Revista Petroquímica Mexicana/ Edición 13

AÑO 3

No.13 2017

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Para México es importante el desarrollo tecnológico para la evolución industrial.

Es necesario crear nuevos mecanismos que permitan optimizar los recursos energéticos del sector, en un contexto de caída demanda.

Vivimos en plana revolución energética y convertir la energía en un factor de competitividad reactivara nuestra economía. Sin embargo, primero se tiene que transformar el modelo actual del sector de hidrocarburos, garantizando la seguridad energética y fortaleciendo la competitividad del país, convirtiendo al sector en una verdadera palanca del desarrollo industrial y tecnológico transformando la renta petrolera en bienestar a largo plazo.

México se ha convertido en el tercer líder mundial como productor de energías limpias, ahora se tiene que trabajar en las estructuras de almacenamiento ya que uno de los grandes problemas de las renovables es la dificultad de almacenar la energía sobrante y ver cómo se desaprovechan miles de megavatios que no pueden ser reutilizados.

La capacidad del Estado para maximizar la renta petrolera está determinada por la existencia de un marco fiscal transparente, eficaz y predecible para ordenar la participación de todos los productores.

EDITORIAL

atinoamérica es una zona valiosa en el sector de los hidrocarburos, Venezuela, México y Brasil poseen tecnologías que alcanzan un nivel interesante con lo cual proyectos concretados en los últimos años han reducido el costo del descubrimiento de nuevos yacimientos en un 50% esto se ha logrado también gracias al mejoramiento en las herramientas de exploración.

Director Rodolfo García Consejo Editorial Stephen Ianuzzi Kent Linquist

Corrección de Estilo Ricardo Terrones Coordinador de Arte Felipe Lara Diseñador Juan L. García Editor Web Juan Carlos Guarneros Fotografía Steve Lynch 123rf.com Relaciones Públicas Carlos Jalife Contabilidad M. Eugenia Castellanos Gerente Comercial Doménica Muñoz Publicidad Lauren G. Molinari Gamaliel del Castillo Colaboradores Ilse González Laura Salinas Edson Rubio Enciso Supervisión de Impresión Juan Jasso Distribución Silvia Plata O.

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Coordinación Editorial Mara Yam

Circulación Víctor Lara Revista Petroquímica Mexicana, edición bimestral editada y publicada por Corporación Publicitaria R.G. S.A. de C.V. Fernando Montes de Oca #30 Col. Condesa, Delegación Cuauhtémoc, C.P. 06140, México, D.F. Teléfono 5211 6701. La publicación se encuentra debidamente protegida y registrada ante la Dirección General de Derechos de Autor, Secretaría de Educación Pública según consta en la Reserva de Derechos no. 04-2014-070710554800-102 Derechos reservados. ”D.R.” Las opiniones expresadas por los autores no necesariamente estrictamente prohibida la reproducción total o parcial del contenido e imágenes de la publicación sin previa autorización.

Impresa en Corporación Publicitaria, R.G. S.A. de C.V., Ote.170 No. 89 Col. Moctezuma, México, D.F. Distribución: IBERMEX

AÑO 3 No.13

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Pemex gana bloques exploratorios en la Ronda 2.1.

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Inversiones en Forex.

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Eni encuentra crudo y gas en México.

10 Descubrimiento del mayor yacimiento de petróleo en Estados Unidos.

12 México, abierto a la inversión en energías limpias.

18 Oriente Medio protagonista renovable.

22 CFE y SIEMENS consolidan avances.

24 Geofísica de superficie aplicada en hidrogeología.

28 Inicia en México una nueva etapa en materia de comercialización de hidrocarburos.

30 Utopía de las plataformas petrolíferas.

34 Pemex acelerará estrategias para incrementar producción.

38 Almacenan la energía sobrante de parques eólicos en piedras naturales.

40 Franquicias gasolineras.

42 Conceptos importantes en la colocación del Casing.

44 Hidrogeología avanzaría 15 años si adopta técnicas de la ingeniería petrolera.

47 Alianza del Pacífico; proyectos de infraestructura en Pemex.

48 Nuevas tecnologías del sector en Latinoamérica.

51 Fondo del Servicio Universal Eléctrico, el rostro social de la Reforma Energética.

52 México recibirá en septiembre a la Cumbre Mundial de Líderes Energéticos.

54 Asia liderazgo en el desarrollo nuclear.

60 Tecnología para ahorrar agua en complejos industriales.

62 Guerra por la dirección del BCE.

Pemex gana bloques exploratorios en la Ronda 2.1

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omo parte de la estrategia para diversificar y fortalecer su portafolio exploratorio, Petróleos Mexicanos, a través de la empresa productiva subsidiaria Pemex Exploración y Producción (PEP), participó en la Ronda 2.1 conducida ejemplar y transparentemente por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Como resultado de este proceso licitatorio, Pemex resultó ganador en dos bloques: el Bloque 2, en consorcio con la empresa alemana Deutsche Erdoel AG (DEA), y el Bloque 8 en consorcio con la colombiana Ecopetrol.

En el Bloque 2, Petróleos Mexicanos es el socio operador y posee una participación de 70%. Abarca una superficie de 549 km2 y se ubica en la plataforma continental de la cuenca Tampico-Misantla, al occidente del Golfo de México. La oferta presentada fue 57.92% de valor de la participación del Estado, 1.0 de factor de inversión adicional y un valor ponderado de la oferta económica de 63.493.

Esta alianza con DEA permitirá a Pemex compartir riesgos y experiencias con una empresa con más de 100 años en la industria y que ha desarrollado operaciones en Reino Unido, Noruega, Egipto y Alemania, entre otros países.

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Debido a la cercanía de estos bloques con asignaciones que actualmente tiene Pemex en aguas someras, la infraestructura existente permitirá crear sinergias en las actividades de exploración y desarrollo. Las condiciones geológicas y el tipo de yacimientos esperados en estos bloques son similares a los de las áreas y campos que la empresa ha venido explorando y explotando durante los últimos 40 años.

Estas asignaciones contribuirán al cumplimiento de las metas de incorporación de reservas de Petróleos Mexicanos planteadas en su Plan de Negocios 2017-2021. De este modo, Pemex está maximizando los recursos del país y demuestra que es una empresa competitiva y un socio altamente atractivo y confiable para invertir en el país en beneficio de los mexicanos.

En el Bloque 8, Pemex es el operador con un 50% de participación. Esta área se localiza en las Cuencas del Sureste y cubre una superficie de 586 km2. La oferta que se presentó fue 20.10% de valor de la participación del Estado, un factor de inversión adicional de 0 y un valor ponderado de la oferta económica de 20.100. Con este consorcio con Ecopetrol, Petróleos Mexicanos inicia una relación de negocios con una de las petroleras más grandes de América Latina y con la que comparte un alineamiento estratégico.

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INVERSIÓN

Inversiones en Forex Conocido normalmente como el mercado internacional de divisas, Forex es el sitio donde se comercializa todo tipo de monedas de todos los países. Las divisas más importantes o de mayor valor, son negociadas a través de lo que se conoce como Brokers o corredores en línea, quienes gracias a las variaciones en el precio de cada par de monedas, realizan sus operaciones de inversión con el objetivo principal de generar ganancias.

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a que las divisas se negocian en cualquier país del mundo, Forex como tal no tiene un lugar físico para el mercado. En otras palabras, todas las operaciones se realizan a través de sistemas interbancarios que se encuentran disponibles las 24 horas del día, de lunes a viernes, siendo la apertura de los mercados europeo, asiáticos y de E.U, cuando este mercado de divisas presenta una mayor actividad en sus operaciones.

Principales variables a revisar en un Broker:

También es importante decir que toda persona que compre o venda una divisa, ya se encuentra realizando una operación directa o indirectamente en el mercado de divisas. Además, cuando una compañía realiza una liquidación de operaciones lo que genera que compre o venda divisas, el mercado se mueve en función de la oferta o la demanda de la moneda. Igualmente, cuando los bancos centrales de los países, cambian su divisa por cualquier motivo, el mercado de Forex se mueve como consecuencia de la misma ley de la oferta y la demanda.

Todos los brokers regulados deben enviar reportes financieros a las autoridades reguladoras, y cuando no lo hacen son multados, corriendo el riesgo de perder su membresía. Esto forza a los brokers a mantener reportes financieros transparentes y a actuar correctamente. El hecho que sea un broker regulado hará que las ganancias de su cuenta sean respetadas y no puedan ser desconocidas. Ojo con los brokers regulados en los paraísos fiscales.

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Regulación: ¿Se encuentra regulado? El broker debe estar regulado por entidades oficiales de cada país.

Por ejemplo en EE.UU. las agencias reguladoras pueden ser NFA (National Futures Association) y la CFTC (Commodity Futures Trading Commission), la FSA Financial Services Authority en Londres, en Suiza el FDF (Swiss Federal Department of Finance), etcétera.

El calibre del broker: Averigua cuánto capital maneja, cuántos clientes operan con el, cuán grande es la organización, la nómina de empleados que trabajan para el broker, cuantas oficinas tiene, cual es su reputación, que premios y reconocimientos ha ganado y todo lo que puedas conocer del broker.

Tipo de broker: Existen varios tipos de brokers dependiendo como procesan las ordenes de Mercado, estos son: los Market Makers, los Non Dealing Desk, los STP (Straight through Process) y los Electronic Communications Network (ECN). La forma más real y transparente de comerciar en el mercado de divisas es a través de los brokers STP/ECN. Seguridad de los fondos: El broker debe de administrar los fondos de los clientes en cuentas segregadas en bancos reconocidos a nivel internacional, esto quiere decir que sólo el titular de la cuenta puede realizar el retiro.

Plataformas: El broker, debe tener un sistema amigable que pueda ser descargado en cualquier dispositivo.

