción de aeropuertos y fortalecimiento de la seguridad pública, así como alcanzar la meta de 25% del Producto Interno Bruto (PIB) de inversión en infraestructura, con lo cual se generarán entre 185 y 190 mil empleos. Además, por cada punto del PIB adicional en inversión se crearán hasta 200 mil empleos.

Respecto a la inversión en infraestructura, el acuerdo contempla 39 proyectos en sectores de Comunicaciones y Transportes, Energía, Agua y Medio Ambiente, que se traducen en una inversión acumulada de 297 mil 344 millones de pesos (mdp). Al día de hoy siete de los 39 proyectos ya se encuentran en ejecución y cuentan con una inversión de 38 mil 149 mdp, mientras que los 32 proyectos restantes contarán con una inversión de 259 mil 195 mdp. En cuanto a los proyectos del sector energético se refiere, el objetivo es trabajar en la preparación de infraestructura que permitan satisfacer y generar sinergias positivas entre el sector público y privado para fortalecer a Petróleos Mexicanos (Pemex) y a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), así como dar seguimiento a la ejecución de los proyectos para lograr su puesta en operación e informar al titular del Poder Ejecutivo sobre los avances de los mismos y de la incorporación de nuevos. En este sentido, se creó un equipo de trabajo responsable de asegurar que todos los proyectos anunciados inicien su ejecución. Dentro del paquete de proyectos anunciados, por lo pronto se tiene contemplado el desarrollo de cinco para el sector energético, que suman una inversión de 98 mil 980 millones de pesos. Asimismo, el titular de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), Arturo Herrera, destacó que se irán sumando más proyectos para el sector conforme se analicen junto con la Secretaría de Energía (Sener), con la intención de que comiencen su construcción el próximo año. De las cinco obras que hasta el momento se tienen orientadas al sector energético, cuatro son promovidas por Pemex y la otra por CFE y la Administración Portuaria Integral (API) de Salina Cruz, en Oaxaca. Aquí vale la pena recalcar que los cinco proyectos energéticos presentados corresponden a energías convencionales.

Los cinco proyectos energéticos presentados corresponden a energías convencionales.

CFE y la API de Salina Cruz, llevarán a cabo la construcción de una planta de licuefacción en el puerto oaxaqueño. Por orden de inversión, el primer proyecto a destacar es la instalación de una coquizadora en la refinería de Tula, la cual costará 54 mil 705 millones de pesos, es decir, más de la mitad del monto total previsto en el paquete energético. Dicha planta se encargará de romper las moléculas de hidrocarburos a través de temperatura para que salgan más productos de la refinería. Esta obra tiene su origen en 2013, cuando el gobierno del entonces presidente, Enrique Peña Nieto, la planteó con el propósito de elaborar productos de mayor valor a partir de la conversión de residuos. El segundo el proyecto, de acuerdo a su valor económico, es el que se llevará a cabo entre la CFE y la API de Salina Cruz, el cual será una unidad de licuefacción en el puerto oaxaqueño, con la intención de importar gas natural licuado o exportarlo a otros mercados. Su costo será de 25 mil 200 millones de pesos. En tercer proyecto en importancia por el monto de inversión es la rehabilitación de una planta de coquización en la refinería de Cadereyta, para la que se destinarán 15 mil 400 millones de pesos y finalmente, se anunciaron inversiones por dos mil 520 millones de pesos para una terminal de etano en el complejo Pajaritos, en Veracruz, y de mil 155 millones de pesos para una planta de fertilizantes en Camargo, Chihuahua. A pesar de que diversos organismos, como la Confederación Patronal de la República Mexicana (COPARMEX), consideran que el acuerdo entre el Gobierno federal y el CCE, constituye una oportunidad para inducir a la reactivación económica, también señalan que para ello será necesario superar obstáculos regulatorios y robustecer la certidumbre jurídica, así como la transparencia y la rendición de cuentas de las inversiones, ya que los proyectos privados de inversión, además de cuantiosos recursos, requieren de certidumbre de largo plazo. De igual manera, una de las principales críticas realizadas por diversos expertos en temas energéticos es que las anteriores alianzas estratégicas para impulsar proyectos de infraestructura en el sector no contemplan obras en materia de electricidad, proyectos completamente privados, ni mucho menos toma en consideración a las energías renovables, lo que reafirma que la presidencia de la república no vislumbra hacer ajustes a su política energética.

De Portada Artículo

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Demanda mundial de energía se restablecerá en 2023

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COVID podría cambiar el futuro del mercado energético: AIE La Agencia Internacional de Energía presentó el Panorama Mundial de la Energía 2020, estudio que se centra en el análisis de los próximos diez años del mercado energético y explora los caminos para salir de la crisis mundial. Por Omar Barrientos Nieto

a respuesta de los gobiernos ante los desafíos que dejó la pandemia mundial provocada por COVID-19, podría acelerar la transición hacia las energías limpias y ayudar a alcanzar los objetivos internacionales de energía y clima, de acuerdo con la Agencia Internacional de Energía (AIE), que publicó el Panorama Mundial de la Energía 2020. El organismo de cooperación internacional reveló el Panorama Mundial de la Energía 2020, estudio que se centra en el periodo de los próximos diez años y que explora los diferentes caminos para salir de la crisis mundial que dejó el COVID-19; además, incluye el último análisis de la AIE sobre el impacto de la pandemia y compara diferentes escenarios que muestran cómo podría desarrollarse el sector energético. La incertidumbre sobre la duración de la pandemia, sus impactos económicos y sociales y las respuestas políticas abren una amplia gama de posibles futuros energéticos, considera la AIE, que elaboró diferentes suposiciones acerca de estas incógnitas, junto con los datos más recientes del mercado de la energía. El Panorama Mundial de la Energía 2020 examina los siguientes cuatro escenarios: El Escenario de Políticas Declaradas (STEPS), en el que COVID-19 se controla gradualmente en 2021 y la economía mundial vuelve a los niveles anteriores a la crisis el mismo año. El Escenario de Recuperación Demorada (DRS), que está diseñado con los mismos supuestos de política que en los STEPS, pero donde la pandemia prolongada causa daños duraderos a las perspectivas económicas. La economía global regresa a su tamaño anterior a la crisis en 2023, y la pandemia marca el comienzo de una década con la tasa más baja de crecimiento de la demanda de energía desde la década de 1930.

Fatih Birol, Director ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía.

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La energía solar, que se convertirá en el nuevo rey de los mercados eléctricos del mundo, está en camino de establecer nuevos récords de implementación cada año después de 2022”

En el Escenario de Desarrollo Sostenible (SDS), un aumento en las políticas e inversiones de energía limpia encamina al sistema energético a lograr los objetivos de energía sostenible en su totalidad, incluido el Acuerdo de París, el acceso a la energía y los objetivos de calidad del aire. Finalmente se presenta el Net Zero Emissions para 2050 (NZE2050) donde se amplía el análisis de SDS y un número creciente de países y empresas apuntan a emisiones netas cero, por lo general a mediados de siglo. Todo esto se logra en la SDS, lo que coloca las emisiones globales en camino hacia cero neto para 2070. El NZE2050 incluye el primer modelo detallado de la IEA de lo que se necesitaría en los próximos diez años para poner las emisiones globales de CO2 en el camino hacia cero neto para 2050.

La sombra de la pandemia avanza De acuerdo con el Panorama Mundial de la Energía 2020, en el Escenario de Políticas Declaradas, la demanda mundial de energía se restablecería a su nivel anterior a la crisis a principios de 2023. Sin embargo, esto no sucede hasta 2025 en caso de una pandemia prolongada y una depresión más profunda, como se muestra en el escenario de recuperación retardada. El crecimiento más lento de la demanda reduce las perspectivas de los precios del petróleo y el gas en comparación con las tendencias anteriores a la crisis. Pero

las grandes caídas en la inversión aumentan el riesgo de volatilidad futura del mercado. Según el documento de la Agencia de la Energía, los peores efectos de la crisis dañaron, en mayor medida, a los más vulnerables. La pandemia revertió varios años de disminuciones en el número de personas en África subsahariana sin acceso a la electricidad. Además, el aumento en los niveles de pobreza pudo haber hecho que los servicios básicos de electricidad sean inasequibles para más de 100 millones de personas en todo el mundo, quienes previo a la contingencia tenían conexiones eléctricas.

Energía solar, el nuevo rey de la electricidad Tras la crisis sanitaria, las energías renovables asumieron un papel protagonista en todos los escenarios descritos por el Panorama Mundial de la Energía 2020, con la energía solar jugando un papel medular. De acuerdo con el documento, las políticas de apoyo y las tecnologías que ya han comenzado a madurar están permitiendo un acceso más barato al capital en los principales mercados. Es decir, la energía solar fotovoltaica es ahora consistentemente más barata que las nuevas plantas de energía alimentadas con carbón o gas en la mayoría de los países, y los proyectos solares ahora ofrecen algunos de los costos

El aumento en los niveles de pobreza pudo haber hecho que los servicios básicos de electricidad sean inasequibles para más de 100 millones de personas en todo el mundo, quienes previo a la contingencia tenían conexiones eléctricas.

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de electricidad más bajos jamás vistos. En el escenario de políticas declaradas, las energías renovables cubren el 80% del crecimiento de la demanda mundial de electricidad durante la próxima década. La energía hidroeléctrica sigue siendo la mayor fuente renovable, pero la energía solar es la principal fuente de crecimiento, seguida de la energía eólica terrestre y marina. Al respecto, el Director Ejecutivo de la Agencia Internacional de la Energía, Fatih Birol, asegura que “la energía solar, que se convertirá en el nuevo rey de los mercados eléctricos del mundo, está en camino de establecer nuevos récords de implementación cada año después de 2022. Si los gobiernos y los inversores intensifican sus esfuerzos de energía limpia en línea con nuestro Escenario de Desarrollo Sostenible, el crecimiento tanto de la energía solar como de la eólica sería aún más espectacular y muy alentador para superar el desafío climático mundial”. El Panorama Mundial de la Energía 2020 muestra que el crecimiento de las energías renovables debe ir acompañado de una sólida inversión en redes eléctricas. Sin una inversión suficiente, las redes eléctricas serán un eslabón débil en la transformación del sector energético, con implicaciones para la confiabilidad y seguridad del suministro eléctrico.

¿Qué depara el futuro para los combustibles fósiles? Los combustibles fósiles enfrentan diversos desafíos. Con base en el Panorama Mundial de la Energía 2020, la demanda de carbón no vuelve a los niveles anteriores a la crisis en el escenario de políticas declaradas, y su participación en la combinación energética de 2040 cae por debajo del 20% por primera vez desde la Revolución Industrial. Pero la demanda de gas natural crece significativamente, principalmente en Asia, mientras que el petróleo sigue siendo vulnerable a las principales incertidumbres económicas derivadas de la pandemia. Foto: Envato

El crecimiento más lento de la demanda reduce las perspectivas de los precios del petróleo y el gas en comparación con las tendencias anteriores a la crisis. Pero las grandes caídas en la inversión aumentan el riesgo de volatilidad futura del mercado.

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almacenamiento de hidrógeno y carbono, y un nuevo impulso detrás de la energía nuclear. En este sentido el director ejecutivo de la Agencia Internacional de la Energía declaró: “A pesar de una caída récord en las emisiones globales este año, el mundo está lejos de hacer lo suficiente para ponerlas en un declive decisivo. La recesión económica ha suprimido temporalmente las emisiones, pero el bajo crecimiento económico no es una estrategia de bajas emisiones, es una estrategia que solo serviría para empobrecer aún más a las poblaciones más vulnerables del mundo. Solamente los cambios estructurales más rápidos en la forma en que producimos y consumimos energía pueden romper la tendencia de emisiones para siempre. Los gobiernos tienen la capacidad y la responsabilidad de tomar acciones decisivas para acelerar las transiciones de energía limpia y poner al mundo en el camino de alcanzar nuestros objetivos climáticos, incluidas las emisiones netas cero”.

Abordar las emisiones de la infraestructura energética existente

“La era del crecimiento de la demanda mundial de petróleo llegará a su fin en la próxima década. Pero sin un gran cambio en las políticas gubernamentales, no hay señales de un rápido declive. Con base en la configuración de políticas de hoy, un repunte económico global pronto empujaría la demanda de petróleo de regreso a los niveles previos a la crisis”, dijo Fatih Birol. Sin embargo, al gas natural le va mejor que a otros combustibles fósiles, pero los diferentes contextos políticos producen fuertes variaciones. En el escenario de políticas declaradas, un aumento del 30% en la demanda mundial de gas natural para 2040 se concentra en el sur y este de Asia. Por el contrario, este es el primer informe de la AIE en el que las proyecciones del escenario de políticas declaradas muestran que la demanda de gas en las economías avanzadas experimentará un ligero descenso para 2040.

Un camino sostenible para salir de la crisis El Panorama Mundial de la Energía 2020 prevé que las emisiones globales se recuperen de una forma más lenta en comparación con lo que sucedió después de la crisis financiera de 2008-2009, pero el mundo todavía está muy lejos de una recuperación sostenible. Un cambio radical en la inversión en energía limpia ofrece una forma de impulsar el crecimiento económico, crear puestos de trabajo y reducir las emisiones. Este enfoque aún no ha aparecido de manera destacada en los planes propuestos hasta la fecha, excepto en la Unión Europea, el Reino Unido, Canadá, Corea, Nueva Zelanda y un puñado de otros países. El Escenario de Desarrollo Sostenible, que forma parte del Panorama Mundial de la Energía, muestra cómo encaminar al mundo hacia el logro completo de los objetivos de energía sostenible y la implementación completa del Plan de Recuperación Sostenible de la AIE lleva a la economía energética global por un camino diferente después de la crisis. Además del rápido crecimiento de las tecnologías de energía solar, eólica y de eficiencia energética, los próximos 10 años verían un aumento importante de la captura, utilización y

El Panorama Mundial de la Energía 2020 muestra que el crecimiento de las energías renovables debe ir acompañado de una sólida inversión en redes eléctricas. Sin una inversión suficiente, las redes eléctricas serán un eslabón débil en la transformación del sector energético, con implicaciones para la confiabilidad y seguridad del suministro eléctrico. Foto: Envato

Una parte importante de los esfuerzos para poner al mundo en un camino sostenible debería centrarse en reducir las emisiones de la infraestructura energética existente, como plantas de carbón, acereras y fábricas de cemento, asegura la Agencia Internacional de Energía. De lo contrario, los objetivos climáticos internacionales quedarán fuera de alcance, independientemente de las acciones en otras áreas. Un análisis detallado en el Panorama Mundial de la Energía 2020 muestra que si la infraestructura energética actual continúa funcionando de la misma manera que lo ha hecho hasta ahora, tendría un aumento de temperatura de 1.65°C. El problema de las emisiones de la infraestructura energética existente se explora en el Escenario de Desarrollo Sostenible.

¿Qué se necesitaría para lograr emisiones netas cero para 2050? El Panorama Mundial de la Energía 2020 incluye el primer modelo detallado de la AIE de lo que se necesitaría en los próximos diez años para encaminar las emisiones globales de CO2 a cero neto para 2050, como se describe en el nuevo caso de Emisiones Netas Cero para 2050. El análisis muestra las acciones adicionales, además de las del Escenario de Desarrollo Sostenible, que serían necesarias en la próxima década. Lograr una reducción de alrededor del 40% en las emisiones para 2030 requiere, por ejemplo, que las fuentes de bajas emisiones proporcionen casi el 75% de la generación de electricidad mundial en 2030, frente a menos del 40% en 2019, y que más del 50% de los automóviles de pasajeros vendidos en todo el mundo en 2030 son eléctricos, frente al 2.5% en 2019, asegura la Agencia Internacional de la Energía.

Abstract

The Covid-19 pandemic has caused more disruption to the energy sector than any other event in recent history, leaving impacts that will be felt for years to come. This IEA World Energy Outlook (WEO) examines in detail the effects of the pandemic, and in particular how it affects the prospects for rapid clean energy transitions. It is too soon to say whether today’s crisis represents a setback for efforts to bring about a more secure and sustainable energy system, or a catalyst that accelerates the pace of change.

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568.5 millones de dólares, la inversión

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Fermaca anuncia la entrada en operación del último tramo para completar el sistema Wahalajara Por Mónica Gutiérrez

ermaca, una de las empresas más importantes del sector energético mexicano y el segundo operador de infraestructura privada de transporte de gas natural en el país, anuncia la entrada en operación, con fecha del 1 de septiembre, del gasoducto Villa de Reyes - Aguascalientes Guadalajara, con una longitud de 388 kms. Este gasoducto representa el último tramo para finalizar un sistema de gasoductos de 2,023 kms entre México y Estados Unidos, de los cuales 1,828 kms están en territorio mexicano. Foto: MVR

Con lo anterior, los gasoductos de Fermaca se consolidan como la red troncal privada más importante para el abasto de gas natural en el país, que va desde la cuenca de Waha en Texas, hasta el occidente de México, con acceso al gas más barato del mundo. El sistema conocido como “Wahalajara” contará con una capacidad de transporte combinada de más de 5 mil millones de pies cúbicos de gas por día. “Como empresa mexicana, estamos comprometidos con el bienestar de los mexicanos y el crecimiento económico del país. Nuestra red de gasoductos nos permite llevar desarrollo, energía para el sector eléctrico y las industrias, oportunidades de crecimiento y mejores condiciones de vida para las familias mexicanas. En los críticos momentos que vivimos hoy en México y en el mundo, sabemos de la importancia de este logro y nos causa satisfacción profunda compartirlo con el país. Con el apoyo de nuestros inversionistas, proveedores, colaboradores y socios, Fermaca no se detiene en su esfuerzo por seguir aportándole a México oportunidades que, hoy como nunca, resultan urgentes. Fermaca continuará trabajando por un sector energético con vocación social y que nos beneficie a todos”, declaró el Ing. Manuel Calvillo, director general de Fermaca.

ot o: Fer maca

El gasoducto Villa de Reyes - Aguascalientes - Guadalajara, con una longitud de 388 kms, representa el último tramo para finalizar un sistema de gasoductos de 2,023 kms entre México y Estados Unidos, de los cuales 1,828 kms están en territorio mexicano.

Nuestra red de gasoductos nos permite llevar desarrollo, energía para el sector eléctrico y las industrias, oportunidades de crecimiento y mejores condiciones de vida para las familias mexicanas” Manuel Calvillo, director general de Fermaca.

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ot o: Rep sol F

Foto: MVR

de pies cúbicos diarios, capacidad de transporte.

Fermaca ha invertido más de 3 mil mdd en el desarrollo de infraestructura energética de México. El gasoducto Villa de Reyes – Aguascalientes – Guadalajara, que inició su construcción el 16 de diciembre de 2017, materializa una muy significativa inversión física de 568.5 millones de dólares. Para su construcción se usaron 105,606 toneladas de acero, 602 maquinarias, 4.9 millones de m3 de tierra fueron removidos y generó más de 1,500 empleos directos e indirectos. Cuenta con 388 kms de longitud, los cuales atraviesan 19 municipios en los estados de San Luis Potosí, Zacatecas, Aguascalientes y Jalisco y una capacidad de transporte de 1,016 millones de pies cúbicos diarios. Con la culminación de esta obra, Fermaca supera un desafío inédito en el país, contribuyendo con un ejemplo de trabajo y sacrificio que no debe detenerse. Es así como la empresa cumple con su compromiso de transportar el gas natural que requiere la Comisión Federal de Electricidad y todos los usuarios que lo soliciten, extendiendo a millones de familias mexicanas el beneficio del energético preferente hoy día en el mundo.

Inicia operación comercial el Gasoducto de Zapotlanejo

Fermaca ha invertido más de 3 mil mdd en el desarrollo de infraestructura energética de México.

1,016’000,000

Para su construcción se usaron 105,606 toneladas de acero, 602 maquinarias, 4.9 millones de m3 de tierra fueron removidos y generaron más de 1,500 empleos directos e indirectos.

Los gasoductos de Fermaca se consolidan como la red troncal privada más importante para el abasto de gas natural, que va desde la cuenca de Waha en Texas, hasta el centro del país, con acceso al gas más barato del mundo.

Un mes después, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Gas Natural del Noroeste (GNN) informaron que entró en operación comercial el Gasoducto de Zapotlanejo. El ducto, anclado por la CFE, tiene una longitud de 5 km y una capacidad para transportar hasta 535 millones de pies cúbicos diarios de gas natural. Se interconecta con el gasoducto Villa de Reyes – Aguascalientes – Guadalajara, mismo que forma parte de la ruta conocida como “Wahalajara”, y en su otro extremo, con el Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural. La operación del Gasoducto de Zapotlanejo permite que los actuales consumidores de gas natural en la región puedan acceder al gas natural más barato del mundo, proveniente de la zona de Waha, en Texas, en Estados Unidos. Mediante este gasoducto se suministrarán las centrales de generación de la CFE ubicadas en el Valle de México y en la zona de Salamanca, así como a consumidores de gas natural pertenecientes al sector privado, como lo son las empresas ArcelorMittal y la central de generación de energía eléctrica Tierra Mojada, propiedad de Fisterra Energy Tierra Mojada. Lo anterior, a precios competitivos, generando empleos e impulsando desarrollo económico en la región centro y occidente del país.

De Portada Entrevista

Oscar Ocampo

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Líder de proyectos de Energía del IMCO

Impedir la entrada de inversión privada pone en riesgo 3,000 mdd anuales al mercado eléctrico mayorista De acuerdo con el IMCO, los beneficios principales de apostar por la IP en el sector energético mexicano son: menores costos para Pemex y CFE, menores costos para las finanzas públicas y ahorros económicos para todos los mexicanos.

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Por Israel Gama

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Por otra parte, destacó que tan sólo en 2019 la Secretaría de Hacienda y Crédito Público transfirió a la CFE $75 mil millones de pesos para compensar pérdidas por subsidios a las tarifas domésticas de bajo consumo y por subsidios a tarifas agrícolas, mientras que en 2018 esta cifra fue de $81 mil millones de pesos, lo que quiere decir que la energía más barata impacta positivamente a las finanzas públicas. “A todos los mexicanos nos conviene porque queremos que nos llegue un recibo de luz más bajo, pero también para el desarrollo de la industria, en donde se busca precios competitivos y confiabilidad de la red para evitar su saturación. En general, todo lo anterior tiene un impacto inflacionario, porque si la industria tiene energía más cara, los productos serán más costosos, además de que esto se va a reflejar en el salario de los trabajadores”, precisó. Otro de los riesgos principales que se corre al impedir la entrada de inversión privada en el sector, es que la CFE tendría que asumir el costo de los tres mil millones de dólares anuales que aproximadamente generaban las inversiones hechas en el mercado eléctrico mayorista a partir de las subastas de largo plazo, pero considerando el presupuesto presentado en el Paquete de Egresos de la Federación para el 2021, en el cual se tienen etiquetados $32 mil millones de pesos para inversión en nueva capacidad de generación, no alcanzaría para completar la demanda de energía que cubre la iniciativa privada. Ante este panorama, el experto señaló que la mejor manera de optimizar recursos y obtener mayores resultados por parte de la CFE es invertir su presupuesto en transmisión y distribución, así como en uno de sus negocios más rentables, que es la comercialización de combustibles, más específicamente del gas natural.

“CFE Energía y CFE Internacional son dos empresas filiales que tienen muy buenas utilidades. Los últimos datos publicados en 2018 reflejan ganancias en el orden de los $5 mil millones de pesos. Además, el gas natural es un precursor indispensable para que la industria se desarrolle en regiones donde actualmente no hay”, puntualizó. Con el objetivo de fortalecer la competitividad energética en el país, el líder de proyectos de energía del IMCO recomendó fomentar la inversión en energías renovables para aprovechar la capacidad de generación eólica y solar. “El Centro Nacional de Control de Energía (CENCACE) se queja de la confiabilidad en el sistema por las intermitencias, pero la mejor manera de minimizar ese riesgo es con más energía renovable, más paneles solares y más parques eólicos ubicados estratégicamente dentro de la geografía de México. Lo mejor que se podría hacer es duplicar la apuesta por las energías renovables; hay que aprovechar la capacidad eólica de Oaxaca y Baja California Sur o la capacidad fotovoltaica de Yucatán, sin embargo, esto no pasa porque se obstaculiza la entrada de nuevas inversiones en energías renovables o no se da la certidumbre jurídica que se requiere”, recalcó. Para concluir, Oscar Ocampo reiteró que la prioridad del IMCO es contribuir al debate público con ideas de política pública que permitan el desarrollo del sector, acelerar la transición energética a través de un mercado competido; apostar a las energías renovables, incrementar la competitividad de las regiones del país con acceso al gas natural, reducir la dependencia de Pemex en las finanzas públicas, y que las inversiones del gobierno federal en el sector energético se hagan donde generen valor y sean rentables.

Para fortalecer la competitividad energética del país hay que fomentar la inversión en energías renovables y aprovechar la capacidad de generación eólica y solar”

ot o: Un splash

uego de que los órganos reguladores del sector energético nacional se reunieran con el presidente Andrés Manuel López Obrador para acordar un trato regulatorio preferencial a Petróleos Mexicanos (Pemex) y a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), el Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) indicó que favorecer a las empresas productivas del estado paraliza la inversión privada en el sector eléctrico hacia el futuro. Para conocer más a detalle las consecuencias que implicaría brindar un trato especial tanto a Pemex como a la CFE, Global Energy entrevistó en exclusiva a Oscar Ocampo, líder de proyectos de Energía del IMCO, quien aseguró que: “En caso de que se concreten los 17 puntos en materia de políticas públicas que conforman el memorándum del presidente, el panorama del sector energético mexicano es desalentador, porque implica violar la ley de la industria eléctrica, de la CFE, de los órganos reguladores, así como la ley federal de competencia económica, situación que se traduciría en cancelar de facto toda la inversión privada en el sector”. De acuerdo con Ocampo, los beneficios principales de apostar por la inversión privada nacional e internacional en el sector energético mexicano son: menores costos para la CFE, menores costos para las finanzas públicas y ahorros económicos para todos los mexicanos. En este sentido, el especialista explicó que adquirir electricidad de los Productores Independientes de Energía (PIE) es para la CFE 35% más barato, y adquirir energía a través de subastas de largo plazo es 60% más barato. Es decir, el impacto en la hoja de balances de la CFE sería enorme, tomando en cuenta que genera pérdidas en todas sus subsidiarias que operan centrales de generación, a excepción de Genco V, que es la encargada de gestionar los contratos con los PIE´s.

Adquirir energía a través de los PIE y de las subastas de largo plazo es 35 y 60 por ciento más barato para la CFE, respectivamente.

De Portada Columna ot o: E -med ia

Opiniones del Sector

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El etanol y la autosuficiencia en la gasolina en México por Dr. Enrique Olivera Melo (*)

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éxico se ha convertido en uno de los países con mayores niveles de contaminación. Durante el año 2015, las emisiones netas de Gases de Efecto Invernadero (GEI) fueron de 537 millones de toneladas de bióxido de carbono equivalente (MtCO2e); el transporte o fuentes móviles emitieron un total neto de 174 MtCO2e, lo que equivale a un 26% del total de las emisiones. La gasolina es uno de los mayores contaminantes; durante el mismo año, los vehículos a gasolina se emitieron 104 MtCo2e, cerca del 20% del total de las emisiones netas GEI emitidas. El incremento en el impacto de huracanes y tormentas tropicales, atípicas por su magnitud y frecuencia, nos recuerdan lo vulnerables que somos a los efectos del cambio climático. Consciente de esta situación, el gobierno de nuestro país refrendó su compromiso con la implementación del Acuerdo de París, firmado en 2015 y ratificado en 2016, que constituye la base del entendimiento global y define las acciones colectivas para enfrentar el mayor desafío que tiene hoy la humanidad: “El Calentamiento de la Tierra”. De ahí la urgencia de hacer el mayor esfuerzo posible para que la temperatura del planeta no se eleve por encima de 2 grados centígrados, como participante de la COP 21, México estableció en el acuerdo de París una serie de metas para cumplirse al año 2030, las cuales implican acciones de reducción y mitigación de gases de efecto invernadero (GEI), con implicaciones importantes para el sector industrial entre las que destaca el objetivo de reducir 22% la generación de GEI y 51% la de carbono negro a nivel nacional para el año 2030, en ocho sectores: Transporte, generación eléctrica, petróleo y gas, industria, agricultura y ganadería, residuos y uso de suelo.

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Además de reducir la intensidad de carbono en la gasolina, el etanol reemplaza los aromáticos nocivos y el MTBE en la mezcla de combustible. El uso de etanol reduce partículas y las emisiones tóxicas, que son perjudiciales para la salud humana, y reemplaza el MTBE que puede tener un impacto negativo en los mantos acuíferos. Brasil y Estados Unidos lideran el uso de etanol en la gasolina, en Brasil se usa el equivalente a 30% de etanol desnaturalizado, y en Estados Unidos ya está aprobado el 15%, y existe el plan de ir al 30%. La verdad es que no hemos entendido el potencial que tiene el uso de etanol en la gasolina, Brasil es el único país que se ha beneficiado plenamente del potencial que tiene el uso de etanol en la gasolina, actualmente se permite usar hasta el 30% de etanol en la gasolina y adicionalmente, los motores producidos y comercializados en Brasil son flexibles, diseñados para usar cualquier tipo de combustible, gasolina o etanol hidratado permitiendo a Brasil sustituir hasta más del 50% de la gasolina fósil y con eso reducir su dependencia en la importación de petróleo y gasolina. La mayor parte de la gasolina fósil resulta de la destilación del petróleo. Dependiendo del tipo de crudo, es el rendimiento y la calidad de la gasolina; el rendimiento en la refinación de petróleo es de 40-47% de gasolina, esta gasolina de refinación ya es una mezcla con otros componentes. La gasolina de refinación tiene 70 octanos o menos y representa máximo 30% del total; el balance son otros componentes que ayudan a elevar el octanaje de la gasolina a mínimo 87 octanos aceptable para evitar el cascabeleo del motor y otros solo agregan volumen, al final, la gasolina vendida por las refinerías tiene entre 60-70% de otros componentes que pueden ser en su totalidad derivados del mismo petróleo o bien parte de componentes renovables como el etanol.

NOM-016-CRE-2016

Etanol para reducir gases de efecto invernadero El etanol es un excelente componente usado en la formulación de la gasolina comercializada en Estados Unidos, Brasil y otras partes del mundo, el etanol anhídro es un poderoso componente de la gasolina, tiene 125 octanos y 37% de oxígeno; eleva el octanaje de la gasolina desplazando a otros componentes no deseables como son los aromáticos, benceno, tolueno, etil-benceno y xileno llamados BTEX, que tienen el mismo nivel de octanaje de 114 octanos que el etanol desnaturalizado y al mismo tiempo sustituye al MTBE, el oxigenante usado en la gasolina en México. El etanol puede reducir las emisiones de gases de efecto invernadero causados por la gasolina en hasta en más de 75%. El etanol y la energía eléctrica generada con el bagazo pueden responder por una reducción de emisiones GEI de hasta 195 MtCO2, que representarían reducir el 36% de las emisiones GEI emitidas en México en 2015; es decir, cumplir la obligación establecida en el acuerdo de Paris. En el 2017, el comercio mundial de etanol fue superior a 100 mil millones de litros y aumenta a medida que más países reconocen la importancia que tiene el etanol en su economía. Más de 60 países cuentan actualmente con políticas de uso de etanol en la gasolina, una cifra que está creciendo a medida que los países buscan aprovechar los beneficios ambientales, de salud y económicos del etanol.