Facilidad para abrir una cuenta: Al momento de comparar brokers, debe darse cuenta cuál es el depósito mínimo para poder registrarse y operar, y los medios que ofrece el bróker para efectuar el depósito inicial así como la facilidad de realizar los retiros.

Información: La empresa debe de ofrecer diversas herramientas de análisis de mercados, incluyendo análisis fundamental y técnico.

Servicio: Un buen broker, por naturaleza ofrece servicio en su idioma, y cuenta con un personal de atención a clientes capacitados las 24 horas del día, con un servicio accesible y respuestas rápidas.

DóNDE COMPARAR BROkERS DE FOREX Para que reduzca su tiempo de búsqueda y comparación de brokers de Forex, puede ingresar a OpinionesForex, pues ahí, encontrará un análisis detallado de todas las entidades de Forex que operan en Internet, ayudándote de esta manera a elegir el broker ideal entre tantas opciones en el mercado.

Escoja la estrategia de Forex que más se adapte a su perfil.

Los traders suelen utilizar una variedad de estrategias en los mercados, todo basado en dos formas de análisis: El análisis fundamental y el análisis técnico. Aunque las instituciones y otros grandes comerciantes suelen usar una combinación de ambos análisis, la mayoría de los comerciantes independientes apuestan en estrategias basadas en el análisis técnico.

Así que para darle una visión más profunda de ambos estilos de análisis, a continuación hablaremos un poco a cerca de cada una, y de los indicadores que usan para predecir el precio de una divisa o activo: El análisis fundamental es la más tradicional de las

dos y, es considerada la de más confianza entre los analistas de mercado. Se compone por el conjunto de estudios y análisis macro y microeconómicos de las empresas.

El análisis técnico o gráfico, se caracteriza por el conjunto de técnicas y estudios apoyados en los movimientos históricos de los precios de los activos financieros en el mercado. Las herramientas gráficas y técnicas matemáticas que forman parte de este enfoque tratan de intentar predecir los movimientos futuros en las cotizaciones de títulos y acciones, divisas, índices, commodities, etc.

Invertir en Forex con brokers de seguimiento social.

Si usted, por otro lado, no quiere hacer uso de estrategias e indicadores de Forex para ganar dinero, puede optar por otra opción menos trabajosa llamada inversión social. Con esta alternativa, usted puede ganar dinero simplemente copiando las operaciones de otros usuarios en Forex que si hacen uso de estrategias e indicadores, de esta manera, si el usuario al que copias gana la operación, tú al reproducirla, también ganas la operación.

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Eni encuentra crudo y gas en México

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n septiembre de 2015, la Secretaría de Energía La petrolera italiana halló crudo en la adjudicó tres de las cinco áreas contractuales bahía de Campeche al perforar el pozo ofertadas para producción compartida para exAmoca-2, lo que la convierte en la priploración y extracción de hidrocarburos. La itamera empresa extranjera en perforar liana Eni ganó el contrato que abarca las áreas un pozo en México desde la aprobación Amoca, Miztón, Tecoalli. de la reforma energética en 2013.

El pozo tiene una profundidad de tres mil 500 metros, en los que, aproximadamente, 110 metros contienen petróleo crudo. Todo el bloque podría tener alrededor de 107 millones de barriles de crudo y 69 mil millones de pies cúbicos de gas. La empresa informó que el pozo alcanzó una profundidad de perforación de 3 mil 500 metros, en el que se localizó casi 110 metros de mineralización de crudo.

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“Las reservas encontradas aún están siendo evaluadas, pero el pozo indica un alza significativa de las estimaciones originales” de la empresa para este proyecto, informó Eni en un comunicado.

Con la perforación de este pozo, la petrolera italiana halló pruebas de que en los niveles más profundos hay petróleo crudo ligero de “óptima calidad”.

La empresa seguirá explorando en el pozo Amocada y luego procederá a perforar los pozos Miztón-2 y Tecoalli-2, también ubicados en la bahía de Campeche.

CLAUDIO DESCALzI,

Con sede en Roma, Eni, opera en 79 países en el mundo y recientemente ha concentrado su producción en África. El Estado italiano tiene una participación del 30% en la compañía dirigida por Descalzi, quien recientemente fue confirmado en la dirección de la empresa para los próximos tres años.

“Este importante descubrimiento se da en un país en el que Eni aún no opera y confirma nuestras capacidades de exploración”.

CEO Eni.

La petrolera anunció que durante este año trabajará en la perforación de dos pozos más y que acelerará los trabajos de explotación. Ha estado presente en México desde 2006, pero su subsidiaria se creo en 2015.

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INTERNACIONAL

Descubrimiento del mayor yacimiento de petróleo en Estados Unidos Por: Marta Molina

Repsol y su socio Armstrong Energy hicieron el mayor descubrimiento convencional en Alaska de hidrocarburos logrado en los últimos 30 años en suelo de Estados Unidos. Además, representa el mayor descubrimiento para la petrolera presidida por Antonio Brufau en los últimos siete años, desde el hallazgo del megacampo gasista venezolano de Perla en octubre de 2009.

Los pozos del hallazgo, denominados ‘Horseshoe-1’ y ‘Horseshoe-1A’ y perforados en la campaña invernal de exploración 2016-2017, confirman la formación de Nanushuk como una de las de mayor potencial de la prolífica zona del North Slope de Alaska.

Los recursos identificados con los datos existentes sobre la formación Nanushuk alcanzan aproximadamente 1.200 millones de barriles recuperables de crudo ligero.

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Este hallazgo de Horseshoe extiende la formación de Nanushuk en más de 32 kilómetros con respecto a los descubrimientos realizados en campañas exploratorias previas en la zona de Pikka por Repsol y su socio en 2014 y 2015, y cuyas licencias de desarrollo se están tramitando.

La compañía dirigida por Josu Jon Imaz indicó que está previsto que un porcentaje significativo de los recursos identificados se reclasifiquen como reservas probadas y probables una vez obtenidas las licencias administrativas del proyecto de Nanushuk.

“120.000 BARRILES DE PETRóLEO DIARIOS” El plan de desarrollo preliminar de Pikka contempla que la producción se inicie a partir de 2021, con un potencial aproximadamente de 120.000 barriles de petróleo diarios.

La petrolera lleva explorando activamente en Alaska desde el año 2008 y, desde 2011 ha realizado múltiples descubrimientos en la zona de North Slope, con Armstrong Energy como socio.

HORSESHOE-1 Perforado a una profundidad total de 1.828 metros (6.000 pies), descubrió una columna neta de petróleo de más de 46 metros (150 pies) en distintos reservorios de la formación Nanushuk.

Repsol cuenta con una participación del 25% en Horseshoe y del 49% en Pikka, mientras que Armstrong dispone del porcentaje restante y es actualmente el operador.

Antes del descubrimiento en Horseshoe, la petrolera realizó como operador 13 pozos de exploración y delineamiento en North Slope, que permitieron hallar diversos reservorios en la formación de Nanushuk, en la zona de Pikka.

HORSESHOE-1A Perforado a una profundidad total de 2.503 metros (8.215 pies), se encontró una columna neta de petróleo de más de 30 metros (100 pies), también en Nanushuk.

“NORTEAMÉRICA, UNA REGIóN ESTRATÉGICA” Norteámerica, junto a Latinoamérica y Sudeste Asiático, está considerada una de las regiones estratégicas para la petrolera para este año en el área de upstream (exploración y producción).

En concreto, los esfuerzos de inversión del grupo se centrarán en 2017 en proyectos de alto valor añadido y se concentrarán principalmente en proyectos de desarrollo y construcción de instalaciones en Trinidad, Estados Unidos, Brasil,

Venezuela, Canadá, Reino Unido, Argelia, Perú, Bolivia, Indonesia, Malasia y Vietnam, así como en la perforación de sondeos exploratorios, según el informe anual de la compañía.

Para 2017, Repsol prevé unas inversiones totales por 3.600 millones, un 12,5% más que los 3.200 millones de euros invertidos en 2016, de los cuales 2.700 millones de euros corresponderán al negocio de upstream, manteniéndose en línea con 2016.

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NACIONAL

México, abierto a la inversión en energías limpias El país se ha convertido en el tercer líder mundial como productor de energía geotérmica, generando con el vapor derivado del agua del subsuelo que alcanza altos grados de temperatura para hacer mover una turbina y así producir electricidad.

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i bien lo más costoso es la etapa de exploración, México es considerado como país con potencial para una fuente limpia en la generación de electricidad pese a producir sólo el 3 por ciento del total nacional de energía.

De acuerdo con los datos de la empresa internacional Bloomberg Energy Finance –BNEF–, durante el primer trimestre del año hubo una inversión en energías limpias de 53,5 mil millones de dólares, la cual incluye la emisión de 1.4 mil millones de dólares en acciones públicas por parte de la empresa de vehículos electrónicos Tesla y el financiamiento del proyecto de Enel en su complejo fotovoltáico en zacatecas. Hasta ahora, este complejo posee una capacidad de producción de 754MW y es el proyecto solar más grande del mundo.

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Desgraciadamente la posición frente al calentamiento global del nuevo gobierno de EE.UU., ha impactado negativamente en la inversión de los dos mercados más grandes, China y EE.UU., en torno a los proyectos eólicos cuesta-fuera. De hecho, durante el primer trimestre del 2017, EE.UU. presentó una caída del 24 por ciento y China, del 11 por ciento. En palabras de Jon Moore, director general de BNEF, explicó: “Este año, el primer trimestre refleja, una vez más, las caídas en los costos de capital promedio por megawatt para la energía eólica y solar.

Esta tendencia significa que año con año es posible financiar capacidades de generación equivalentes con estas tecnologías por menos dólares.”