La calidad de la gasolina vendida en México debe cumplir con la NOM-016-CRE-2016; debe tener niveles máximos de aromáticos de 25-32% vol., olefinas de 10-11.9% vol., benceno de 1% vol., y azufre de 30-80 ppm, se autoriza el uso de 10% de etanol como oxigenante, pero se prohíbe en la gasolina vendida en las zonas metropolitanas. La realidad es que con la decisión de la suprema corte de justicia de revocar las modificaciones a la norma, el uso de etanol en la gasolina, pudiera regresar a máximo 5.8% antes establecido y continuar prohibiendo su uso en la gasolina comercializada en las Zonas Metropolitanas (ZM) del Valle de México (VM), Guadalajara (G) y Monterrey (M), consideradas las más contaminadas. Si entendiéramos el beneficio del etanol en la gasolina, debería ser todo lo contrario. La realidad es que entre más etanol tenga la gasolina, será menos contaminante, siendo así, ya deberíamos estar viendo la forma de usar 30% de etanol en toda la gasolina comercializada en la república mexicana, y de ninguna manera debemos aceptar reducir el porcentaje del uso de etanol al 5.8% establecido originalmente en la norma. Para toda la gasolina comercializada en la ZMVM, se permite máximo 25% de aromáticos, pero para la ZMG y ZMM, se permite el 32% de aromáticos. Para el resto de la republica, en la gasolina premium, la cantidad de aromáticos, es máximo 32% en vol., y en gasolina regular, es discrecional, solo se debe informar, puede ser 40% o más, los aromáticos son dañinos a la salud, son ricos en azufre y su estructura molecular los hace más difíciles de quemarse durante la combustión de la gasolina, generando gases y partículas contaminantes PM2.5 dañinas a la salud.

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Columna Foto: Wasconblue

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Usando el 30% de etanol desnaturalizado, como lo hacen en Brasil, el ahorro total sería mayor, de mínimo US$ 2.2 mil millones de dólares por dejar de producir BTEX, y si a eso le sumamos el ahorro que representaría dejar de usar MTBE en la gasolina, estimado en US$760 millones anuales, el ahorro total sería de mínimo US$ 2.9 mil millones anuales o US$ 0.084 por litro (MX$ 1.80 por litro), este valor es considerando los precios actuales que existen por la pandemia, seguramente que una vez superada la crisis, los precios de petróleo y derivados, subirán a los niveles anteriores haciendo tres veces mas atractivos los ahorros generados por el uso de etanol en la gasolina.

Impacto macroeconómico del 30% de etanol en la gasolina consumida en México.

Los aromáticos, benceno, tolueno, etil-benceno y xileno, por sus siglas BTEX, se obtienen por reformado catalítico de la nafta del petróleo, los reformados catalíticos contienen benceno, mercaptanos, que son ricos en azufre y altamente contaminantes al medio ambiente y dañinos a la salud, causan cáncer y otras enfermedades del sistema respiratorio que causan multimillonarios gastos en salud. La gasolina vendida en California, USA, debe tener un máximo de 22% vol., aromáticos, y de 0.5% vol., de benceno, este nivel ya reconoce la necesidad urgente de eliminar por completo el uso de aromáticos. No podemos reducir el nivel de aromáticos si no existe una mejor alternativa, el etanol tiene mayor nivel de octanaje que el BTEX, y son más baratos, históricamente hasta 50% más baratos, por lo que usando etanol, se reduce el costo de la gasolina. Wasconblue es la única bandera 100% mexicana que ofrece al mercado Gasolina totalmente diferente, una gasolina E10 con 10% de etanol pero con calidad Europea, Regular de mínimo 90 Octanos y Súper de 95 Octanos. La composición de la gasolina Wasconblue es de máximo 20% de aromáticos y 10% de olefínas, menos contaminante y gracias a la incorporación del aditivo BluePower científicamente desarrollado en conjunto con el IPN y certificado por la UNAM, las gasolinas E10 de Wasconblue dan hasta 20% más kilómetros por litro. Este ahorro verificado ante notario público se logra gracias al uso de la nano-tecnología incorporada en el aditivo BluePower, mediante nano partículas, logramos quemar 20% más combustible y eso hace que los combustibles Wasconblue reduzcan hasta el 70% las emisiones de partículas PM2.5, dañinas al organismo, 50% menos GEI, reportadas como CO2, y 30% menos NOx causantes del SMOG, al final, las gasolinas E10 de Wasconblue son mejores, más baratas y menos contaminantes.

Impacto económico del uso de etanol en la gasolina El 10% de etanol en la gasolina tiene un impacto inmediato en el bolsillo del consumidor. El etanol es más barato que la gasolina, el etanol tiene un precio actual de US$ 1.40 por galón, la gasolina en México es vendida por Pemex a un precio promedio de 17.00 pesos por litro, equivalente de US$ 3.00 por galón; es decir, el 10% de etanol en la gasolina haría reducir el precio en US$ 0.16 por galón equivalente a MX$ 0.90 por litro. Desde luego este beneficio se reduce por el pago de IVA y el famoso IEPS establecido a los combustibles renovables de MX$ 4.15, equivalente a US$ 0.75 por galón. Al final el costo de etanol ya con impuestos sería de US$2.35 por galón y el beneficio se reduce a solamente US$ 0.065 por galón o MX$ 0.35 por litro, el 60% del beneficio se va en impuestos. Dejando por un lado el impacto económico en el bolsillo del consumidor, el mayor impacto está en el beneficio que tiene para el país.

El 10% de etanol en la gasolina sustituye directamente el 10% de aromáticos BTEX actualmente usados por Pemex en la gasolina, es decir reduciría el nivel de aromáticos de 32% a máximo 22% vol., solicitado para la ZM, esta reducción traerá como consecuencia una reducción indirecta al nivel de benceno y azufre. El 10% de etanol en la gasolina permite a cualquier refinería que quiera vender gasolina en México formular una gasolina 84 Octanos, esta gasolina llamada por sus siglas en inglés BOB, es una gasolina formulada de tal manera que cuando se agregue 10% de etanol, la gasolina alcanza 87 Octanos tal y como está establecido en la norma americana y mexicana como el nivel mínimo de Octano. Las refinerías de Estados Unidos han adoptado la flexibilidad de la mezcla de componentes, aprovechando al máximo el beneficio del uso de etanol. La gasolina actualmente producida por las refinerías americanas es gasolina base con 84 Octanos que viene lista para mezclar con etanol llamada por sus siglas en inglés BOB, y se produce en diferentes especificaciones, Convencional (CBOB), Reformulada (RBOB) y Reformulada California (CARBOB), cada una cumple los requisitos o exigencia de medio ambiente solicitado. Lo que estamos solicitando para la ZM es similar a la especificación ofrecida para la gasolina CARBOB, la diferencia en precio entre los tres tipos de gasolina BOB, es mínimo, a veces es despreciable y esta diferencia es más por logística que por costo. El 10% de etanol en la gasolina implica una reducción del nivel de aromáticos usados en la gasolina en el mismo 10%, no es adicional, sino en lugar de y por lo tanto, no habría costo adicional para Pemex o ninguna otra refinería establecer el nivel de 10% de etanol y una reducción del nivel de aromáticos solicitado de máximo el 22% vol., al contrario, representaría bajar los precios de la gasolina en por lo menos US$ 1.420 millones anuales o US$ 0.04 por galón o alrededor de MX$0.85 por litro. Desde luego que en la medida que se aumenta el porcentaje de etanol en la gasolina, el beneficio económico e impacto macroeconómico es mayor, en Brasil usan 27% de etanol anhídro equivalente al 30% de etanol desnaturalizado. Actualmente todos los automóviles son fabricados para poder usar hasta 30% de etanol y no hay ningún motivo que impida el uso de hasta 30% de etanol en la gasolina. Se puede calcular el impacto económico que tendría usar el 30% de etanol en la gasolina. El 30% de etanol desnaturalizado con 114 Octanos, aportaría 34 Octanos, sería suficiente que la gasolina tuviera 76 Octanos para que con 70% se pueda alcanzar 87 Octanos, no solo se podría ahorrar el costo de 11 Octanos, sino además otros beneficios que pueden enlistarse como sigue: 1. Costo de Octano 2. Costo de la gasolina 87 Octanos 3. Aumento de Producción de las Refinerías 4. Costo de Oxigenante

(*) Dr. Enrique Olivera Melo, Director General de Wascon Blue S.A.P.I de C.V

El 30% de etanol, remplazaría el 30% de la gasolina consumida en el país, eso representaría 182 mil barriles por día y si a eso agregamos el 9.8% en el aumento de la producción nacional estimado en 15.5 mil barriles por día, al final tendremos un ahorro en importaciones de gasolina estimado en 197.5 mil barriles por día, prácticamente lo que representaría construir una refinería de 200 mil barriles por día, esta reducción en importaciones representaría un ahorro de divisas con un valor estimado de US$ 10 mil millones anuales. Tal vez eso no sería tan significativo sino fuera por que al mismo tiempo, el uso de 30% de etanol en la gasolina representaría un impacto macroeconómico en el campo generando empleo en el momento que mas lo necesitamos. El 30% de etanol en la gasolina, representaría una demanda de etanol de 29 millones de litros por día, serían necesarias 29 plantas de un millón de litros por día, con una inversión superior a US$ 3.6 mil millones, una demanda de 137 millones de toneladas de caña de tipo energética, variedad ya desarrollada por el INIFAP y actualmente usada para producir etanol con un rendimiento de más de hasta 20,000 litros por hectárea; esto representa uso de 544,000 hectáreas dedicadas a la caña energética, una demanda para el campo superior a US$ 3.4 mil millones anuales, 1.5 millones de empleos directos y 6 millones de empleo indirecto, generar más de 7.5 millones de nuevos empleos. El bagazo generado en la producción de etanol, será usado para cogenerar energía, vapor para consumo de la destilería y energía eléctrica para consumo y venta, el excedente de energía eléctrica generado por las 29 plantas de etanol, sería de por lo menos de 1,300 MWh, vendiendo a US$ 60 por MWh, estaría generando un ahorro adicional de US$ 500 millones anuales. Las plantas de etanol, son diseñadas con sistema cero descargas, la Vinaza, Cachaza, Cenizas y demás sobrantes, son usados para producir 16 Millones de toneladas de biofertilizante por año que sustituye el NPK con valor de US$330 por tonelada, reduciendo costos y aumentando la productividad del campo. En forma general, las plantas para producir etanol, son sustentables, si son diseñadas con cero descargas, no generan desperdicio alguno. El uso de 30% de etanol en la gasolina, representa la posible autosuficiencia en la producción de gasolina, de entrada habría una reducción de alrededor de 200 mil barriles por día en las importaciones de gasolina, si adicionalmente se logran hacer los proyectos de aumento de capacidad instalada ya en curso, representaría aumentar la producción a niveles superiores a los alcanzados en 2018 de 250 mil barriles por día, al final tendríamos 400 mil barriles por día, y si adoptáramos la política de Brasil y Estados Unidos, de la fabricación y uso de autos flexibles, podríamos vender gasolina E85 y seguramente podríamos remplazar por lo menos otros 200 mil barriles por día de gasolina y sin invertir en nuevas refinerías alcanzaríamos niveles de producción de 650 mil barriles por día, con este volumen de etanol, ya alcanzaríamos la autosuficiencia en gasolina con un impacto macroeconómico, mayor al arriba indicado.

De Portada Entrevista

Sergio Charles

Octubre 2020 www.globalenergy.mx Foto: Protexa

Director de Relaciones Estratégicas y Comunicación

En ruta de transformación Foto: Protexa

Esto fue posible gracias a la “mexicanización” de tecnología, o sea de procesos que importamos para mejorarlos y ponerlos al servicio del país. Ahora somos la principal empresa mexicana en desarrollo de infraestructura petrolera costa afuera. Tenemos las plantas con mayor capacidad del país en servicios de pintura electroforética y electrostática para los sectores automotriz y de electrodomésticos.

¿Por qué hablan de una transformación profunda?

La empresa anunció un cambio en su identidad corporativa que refleja la metamorfosis 2.0 que vive bajo la dirección de Roger González Lau, quien se incorporó en junio de este año al grupo para liderarlo hacia una nueva etapa en los cuatro sectores donde tiene participación: industrial, energético, inmobiliario y de servicios.

Protexa se adhirió al Pacto Mundial de Naciones Unidas, la iniciativa global que busca la sostenibilidad en las operaciones de la empresa y su alineación con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS).

rotexa dio a conocer su nueva de identidad corporativa el 12 de octubre. Se trata de un logotipo más moderno y minimalista, que refleja los cambios en la estructura organizacional y procesos que vive este grupo regiomontano con operaciones en nueve estados de México. Sergio Charles, director de Relaciones Estratégicas y Comunicación, dice que la empresa hizo esta renovación en el marco de su 75º aniversario, fecha que les ha permitido reflexionar sobre la historia y fijarse nuevos retos hacia adelante.

minimalista, pero que conservara algunos elementos del pasado, como la característica P. Lo mismo sucede con los colores institucionales. El amarillo, que siempre ha estado presente en el logotipo de Protexa, se mantiene pero como aplicación secundaria y en un tono más sutil. Ahora incorporamos el negro sobre blanco como uso principal.

¿Qué transmite su nueva identidad corporativa?

Ante todo modernidad. A lo largo de 75 años nos han caracterizado la innovación y la resiliencia, por lo que teníamos que plasmar esta filosofía. Quisimos que nuestro nuevo logotipo fuera más estilizado y

¿Qué éxitos puede destacar en estos 75 años?

Siempre hemos sido pioneros. Protexa nació al fabricar el primer impermeabilizante mexicano de calidad, una innovación en su época, y de ahí dimos el salto para liderar diferentes industrias. Por ejemplo, en el sector de energético, puedo destacar que fuimos la primera empresa mexicana en realizar tendido de ductos submarinos y operar una plataforma autoelevable tipo jack up.

Por una parte, estamos incorporando nuevas áreas organizacionales y talento a nuestra empresa, que nos permitan ampliar nuestra presencia en los sectores donde ya participamos; su experiencia enriquece nuestras actividades. Por otra parte, en julio nos adherimos al Pacto Mundial de Naciones Unidas, que implica una transición hacia la sostenibilidad de nuestras operaciones y estar alineados con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS). Se trata de un cambio transversal que incluso impactará positivamente en nuestra cultura organizacional. Y por último, la llegada de Roger González Lau a la dirección general ha sido muy positiva porque está liderando la metamorfosis 2.0 de la empresa.

¿Hacia dónde apunta esa expansión?

Fuimos la primera empresa mexicana en realizar tendido de ductos submarinos y operar una plataforma autoelevable tipo jack up. Esto fue posible gracias a la mexicanización de tecnología, o sea de procesos que importamos para mejorarlos y ponerlos al servicio del país y ahora somos la principal empresa mexicana en desarrollo de infraestructura petrolera costa afuera”

En esta nueva etapa queremos ampliar nuestra cartera de clientes en los sectores donde ya participamos y dado que son rubros muy distintos, desde la fabricación de impermeabilizantes hasta la administración del hotel Casa Maya en Cancún, vemos muchas áreas de oportunidad, incluidas en el sector energético.

¿Cómo ha sido la respuesta a este cambio?