Si bien la inversión global en energías limpias cayó durante el primer trimestre, los analistas de BNEF esperan que tanto “la energía solar y eólica alcancen cifras similares de nuevos megawatts este año contra el año pasado”. Mientras tanto, México ha invertido en energías limpias mediante cuatro plantas: “En el Valle de Mexicali, Baja California, opera la planta de Cerro Prieto, la mayor central de energía geotérmica a nivel mundial, con una capacidad de 720 Megawatts (MW); Los Azufres en Michoacán (188 MW), Las Tres Vírgenes en Baja California Sur (10MW) y Los Humeros en Puebla (40 MW). En un futuro los Humeros II, fase A, y Humeros II, fase B, generarán 25 MW y 21 MW, respectivamente.”

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NACIONAL

El territorio mexicano cuenta con recursos geotérmicos abundantes que se distribuyen a lo largo del territorio; un total de 3 000 manifestaciones terminales en 27 estados. Al menos 20 zonas geotérmicas podrían tener un buen potencial para su explotación; como por ejemplo Tulecheck y Piedras de Lumbre en el norte; El Ceboruco y Cerritos Colorados en la zona central; y Acoculco, Tacaná y Chichonal en el sur, tienen un alto potencial para producir energía eléctrica. Para ello es indispensable, primero, identificar las barreras regulatorias que impiden avanzar a la industria; segundo, elaborar una propuesta legislativa que dé seguridad a los inversionistas y a las comunidades indígenas cercanas a las fuentes de energía; tercero, establecer un mecanismo financiero para la cobertura de riesgo de la explotación de fuentes geotérmicas. Se trata de proyectos que requieren una mayor atención pero implican un fuerte potencial.

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¿Cuánto cuesta instalar tejas con páneles solares de Tesla?

Desde el 2003, Tesla Company se ha dedicado al desarrollo de tecnologías sustentables a favor del medio ambiente. Su trayectoria comenzó con la implementación de los coches eléctricos y ecosustentables a un precio realmente asequible, pero actualmente continúa realizando proyectos cuya misión es ayudar a la transición del planeta hacia la energía sustentable. Entre ellos se encuentran las tejas equipadas con páneles solares para producir energía limpia.

De acuerdo con Elon Musk, CEO de Tesla, estas tejas con páneles solares brinda un óptimo funcionamiento y textura para el diseño de un hogar. Están protegidas

con vidrio templado muy resistente, lo cual ofrece una garantía válida “durante toda la vida de la casa o el infinito, lo que suceda primero”, y funcionan con una batería Powerwall 2 que almacena 14kWh de energía.

Cada pie cuadrado tiene un costo aproximado de 21,85 dólares –alrededor de 418 pesos–. Si bien, menciona Musk, es un costo elevado para unas tejas, se trata de una inversión que se verá reflejada a largo plazo en la disminución del gasto de energía eléctrica. Además se trata de una tecnología que está disponible en cualquier país; basta con apartar un lugar en la lista de espera con 18 780 pesos, el cual será devuelto en cuanto se tenga el contrato de venta e instalación.

Cortesía: Laboratorio de conciencia digital PETROQUÍMICA MEXICANA

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ENERGÍA

Oriente Medio

protagonista renovable Investigadores de la Universidad Tecnológica de Lappeenranta (LUT) sugieren que Oriente Medio podría ser completamente renovable para el año 2030.

El detallado estudio incluye medidas para reducir la producción de su producto más lucrativo en la región.

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a sea el golpe de Estado iraní de 1953, la invasión de kuwait por Saddam Hussein en la primera guerra del Golfo, o las enormes riquezas acumuladas hoy por los príncipes saudíes, la industria petrolera ha tenido a menudo un efecto negativo y desestabilizador en el desarrollo político y económico de Oriente Medio.

Con temperaturas globales en sus niveles más altos, la extracción de combustibles fósiles y las emisiones representan una amenaza para la región más que nunca. “Sabemos por la investigación que el impacto del cambio climático en Oriente Medio será extremadamente fuerte”, nos comenta Christian Breyer, profesor de economía solar en la Universidad Tecnológica de Lappeenranta (LUT) en Finlandia. “En sólo unas pocas décadas, podría no ser posible sobrevivir en el exterior durante la época de verano en la región.”

A medida que los países de todo el mundo comienzan a reconocer los peligros del calentamiento global, la demanda de petróleo también es probable que caiga, lo que representa otra amenaza a la legitimidad de los gobiernos dependientes del petróleo de la zona MENA.

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“Los precios se reducirán en el futuro debido a los picos de demanda”, dice Breyer. “La mayoría de la producción de petróleo en el mundo se destina al sector del transporte, pero más o menos todos los coches en el mundo pueden ser totalmente eléctricos. De hecho, hoy en día los vehículos eléctricos están viendo tasas de crecimiento de alrededor del 70% y más allá a nivel mundial. En pocos años serán aún más económicos y esto inducirá a una caída muy fuerte en la demanda de petróleo “.

Reconociendo estos problemas, a lo largo de los años algunos países de la región han comenzado a cambiar sus hábitos de consumo de energía. Marruecos, un importador neto de petróleo, decidió concentrarse en los recursos nacionales renovables hace unos diez años, por ejemplo, cuando los precios del petróleo alcanzaron máximos récord de más de 147 dólares por barril.

“Muchos dólares estadounidenses fueron empleados a la importación de combustibles fósiles, por lo que decidieron que lo mejor era aumentar la energía eólica y solar”, Breyer.

Hoy en día, otros están siguiendo el ejemplo. “La mayoría se han dado cuenta de que tienen que adaptarse de una forma u otra”, afirma Breyer. “Esto explica la salida a bolsa de Saudi Aramco: es el activo más valioso de Arabia Saudita, pero ahora ven que es el momento adecuado para sacar dinero.

“La energía renovable reducirá realmente el coste”, afirma Breyer. “Y si estos países pueden vender petróleo en el mercado mundial y luego invertir en energía solar o eólica, su riqueza podría ser aún mayor”.

Muchos países también están interesados en el modelo de negocio de Noruega. Lo que producen con el petróleo y el gas en el Mar del Norte los exportan plenamente y luego en casa tienen un sistema limpio, con un sector de energía 100% renovable. Los países MENA de mente más abierta realmente ven el potencial de esta estrategia”.

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Mientras que el devastador calentamiento global ya parece inevitable, según Breyer, un sistema de electricidad completamente renovable en Oriente Medio no sólo es posible, sino que es financieramente beneficioso.

El informe recientemente llevado a cabo por el equipo de investigadores de LUT, liderado por Breyer, demuestra que los principales países productores de petróleo de la región MENA podrían convertir los recursos de energía renovable en oportunidades de negocio potencialmente lucrativas, logrando la transición definitiva en 2030.

“El objetivo principal es demostrar que, con los recursos disponibles y las tecnologías existentes, el consumo de energía podría transitar hacia un futuro totalmente basado en energías renovables entre el año 2040 y el 2050 si las acciones se inician hoy”.

Según el estudio, el coste de un sistema eléctrico totalmente renovable sería de unos 40 a 60 euros por MW/hora, o incluso más bajo si se conectan diferentes recursos energéticos a una súper-red que pueda transmitir grandes volúmenes de electricidad a través de distancias más extensas.

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¿En qué se basa el estudio realmente? “Primero tomamos en cuenta los recursos de los países porque energías como la solar y la eólica difieren entre sí”, explica Breyer. “En segundo lugar, tenemos en consideración las diferentes tecnologías que están disponibles hoy día; que incluye un amplio conjunto de alrededor de 30 tecnologías diferentes. En tercer lugar, contamos con las hipótesis de costes más realistas posibles desde hoy hasta 2050. Ahora esas suposiciones de costes son simples, pero cuanto más nos movamos hacia el futuro, más incierta es”.

“Después de esto necesitamos entender la demanda y cómo se desarrolla año por año. Utilizamos el enfoque sencillo de tomar los números de la Agencia Internacional de la Energía. A continuación, tenemos que saber durante un año, cómo se estructura esa demanda. En verano, por ejemplo, cuando todo el mundo utiliza el aire acondicionado, se necesita más energía durante el día que durante la noche. A partir de ahí, el último paso ha sido describir la transición de energía de hoy a 2050. En ese año, el modelo se ve obligado a alcanzar un sistema de energía 100% renovable”.

“La energía eólica se puede instalar en muchas partes del país, y los sistemas solares prácticamente en cualquier lugar de Irán por un coste atractivo. Ambas tecnologías pueden agregarse fácilmente a la infraestructura energética existente, que se basa principalmente en centrales termoeléctricas de combustibles fósiles, seguido de la energía hidroeléctrica”.

Por supuesto, ese último paso no será fácil. En el caso de Irán que transforma el sistema existente en uno totalmente renovable “requiere 49 GW de energía solar fotovoltaica, 77 GW de energía eólica y 21 GW de hidroeléctrica”, según el estudio, añadiendo que “la mayor parte de la energía hidroeléctrica ya existe, pero la capacidad solar y eólica requerirían de nuevas inversiones”.

Si Irán y otros gobiernos en Oriente Medio ponen estos pasos en marcha, los beneficios son difíciles de exagerar. Breyer afirma: “En el pasado, varias guerras en la región han involucrado a otras potencias del exterior que buscan petróleo. Quizá con menos petróleo y gas podría ser una región más pacífica, aunque esto no lo veremos hasta dentro de varias décadas en el futuro”.

Eugenio Rodríguez

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ELECTRICIDAD

CFE y SIEMENS consolidan avances El Director General de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Jaime Hernández, y el Presidente y CEO de Siemens AG, Joe kaeser, firmaron un acuerdo en una ceremonia oficial que contó con la presencia del Presidente de la República, Enrique Peña Nieto, y de la Canciller de Alemania, Angela Merkel.

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a firma de este nuevo acuerdo consolida los avances de los trabajos realizados a partir del Acuerdo de Entendimiento (MOU, por sus siglas en inglés) firmado entre la CFE y Siemens el pasado 14 de febrero, que buscaba identificar proyectos para modernizar la red eléctrica nacional, así como analizar la incorporación de nuevas tecnologías y prácticas operativas para continuar mejorando la calidad del servicio eléctrico que CFE provee a sus clientes.

Como parte del acuerdo, CFE y Siemens se han comprometido a seguir trabajando en la incorporación de nuevas tecnologías de digitalización, proporcionándole a la red eléctrica nacional mayor competitividad y reducción de costos.

La colaboración estratégica de esta Empresa Productiva del Estado con un líder global del sector como Siemens, permite que la CFE siga fortaleciendo sus procesos operativos, y en consecuencia, mejore el servicio para sus más de 41 millones de clientes en todo el país.

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Al respecto, es importante mencionar que el acuerdo se deriva de los principales objetivos del Plan de Negocio de la CFE, enfocados a minimizar los costos operativos y modernizar la industria eléctrica en beneficio de la población mexicana.

El convenio permitirá a Siemens fortalecer la capacidad de generación eléctrica en el país junto con las Empresas Productivas Subsidiarias de Generación de la CFE. La ejecución de contratos de servicios para proveer mantenimiento al equipo instalado en diversas plantas de generación de CFE; la modernización de la infraestructura de transmisión y distribución; y el uso de soluciones de digitalización para la construcción de una red inteligente también se contemplan como parte del convenio.

La firma del nuevo acuerdo entre la CFE y Siemens se realiza dentro del marco de la visita de la Canciller de Alemania, Angela Merkel, con el propósito de estrechar la cooperación bilateral entre ambos países, en sectores como el energético, propiciando el uso de nuevas tecnologías para la generación, transmisión y distribución eléctrica en México.

“Siemens ha sido un socio clave en la Reforma Energética de México implementando las soluciones más eficientes e innovadoras por primera vez en América Latina. Junto con CFE y con nuestras capacidades digitales, seguiremos siendo pioneros y haciendo del sector energético de México uno de los más avanzados y competitivos del mundo” Presidente y CEO de Siemens AG, Joe kaeser.

CFE PETROQUÍMICA MEXICANA

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Geofísica de superficie aplicada en hidrogeología

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ada método de prospección geofísica obedece al estudio de una determinada propiedad de las rocas, existiendo numerosas posibilidades en la manera de efectuar las mediciones sobre el terreno, de tal forma que puedan adaptarse a la escala y el objetivo requerido por cada trabajo: desde reconocimientos regionales a caracterizaciones locales y superficiales.

En principio, todos los métodos geofísicos de superficie pueden ser utilizados en la resolución de problemas geológicos relacionados con la Hidrogeología, siendo fundamental tener en cuenta los límites tanto intrínsecos de cada método como los derivados de su forma de utilización. Sin embargo, la naturaleza de la mayoría de los problemas planteados en Hidrogeología exige conocer la distribución de propiedades en el subsuelo en sentido vertical, lo que unido al importante papel que juega el agua en la resistividad eléctrica de las rocas, hace que los métodos sean con diferencia los cuantitativamente más utilizados. No obstante, no

es infrecuente que la resolución de los problemas planteados demande la utilización de métodos sísmicos, gravimetría o magnetometría, así como tecnologías eléctricas no convencionales: cada tipo de situación geológica requiere la aplicación del método adecuado, siendo conveniente en muchas ocasiones la aplicación simultánea de más de un método, lo que a veces no es posible por los límites económicos que suelen imponerse a las investigaciones hidrogeológicas.

En este sentido, la reutilización de la información geofísica a través de cartografía y bases de datos nacionales es una excelente alternativa. Tanto para la introducción de nuevas tecnologías como para la más correcta utilización de las existentes, es necesaria la realización de proyectos de desarrollo tecnológico; este tipo de actuaciones sólo serán de utilidad si se tienen en cuenta las necesidades reales y la correcta identificación de los problemas a resolver, lo que se ve favorecido por el acercamiento entre organismos de investigación y organismos gestores de los recursos.

La Geofísica aplicada es una tecnología que permite efectuar un diagnóstico de la constitución del subsuelo por interpretación de unos documentos obtenidos a partir de unas mediciones y de unos cálculos.

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RELACIóN ENTRE MÉTODOS Y SUS APLICACIONES EN HIDROGEOLOGÍA

El ámbito de aplicación de la Geofísica a la Hidrogeología abarca una gran variedad de temas; unos están relacionados con la creación de modelos hidrogeológicos para el control y gestión de acuíferos; otros se refieren a cuestiones derivadas de la contaminación por las actividades agrícolas, industriales y de residuos urbanos; otros temas están relacionados con la conservación de la Naturaleza; otras cuestiones se refieren a problemas geotécnicos, como la influencia de la oscilación del nivel freático en la estabilidad de obras; o los temas vinculados al almacenamiento superficial y subterráneo de sustancias, obras mineras, etc.

Por tanto, si los métodos de Prospección Geofísica forman un conjunto de varios elementos, la Hidrogeología presenta aún más riqueza de variaciones en la posibilidad de problemas que pueden presentarse, siendo las combinaciones entre los elementos de estos dos grupos realmente muy elevada; además, aunque el número de parámetros que el hombre necesita conocer para resolver estos problemas sea limitado, las circunstancias del entorno geológico y ambiental de cada caso añade un elemento más a tener en cuenta, por lo que en realidad hay que considerar combinaciones de tres conjuntos: método geofísico - problema hidrogeológico - entorno.

En cada uno de estos temas, se requiere la determinación de una serie de parámetros; unos pueden ser de tipo geométrico: potencia, profundidad y extensión lateral de los acuíferos, aquitardos y sustrato impermeable, posición del nivel freático, etc.; otros se refieren a características hidráulicas ligadas a la litología, como la porosidad y permeabilidad, con los que poder evaluar la transmisividad y coeficiente de almacenamiento; otros son dinámicos: velocidad y dirección de flujo; otros son datos sobre recarga y extracción: conexiones entre unidades aflorantes y profundas, envejecimiento de pozos, etc.

Sería posiblemente muy útil el poder asegurar que un determinado método geofísico es el que debe ser utilizado para la resolución de un determinado problema geológico o hidrogeológico, o si se quiere plantear al revés, el poder decir que tal problema es inequívocamente solucionado con la aplicación de tal método. Aunque desde un punto de vista muy simplificativo pudiera establecerse este tipo de relación Método - Aplicación, creo que este planteamiento hace poco favor a la investigación hidrogeológica por métodos geofísicos, dadas las múltiples excepciones que en la práctica se presentan.

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Lo más importante es realizar una correcta y concreta identificación del problema geológico que se plantea, efectuar una buena traducción del mismo en términos geofísicos y analizarlo para decidir en primer lugar si es o no posible su solución con el uso de las técnicas de Prospección Geofísica; en algunas ocasiones, resulta claro que no es posible, por lo que la sensatez aconseja no insistir en seguir adelante con las restantes etapas de una Prospección Geofísica; en otros casos, puede resultar suficientemente claro que el tema es abordable, por lo que se puede proseguir con la selección del método, o métodos, más adecuados; sin embargo no es infrecuente, sobre todo con la creciente dificultad de los temas que son planteados, el que no resulte evidente la selección, por lo que la única vía posible y rentable es la realización de ensayos previos con los métodos que puedan parecer más adecuados, y mediante la evaluación de estos ensayos tomar la decisión final.

No hay lugar en el marco de esta Ponencia para profundizar y demostrar de forma convincente la realidad de este planteamiento, ya que ello requeriría una exposición rigurosa de todos los métodos geofísicos, así como un análisis crítico detallado de múltiples casos reales de aplicación. Si este planteamiento pue-

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de parecer ambiguo, téngase en cuenta que es una consecuencia tanto de la variedad de métodos geofísicos disponibles, como de que estamos tratando de Ciencias de la Tierra, en donde aunque una situación sea parecida a otra, nunca es igual. Por ejemplo, al problema genérico de qué método se puede utilizar para localización de un basamento impermeable, la respuesta correcta es que todos; en un caso, se ha podido resolver con dispositivos de sísmica de refracción de 100 m de longitud, cartografiando con fiabilidad tanto la zona meteorizada (de unos 40 m de potencia) que constituye el acuífero hasta llegar a la roca fresca, como el nivel freático, por presentar en este caso un buen contraste de velocidad; en otra situación se han empleado sondeos magnetotelúricos para cartografiar la potencia de sedimentario hasta llegar a un basamento de baja porosidad situado a más de 800 m de profundidad, lo que sería técnica, o al menos económicamente, inviable con sísmica de refracción.

Para la aplicabilidad de un método geofísico puede que tenga más importancia tener en cuenta sus limitaciones que sus virtudes; el límite puede provenir

de las bases del propio método, que en función de la propiedad física estudiada puede verse limitado en algunos aspectos: profundidad de investigación, dimensiones verticales y horizontales de los objetivos o resolución que es posible alcanzar, unicidad de la solución, etc. El límite puede venir dado también por el entorno donde hay que realizar la toma de medidas en campo: existencia de ruido tanto geológico como cultural que impida la aplicación del método; o bien que aún existiendo un contraste de propiedades

físicas de las rocas, este sea en la realidad insuficiente para producir una anomalía mensurable; o bien que la geometría de los contactos geológicos no sea compatible con la obtención de resultados de la calidad necesaria. Otros límites pueden deberse sencillamente a la forma de usar la Geofísica: defectos en la etapa de planteamiento, utilizar una distancia entre medidas inadecuada, no disponer de control geológico, no efectuar una suficiente georeferenciación de los datos, etc.