Muy positiva. Hay una gran apertura de todos los colaboradores para sumarse a esta transformación, que apunta hacia adelante. Lo mismo sucede con nuestros clientes, socios y aliados, que ven con buenos ojos que la empresa se renueve.

¿Cómo se ven hacia el centenario de la empresa?

Líderes, innovadores y resilientes. Estamos convencidos de que esta transformación encaminará a Protexa a nuevos éxitos.

Este ícono con la característica P, forma parte de la nueva identidad visual de Protexa.

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Mercado Gasolinero Cobertura

Julio 2020 www.globalenergy.mx

Octubre 2020 www.globalenergy.mx

Mercado Gasolinero

Empresarios garantizan seguridad en estaciones de servicio

Ventas del sector gasolinero se han recuperado hasta 80% Para ver las entrevistas en video, escanee los códigos:

Foto: Twenty2020

Tras la emergencia sanitaria, la confianza y el servicio al cliente se han convertido en pilares para la reactivación económica de las estaciones de servicio. Por: Omar Barrientos Nieto

ras la pandemia mundial que provocó el COVID-19, empresarios gasolineros de Jalisco y Sonora han implementado nuevas acciones para garantizar la salud de los clientes y para empezar con la recuperación económica. Así lo aseguraron José Enríquez, presidente de Onexpo Jalisco, y Luis Horacio Muñoz Santini, presidente de Onexpo Sonora. En entrevista con Onexpo TV, los empresarios hablaron sobre las estaciones de servicio durante la llamada nueva economía de bajo contacto. Muñoz Santini refirió que desde Onexpo Sonora se concientiza a toda la cuadrilla de empleados de cada una de las estaciones de servicio afiliadas en la entidad. “Estamos trabajando en concientizar a los empleados de cada una de las estaciones de servicio, donde vamos a hacer una labor constante que comenzó con la pandemia. Incentivamos el uso de cubrebocas, un constante lavado de manos y colocamos gel antibacterial, Queremos que se concientice toda la cuadrilla de las estaciones de servicio para garantizar la higiene a nuestros clientes y que ellos mismos vean que no hay ningún problema en llegar a las estaciones de servicio”, dijo el empresario sonorense. En tanto, José Enríquez, presidente de Onexpo Jalisco, aseveró que adaptarse a la nueva economía de bajo contacto ha significado un esfuerzo extraordinario y ha generado un aprendizaje tanto para los empresarios gasolineros como para los consumidores. “Desde el sector gasolinero, especialmente en las estaciones de servicio, hemos implementado

las acciones necesarias para garantizar el cumplimento de todas las disposiciones sanitarias y, además, ofrecerle a público esa seguridad de que las estaciones de servicio no afectarán su salud. Aún cuando tenemos bajo contacto, es indispensable garantizarles la máxima seguridad y la máxima higiene en cualquier condición de contacto que llegaran a tener con nuestro equipo de trabajo”, dijo Enríquez Garza. El empresario jalisciense reiteró que desde Onexpo Jalisco han priorizado colocar, en las distintas estaciones de trabajo, frascos de gel anti bacterial para el uso de clientes y trabajadores. Además, detalló que han instalado estaciones para el lavado de manos. Aseveró que los empleados de las distintas despachadoras de la entidad utilizan cubrebobas, caretas y guantes. “Vigilamos que la condición de contacto sea estrictamente la necesaria y en los términos que las autoridades sanitarias nos han recomendado para atener toda esta contingencia. Definitivamente el bajo contacto lo estamos garantizando al público. Ha sido un reto y una nueva experiencia, también un aprendizaje interesante e importante para seguir adelante en este giro comercial que ya de por sí estaba castigado. Tratamos de transmitir esa confianza a los clientes para que se sientan cómodos, seguros y tranquilos”, señaló durante la entrevista con Claudia Echeverry. Onexpo, cuyo objetivo es promover el desarrollo y fortalecimiento del sector gasolinero de México, es la unión de gasolineros más grande del país, tiene representación en todas las entidades de la República y busca generar una comunicación entre gobierno y empresarios; además brinda servicios de asesoría y

El punto medular es el servicio que damos a nuestros clientes a fin de reconquistar y volver a ganarnos su confianza. El servicio y su calidad es un diferenciador entre algunas estaciones y otras”, José Enríquez, presidente de Onexpo Jalisco

Si bien es cierto que el movimiento vehicular en las calles ya se comienza a ver, aún no se logran tener las ventas que se generaban al momento en que inició la pandemia”, Luis Horacio Muñoz Santini, presidente de Onexpo Sonora

orientación en temas administrativos, técnicos, ecológicos, jurídicos y científicos. A pesar de las acciones emprendidas por los empresarios de Sonora y Jalisco, la actual condición de las estaciones de servicio, debido a la contingencia sanitaria, es precaria, así lo indicó Enríquez Garza, quien afirmó: “la situación del mercado ha mejorado con relación a lo que vivimos especialmente durante abril y mayo, podemos decir que a partir del mes de agosto hemos tenido una recuperación importante. Hasta la fecha, la recuperación está cercana al 80% del nivel de ventas que teníamos antes de entrar en esta emergencia sanitaria”. José Enríquez considera que para alcanzar la recuperación al 100% del nivel de ventas es necesario el regreso a clases presenciales; asegura que mantener las aulas cerradas ha impactado fuertemente en el movimiento vehicular: “no se ha regularizado el desplazamiento de padres o académicos y todo lo que tiene que ver con la actividad económica en materia académica; es lo que falta para completar la recuperación, la parte que aún falta para la estabilidad en ventas tiene que ver con estas actividades”. Por su parte, Luis Horacio Muñoz Santini informó que desde el inicio de la pandemia Onexpo Sonora se ha mantenido en una comunicación constante con propietarios y gerentes de estaciones de servicio de la entidad, quienes afirman verse afectados por la crisis económica que provocó la cuarentena. “Los empresarios y dueños manifiestan que si bien es cierto que el movimiento vehicular en las calles ya se comienza a ver, aún no se logran tener las ventas que se generaban al momento en que inició la pandemia. Los niveles están por debajo. Los negocios quedaron lastimados económicamente, sin mencionar a todos aquellos que tuvieron que cerrar las puertas. La gran mayoría está buscando lograr una reactivación con el menor costo posible, solicitando créditos entre los mismos negocios por los que estos han incrementado de manera significativa,” dijo el presidente de Onexpo Sonora. Para lograr la recuperación económica del sector gasolinero es fundamental que los clientes se sientan seguros al acceder a una estación de servicio, que sepan que la plantilla laboral toma las cosas en serio, así lo considera Luis Horacio Muñoz Santini, quien aseveró que es necesario para los clientes saber “que los controles de sanidad en cada negocio son reales y de mucha disciplina. Las estaciones de servicio estamos buscando una mejora continua en el servicio al cliente. Debemos enfocarnos en mejorar la imagen, en la calidad del servicio”. En este sentido, José Enríquez, presidente de Onexpo Jalisco, indicó que el sector gasolinero de la entidad ha tenido que trabajar con creatividad en las acciones comerciales, para que los consumidores acudan a las estaciones de servicio y se logre la recuperación económica; asimismo, destacó el papel del servicio al cliente: “El punto medular es el servicio que damos a nuestros clientes a fin de reconquistar y volver a ganarnos su confianza. El servicio y su calidad es un diferenciador entre algunas estaciones y otras. Se trata de ofrecer el menor contacto posible, brindándole un mejor servicio, con terminales inalámbricas para evitar el descenso del vehículo, terminales de puntos de venta inalámbricas y reducir al mínimo el uso de efectivo”, concluyó Enríquez Garza.

Mercado Gasolinero Cobertura

Marcela Dueñas

Octubre 2020 www.globalenergy.mx

Market Engagement Manager de S&P Global Platts

El precio del diésel fue más resistente durante la pandemia de COVID-19 Aunque los precios han comenzado a recuperarse luego de que algunos países comenzaron con el desconfinamiento, las cifras se mantienen débiles comparadas con años anteriores.

Por Omar Barrientos Nieto

l precio de la gasolina regular se desplomó significativamente durante la cuarentena que provocó el COVID-19; sin embargo, el precio del diésel resultó más resistente ya que ciertas activadas esenciales nunca se detuvieron, explicó Marcela Dueñas, Market Engagement Manager de S&P Global Platts, y quien cuenta con más de 15 años de experiencia en el análisis de mercados internacionales y de América Latina. “El diésel fue más resiliente, no cayó tanto, esto se debe a que actividades industriales que requieren de diésel no pararon, como la agricultura, los camiones, los transportistas, por consiguiente los precios no bajaron tanto”, refirió en entrevista para OnexpoTV. Dueñas Pastrana, quien supervisa la estrategia de participación de mercado de Global Platts en petróleo, gas, petroquímicos, metales, entre otros, aseguró que algunos comercializadores notaron el precio bajo del diésel y decidieron comprarlo y almacenarlo. Por el contrario, el precio de la gasolina colapsó debido al paro en movimiento en Estados Unidos y Latinoamérica. La especialista aseveró que, aunque ambos precios han comenzado a recuperarse luego de que algunos países comenzaron con el desconfinamiento, las cifras se mantienen débiles comparadas con números de años anteriores. La Market Engagement Manager de S&P Global Platts dijo que la recuperación total de los precios dependerá de la actividad económica; de la movilidad, que al principio con la reapertura aumentó pero que ahora se encuentra estancada; además de las posibilidades de un nuevo cierre provocado por los rebrotes de COVID-19: “Vimos cierres de algunos estados de Estados Unidos; ahora estamos analizando si sucede esto en otros países. Tenemos que estar mirando muy de cerca”. Sin embargo, tras la pandemia mundial, donde el diésel se comportó de una forma más resistente, el precio de la gasolina ha mejorado por encima de este, detalló Marcela Dueñas, quien dijo: “Las economías empiezan a reabrir pero hay quienes prefieren utilizar el coche en lugar del transporte público porque se sienten más seguras. Muchas otras personas decidieron viajar utilizando un vehículo en lugar de un avión. Además, en Estados Unidos ocurrió la temporada alta de conducción que se dio en el verano. Esto ayudó a que el precio de la gasolina se incrementara”. La entrevistada observó un dato importante: el precio de la nafta, que se utiliza para ser

Las importaciones también bajaron, se han estado recuperando a un ritmo mucho más acelerado que la demanda y esto se debe a que las refinerías mexicanas no han producido tanto. Ha habido una pausa en las refinerías y por consiguiente se ha tenido que importar más” mezclado con la gasolina, incrementó. Detalló que Asia comenzó a importar este producto para utilizarlo en su industria petroquímica y para insumos médicos ante el COVID: “Esto hizo que la nafta estuviera menos disponible para mezclarlo con la gasolina y, por consiguiente, estaba encareciendo a esta gasolina. También comenzó la reapertura en Latinoamérica, donde se empieza a importar gasolina y hemos visto que hubo una baja en el nivel de inventarios, lo que ha hecho que el precio de la gasolina siga subiendo”, explicó durante la entrevista. Marcela Dueñas informó que, en condiciones normales, esperarían ver un descenso en el precio de la gasolina a medida que entra la temporada invernal. Explicó que en Estados Unidos los precios de la gasolina varían en el verano y en el invierno: “En el verano es más costoso producir gasolina porque las altas temperaturas hacen que se evapore más rápido y por consiguiente debe tener mucha menos presión de vapor y es más caro producirla. En invierno las bajas temperaturas permiten que la gasolina tenga más presión de vapor y sea más barata. Entonces en situaciones normales veríamos una baja de la gasolina pero en estos tiempos anormales también dependerá de la demanda, de los inventarios y de la movilidad”. Respecto a México, la especialista para S&P Global Platts -empresa que ofrece a sus clientes información respecto a precios de referencia y análisis para los mercados de energía y materias primas- dijo que el país sigue los precios de los mercados internacionales y de la costa del Golfo de los Estados Unidos. In for mó que dura nte la pa ndem ia de COVID-19, los precios de gasolina y diésel también disminuyeron, aunque con la reactivación económica ya han empezado a recuperase. Sin embargo, México no replica los precios internacionales porque debe agregar el costo de logística, impuestos y, en algunos casos, subsidios. “Nosotros no recibimos precios reportados diarios de transacciones. Por ello, para ayudar al mercado a hacer precios modelados, tenemos tres tarifas en distintos puertos de México: Rosarito, Lázaro Cárdenas y Tuxpan. Partimos del precio de la gasolina en la costa del Golfo de los Estados Unidos que está en 50.78 dólares por barril y le agregamos

Las economías empiezan a reabrir pero hay quienes prefieren utilizar el coche en lugar del transporte público porque se sienten más seguras. Muchas otras personas decidieron viajar utilizando un vehículo en lugar de un avión. Además, en Estados Unidos ocurrió la temporada alta de conducción que se dio en el verano. Esto ayudó a que el precio de la gasolina se incrementara”. Para consultar la entrevista con Claudia Echeverry, escanea el código:

Foto: Marcela Dueñas

una prima por ponerlo en el agua que está en 0.84 unidades por barril. Después le descontamos los RINS, que es una obligación que tienen aquellos que quieren vender gasolina diésel dentro de los Estados Unidos para cumplir con los mandatos de combustibles renovables, pero en este caso, como se van a exportar, no se tienen que descontar. Le agregamos el transporte que son 0.46 dólares por barril para llegar a un precio entregado en Tuxpan de 49.31 dólares por barril o en pesos mexicanos a 6.93 pesos el litro”, explicó Marcela Dueñas. Dueñas Pastrana refirió que durante el cierre por COVID-19, hubo un desplome en la demanda y en las importaciones. Dijo que conforme se ha abierto la economía mexicana se ha recuperado la demanda de gasolina. De acuerdo con Global Platts se espera que esta siga recuperándose a una taza baja en lo que resta del 2020: “Esperamos que al final del año la demanda llegue a los 695 mil barriles día, esto representaría una caída de 105 mil barriles día”. La especialista destacó que la movilidad no ha alcanzado el 100 por cierto, aunque ya se haya iniciado una reapertura en México. “Los estudiantes están tomando clases en línea, ni los maestros ni los alumnos se están movilizando, otras personas siguen trabajando desde casa”, explicó. Desde Global Platts se espera que la demanda crezca durante la recta final del año, sin alcanzar a los niveles históricos. “Las importaciones también bajaron; se han estado recuperando a un ritmo mucho más acelerado que la demanda y esto se debe a que las refinerías mexicanas no han producido tanto. Ha habido una pausa en las refinerías y por consiguiente se ha tenido que importar más. Hubo algunos encargos que se trajeron de Asia; esto significa que los importadores están empezando a mirar a otros mercados para diversificar y para traer a precios más baratos esta gasolina”, concluyó Marcela Dueñas.

CARTA ABIERTA Al C. Presidente de la República, Lic. Andrés Manuel López Obrador Al Secretario de Relaciones Exteriores A la Secretaria de Economía A las autoridades federales correspondientes Al público en general Como es de su conocimiento desde el 8 de octubre de los corrientes entraron en vigor dos nuevos numerales de la NOM-005-SCFI-2017 que obligan a los empresarios gasolineros a realizar la sustitución y actualización de sus equipos por dispensarios nuevos o a la reprogramación cibernética de algunos modelos mediante kits de escalamiento. Lamentablemente por diferentes circunstancias más de un 60% de las estaciones de servicio (alrededor de 8,000) aun no cuentan con dispensarios que cumplan con los dos numerales antes señalados de la NOM-005. El motivo principal es que los fabricantes y proveedores de estos dispensarios no cuentan, en México, con suficiente inventario (stock) de tales equipos y de kits de escalamiento. Aun cuando la inmensa mayoría de los empresarios gasolineros han realizado en tiempo y forma las solicitudes de compra, a esta fecha los proveedores no han podido atender todos los pedidos y han informado que las fábricas no se dan abasto para atender la demanda de dispensarios que se requieren en México, aproximadamente 59 mil unidades. Por este motivo, como representantes del sector gasolinero solicitamos atenta y respetuosamente al C. Presidente de la República, licenciado Andrés Manuel López Obrador, su valiosa intervención a fin de que, en seguimiento a los acuerdos derivados del tratado de libre comercio y por los canales que más convengan, interceda ante el gobierno de los Estados Unidos con la finalidad de que los fabricantes de estos equipos intensifiquen los procesos de fabricación y cuenten con las facilidades necesarias para que apresuren de manera expedita los requerimientos de suministro de los distribuidores de dispensarios en México, así mismo en México se den todas las facilidades en los procesos de importación e internación de estos equipos y componentes y de esa manera sea posible atender la demanda de las estaciones de servicio y a los empresarios gasolineros de nuestro país. Contar con estos equipos y kits de escalamiento instalados y en operación contribuirá de manera decisiva para continuar cumpliendo con la normatividad, a fin de brindar al consumidor una nueva garantía de legalidad en las transacciones comerciales que se realizan en las estaciones de servicio de gasolina y diésel de todo el país. Agradecemos de antemano la atención que se sirva dar a la presente para evitar el cierre masivo de estaciones de servicio, ya que como usted bien lo dice nadie puede estar obligado a lo imposible. El sector gasolinero se reitera al servicio de México. Atentamente, Consejo Directivo Onexpo Nacional

Mercado Gasolinero Análisis

Octubre 2020 www.globalenergy.mx

Nord Stream 2 no mejora la seguridad energética de Europa

Gas en Europa: ¿quién está a favor y en contra del gas ruso?

Foto: Twenty2020

El siguiente paso será preparar la infraestructura de gas para el transporte de combustibles de emisión cero.

Foto: Twenty20

¿Cómo afecta Nord Stream 2 a la política energética europea? Wojciech Jakobik, jefe del recurso energético polaco Biznesalert, asegura que el proyecto divide a Europa en los que buscan beneficios económicos a corto plazo y los que advierten sobre los peligros de utilizar el proyecto Nord Stream 2 con fines geopolíticos. Por: Mijaíl Smyshlyaev (En colaboación con el Instituto IRTTEK)

l sector europeo necesita mejorar la eficiencia para hacer frente al desafío de la disminución de la demanda de energía y combustible. Europa necesita revisar la relación entre el gobierno y las compañías para desarrollar megaproyectos como el Pacto Verde Europeo sin señales claras del mercado. La mano invisible del mercado es una cosa del pasado. Los Estados deberán invertir en el sector energético, lo que sugiere posibles cambios en las normas de la UE. El mercado europeo del gas no puede considerarse en su conjunto. Existen diferencias regionales entre el mercado móvil y seguro de Europa Occidental y el mercado de Europa Central y Oriental con muchos cuellos de botella en la infraestructura y una diversificación de fuentes insuficiente. Sin embargo, su resistencia es mayor debido a las regulaciones de la UE como la seguridad del suministro y el objetivo de la unión energética de aprovechar nuevas oportunidades: GNL, eficiencia energética, fuentes de energía renovables. El creciente atractivo del GNL en el mercado europeo ha llevado a una mayor flexibilidad. Según numerosos estudios, el volumen de acuerdos spot de GNL crecerá de manera constante en los próximos años. Los acuerdos antiguos a largo plazo como el llamado acuerdo Yamal-Europa en Polonia están desactualizados o al menos no son importantes en términos de seguridad de suministro. Existe una necesidad creciente de apoyar el desarrollo de la infraestructura cuando el

Foto: Twenty2020

mercado está bien abastecido. Todavía necesitamos un mayor grado de interacción. El siguiente paso será preparar la infraestructura de gas para el transporte de combustibles de emisión cero para la industria de acuerdo con los objetivos de seguridad climática de la UE para 2050. El proyecto Nord Stream 2 no es necesario para suministrar gas ruso a Europa. Rusia tiene suficiente capacidad en Ucrania. El coronavirus ha

El creciente atractivo del GNL en el mercado europeo ha llevado a una mayor flexibilidad.

reducido la demanda de gas en Europa. Tendencias generales como el aumento de la eficiencia energética, el desarrollo de fuentes de energía renovables, la diversificación, todo esto ha reducido la necesidad de gas ruso en Europa. Sin embargo, Nord Stream 2 podría fortalecer la posición de la compañía rusa Gazprom en Europa Central y Oriental debido a la falta de diversificación en la región, que no necesita más gas ruso, pero debe buscar alternativas según la política europea. Nord Stream 2 no mejora la seguridad energética de Europa. Según Bruselas, el proyecto no corresponde al interés de la Unión Europea y no contribuye a la diversificación de fuentes. El GNL, sin importar su origen, es una alternativa, especialmente importante para países con mercados de gas que no están tan desarrollados como en Europa Occidental. Que no cuentan con una infraestructura extensa y una diversificación completa, como el Reino Unido. El ejemplo de Nord Stream 2 muestra cómo los suministros de gas rusos dividen a los europeos en los que buscan beneficios económicos a corto plazo sin pensar en políticas y perspectivas de seguridad a largo plazo, y en los que prestan atención a los peligros de esta política rusa. Como muestra la historia, Moscú puede utilizar el proyecto para lograr sus objetivos de política exterior. La crisis del gas de 2009 antes mencionada es un buen ejemplo de ello. La única forma de lograr relaciones normales de gas con Rusia es ser completamente independiente de sus suministros. Mientras tanto, cuando surge una pregunta, si podrían los países de África y del Oriente Medio reemplazar a Rusia y suministrar gas a Europa de manera segura, se puede decir, que eso depende mucho de cada país. Oriente Medio tiene un gran potencial de exportación y Qatar ya es el mayor proveedor de GNL a Europa. En el futuro, es posible predecir suministros desde Arabia Saudita o Irán. Los países del norte de África pueden trabajar con la Unión Europea en la política energética y climática en lo que respecta al suministro de energía y combustible e incluso a la política climática. Todo depende de la estabilidad política en estas regiones. Es importante recordar que estos países pueden ser una fuente de hidrógeno, lo que también es importante para Europa.

Octubre 2020 www.globalenergy.mx

Irene Hernández

Entrevista

Mercado Gasolinero

Socia Líder de Energía en PWC

Claves para que una solicitud de devolución de impuestos sea exitosa El Código Fiscal de la Federación establece que las personas físicas y morales pueden solicitar la devolución de los saldos a favor que tengan del ISR, del IVA y de las contribuciones que no debieron hacer o no era procedente hacerlas, denominadas “Pagos de lo indebido”.

Foto: PWC

El plazo inicial para las revisiones es de 90 días, pero éste se puede extender hasta 180 días hábiles.

Por: Israel Gama

a devolución de saldos a favor de impuestos es el derecho que tienen los contribuyentes de recuperar las cantidades que hayan pagado indebidamente al Servicio de Administración Tributaria (SAT), así como de los saldos a favor que resulten en sus declaraciones, siempre que se hayan determinado correctamente y conforme a lo previsto en las disposiciones fiscales. Las personas físicas y morales que hayan presentado declaraciones con cantidades a favor en algún impuesto o pagado indebidamente cantidades que no hayan compensado o acreditado al momento de solicitar la devolución, son quienes pueden solicitar dicha devolución. Tratándose de impuestos retenidos, la devolución se efectúa directamente a los contribuyentes a quienes se les haya retenido el impuesto correspondiente, en este sentido, los saldos de impuestos a favor que se pueden solicitar en devolución son tres: saldos a favor que se tengan del Impuesto Sobre la Renta (ISR), saldo a favor del Impuesto al Valor Agregado (IVA) y las contribuciones que no debieron hacerse o no era procedente hacerlas y que los contribuyentes realizaron, denominadas “Pagos de lo indebido” para efectos del Código Fiscal de la Federación. “El Código Fiscal de la Federación establece que las autoridades fiscales tienen cuatro días hábiles para resolver las solicitudes de devolución que hagan los contribuyentes, sin embargo, estos plazos se pueden extender. En principio, la autoridad fiscal tiene hasta dos oportunidades para solicitar información y documentación adicional respecto a las solicitudes de devolución. En el primer caso se tiene hasta 20 días para solventar los requerimientos y en el segundo caso 10. Durante el periodo entre la fecha en que se solicitó al contribuyente el requerimiento de información y el momento en el que éste efectúa la entrega de documentación adicional, el plazo de los 40 días se suspende, por lo que el tiempo del proceso se puede extender”, explicó en entrevista exclusiva para ONEXPO TV, Irene Hernández, Socia Líder de Energía en PWC México. Adicionalmente, las autoridades fiscales tienen la posibilidad de revisar con mayor

Las autoridades fiscales tienen la posibilidad de revisar las solicitudes de devolución de saldos a favor mediante pensiones de gabinete o auditorías directas a los contribuyentes. Foto: Twenty2020

detalle dichos saldos a favor y por lo tanto pueden practicar dos tipos de revisiones: ya sean pensiones de gabinete o auditorías directas a los contribuyentes. En ambos casos, tienen 90 días para realizar esa revisión, pero ese tiempo se pude extender otros 90 días, es decir, pueden durar hasta 180 días hábiles. Son diversos aspectos los que revisan las autoridades fiscales durante las solicitudes de devolución, pero lo más importante que debemos tomar en cuenta es que se necesita llenar

Para consultar la entrevista con Claudia Echeverry, escanea el código:

expedientes, para lo cual tienen procedimientos donde lo que se revisa de manera muy puntual para el caso del IVA, es que estén pagados los bienes o servicios o que el proveedor haya presentado las declaraciones integrando el impuesto que recibió, la materialidad de las operaciones, es decir, que el bien o servicio realmente se hubiera entregado o proporcionado por el proveedor. “Aquí es donde se debe tener muchísimo cuidado en contar con toda la documentación y tener todos los procedimientos legales para poder solicitar al proveedor del bien o servicio toda la información que las autoridades fiscales requieren, por ejemplo, en el caso de temas de construcción o que tienen que ver con infraestructura, lo que necesitan saber las autoridades fiscales es que si la empresa que construyó el bien o prestó sus servicios, realmente cuenta con los recursos humanos y materiales para hacerlo, y es por eso que se solicita una cantidad de información importante, incluso el pago de las nóminas y los trabajadores involucrados en la obra”, precisó Hernández. En el caso de las devoluciones de ISR, se puede llegar a una revisión exhaustiva de la declaración anual, en la cual, la revisión de las autoridades fiscales abarca aproximadamente el 80 por ciento del saldo a favor que se está solicitando, y por lo tanto hay que ser muy rigurosos en las solicitudes de información. Por otro lado, también es importante que los contribuyentes entreguen a las autoridades toda la información necesaria para que se lleve a cabo un juicio respecto a la viabilidad y existencia del saldo a favor que se está solicitando, porque tener información incompleta o que no concuerde con el registro contable, con la factura y con el comprobante de pago, no le permite a las autoridades fiscales tener toda la visibilidad de las operaciones y por lo tanto, tampoco tendrían la oportunidad de ofrecer una resolución a favor del particular, como todo mundo lo esperaría. Para concluir, la experta en temas fiscales recomendó a todos aquellos contribuyentes que están en posibilidades de solicitar las devoluciones, que antes de proceder a un trámite así, se tomen el tiempo necesario de revisar toda la documentación que soporte sus operaciones entre partes relacionadas y no relacionadas, ya que es fundamental para que una solicitud de devolución sea exitosa.

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Energías Alternativas Dulce Cortés

Senior Investment Officer Infraestructura en Proparco México

Impulsar proyectos que contribuyan a la lucha contra el cambio climático, el reto de la banca de desarrollo

Proparco, subsidiaria de la Agencia Francesa de Desarrollo enfocada en el sector privado, ha asumido el tema del cambio climático como una prioridad, por lo que se ha enfocado en garantizar el acceso a energía accesible, confiable y sostenible mediante el financiamiento de proyectos de energía renovable.

Por Juan José García

l confinamiento de la población, junto con la paralización de la actividad económica a nivel mundial, han tenido un impacto significativo que hasta la fecha sigue siendo incierto para diferentes industrias, particularmente para la energética. En el segmento de financiamiento a proyectos energéticos, el panorama luce igualmente incierto ya que algunos que involucraban, por ejemplo, contratos de compraventa de energía privados con industriales se han retrasado debido a la pandemia. Dulce Cortés, Senior Investment Officer Infraestructura en Proparco México, asegura que lo que esto ha traído como desafío para la banca de desarrollo es poder seguir financiando proyectos que involucren a estos mismos compradores mientras mantienen su enfoque de promover y dar opciones atractivas para aportar liquidez por periodos más largos de tiempo, y que éstos impulsen a la banca comercial a participar de la mano en proyectos renovables, sobre todo en el entorno actual de mayor riesgo global. En entrevista para Global Energy, Dulce Cortés habló sobre el trabajo de Proparco, una subsidiaria de la Agencia Francesa de Desarrollo que está enfocada en el desarrollo del sector privado y que ha estado promoviendo prácticas de desarrollo económico, social y ambiental sostenible durante los últimos 40 años. Proparco proporciona financiación y apoyo tanto a empresas como a instituciones financieras en África, América Latina, Oriente Medio y Asia, y busca asociar proyectos en sectores clave de desarrollo como el de infraestructura, con un enfoque específico en energías renovables, además de agroindustria, instituciones financieras, salud y educación, para así impulsar la contribución del sector privado para lograr los objetivos de desarrollo sostenible adoptados por la comunidad internacional en 2015. En México, Proparco ha participado en distintos proyectos renovables, como Eurus de ACCIONA, un parque eólico que se ubica en

Foto: Proparco

La Venta, Oaxaca, y produce una media de 989 GWh al año. Proparco también participó en 2019 con Engie en un portafolio de seis proyectos solares y eólicos que suman aproximadamente 720 MW y pertenecen a la segunda y tercera subasta eléctrica. “Este proyecto es icónico en México por su tamaño y el grupo de bancos, tanto comerciales como banca de desarrollo, que participaron”, dijo. Indicó que, por ejemplo, del lado de Proparco el financiamiento otorgado fue por más de 20 años, pues este portafolio representa una diversificación del riesgo por geografía y por las dos tecnologías que implementa.

Desde 2006, Proparco ha comprometido más de 2,500 millones de euros para financiar más de 100 proyectos de energías renovables.

Foto: Twenty2020

Uno de los objetivos de Francia es apoyar a México en temas de eficiencia energética y energías renovables. Muestra de ello es la importante presencia de varias empresas francesas en el sector, a las cuales nosotros apoyamos en coherencia con nuestra política de lucha contra el cambio climático” “El efecto portafolio de esta transacción permite a las instituciones financieras justificar un monto de deuda mayor que si se financiara un proyecto por separado. Adicionalmente, un portafolio podría ser atractivo para proyectos más pequeños que tal vez pudieran ser demasiado costosos si se financian individualmente”, explicó. A nivel global, señaló que el año pasado Proparco colocó 2.5 billones de euros para la financiación de 85 proyectos, de los cuales 717 millones corresponden a proyectos con beneficios climáticos, y de este total de colocación, el 20% corresponde a Latinoamérica y el Caribe. “Estamos hablando realmente de un compromiso importante no solo en México y en la región sino también a nivel global. Gracias a estos proyectos, Proparco registró 3.5 millones de toneladas de CO2 que se evitan anualmente en el mundo y se calcula una generación de 1.6 millones de empleos directos e indirectos en los próximos cinco años”, destacó. Comentó que dentro de sus planes a corto y mediano plazo está el continuar con este mandato específico para el desarrollo económico, social y ambiental sostenible, buscando proyectos clave en energías renovables, líneas verdes para bancos, eficiencia energética, viviendas sostenibles y proyectos de agroindustria. “Creo que a través del tiempo la banca y los desarrolladores, y todos los jugadores que están involucrados en la cadena de financiamiento, buscamos crear opciones atractivas en los modelos de negocio que permitan hacer proyectos bancables y que vayan de acuerdo a la política energética del momento. “En México necesitamos una CFE más fuerte que pueda invertir en transmisión y distribución, para que así se pueda fortalecer todo el tronco del sistema energético del país. También requerimos que el sector privado sienta la confianza de seguir invirtiendo y asegurando su inversión, para que de esa manera apoye al desarrollo de la infraestructura en el país”, concluyó.