La síntesis a que ha obligado el espacio dedicado al tema hace que en definitiva no haya hecho otra cosa que enumerar conclusiones;

se emplean, el número de mediciones utilizado no es siempre el adecuado. importancia la existencia de bases de datos, centros de documentación y cartografía geofísica. permite la correcta identificación de las necesidades reales de investigación. geofísicas en Hidrogeología, muestra de lo cuál son las presentes Jornadas.

Cortesía: Blogueros.com

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NACIONAL

Inicia en México una nueva etapa en materia de comercialización de hidrocarburos

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a CNH generó la primera factura por la venta de hidrocarburos obtenidos durante la prueba de producción del pozo Hokchi-4DEL del Área Contractual Hokchi, por un monto total de $183,084.62 (ciento ochenta y tres mil ochenta y cuatro dólares americanos, 62/100), correspondiente a la Segunda licitación de la Ronda 1.

Esta es la primera vez que se emite una factura por concepto de la comercialización de hidrocarburos producidos por un contratista surgido de un proceso licitatorio.

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Esta producción que se vendió a Pemex Exploración y Producción a través de P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V., marca un hito en la historia petrolera del país. Es la primera vez que el Estado recibe ingresos de un contratista en el marco de una negociación de producción compartida.

A diferencia de los contratos de licencia, en los de producción compartida la contraprestación al Estado se calcula sobre la base de la utilidad operativa, permitiendo deducir al contratista los costos de producción.

El total de aceite producido en esta prueba, que se llevó a cabo entre el 17 y 28 de abril de este año, fue de 4,201 barriles con una calidad de 29.4 API. Esta Área Contractual licitada el 30 de septiembre de 2015, se ubica en la provincia petrolera denominada Cuencas del Sureste, se encuentra aproximadamente a 30 km de la costa del Estado de Tabasco, bajo un tirante de agua de 30 metros. Abarca 40 km2 e incluye al campo Hokchi que contiene reservas 2P de 61 millones de barriles de aceite ligero y 29 mil millones de pies cúbicos de gas.

El Consorcio ganador del Área Contractual CNHR01-L02-A2/2015, pagará al Estado el 70% de la utilidad operativa e incrementará en 100% el programa mínimo de trabajo.

Cabe señalar que una prueba de producción consiste en extraer hidrocarburo para evaluar el potencial petrolero del área contractual con el fin de optimizar la inversión y el desarrollo del campo.

Este pozo se suma a los dos ya perforados durante este año: el Hokchi-2DEL y Hokchi-3DEL, completados el 3 de enero y 25 de febrero respectivamente. Alcanzaron una profundidad de 2.600 y 3200 metros respectivamente y su perforación se logró realizar de forma segura sin contabilizarse días perdidos.

El 7 de enero de 2016, el consorcio formado por Hokchi Energy y E&P Hidrocarburos y Servicios, firmó con la Comisión Nacional de Hidrocarburos de México el Contrato de Extracción de Hidrocarburos bajo la modalidad de producción compartida, para el Área Contractual 2.

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Utopía de las plataformas petrolíferas

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1. PRODUCIR BIOCOMBUSTIBLES

La captura y almacenamiento de carbono (CCS) – por el cual las plantas de carbón y gas pueden separar el CO2 a partir de sus gases de combustión antes de almacenarlos en depósitos subterráneos, eliminando su efecto sobre la atmósfera – ha sido proclamada como una importante tecnología para mitigar el impacto ambiental de infraestructuras energéticas basadas en combustibles fósiles, que, en la práctica, no desaparecerán en el corto y medio plazo, especialmente en los países en desarrollo.

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in embargo, a pesar de los años de inversión y desarrollo, el CCS aún está lejos de ser una tecnología consolidada, ya que los procesos que se están explorando actualmente tienen escasas credenciales ambientales, unido a que la energía utilizada para separar el CO2 compensa muy poco los beneficios de su eliminación para un despliegue generalizado en términos de su valor comercial.

El camino en los esfuerzos para alcanzar un uso extensivo de CCS ha generado algunas ideas nuevas alternativas poco convencionales, como la recientemente presentada por el ingeniero químico y profesor de la Universidad de Aberdeen, Tom Baxter.

Su idea, que escribió originalmente en una editorial de The Conversation el pasado enero, postula que las plataformas petrolíferas offshore en el Mar del Norte, por ejemplo, podrían convertirse en centrales eléctricas en alta mar a través de la combustión in situ. Este tipo de combustión se ha utilizado durante décadas en la industria del petróleo y del gas para extraer petróleo pesado; se inyecta aire u oxígeno para quemar los hidrocarburos dentro de un depósito, diluyendo mediante el calor generado el petróleo pesado y convirtiendo los componentes más ligeros en vapor, aumentando el flujo a la superficie.

El concepto de Baxter lleva el proceso un paso más allá; la quema de hidrocarburos en los depósitos podría proporcionar el calor reque-

rido para generar vapor, que podría ser canalizado a la superficie para impulsar turbinas con el objetivo de generar electricidad. De esta manera, el potencial energético de los depósitos de petróleo y gas existentes podría ser aprovechado sin eliminar los hidrocarburos ni liberar sus emisiones nocivas en el aire. “¿Cómo funcionaría? Comprimes aire enriquecido con oxígeno en el depósito, y entonces induces un frente de fuego”, afirma Baxter. “Lo que yo planteo es que el agua de alimentación de caldera pase por un tubo interior, tras llegar al final circularía de regreso sobre un anillo, el cual está en contacto con el frente de fuego. Así vaporizas el agua de caldera. A partir de ahí lo llevas a la superficie, y ahora tienes vapor para la generación de energía”.

Baxter hace hincapié en que esta idea es el producto de un concepto imaginativo que está destinado a estimular la industria y la discusión académica. Sin embargo, las dificultades actuales que entraña el desarrollo del CCS hacen que sea un concepto atractivo, a pesar de algunas grandes incertidumbres sobre cómo funcionaría en la realidad.

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UTOPÍA DE LAS PLATAFORMAS PETROLÍFERAS

¿Una alternativa al CCS? Para desarrollar la idea, Baxter también se inspiró en parte en los fallos del concepto CCS, que cree actualmente no ser viable con los existentes costes tecnológicos y el bajo valor atribuido al CO2.

cerían en sus depósitos y la generación de electricidad en el emplazamiento mitigaría la ineficiencia del transporte de hidrocarburos y CO2 entre centrales eléctricas en tierra y emplazamientos remotos.

perar. Podríamos aprovecharlo con esta nueva idea”, nos comenta Baxter.

El concepto de planta de energía offshore podría tener ventajas significativas sobre el CCS. Para empezar, se basa en tecnologías probadas ya utilizadas en la industria del petróleo y el gas, aunque tendrían que ser ampliadas y adaptadas para hacer el posible cambio a la generación de energía basada en vapor.

La quema de hidrocarburos subterráneos también podría ayudar a prolongar la vida de los yacimientos petrolíferos maduros, un objetivo declarado de estrategia por países como el Reino Unido para maximizar la recuperación económica del Mar del Norte. “Generalmente cuando se abandona un yacimiento, el 30% del petróleo original todavía está presente y no se puede recu-

A pesar de lo atractiva que suena la idea de Baxter en el papel, no se puede negar que hay muchos desafíos que abordar e incertidumbres para cuantificar antes de que la generación de energía in situ pudiera ser alcanzable en los yacimientos de petróleo y gas. Sólo desde una perspectiva puramente técnica, Baxter describe el desafío como “bastante feroz”.

Todos los hidrocarburos permane32

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¿La idea podría funcionar realmente?

“La mayor de las preocupaciones técnicas es cuánto calor se puede recuperar, y cuál es el destino de sus productos de combustión”, reflexiona. “¿Podrían esos productos de la combustión, de alguna manera, perjudicar la integridad del sello geológico existente que está almacenando el petróleo y el gas allí?

El pozo también tendría algunas consideraciones reales de diseño, incluso la metalurgia de la misma, el crecimiento térmico, todo ese tipo de cosas”.

Los desafíos financieros abundan también, con muchos multipli-

cadores de costes entrando en la ecuación. La instalación de cables submarinos para la transmisión de energía, por ejemplo, podría llegar a decenas o cientos de millones, mientras que modificaciones submarinas tales como “implementar tuberías en el depósito con numerosos pozos de vapor” también podrían ser enormemente caras, señala Baxter.

La fase inicial para su posible puesta en marcha probablemente tendría que tener lugar en yacimientos de petróleo y gas terrestres, donde los costes tienden a ser más bajos. Los proyectos piloto en

tierra podrían utilizarse para evaluar la viabilidad técnica del proceso e identificar los problemas antes de acelerar el despliegue offshore, un proceso que Baxter dice que probablemente llevará una década o más.

Pero ¿de dónde vendría la inversión para un concepto tan radical y caro? Baxter pone en duda que la coordinación de la inversión privada en un sector dispar como si el petróleo y el gas fuese suficiente y, por lo tanto, necesitaría probablemente de dinero público para impulsar las pruebas exhaustivas necesarias para validar la idea.

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Energías Limpias

Pemex acelerará estrategias para incrementar producción

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etróleos mexicanos acelerará el establecimiento de farmouts y asociaciones estratégicas en todas sus líneas de negocio con el fin de incrementar la producción tanto de petróleo crudo como de productos petrolíferos, incorporar reservas y acceder a nuevas tecnologías para sus procesos operativos. Este mecanismo permitirá a la petrolera aumentar inversiones, ser más competitiva y compartir riesgos financieros y tecnológicos.

El reto a corto plazo es consolidar sus finanzas gracias a la oportunidad histórica de utilizar y aprovechar al máximo todos los instrumentos y la flexibilidad que le otorga la Reforma Energética dijo el director de la empresa productiva del Estado.