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Cobertura

Energías Alternativas

110,000 millones de euros ha invertido desde 2001 en energías renovables, redes y almacenamiento

Iberdrola crea nueva unidad de negocio enfocada en el hidrógeno verde La estrategia de la empresa es consolidarse como la mayor compañía renovable del mundo, añadiendo nuevos proyectos a su cartera. La adquisición de la nipona Acacia es su sexta operación corporativa en lo que va de año, incluyendo a la francesa Aalto Power e Infigen Energy, con la que se ha convertido en uno de los operadores líderes del mercado australiano de energía renovable. Por: Mónica Gutiérrez

l presidente de Iberdrola, Ignacio Galán, confirmó la apuesta de la compañía por el hidrógeno verde con la creación de una nueva unidad de negocio, con el objetivo de posicionar al grupo como líder mundial en esta tecnología. De este modo, Iberdrola -al igual que hizo con las renovables hace ya 20 años, se sitúa al frente del nuevo reto tecnológico que supone la producción y suministro de hidrógeno a partir de fuentes de energía limpia. Para ello, la compañía utilizará electricidad 100% renovable en el proceso de electrolisis, dando respuesta a las necesidades de electrificación y descarbonización de sectores como la industria o el transporte pesado. Iberdrola ya ha dado los primeros pasos en este ámbito con ambiciosos proyectos en España y el Reino Unido. La compañía desarrolla en Puertollano (Ciudad Real) la mayor planta de hidrógeno verde para uso industrial de Europa, que estará operativa en 2021 y requerirá una inversión de hasta 150 millones de euros, generando cerca de 700 empleos. El hidrógeno verde producido se usará en la fábrica de amoniaco de Fertiberia en Puertollano. El proyecto de innovación -el primero de otras oportunidades que se analizan en Españacontará con una planta solar fotovoltaica de 100 MW, un sistema de baterías de ion-litio con una capacidad de almacenamiento de 20 MWh y uno de los mayores sistemas de producción de hidrógeno mediante electrolisis del mundo (20 MW). En el Reino Unido, a través de su filial ScottishPower, Iberdrola participa en el proyecto Green Hydrogen for Scotland, con el que se pondrá en marcha una red de plantas de producción de hidrógeno verde para abastecer a flotas y transporte pesado. La primera de ellas estará ubicada a las afueras de Glasgow y utilizará energía solar y eólica para operar un equipo de electrolisis de 10 MW.

Más inversiones para acelerar la economía verde La nueva apuesta de Iberdrola ha sido anunciada por Ignacio Galán en los foros en los que ha participado con motivo de la Semana del Clima en Nueva York. “Solo conozco una manera de superar las crisis: invertir más en sectores de futuro y ser más productivos y eficientes. Los planes de recuperación anunciados en Europa y en el resto del mundo tienen dos prioridades claras: el ‘green deal’ y la digitalización. Pero tenemos que acelerar”. En este sentido, ha recordado las inversiones de 110,000 millones de euros realizadas por la compañía desde 2001 en energías renovables, redes y almacenamiento y las oportunidades que presenta la transición energética en términos de empleo y de contribución en la reconversión de sectores tradicionales en la economía del futuro.

Foto: Iberdrola

Actualmente desarrolla la mayor planta de hidrógeno verde para uso industrial de Europa, que estará operativa en 2021 y requerirá una inversión hasta de 150 millones de euros, generando cerca de 700 empleos. Asimismo, ha recordado la decisión de acelerar inversiones este año, que alcanzarán los 10,000 millones de euros, el doble de la media invertida en los últimos años. Galán ha hecho referencia a cómo el sector privado y la sociedad civil pueden marcar la diferencia trabajando junto con Naciones Unidas. “Transformaciones como la que Iberdrola lidera desde hace 20 años van a ser más necesarias que nunca en los próximos años para reconstruir nuestras economías. Y las Naciones Unidas tienen una capacidad única para impulsar estos movimientos, uniendo fuerzas para afrontar los problemas globales”, añadió. En este marco, el presidente de Iberdrola ha suscrito el manifiesto de líderes empresariales por una cooperación global renovada, promovido por el Pacto Mundial de las Naciones Unidas y

Solo conozco una manera de superar las crisis: invertir más en sectores de futuro y ser más productivos y eficientes” Ignacio Galán

respaldado por más de 1,200 CEOs de más de 100 países. El objetivo de esta iniciativa es impulsar un multilateralismo que permita avanzar hacia un mundo más equitativo, inclusivo y sostenible.

También busca fortalecer su cartera eólica marina Este mismo mes, alcanzó un acuerdo con Macquarie´s Green Investment Group (GIG) para la adquisición del 100% de la promotora nipona Acacia Renewables, que cuenta en la actualidad con dos parques eólicos marinos en desarrollo, con una potencia conjunta de 1.2 GW, que podrían estar operativos en 2028. Adicionalmente, dispone de otros cuatro proyectos en cartera, que suman una capacidad de 2.1 GW. Iberdrola ostentará una participación igual a la de GIG en estas seis instalaciones y ambos socios se encargarán de desarrollar los proyectos. La operación le permite a Iberdrola posicionarse en una etapa de desarrollo inicial en el sector eólico marino japonés, un mercado que cuenta con un gran potencial de crecimiento. El acuerdo posibilita a la compañía el acceso a una cartera de proyectos diversificada, situada en diferentes áreas del suroeste del país, en un entorno óptimo para las subastas anunciadas por el Gobierno de Japón. La adquisición de esta promotora renovable local abre a Iberdrola la oportunidad de desembarcar en el mercado eólico marino japonés, que atraviesa actualmente una fase inicial y presenta un gran potencial de crecimiento para las próximas décadas, además de un entorno favorable para la inversión. La capacidad eólica marina instalada en Japón se reduce en la actualidad a unos 70 MW, pero el país ha desplegado una estrategia para descarbonizar su mix energético y promover la independencia energética. De hecho, las previsiones apuntan a que el mercado alcanzará los 10 GW instalados en 2030 y hasta los 37 GW en 2050. La adquisición de Acacia Renewables está alineada con la estrategia de Iberdrola de consolidarse como la mayor compañía renovable del mundo, añadiendo nuevos proyectos a su cartera, y se suma a otras transacciones realizadas por la compañía en los últimos años en el ámbito de la eólica marina. Operaciones que han permitido el desarrollo de parques en el mar Báltico alemán (Wikinger y Baltic Eagle), en el Mar del Norte (East Anglia ONE), Irlanda (West of Duddon Sands), la costa de Massachusetts (Vineyard Wind), la francesa (Saint Brieuc) y, más recientemente, el acceso a 9 GW de capacidad en Suecia. Adicionalmente, Iberdrola cuenta en este segmento con una cartera total de 15 GW. La compañía liderada por Ignacio Galán protagoniza con la adquisición de la nipona Acacia su sexta operación corporativa en lo que va de año, a pesar de los desafíos derivados de la COVID-19. A las transacciones en eólica marina en Francia y Suecia se suman la adquisición de la empresa francesa de energías renovables Aalto Power, los acuerdos para desarrollar 165 MW eólicos terrestres en Escocia y, más recientemente, la compra de Infigen Energy, con la que se ha convertido en uno de los operadores líderes del mercado australiano de energía renovable.

Energías Alternativas Entrevista

Ernesto Mejía

Octubre 2020 www.globalenergy.mx

Director de Producto de Hyundai de México

Busca Hyundai liderar mercado de vehículos eléctricos Los vehículos híbridos han tenido un crecimiento exponencial en México. Mientras que en 2016 se vendieron aproximadamente 8 mil unidades de este tipo, en 2019 la cifra alcanzó las 26 mil.

Foto: Hyundai

Los costos de la pandemia mundial

Por Omar Barrientos Nieto

n respuesta a una demanda creciente de vehículos eléctricos, uno de los objetivos de Hyundai, compañía surcoreana fabricante de automóviles que inició operaciones en México en 2014, es liderar el mercado mundial de autos eléctricos, los cuales son tanto tendencia como el futuro de todos los mercados. A nt icipá ndose a esa meta, en 2018, la marca anunció una nueva estrategia para producir vehículos que funcionen con pilas de combustible de hidrógeno. Uno de ellos fue el modelo NEXO, cuya particularidad es purificar el aire, hasta un 99.9%, cuando está en movimiento. El vehículo incorpora tres tanques de hidrógeno, elemento que pasa a una pila de combustible y, al entrar en contacto con el aire, produce agua y electricidad, misma que pasa al motor eléctrico mientras que el agua es expulsada a través del escape. En entrevista para Global Energy, Ernesto Mejía, Director de Producto de la empresa, explicó que el desarrollo de vehículos que no produzcan emisiones contaminantes corresponde a una visión hacia el 2030, ya que la compañía busca trazar el camino a seguir en el desarrollo de la sustentabilidad, ligada a la movilidad. “Como marca, no nos limitamos a hablar de vehículos, motores, coches o camiones; por el contrario, la visión global de Hyundai para el 2030, se habla de expandir nuestro liderazgo hacia nuevos negocios, para suministrar sistemas de pilas de combustible a fabricantes de automóviles, drones, embarcaciones, montacargas, generadores de energía, que ya se han vuelto parte de nuestro día a día”, detalló. En este sentido, en septiembre de este año Hyundai Motor Company y el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) firmaron un acuerdo destinado a difundir mensajes de sostenibilidad alrededor del mundo y convertir propuestas de innovación sostenible en iniciativas como la titulada “for Tomorrow”, que ayudará a alcanzar los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), propuestos por la Organización de las Naciones Unidas (ONU).

Vehículos de hidrógeno Con el reciente lanzamiento de los modelos NEXO 2020 y el XCIENT Fuel Cell, Hyundai se posiciona como pionera en el mercado de vehículos que trabajan con hidrógeno. En este

Hyundai tiene mucho por ofrecer. A finales de 2017 llegó IONIQ a México en su versión híbrida. El país está en una etapa de maduración en cuestión de cargadores pero, aún así, este modelo ha funcionado, nos ayuda a tener un vehículo eléctrico, que cuente con todas las virtudes hacia la tendencia futura. La demanda en el mercado mexicano es una de las mejores que tenemos”, dijo el director de producto de la compañía. Aunque reconoció que no hay planes para traer el modelo NEXO al país en el corto plazo, aseguró que el mercado debe estar listo para recibir modelos que trabajen con hidrógeno, “parte de esto es encontrar el momento para ofrecer a nuestros clientes esa relación costo-beneficio. Al ser tan innovadoras estas tecnologías, todavía no pueden tenerse modelos baratos. Llegaremos ahí pero no en un corto plazo”.

sentido, Ernesto Mejía aseveró que Hyundai tiene la premisa de no ser un seguidor, sino marcar la pauta e innovar. “NEXO es un vehículo que te deja impactado, la tecnología con la que cuenta y lo que logra hacer en su sistema de propulsiones es impresionante. Ha sido un éxito en mercados grandes, principalmente en Corea, donde el año pasado se vendieron más de cuatro mil unidades y seguramente seguirá creciendo, junto con la propuesta de la marca en los próximos años con tecnología de este tipo”, expuso el directivo. De acuerdo con Ernesto Mejía, la compañía surcoreana busca demostrar que la movilidad con energías alternativas y, principalmente, con celdas de hidrógeno, permite soportar un estilo de vida sostenible. Además, resaltó que como parte de la ideología y valores de la empresa, Hyundai busca apoyar en todos los aspectos de una sociedad: “buscamos promover la mejora del medio ambiente, impulsar la economía y mejorar la sociedad. Estos dos modelos son parte de lo que estamos logrando”.

México y Hyundai Los vehículos híbridos han tenido un crecimiento exponencial en México, dijo Ernesto Mejía; “Estos vehículos representan 2% del total de las ventas del país. El último año se añadieron 14 nuevos modelos en vehículos ecológicos.

NEXO es un vehículo que te deja impactado, la tecnología con la que cuenta y lo que logra hacer en su sistema de propulsiones es impresionante. Ha sido un éxito en mercados grandes, principalmente en Corea, donde el año pasado se vendieron más de cuatro mil unidades y seguramente seguirá creciendo, junto con la oferta de la marca en los próximos años con tecnología de este tipo”

Ernesto Mejía señaló que la industria automotriz es una de las más afectadas tras la contingencia sanitaria que provocó el COVID-19. Sin embargo, destacó la reacción de la empresa ante la pandemia mundial, y precisó que la participación de Hyundai en el mercado, a pesar de sufrir una disminución en el número de unidades vendidas, logró, en algunas ocasiones, un crecimiento. Celebró los ajustes que permitieron a Hyundai dar continuidad a sus planes e inclusive lanzar la nueva generación del modelo Grand i10. “Es prioritario alcanzar una estabilidad durante esta nueva normalidad. Se trata de dar un equilibro para la rentabilidad de nuestras actividades, de nuestros socios o proveedores. Como marca es muy importante afianzar todo lo que tenemos. Contamos con un portafolio de productos con características innovadoras como seguridad, conectividad y autonomía.. Las prioridades son regresar a una estabilidad rentable para todos los involucrados en nuestra operación y seguir afianzado todo lo que tenemos para el mercado mexicano”. También reconoció que se espera una recuperación paulatina del mercado. “Instituciones como la AMDA ya hablan de escenarios más positivos. A pesar de esta situación nosotros como marca seguimos enfocados en nuestros objetivos y logramos mantener nuestra participación. En el mes de septiembre vendimos 2,460 unidades, manteniendo la preferencia de nuestros clientes”. Destacó que Hyundai adoptó varios programas que le permitieron trabajar a pesar de la contingencia: las ventas en línea; servicio de valet parking a domicilio para realizar mantenimiento; Hyundai Live, que permite al usuario mantener una comunicación a distancia con un asesor de ventas a distancia, por mencionar algunas. “Estamos muy comprometidos en apoyar a nuestros clientes en estos momentos de crisis. Tenemos que poner nuestro granito de arena. Hemos planeado distintos incentivos que puedan contribuir a que sobrepasen la crisis y las dificultades. Esta pandemia generó algunos cambios, por ejemplo, aceleró proyectos en temas de digitalización. Además, se habla que pudiera haber un incremento en la venta de vehículos en algunos segmentos por la necesidad del distanciamiento físico. Esto nos permitirá tener una expectativa de crecimiento. Definitivamente, Hyundai vino a México para quedarse, para ganar una posición dentro de las primeras marcas y así lo está haciendo”, concluyó. .

Energías Alternativas Entrevista

Raquel Heredia

Octubre 2020 www.globalenergy.mx

Fundadora y presidenta de Women in Nuclear México (WiNMX)

Nuclear y renovables, complementarias para una generación limpia en el país Aunque la nuclear sí es energía limpia, no es comparable con las renovables, porque éstas funcionan mejor con los picos en ciertos horarios, mientras que la nuclear puede generar energía eléctrica para una demanda constante y sin variaciones. Por lo tanto, lo idóneo es que sean sistemas que trabajen de la mano.

Por Kathya Santoyo

espués de que el Gobierno federal implementara los Acuerdos para Garantizar la Eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad y Seguridad del Sistema Eléctrico Nacional, emitidos por el Centro Nacional de Control de la Energía (Cenace) y la Secretaría de Energía (Sener), el panorama actual para las energías renovables no es muy alentador, ya que, derivado de la contingencia sanitaria por la pandemia de Covid-19 se buscó cambiar las reglas de despacho eléctrico existentes en el código de red. La demanda eléctrica está en constante crecimiento ligado a nuestra calidad de vida. Ante ello, es imperativo contar con energía limpia, confiable y costo-eficiente, que solo se podrá producir mediante un portafolios de generación sano, balanceado, e inclinado hacia las fuentes amigables con el ambiente. En entrevista para Global Energy, Raquel Heredia, fundadora y presidenta de Women in Nuclear México (WiNMX), explicó que una alternativa para ello es tener en cuenta a la nuclear, “Francia, por ejemplo, produce 75% de su energía de este modo, complementándola con diferentes tipos de generación. Debemos considerarlo tanto a nivel global como nacional, porque todos estamos juntos en este sistema que es el planeta tierra. Necesitamos esfuerzos conjuntos para el bienestar de todos y del medio ambiente”, expuso. Al respecto enfatizó que la nuclear es una industria internacional, debido a que implica una estrecha cooperación entre todos los países, que intercambian experiencias y aprendizajes. Detalló que se trata de una energía sobre la cual existe mucho desconocimiento; sin embargo, el proceso es simple: es una termoeléctrica donde se calienta agua a nivel vapor, el cual impulsa turbinas que a su vez accionan un generador para producir electricidad, “no es un proceso obscuro como la gente suele pensar”. Asimismo, afirmó que esta es la más responsable con el ambiente, “todos los días convivimos con múltiples fuentes de radiación; sin embargo, la energía nuclear recibe gran escepticismo, en parte debido a los residuos. Cuando se refieren a éstos lo que quieren entender es la radiación, que

es un fenómeno natural y la mayor dosis que recibimos proviene de fuentes naturales”.

Un ciclo infinito de energía La especialista, Ingeniera en Desarrollo Sustentable por el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey, detalló que existe mucho control de todos los residuos, no solo a nivel nacional, sino mediante regulaciones internacionales. Incluso, explicó que no se les llama residuos, sino ‘combustible gastado’, porque todavía tiene potencial de generación, “la idea es que se reprocese ese combustible para que administre nuevas generaciones de reactores, entonces se volvería un ciclo cerrado infinito”. Raquel Heredia explicó que ese es un punto muy importante de entender: que exista un combustible gastado no significa que representa un peligro. Adicionalmente, aseguró que no hay otro tipo de generación que se acerque a la cantidad de energía que se puede producir en una central nucleoeléctrica, y la cantidad de residuos que genera es muy pequeña para su potencial energético; es decir, al ser pocos son fácilmente manejables. “Hay centrales que en tres años no cambian de combustible. Eso es algo impresionante. También debemos entender que la capacidad de vida de una central nuclear es muy larga, incluso pueden rebasar los 60 años. En Laguna Verde, la unidad 1 lleva 30 años, lo cual la hace una central joven”, ejemplificó la especialista. Otro punto a considerar es que cuando se planea una central, se sabe la cantidad de ‘combustible gastado’ que va a generar y se analiza los tratamientos requeridos. Actualmente en Laguna Verde se almacena en piscinas de enfriamiento, donde el agua funciona como blindaje para la radiación. “La radiación no puede escapar del agua, así que es el mejor blindaje junto con el hormigón. Se coloca en estas piscinas y se deja ahí hasta que su actividad decaiga. Actualmente estamos explorando qué se hará con este combustible a futuro, y una de las ideas es el reprocesamiento, pero eso implica que necesitamos más reactores capaces de usar este combustible reprocesado o la colaboración con otro país para que lo reprocese”.

Un sistema que ayuda al desarrollo económico social Por otro lado, destacó entre sus beneficios el hecho de que no se requiere algún tipo de geografía específica para su construcción; incluso, dijo, puede construirse en un espacio reducido comparado con otras alternativas energéticas, puesto que el combustible empleado es el uranio, obtenido de minas, “de hecho México tiene reservas de uranio pero no las explota. No se necesita estar cerca de la fuente de combustible para establecer la central; eso abre muchas oportunidades a países con pocos recursos de otro tipo, como lo ha hecho Corea del Sur, por ejemplo”. La fundadora de WinMX explicó que generar un Megawatt eléctrico con nuclear cuesta alrededor de $580 pesos, mientras que con diésel o gas el costo puede ser entre $1,000 o 1,300. “Otra diferencia es si la producción es limpia o no y la

No tenemos ningún tipo de generación que se acerque a la cantidad de energía que se puede producir en una central nucleoeléctrica y la cantidad de residuos que genera es muy pequeña para su potencial energético. Hay centrales que en tres años no cambian de combustible. Eso es algo impresionante”

La capacidad de vida de una central nuclear puede rebasar los 60 años. En Laguna Verde, la unidad 1 lleva 30 años, lo cual la hace una central joven.

nuclear sí lo es, pero no la comparo con las renovables, porque éstas funcionan mejor con los picos en ciertos horarios, mientras que la nuclear se puede utilizar como fuente de energía de carga base. Más bien son sistemas que se podrían complementar. Eso sería lo idóneo”, considera Raquel Heredia. Ante los beneficios tangibles que ofrece esta alternativa de generación, la presidenta de Women in Nuclear México dijo que incrementar su uso requiere decisiones de tipo político, además, destacó que no solo existe la regulación y vigilancia nacional, sino que existe un organismo internacional de energía atómica encargado de que los países tengan buenas prácticas y la empleen para fines pacíficos. En México tenemos a la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias (CNSNS), un organismo regulador semiautónomo que no depende de las decisiones gubernamentales y vigila que haya buenos procesos en las centrales, pero la generación nuclear es completamente dependiente de una operación gubernamental; no puede llegar una empresa privada a invertir en esto. “El PRODESEN de 2017 ya planteaba metas de generación de energía limpia y la nuclear formaba parte para cumplir estos objetivos. Entre ellos se había previsto tener una central en Tamaulipas e incrementar la capacidad de Laguna Verde con más reactores, pero una vez que se establece el escenario en el Programa tiene que pasar por varios procesos para que exista un cumplimiento. Actualmente no tenemos PRODESEN, pero estamos a la espera de ver qué se ha pensado al respecto”, reveló Raquel Heredia. Finalmente, recordó que la nuclear no solo tiene aplicaciones en la generación eléctrica, sino para otras industrias y aplicaciones como la medicina, espacial y medio ambiente, entre otras, “es muy importante porque todo está interconectado y no podemos separar las cosas. No debemos verla como un tipo de tecnología, sino como un sistema que ayuda al desarrollo económico social”, concluyó.

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Noticias

Energías Alternativas

Alrededor de 196 puntos de carga JuiceBox están ahora disponibles

Enel X crea el primer corredor de carga panamericano 100% eléctrico El Corredor Eléctrico Panamericano de Carga facilita la movilidad eléctrica entre Ensenada, la península de Baja California en México y Ushuaia, una ciudad en el sur de Argentina que ahora se ha convertido en el punto más al sur del continente para tener una instalación de carga de vehículos eléctricos. Por Mónica Gutiérrez

iajar en vehículo eléctrico desde América del Norte hasta el sur del continente es ahora una realidad, gracias al primer corredor de carga de vehículos eléctricos (VE) de Enel X, que abarca 11 países de la costa oeste de América y a lo largo de la Cordillera de los Andes. A lo largo de esta ruta, unos 196 puntos de carga JuiceBox ahora son visibles en la aplicación JuicePass, lo que permite a los conductores cargar su automóvil eléctrico o motocicleta, mientras disfrutan de paisajes increíbles. Desde Cusco, declarado Patrimonio de la Humanidad por la UNESCO, hasta los Andes, glaciares o el lago salado en el desierto de Atacama. Al respecto, Francesco Venturini, CEO de Enel X, dijo: “Asumimos el desafío de construir una red de puntos de carga usando nuestra tecnología JuiceBox y enviar a nuestros equipos a

los lugares más remotos de América Latina. Este proyecto de infraestructura de larga duración es una prueba de nuestro compromiso de promover los vehículos eléctricos en todo el mundo, haciendo posible la adopción generalizada de la movilidad eléctrica, incluso en lugares lejanos donde las instalaciones de carga de VE no estaban disponibles anteriormente”. El Corredor de Carga Panamericano 100% Eléctrico está en línea con el compromiso de Enel Group con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la ONU, con un enfoque en garantizar el acceso a energía limpia y asequible, promover el crecimiento económico inclusivo, fomentar la infraestructura resiliente, la industrialización sostenible y la innovación, las ciudades inteligentes y la acción climática. Al colocar la economía circular en su núcleo, Enel X se compromete en la creación de infraestructuras de carga públicas y privadas y servicios innovadores, para

Asumimos el desafío de construir una red de puntos de carga usando nuestra tecnología JuiceBox y enviar a nuestros equipos a los lugares más remotos de América Latina” Francesco Venturini, CEO de Enel X

17.5 millones de dólares es el monto

superar las barreras de uso y crear un nuevo valor económico, social y ambiental para todos: accionistas, consumidores, empresas y administraciones públicas. Como parte del corredor de carga, se instalaron 220 puntos de carga JuiceBox y ahora están activos en 11 países: Argentina, Bolivia, Chile, Colombia, Costa Rica, Guatemala, Honduras, México, Nicaragua, Panamá y Perú. De estos, 196 puntos de carga están integrados y son visibles en JuicePass, la aplicación de Enel X que permite a los usuarios administrar todos los servicios de carga disponibles en puntos de carga públicos y privados. El Corredor Eléctrico Panamericano de Carga facilita la movilidad eléctrica entre Ensenada, la península de Baja California en México y Ushuaia, una ciudad en el sur de Argentina que ahora se ha convertido en el punto más al sur del continente para tener una instalación de carga de vehículos eléctricos. Enel X es un proveedor líder de infraestructura de movilidad eléctrica y soluciones de red, con alrededor de 130,000 puntos de carga de vehículos eléctricos inteligentes públicos y privados disponibles en todo el mundo; y gracias a los acuerdos de interoperabilidad, está ampliando continuamente su red para impulsar la movilidad eléctrica transfronteriza. Con el mismo objetivo, el nuevo corredor de carga Panamericano facilitará la electrificación del continente sudamericano. Cabe recordar que Enel X es la línea de negocio global de Enel dedicada al desarrollo de productos innovadores y soluciones digitales en sectores donde la energía está mostrando el mayor potencial de transformación: ciudades, hogares, industrias y movilidad eléctrica.

Abstract.

Traveling by electric vehicle from North America to the southernmost part of South America is now a reality, thanks to Enel X’s first EV charging corridor, spanning 11 countries on the West coast of the Americas and along the Andes mountains. Along this route, some 196 JuiceBox charging points are now visible in the JuicePass app, allowing drivers to charge their electric car or motorcycle, while also enjoying incredible scenery.

Foto: Twenty2020

Adquiere Grenergy financiamiento para construir parque solar El proyecto contará con una potencia total instalada de 35 MW y estará ubicado en Guanajuato, cinturón industrial del país y una de las zonas con mejores irradiaciones solares del continente. Por Victoria Navarro

renergy, la compañía productora de energía a partir de fuentes renovables y especialista en el desarrollo, construcción y gestión de proyectos fotovoltaicos y eólicos, firmó un acuerdo de financiación de 17.5 millones de dólares con la Corporación Interamericana para la construcción del parque solar San Miguel Allende. El proyecto fotovoltaico contará con una potencia total instalada de 35 MW y estará ubicado en el estado de Guanajuato, cinturón industrial del país y una de las zonas con mejores irradiaciones solares del continente americano al disponer de un recurso de más de 2,300 horas de producción al año. Grenergy inició su construcción en el primer semestre de este año, realizando una intensa

evaluación ambiental y rescate de la flora protegida de la zona, tal y como contempla en su primer informe de sostenibilidad, y prevé su conexión durante el primer trimestre de 2021. En la actualidad, Grenergy se encuentra con proyectos en construcción en cuatro países: Chile, Perú, Argentina y México, que serán seis a final de año con la construcción de su primer proyecto en Colombia y el mayor hasta la fecha en España, llamado “Los Escuderos”. En este contexto, la compañía también anunció recientemente la conexión a la red de Quillagua, su mayor parque solar construido. “Este proyecto es solo una muestra más de que, a pesar de la coyuntura global, tenemos una probada capacidad para desarrollar y construir en diferentes países simultáneamente. Asimismo, seguimos avanzando en la maduración de nuestro pipeline eólico y solar, que ya

Se prevé su conexión durante el primer trimestre de 2021. Seguimos avanzando en la maduración de nuestro pipeline eólico y solar, que ya asciende a más de 4.6 GW en diferentes grados de desarrollo” David Ruiz de Andrés, consejero delegado de Grenergy

asciende a más de 4.6 GW en diferentes grados de desarrollo”, aseguró David Ruiz de Andrés, consejero delegado de Grenergy. Grenergy Renovables es una compañía española creada en 2007, productora independiente de energía a partir de fuentes renovables, fundamentalmente eólica y fotovoltaica, que cotiza en el Mercado Continuo desde el año 2019. Su modelo de negocio abarca todas las fases del proyecto, desde el desarrollo, pasando por la construcción y la estructuración financiera hasta la operación y mantenimiento de las plantas. En 2012, se instaló en LATAM, donde está presente en Chile, Perú, Argentina, México y Colombia con un pipeline global de más de 4.6 GW en varias etapas de desarrollo.

Energías Alternativas Cobertura

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Se enfoca en la demanda y no en el suministro energético

Presenta Total su estrategia anual y perspectivas hacia el liderazgo en renovables Es la primera empresa petrolera en adoptar el compromiso de reducir las emisiones en toda la cadena de valor (Scope 3) hacia 2030. Por: Mónica Gutiérrez

a creciente demanda de energía y llegar a Net Zero son las dos tendencias globales que sustentan el Total Energy Outlook y, por tanto, las evoluciones de los mercados energéticos que Total integra en su estrategia. La estrategia de Total apunta a transformarse mediante el crecimiento rentable de la producción de energía a partir de GNL y electricidad, los dos mercados de energía de más rápido crecimiento, con el objetivo de crear valor a largo plazo para sus accionistas. En la próxima década, la producción de energía de Total crecerá un tercio, aproximadamente de 3 a 4 Mboe/d, la mitad a partir de GNL y la otra mitad de electricidad, principalmente de energías renovables. El Grupo aumentará progresivamente las inversiones rentables en energías renovables y electricidad de 2 a 3 billones por año, lo que representa más del 20% de las inversiones de capital. Total confirma su ambición de llegar a Net Zero para 2050. En su camino hacia la neutralidad de carbono en Europa para 2050, Total reducirá las emisiones de Alcance 3 de sus clientes europeos en un 30%, en valor absoluto, para 2030. Esta disminución en Europa permite a Total asumir el nuevo compromiso de reducir el nivel absoluto de las emisiones mundiales de Alcance 3 de sus clientes en 2030 en comparación con 2015. En la próxima década, las ventas de productos petrolíferos de Total disminuirán en casi un 30% y la mezcla de ventas de Total se convertirá en 30% productos petrolíferos, 5% biocombustibles, 50% gases, 15 % electrones.