Ante la presencia del gobernador de Puebla, José Antonio Gali, González Anaya especificó que 2017 marcará un punto de inflexión para Pemex ya que se alcanzará, por primera vez en cinco años, un superávit primario.

Consideró que las asociaciones serán fundamentales en refinación y logística, como ocurrió

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recientemente con la empresa francesa Air Liquide para el suministro de hidrógeno a la refinería de Tula, que representa un ahorro del 30% en el costo de producción de ese gas.

La edición 2017 del Congreso Mexicano del Petróleo fue inaugurada por el secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, y contará con stands de al menos 200 compañías expositoras nacionales e internacionales. Su programa incluye sesiones plenarias, sesiones técnicas con especialistas del sector petrolero, así como la participación del director general de Pemex Exploración y Producción, Javier Hinojosa Puebla y del director corporativo de Alianzas y Nuevos Negocios, José Manuel Carrera Panizzo.

La empresa enfrenta el desafío de incrementar de manera rentable, segura y sustentable la producción de petróleo aprovechando los mecanismos de la reforma energética. Para ello, ha identificado oportunidades de negocio adicionales al migrar las asignaciones que tiene la empresa a esquemas de asociación o farmout.

En el evento se realizó la mesa redonda “México como oportunidad de negocio”, con la participación de altos directivos de las petroleras Che-

vron, BP, Exxon Mobil y Statoil. Los representantes de las empresas del sector coincidieron en que el nuevo modelo energético de México es competitivo y que el éxito de la Reforma Energética se basa en su transparencia, eficiencia de los contratos y la independencia del regulador.

En la sesión, moderada por el director corporativo de Alianzas y Nuevos Negocios de Pemex, José Manuel Carrera, se mencionó que México ha logrado importantes avances para generar atractivas oportunida-

des de inversión de calidad que permitirán desatar su gran potencial de hidrocarburos. Los panelistas apuntaron que los proyectos de alta calidad, como los que está desarrollando nuestro país, generan valor aún en el entorno económico actual.

El Congreso Mexicano del Petróleo Puebla 2017 contó con la participación de alrededor de 6 mil 500 personas y 300 empresas provenientes de 15 países.

PEMEX

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Almacenan la energía sobrante de parques eólicos en piedras naturales

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nvestigadores de la multinacional Siemens han desarrollado un método que consigue almacenar la energía sobrante de parques eólicos. El sistema utiliza piedras naturales que retienen la energía en forma de calor a una temperatura de más de 600 grados Celsius. Para generar electricidad de nuevo, estas rocas calientan un flujo de aire que se conduce a un ciclo de vapor. La tecnología está siendo ya probada en una planta prototipo en Hamburgo (Alemania).

tormenta, fue capaz de generar más de 31.000 megavatios de electricidad. Sin embargo, esta cantidad ingente de energía no se pudo aprovechar en su totalidad debido a la falta de sistemas de almacenamiento eficientes y asequibles.

Para generar electricidad de nuevo, estas rocas calientan un flujo de aire que se conduce a un ciclo de vapor. La tecnología está siendo ya probada en una planta prototipo en Hamburgo (Alemania).

Ahora, la multinacional alemana Siemens está desarrollando, en colaboración con la Universidad de Tecnología de Hamburgo y la compañía energética Hamburg Energie, un nuevo sistema de almacenamiento denominado Future Energy Solution (FES), capaz de almacenar el exceso de energía generada de los parques eólicos durante varias horas o incluso durante un día entero.

Uno de los grandes problemas de las renovables es la dificultad de almacenar la energía sobrante y ver cómo se desaprovechan miles de megavatios que no pueden ser reutilizados. Es lo que sucedió hace pocos meses en una zona de bajas presiones llamada Theresa que, debido a una enorme

Esta tecnología ya se está probando en una fábrica a pequeña escala en Hamburgo. En primer lugar, esta planta convierte el superávit de energía en calor, que es soplado hacia un compartimento aislado con piedras en su interior. Las rocas se calientan hasta alcanzar una

Un investigador prepara el sistema de almacenamiento FES. Para ello, conecta la unidad de calefacción del sistema con una línea de suministro de un contenedor cargado con piedras calientes. / Siemens

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Una planta a gran escala en 2018 Sin embargo, antes de que el concepto de FES se pueda extender, los investigadores quieren construir una planta a tamaño real, incluyendo la tecnología de convertir el calor en electricidad. En los prototipos de Hamburgo y Erlangen falta esta tecnología porque hasta la fecha sólo se han estado examinando el flujo de calor a través de las piedras.

A principios de 2018, se construirá en Hamburgo una fábrica que incluya tanto el sistema de almacenamiento de la energía eólica sobrante como la tecnología capaz de convertir el calor almacenado en electricidad.

Aunque se estima que una planta de este tipo puede lograr un 25% de eficiencia, se calcula que una a gran escala con una producción de más de 100 megavatios contará con una eficiencia de hasta un 50%.

Para generar electricidad de nuevo, estas rocas calientan un flujo de aire que se conduce a un ciclo de vapor.

temperatura superior 600 grados Celsius. Una vez almacenado en calor, si hay un aumento de la demanda de energía, las rocas calientan un flujo de aire que se conduce a un ciclo de vapor para generar electricidad nueva. Este sencillo diseño utiliza piedras naturales, es rentable y puede ser usado potencialmente como un complemento a los sistemas de almacenamiento ya existentes, señala la empresa.

Los expertos están ahora investigando el fenómeno de transmisión de calor en contenedores llenos de piedras. “El sistema termal de almacenamiento es la pieza central de la planta de Hamburgo”, indica Vladimir Danov, el director de proyecto. “Es muy importante que entendamos el fenómeno de transmisión de calor en los sistemas de almacenamiento para incrementar su eficiencia global y poder construir una central de energía a gran escala”, añade.

La planta a pequeña escala de Hamburgo está situada en un contenedor de aproximadamente 5 metros de longitud.

Además de las piedras, cuenta también con alrededor de 13.000 bolas de cerámica. “La ventaja de utilizar bolas de cerámica es que todas tienen el mismo tamaño y forma, lo que hace más fácil calcular el proceso de transmisión de calor dentro del compartimento”, dice Danov. “Sin embargo, nosotros solo utilizaremos bolas de cerámica para esta fase experimental. El próximo paso, lo realizaremos con piedras naturales para poder estudiar cómo influyen las formas

irregulares y los distintos materiales en el transporte del calor”.

Las bolas cerámicas no se pueden utilizar en una planta de tamaño real porque son demasiado caras. Los investigadores están actualmente buscando los mejores tipos de piedras para la instalación y ya han seleccionado varios tipos. Y es que cuanto mayor sea la estabilidad térmica de las piedras, más duradero y eficiente será el sistema de almacenamiento.

Pero independientemente de las piedras o bolas utilizadas, el mayor reto es cómo medir los procesos de transporte del calor dentro del contenedor. Con el objetivo de obtener resultados los más detallados posibles, los investigadores han instalado cerca de 50 termopares en el sistema de almacenamiento.

Estos sensores miden la temperatura en una gran variedad de puntos del recipiente, así como los volúmenes de flujo de aire y gradientes de presión. “Los descubrimientos que hagamos facilitarán más la labor a la hora de construir la planta en tamaño real en el futuro”, comenta Jochen Schäfer, director de Sistemas de Energía distribuida en la compañía.

Cortesía: SINC PETROQUÍMICA MEXICANA

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Franquicias gasolineras Con el creciente número de vehículos en las carreteras, montar una gasolinera o estación de servicio puede ser una excelente forma de negocio. Esto, debido a que los combustibles son la base de la industria automovilística, ya sea para el transporte público o para uso personal, convirtiendo a todo lo que está conectado a este segmento en un negocio próspero y muy rentable.

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in contar que en algunas ciudades, en éstos puntos de venta de combustibles, también se mantienen pequeñas tiendas de conveniencia, las cuáles están abiertas las 24 horas del día, un lujo en el que hay que invertir caro, pero que generan un buen retorno financiero.

Shell es una de las marcas gasolineras más conocidas en Hispanoamérica, esto debido a que posee una de las tasas de franquicia más baratas del mercado, la cuál está cerca de los 10 mil dólares americanos.

Por supuesto, la inversión para hacer que el negocio funcione va mucho más allá. Si usted va a construir un puesto de cero, la inversión puede ser superior a los 300 mil dólares. Por otro lado, la estimación de facturación de un puesto Shell (claro que la ubicación influye mucho) es de 200 mil dólares.

La franquicia ofrece una serie de facilidades y ventajas que no sólo te ayudarán a gestionar el negocio, sino también a atraer más clientes diariamente.

Repsol es la marca número 1 en franquicias gasolineras en España, con 3.200 estaciones de servicio. Para adquirir una franquicia Repsol no se requiere una inversión inicial, siendo el único requisito la presentación de un aval de entre 15.000 y 30.000 dólares, así también como conocimientos en el segmento y en la gestión de negocio.

Igual que como toda franquicia, la marca ayuda al franquiciado en la tramitación de las licencias y autorizaciones necesarias. Además, Repsol pone a disposición del franquiciado todos sus conocimientos y medios técnicos, para asegurarse de que el montaje de la gasolinera cumpla con todos los requisitos necesarios para que este operativo lo más pronto posible.

La mayor empresa gasolinera de Brasil también ofrece la oportunidad de ser dueño de su negocio. Desafortunadamente la cuestión de cuánto se necesita de inversión y la facturación sólo son vistos mediante contacto directo, sin embargo, se puede tener una estimación basada en otros.

La inversión para adquirir una franquicia Petrobras está en torno a 300 mil y 450 mil dólares, y los ingresos pueden exceder a los de Shell (200 mil dólares).

Para puestos en áreas urbanas, Petrobras exige un espacio de al menos 1.000 m², y en el caso de puestos en carreteras requiere de unos 5.000 m2.