Aumentando la energía en los gases Las ventas totales de GNL alcanzarán los 50 Mt/a para 2025 y se duplicarán con respecto a 2020-30, creando valor a partir de la escala, el arbitraje y la integración a lo largo de la cadena de valor. El flujo de caja del negocio integrado de GNL crecerá en un 40% a más de 4 B $ en 2025 a 50 $ / b. La descarbonización del gas natural con biogás e hidrógeno, además de seguir reduciendo las emisiones de metano, contribuirá a la ambición climática de Total. Al desarrollar un modelo de negocio integrado desde la producción hasta las ventas, pasando por el almacenamiento y el comercio, Total tiene como objetivo 50 TWh de producción neta y 80 TWh de ventas para 9 millones de

Foto: Iberdrola

Foto: Twenty2020

Poner un precio al CO2 es el mecanismo financiero más eficiente para cambiar las reglas del juego rápidamente. La principal prioridad es reducir el uso de carbón, que genera más emisiones que cualquier otro tipo de energía, y cambiar al gas y las renovables para la generación de energía” Patrick Pouyanné, CEO de Total

En la próxima década, las ventas de productos petrolíferos de Total disminuirán en casi un 30% y la mezcla de ventas de Total se convertirá en 30% productos petrolíferos, 5% biocombustibles, 50% gases, 15% electrones. clientes para 2025. Sobre la base de la sólida dinámica en 2020, Total crecerá como líder mundial en renovables, elevando su objetivo a 35 GW de capacidad bruta en 2025 (70% ya en cartera), y tiene la ambición de agregar alrededor de 10 GW por año más allá, como logró hacer en 2020. Se espera que las energías renovables y la electricidad generen un flujo de caja predecible de más de 1.5 B $ por año para 2025.

de dichos productos renovables está respaldada por políticas destinadas a llegar a Net Zero. Se espera que la producción de diesel renovable alcance más de 2 Mt/a para 2025. El Grupo también está comprometiendo más de 1 B $ durante los próximos diez años a la revolución de la movilidad eléctrica mediante la inversión en la fabricación de baterías y la carga de vehículos eléctricos con un objetivo de 150,000 puntos de carga para 2025. Al respecto, Patrick Pouyanné, CEO de la empresa, expuso que alrededor de 40 países y regiones ya han introducido un mecanismo de fijación de precios del carbono o están considerando hacerlo. “Eso es algo que Total defiende firmemente. Dirigir la inversión en el sector privado es vital si queremos mantener el calentamiento global por debajo de los 2 ° C. Poner un precio al CO2 es el mecanismo financiero más eficiente para cambiar las reglas del juego rápidamente. Es imprescindible en el sector energético. La principal prioridad es reducir el uso de carbón, que genera más emisiones que cualquier otro tipo de energía, y cambiar al gas y las renovables para la generación de energía. Un precio del carbono de USD 30 a USD 40 por tonelada lo haría posible”. Asimismo, dijo que mantener el aumento de la temperatura global por debajo de 2 ° C es un desafío que todos deben enfrentar. Los próximos 20 años serán decisivos para construir un futuro bajo en carbono que no frene el desarrollo económico y social. En 2040, se proyecta que la población mundial sea de 9 mil millones. Eso incluye 2 mil millones de personas solo en África, donde más de 600 millones de personas hoy en día no tienen acceso a la electricidad. Esa cifra en todo el mundo es de 1,200 millones. “Creo que nuestra principal responsabilidad es ayudar a proporcionar soluciones energéticas seguras y asequibles a tantas personas como sea posible, mientras gestionamos el consumo de energía y las emisiones relacionadas. Hacer esto implicará mejorar la eficiencia energética en todos los ámbitos, optimizar la mezcla de combustibles fósiles y acelerar el desarrollo de energías renovables. Nuestra ambición es posicionar a Total como líder mundial en estas tres áreas prioritarias e impulsar el progreso. Nuestro modelo de negocio integrado, que abarca la producción, refinación o procesamiento y comercialización de petróleo y gas, será nuestra mayor ventaja para lograr este objetivo”, concluyó.

Privilegiando el valor sobre el volumen en aceite Total se centrará en proyectos petroleros de bajo costo, privilegiando el valor sobre el volumen y desarrollará su cartera de proyectos petroleros, todos con una rentabilidad superior al 15% a 50$/b, al tiempo que garantizará la coherencia de la asignación de Capex con la ambición climática. Como se demostró recientemente con la desinversión de la refinería Lindsey y la transformación de la refinería Grandpuits en una plataforma de petróleo cero, Total adaptará la capacidad de refinación y las ventas a la demanda, particularmente en Europa. Al mismo tiempo, aumentará aún más sus producciones y ventas de biocombustibles, ya que la demanda

Abstract.

Total’s strategy aims to transform itself into a broad energy company by profitably growing energy production from LNG and electricity, the two fastest growing energy markets, aiming to create long term value for its shareholders. In the next decade, Total’s energy production will grow by one third, roughly from 3 to 4 Mboe/d, half from LNG, half from electricity, mainly from renewables. The Group will progressively scale up profitable investments in renewables and electricity from 2 to 3 B$ per year representing more than 20% of capital investments.

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Noticias

Energías Alternativas

Tendrá una capacidad total de 88 MW

Comienza Equinor construcción del parque eólico marino flotante más grande del mundo Hywind Tampen será el primer proyecto eólico marino flotante para suministrar energía renovable para instalaciones de petróleo y gas. Se espera que cubra alrededor del 35% de las necesidades anuales de energía en las plataformas Snorre A y B y Gullfaks A, B y C. Por Victoria Navarro

ywind Tampen constituye un nuevo capítulo en la narrativa de Noruega como nación energética. La ambición de Equinor es que la energía eólica marina flotante sea competitiva con otras formas de energía para 2030. El desarrollo del proyecto implica alrededor de 250 empleos a tiempo completo para los empleados de Kværner. También generará alrededor de 800 empleos a tiempo completo en efectos dominó para proveedores y el sector público, entre otros. “No solo se trata de la construcción del primer proyecto eólico marino de Noruega; estamos perfeccionando la tecnología eólica marina flotante junto con la industria de proveedores noruegos”, dice el presidente y CEO de Equinor, Eldar Sætre.

Foto: Unplash

La empresa busca que este tipo de energía sea competitiva con otras formas de energía para 2030. Agregó que el 80% de los recursos eólicos marinos del mundo se encuentra en aguas profundas y están disponibles para proyectos eólicos marinos flotantes. “Si podemos utilizar proyectos como Hywind Tampen para hacer que la energía eólica marina flotante sea competitiva con otras formas de energía, la tecnología podrá entregar energía renovable a gran escala y contribuir a un suministro de energía global más sostenible. Un mercado eólico marino flotante también abrirá considerables oportunidades industriales para la industria noruega”, dice Sætre. Equinor ve un potencial para proyectos eólicos marinos flotantes en Noruega, el Reino Unido, Europa, Estados Unidos y Asia. Hywind Tampen será el primer proyecto eólico marino flotante para suministrar energía renovable para instalaciones de petróleo y gas. El parque eólico tendrá una capacidad total de 88 MW y se espera que cubra alrededor del 35% de las necesidades anuales de energía en las plataformas Snorre A y B y Gullfaks A, B y C.

“Mediante el uso de turbinas más grandes, subestructuras de hormigón, nueva tecnología y un nuevo método de montaje, estamos bien encaminados hacia el cumplimiento del objetivo de reducir los costes en más del 40% en comparación con Hywind Scotland. Este es un paso importante para establecer la flotación del viento como alternativa de suministro de energía sostenible”, dice Olav-Bernt Haga, director del proyecto de Hywind Tampen. “Si se realizan proyectos eólicos marinos flotantes más grandes en el futuro, será posible reducir los costos aún más, y podríamos ver un desarrollo en las reducciones de costos equivalente al que hemos visto en la energía eólica marina de cimientos fijos”, dice Haga. Cabe señalar que Hywind Tampen reducirá las emisiones de los campos Gullfaks y Snorre en más de 200,000 toneladas por año, lo que corresponde a las emisiones anuales de 100,000 vehículos privados. Equinor ha sido pionero en tecnología eólica marina flotante y ha estado trabajando en esta tecnología durante casi 20 años. Cuando el proyecto Hywind Tampen esté operativo en 2022, la compañía operará un tercio de la capacidad eólica marina flotante global.

Abstract.

Para conocer más sobre el proyecto, escanea el código.

The floating wind farm will consist of 11 wind turbines based on one of Equinor’s floating offshore wind technologies, Hywind. The wind farm will have a combined capacity of 88 MW and is estimated to meet about 35% of the annual power demand of the five Snorre A and B, and Gullfaks A, B and C platforms.

Foto: Unplash

Foto: Cfe

Energías Alternativas Noticias

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En granjas lecheras de California

Logra Chevron el primer gas natural renovable (RNG) en California Los proyectos están diseñados para enviar el biogás a una instalación de procesamiento centralizada donde se actualizará a RNG y se inyectará en el gasoducto de la empresa de servicios públicos local SoCalGas. Luego, el RNG se comercializa como combustible alternativo para camiones y autobuses pesados. Por Victoria Navarro

alifornia Bioenerg y LLC (CalBio) y Chevron U.S.A. Inc. anunciaron que su empresa conjunta, CalBioGas LLC, logró con éxito la primera producción de gas natural renovable (RNG) de granjas lecheras en el condado de Kern, en California. El hito apuntala el compromiso de proporcionar energía asequible, confiable y cada vez más limpia a los consumidores del estado. El almacenamiento de estiércol en las granjas lecheras produce la liberación de metano, un gas de efecto invernadero. CalBio aporta tecnología y experiencia operativa para ayudar a construir digestores y proyectos de captura de

Foto: Chevron

metano para convertirlo en RNG. CalBio, los productores de leche y Chevron están proporcionando fondos para proyectos de digestores en tres grupos geográficos en los condados de Kern, Tulare y Kings. A medida que se completen, estos proyectos mitigarán las emisiones de metano de Envato las lecherías y reducirán las emisionesFoto: de efecto invernadero del ganado. Los proyectos están diseñados para enviar el biogás a una instalación de procesamiento centralizada donde se actualizará a RNG y se inyectará en el gasoducto de la empresa de servicios públicos local SoCalGas. Luego, el RNG se comercializa como combustible alternativo para camiones y autobuses pesados. “El proyecto es el resultado de los esfuerzos de una notable variedad de partes interesadas, incluido el Departamento de Alimentos y Agricultura

Se anticipa que se instalará un piloto hacia finales de 2022

CEMEX busca usar el sol para descarbonizar cemento Las emisiones de CO2 serán procesadas, capturadas y, subsecuentemente, convertidas en combustibles sintéticos, utilizando la tecnología de combustibles solares de Synhelion. Por Mónica Gutiérrez

EMEX y Synhelion SA informaron que ambas compañías desarrollaron una tecnología innovadora que permite descarbonizar por completo el proceso de producción de cemento con base en energía solar. Este avance es un elemento importante de la estrategia actual de Acción Climática de CEMEX. Synhelion es una empresa suiza pionera en el campo de los combustibles solares sostenibles y procesos caloríficos. El enfoque radicalmente nuevo se basa en reemplazar el consumo de combustibles fósiles en las plantas de cemento por energía solar de alta temperatura y en la captura del 100 por ciento de las emisiones de carbono, las que se utilizan posteriormente como materia prima para la producción de combustibles, lo que permite la completa descarbonización del proceso de producción de cemento. Esto es posible gracias a las temperaturas sin precedente del calor

En conjunto con la suiza Synhelion, desarrolló una tecnología innovadora que elimina la huella de carbono en el cemento utilizando energía solar para realizar el proceso de fabricación.

Este hito se suma a las áreas de acción de la compañía para aumentar las energías renovables en su negocio e invertir en tecnologías con bajas emisiones de carbono.

solar suministrados por Synhelion y su proceso pionero para convertir el CO2 en combustibles sintéticos como queroseno, diesel y gasolina. Esta tecnología es la primera en ofrecer una solución integral para descarbonizar la industria del cemento y es resultado de un trabajo conjunto de investigación finalizado en la primavera de 2020. CEMEX y Synhelion planean adoptar un enfoque por etapas para la implementación de la tecnología. Se anticipa que se instalará un piloto en una planta de CEMEX hacia finales de 2022, para que, paulatinamente, se convierta en una planta que funcione en su totalidad con energía solar. “Nuestro receptor solar alcanza, de manera demostrable, temperaturas incomparables más allá de los 1,500°C y ofrece una alternativa limpia al consumo de combustibles fósiles”, afirmó Gianluca Ambrosetti, Director General de Synhelion. “Las emisiones de CO2 del proceso de producción de cemento se combinan con el componente integral del fluido portador de calor de nuestro receptor solar y se integran al proceso. Gracias a que utilizamos un sistema de circuito cerrado, podemos extraer fácilmente las emisiones de CO2 y así podemos cerrar el ciclo al convertir el carbono para producir combustibles”. “Somos testigos de una forma completamente novedosa para gestionar las emisiones de la producción de cemento utilizando calor solar de una manera avanzada y sofisticada”, dijo Davide Zampini, Responsable Global de Investigación y Desarrollo y Gestión de Propiedad Intelectual de CEMEX. “La asociación con Synhelion refuerza nuestro compromiso para

de California, la Comisión de Energía de California y la Comisión de Servicios Públicos de California. CalBio también tiene el honor de contar con el apoyo de un grupo de productores de leche de California, Farm Credit West y Chevron, la compañía de energía más grande de California”, dijo N. Ross Buckenham, director ejecutivo de CalBio. “Estos proyectos aportan numerosos beneficiosos para todos: ayudan a crear puestos de trabajo locales, mejoran la calidad del aire local mediante la producción de gas natural renovable para su uso en flotas con bajas emisiones de NOX y reducen las emisiones de metano de los lácteos”. Con otros anuncios recientes de Chevron, como la iniciativa Adopt-a-Port con Clean Energy Fuels, este hito se suma a las áreas de acción de la compañía para aumentar las energías renovables en su negocio e invertir en tecnologías con bajas emisiones de carbono. “Este es un hito emocionante que habla de las capacidades y la actitud positiva de nuestros socios, CalBio y productores de leche, para llevar este RNG al mercado de combustibles para vehículos de California”, dijo Andy Walz, presidente de Chevron Americas Products. “Chevron está aumentando el RNG en apoyo de nuestro negocio y está realizando inversiones específicas y estableciendo asociaciones, mientras evaluamos muchas fuentes de energía emergentes y el papel que desempeñarán en nuestra cartera. Y como orgullosa empresa de California, nos complace que las comunidades locales del estado se beneficien de esta inversión”.

Abstract.

California Bioenergy LLC (CalBio), Chevron U.S.A. Inc. and local dairy farmers announced their joint venture, CalBioGas LLC, successfully achieved first renewable natural gas (RNG) production from dairy farms in Kern County. The milestone underpins the partners’ commitment to provide affordable, reliable, and ever-cleaner energy to California consumers.

Foto: Cemex

descarbonizar la producción de cemento y es el resultado de nuestros esfuerzos continuos de investigación para desarrollar soluciones sostenibles, además de identificar socios estratégicos a la vanguardia de la innovación. “Synhelion comparte nuestro compromiso de cerrar el ciclo del carbono y nos permitirá acelerar el paso hacia nuestra ambición de ofrecer concreto con cero emisiones netas de CO2 a nivel mundial para 2050”.

Abstract.

CEMEX and Synhelion SA announced that they developed a groundbreaking technology designed to fully decarbonize the cement manufacturing process based on solar energy. This advancement is an important element of CEMEX’s current Climate Action strategy. Synhelion, based in Switzerland, is a global pioneer in the field of sustainable solar fuels and process heat.

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Global Energy 148 / Octubre 2020

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