ELIJA UN BUEN LOCAL Una de las razones del éxito con una gasolinera es la ubicación. Es decir, cuánto mayor sea el flujo de vehículos en la región dónde está instalado, mayor será la probabilidad de abastecer con su establecimiento.

Por eso, haga una buena investigación en su región analizando todas las posibilidades de localización y encuentre la que esté dentro de su presupuesto y que usted perciba que tiene gran potencial.

ARME UN PERSONAL DE ÉXITO Ofrecer una buena atención a sus clientes puede ser el factor diferencial de su negocio. Por eso usted necesita preocuparse en montar un equipo de profesionales que estén bien capacitados en los servicios y que tengan una atención excelente.

Tenga mucha atención a la hora de la elección, prefiera personas que tengan una buena relación con el público y que estén con ganas de trabajar y crecer profesionalmente.

Cortesía: Negocios Rentables PETROQUÍMICA MEXICANA

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Conceptos importantes en la colocación del Casing El número de sartas de casings y sus respectivas profundidades de asentamiento se basan en las gradientes de presión poral y de fractura.

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e deben elegir las densidades del lodo para proporcionar un aceptable trip margin por encima de las esperadas presiones porales de formación. Para alcanzar la profundidad objetivo, se elige la densidad del fluido de perforación lo más alto posible con el fin de tener un control primario. (La presión hidrostática debe ser mayor a la presión de formación).

Cortesía: Ingeniería de perforación México

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PRESIóN DE FORMACIóN: Es la presión ejercida por los fluidos contenidos en la formación siendo perforado.

PRESIóN ANORMAL DE FORMACIóN: son presiones de formación mayores a la presión de formación normal. Estos valores pueden ser mayor a 0,465 psi/ft (gradiente de presión normal).

DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIóN (ECD): Presión ejercida sobre la formación hidrostática del fluido de perforación en circulación anular expresados como peso de lodo.

TRIP MARGIN O SAFETY MARGIN: El trip margin o margen de viaje es añadido al peso del lodo para poder equilibrar el efecto de pistoneo producido cuando se desplaza la sarta lo cual altera la presión en el fondo del pozo. kICk MARGIN: Es el margen de presión que evita que se fracture la formación, es decir, para evitar fracturar la formación, es necesario que la presión en el fondo del pozo sea menor a la presión de fractura.

CONTROL PRIMARIO: Ocurre cuando existe un equilibrio hidrostático en el fondo del pozo, es decir, la presión hidrostática debe ser mayor a la presión de formación.

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Hidrogeología avanzaría 15 años si adopta técnicas de la ingeniería petrolera

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fin de ganarle la carrera al calendario y tener hoy herramientas que serán indispensables el día de mañana, el docente —a través del Grupo de Hidrogeología de la UNAM, del que es coordinador académico— participa en un proyecto (con aval PAPIIT y financiado por la DGAPA) encaminado a adaptar técnicas usuales en el campo de los hidrocarburos y llevarlas al ámbito hídrico.

Para conocer el futuro de los estudios de aguas subterráneas debemos empaparnos de literatura sobre hidrocarburos, pues lo que hacen los ingenieros petroleros es lo que los hidrogeólogos haremos en 10 o 15 años, suele decir el profesor José Antonio Hernández Espriú a sus alumnos de la Facultad de Ingeniería (FI).

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“El estudio de los cuerpos acuosos bajo tierra y la ingeniería petrolera son disciplinas hermanas, pero debido a su capacidad tecnológica y de inversión, esta última desarrolla análisis mucho más sofisticados.

Que lo realizado en ambas áreas sea tan diferente en términos monetarios y de escala tiene una explicación sencilla: el crudo lo paga y el agua no”

Para ejemplificar el parecido entre ambas labores, Hernández Espriú detalló que, para efectuar sus pruebas, los ingenieros petroleros extraen hidrocarburos a través de una excavación vertical y miden cómo baja la presión en el interior del yacimiento, lo que les aporta información en términos de dimensiones y eficiencia del reservorio.

“En aguas subterráneas hacemos algo similar: vamos a un pozo, lo bombeamos y analizamos cómo disminuye el nivel del líquido al interior, pero no ponderamos los datos de la misma manera y eso es algo a subsanar”.

La diferencia es que mientras nosotros perforamos metros, ellos horadan kilómetros; que nuestras mediciones las hacemos a mano y las suyas son automáticas, y que las pruebas hídricas suelen ser de 72 horas y las de hidrocarburos duran hasta un mes. Todo ello hace que, al concluir, tengamos cerca de 200 datos y ellos 30 mil.

“La finalidad es desarrollar herramientas metodológicas e informáticas que nos permitan analizar un acuífero tal y como ellos hacen con los yacimientos de crudo”. Al respecto el académico dijo no engañarse y saber que dicha disparidad entre un área y otra se debe a los intereses de lucro en torno a los hidrocarburos, pero se mostró optimista en cuanto al futuro de la hidrogeología debido al cambio de actitud hacia la disciplina a causa de la preocupación que comienza a generar el tema del agua.

“Hay quienes comienzan a ver las repercusiones técnicas y sociales de no manejar, gestionar o entender los recursos hídricos de manera adecuada, en especial en un país árido y semiárido como México, donde siete de cada 10 litros usados se extraen del subsuelo”, destacó.

No obstante, el principio bajo el cual trabajan ambas especialidades es el mismo, pues las dos extraen un fluido de un medio geológico.

Bajo esta lógica, Hernández Espriú ha integrado a este proyecto a ingenieros petroleros, geólogos, hidrogeólogos y computólogos.

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UN CAMBIO DE CONCIENCIA Para Hernández Espriú, un signo de los nuevos tiempos es que cada vez llegan personas mejor preparadas a los puestos de decisión y ello hace que, progresivamente, las autoridades se muestren más dispuestas a escuchar a la ciencia.

Ejemplo de ello es el mapa de vulnerabilidad elaborado por el Grupo de Hidrogeología de la FI y financiado conjuntamente por el Conacyt y el Gobierno de la Ciudad de México, donde mediante observaciones satelitales, metodologías cartográficas y evaluaciones de subsidencia determinaron qué áreas de la capital registraban mayor hundimiento, cuáles eran susceptibles de fracturas superficiales y dónde puede haber contaminación del manto acuífero.

El equipo del doctor Hernández realizó un trabajo similar, pero en Tula, Hidalgo, e impulsó una serie de análisis hidrogeológicos en el corte carretero que va de Atlacomulco a Atizapán para anticipar posibles afectaciones en los 32 manantiales de la zona, los cuales abastecen a diferentes comunidades del lugar.

“Cada uno de estos proyectos pone de relieve una mayor conciencia sobre estos temas, lo cual no debería extrañar pues tenemos zonas como la Península de Yucatán donde el 100 por ciento del agua consumida proviene de los acuíferos. Los riesgos de desabasto, contaminación, aumento de enfermedades hídricas, subsidencia del terreno o degradación de la calidad química del líquido están latentes y para evitar que estos escenarios se presenten o agraven la hidrogeología tiene mucho que decir.

Omar Páramo/ Francisco Medina Facultad de Ingeniería/ UNAM

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Alianza del Pacífico; proyectos de infraestructura en Pemex

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as posibilidades de inversión en diversos proyectos del sector energético en México son amplias y atractivas. Pemex impulsará una agresiva estrategia de farmouts y asociaciones a fin de aprovechar la oportunidad histórica de utilizar todos los instrumentos y la flexibilidad que le ofrece la Reforma Energética.

González Anaya precisó que por primera vez, el eje rector de Petróleos Mexicanos es la rentabilidad. La estrategia es enfocarse en las actividades más productivas a

través de un agresivo plan de asociaciones que permita fomentar la inversión e incrementar la producción. Estas acciones están delineadas en el Plan de Negocios 20172021, presentado a fines del año pasado, el cual ya está en ejecución y ha logrado avances importantes y tangibles.

Actualmente Pemex tiene finanzas estables, ha fortalecido su balance financiero y tiene mayor acceso a los mercados financieros con un manejo activo de la deuda.

Este año, registrará un superávit primario por primera vez desde 2012, cuando el precio del petróleo se ubicaba por arriba de los 100 dólares por barril. Asimismo, enfatizó que desde hace muchos años la empresa no había presentado, como ha sucedido ahora, dos trimestres consecutivos con resultados netos positivos, con una reducción de casi 60% en las pérdidas.

La Alianza del Pacífico es una iniciativa de integración regional surgida en 2011, que promueve acciones conjuntas para la vinculación comercial de México, Chile, Perú y Colombia con los países asiáticos de la cuenca del Pacífico, sobre la base de los acuerdos comerciales bilaterales existentes. Los 4 países latinoamericanos de la Alianza tienen una población conjunta superior a 200 millones de habitantes. Representan alrededor de 40% del PIB y realizan más de la mitad de las exportaciones totales de la región.

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Nuevas tecnologías del sector en Latinoamérica

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unque puede concluirse que Latinoamérica no es una región central en el mundo en cuanto a la extracción de hidrocarburos, a pesar de contar con países de relativa importancia en el escenario de reservas como Venezuela, México y Brasil, las tecnologías empleadas en el sector alcanzan un nivel interesante, situándose a la altura de las que pueden observarse en países líderes en la materia.

Esto ha permitido, por ejemplo, el desarrollo de una gran cantidad de áreas offshore en Brasil, el tratamiento del petróleo pesado que caracteriza a las reservas de Venezuela, el aumento de la producción en México o el incipiente inicio de la producción de los depósitos “Tight Gas Sand” en Argentina, entre otros ejemplos. Al mismo tiempo, el incremento en las tecnologías provoca también una disminución en los costos.

De esta forma, los principales referentes del área de servicios petroleros concluyen por ejemplo que los avances concretados en los últimos años han reducido el costo del descubrimiento de nuevos yacimientos en un 50%, y en un porcentaje similar con respecto a su explotación.

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MEJORES TECNOLOGÍAS Y MÁS PRODUCCIóN A su vez, esta realidad ha permitido incrementar el factor de recobro, ya que el desarrollo de nuevas tecnologías como la optimización de la recuperación secundaria o los proyectos de recuperación terciaria han posibilitado que yacimientos de gran madurez pueden aún seguir siendo productivos, como ha sucedido por ejemplo en Argentina con el yacimiento Cerro Dragón, donde el 40% de la producción proviene de proyectos de recuperación secundaria.

Esto se ha logrado también gracias al mejoramiento en las herramientas de exploración, no solamente con relación a las técnicas de explotación. Es así que el mejoramiento de técnicas como la sísmica 3D, por ejemplo, ha desembocado en una mayor precisión a la hora de encarar nuevas perforaciones.

Al identificar mejor las áreas con mayor potencial, actualmente se desarrollan menos perforaciones y se obtienen más resultados positivos en cuanto al incremento de la producción.

Esto es muy importante también debido a que los grandes yacimientos ya están en actividad y se han descubierto, por lo tanto el objetivo es ser concreto y específico para hallar nuevos bloques que, a pesar de contar con una pequeña producción individual, en conjunto pueden aportar al crecimiento energético.

También se ha incrementado la efectividad en cuanto a mediciones, como en el caso de la técnica LWD, que permite reducir en gran manera los costos, mayormente en el trabajo offshore.

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HACIA EL FUTURO En tanto, otras tecnologías aún continúan su desarrollo en Latinoamérica, previéndose un incremento de su importancia en los próximos años. Las mediciones con resonancia magnética o las tecnologías de fluidos y de trépanos son algunos ejemplos de ello. Lo cierto es que la

tecnología ha logrado ampliar el horizonte de potencialidades en la industria, teniendo en cuenta además que la velocidad en los surgimientos de los nuevos desarrollos es realmente muy importante.

Hay ejemplos particulares dignos de mencionar, como pueden ser los desarrollos de la empresa de servicios CGGVeritas. La mencionada firma ha implementado la tecnología de Wide Azimuth en el Golfo de México, logrando obtener imágenes subsalinas de gran importancia. En Argentina, por otro lado, se destacan sus esfuerzos en interpolación preapilamiento, una herramienta clave en sísmica terrestre con problemas de acceso.

Christensen Roder es otra firma que ha incorporado interesantes nuevas tecnologías, como motores de fondo para altas temperaturas, que se emplean en pozos profundos donde se supere los 120° Celsius, ya sea en workover o en perforación. También ha incorporado al mercado desarenadores para pozos de producción. Lógicamente, estos son solamente algunos ejemplos aislados, ya que sería imposible nombrarlos a todos en este artículo.

Por último, es importante mencionar que el sector de nuevas tecnologías aplicadas a la producción hidrocarburífera afronta diferentes desafíos en Latinoamérica, que evidentemente impiden un mayor desarrollo aún de estas soluciones. La falta de planificación económica, la ausencia de un marco político y jurídico adecuado, la problemática de los precios internos, las presiones gremiales y las altas retenciones aplicadas son algunos de los inconvenientes que afronta el sector en la región.

Cortesía: Panorama Petrolero

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Fondo del Servicio Universal Eléctrico, el rostro social de la Reforma Energética

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on la finalidad de garantizar la cobertura eléctrica a los mexicanos que habitan en localidades aisladas de nuestro país, en noviembre del año pasado se puso en marcha el Fondo de Servicio Universal Eléctrico, programa que constituye el rostro social de la Reforma Energética.

En México, el 98.5 por ciento de la población cuenta con este servicio. Sin embargo aún 1.8 millones de personas carecen de tan necesario insumo, por ello con este Fondo se canalizan recursos a obras de electrificación en zonas rurales y urbanas marginadas.

Ante funcionarios, autoridades del gobierno y de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), el Titular del ramo energético explicó que se instalarán en Yucatán sistemas fotovoltaicos en 2 mil 967 viviendas en beneficio a 115 localidades.

nas y las reglas del programa permiten llevar soluciones de iluminación.

Durante el evento se reunieron con alumnos y académicos para la inauguración de la Cumbre Internacional de Energía para Estudiantes 2017, donde se analizarán los principales retos energéticos a futuro de cara al cambio climático.

El Secretario Pedro Joaquín Coldwell dijo que México reafirma su pacto para erradicar el cambio climático a través del impulso de la generación eléctrica con fuentes limpias. Señaló a los jóvenes que para llevar a buen término esta colosal tarea se requiere de expertos que cuenten con las capacidades para diseñar e implementar la política energética acorde a la nueva era verde.

“Yucatán tiene un alto grado de electrificación pero poco menos del 1% de la población no cuenta con luz”,

También se realizó la presentación del Laboratorio Nacional de Sustentabilidad y la Litoteca Nacional de Yucatán, donde se analizarán las rocas y muestras de hidrocarburos, actividad fundamental para la prospección petrolera.

El primer estado donde se lanza el Fondo del Servicio Universal Eléctrico es Yucatán, el cual ha sido un actor muy importante en el desarrollo de la Reforma Eléctrica, siendo el ganador de más proyectos durante la Primera Subasta Eléctrica. El objetivo del Fondo es alcanzar a la población que habita en zonas alejadas e inaccesibles al servicio de electricidad, la primera convocatoria para sistemas aislados arrancó hace unas sema-

En las actividades participaron, entre otros, el Mtro. Rolando zapata Bello, Gobernador Constitucional del Estado de Yucatán; el Dr. Enrique Graue Wiechers, Rector de la UNAM y el Mtro. Juan Carlos zepeda Molina, Comisionado Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

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México recibirá en septiembre a la Cumbre Mundial de Líderes Energéticos

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n una ceremonia sostenida en el marco de la 8a Reunión Ministerial de Energía Limpia (CEM 8) en Beijing, Leonardo Beltrán Rodríguez, Subsecretario de Planeación y Transición Energética de México, y Christoph Frei, Secretario General del Consejo Mundial de Energía, firmaron un acuerdo para albergar la Cumbre Mundial de Líderes Energéticos (World Energy Leaders’ Summit, WELS) en la Ciudad de México del 12 al 13 de septiembre de 2017.

La Cumbre será el punto culminante de una semana de encuentros energéticos reunidos en los “Diálogos para el Futuro de la Energía – México 2017” (DEMEX), evento organizado por la Secretaría de Energía de México (SENER).

El panorama energético global tiene un enorme dinamismo, por lo que la colaboración, nuevas alianzas y enfoques innovadores se hacen necesarios para el futuro de la energía. DEMEX brinda una oportunidad única para que actores clave discutan, analicen y reflexionen sobre las tendencias y escenarios de la energía y compartan las experiencias en el avance hacia una transición energética, basados en cuatro temas principales: políticas públicas, financiamiento, desarrollo tecnológico y sustentabilidad.

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Christoph Frei

Dada la capacidad de la Secretaría de Energía y del Consejo Mundial de la Energía (WEC, por sus siglas en inglés) para convocar a la comunidad energética mundial, la participación de WELS en DEMEX facilitará el diálogo sobre los retos del sector en un contexto global.

Las Cumbres de líderes energéticos son eventos exclusivos de alto nivel -organizados por el Consejo Mundial de Energía- y dirigidos a la comunidad global energética, a fin de facilitar el diálogo constante sobre cuestiones críticas que afectan al sector. La Cumbre de la Ciudad de México se centrará en energías renovables y modelos innovadores de negocios para impulsar y posibilitar el cambio, enfoques descentralizados para equilibrar el trilema energético, resiliencia del sistema energético y reforma del sector. La Cumbre reunirá a aproximadamente cien ministros y directores generales de empresas de todo el mundo para impulsar el cambio y profundizar la comprensión de la gran transición energética en un momento crítico para el sector.

“El sector energético se enfrenta a muchas nuevas realidades en la forma en la que producimos y consumimos energía. La velocidad sin precedentes de los cambios en las tecnologías, los riesgos y el entorno normativo presenta tanto desafíos como oportunidades para los países y las empresas energéticas. El diálogo sobre sus implicaciones entre los líderes del sector público y privado, en un entorno neutral e informal, es crítico en este momento de gran incertidumbre y profunda transición energética. Estamos encantados de trabajar con el Gobierno de México en la celebración de esta importante Cumbre” .

El Consejo Mundial de Energía también llevará a cabo su foro regional anual durante los Diálogos para el Futuro de la Energía – México 2017 (DEMEX). Éste reunirá el liderazgo de los comités canadiense, mexicano y estadounidense del Consejo Mundial de Energía para discutir las relaciones entre los sistemas energéticos de los tres países.

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ASIA LIDERAZGO EN EL DESARROLLO NUCLEAR Eugenio Rodríguez

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La tecnología nuclear está siendo ampliamente adoptada en toda Asia, ya que los países con y sin instalaciones nucleares han anunciado planes para la construcción de nuevas plantas. Asia es ya un líder de la energía nuclear civil, con casi dos tercios de los reactores actuales en el mundo situados en este continente. Este dato es el equivalente a 128 reactores actualmente activos, pero sin contar los 90 nuevos que se están planificando y sin incluir otros 40 ya en construcción.

La Asociación Nuclear Mundial ha publicado un nuevo informe detallando los progresos realizados en Asia, destacando que de los diez reactores que fueron conectados en 2015, nueve estaban en Asia Oriental. Los países que contaban previamente con instalaciones nucleares son los que están liderando el ranking, produciéndose la expansión más rápida en China, Japón, India y Corea del Sur.

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INDIA: EXPANSIóN A TRAVÉS DE LA COOPERACIóN INTERNACIONAL CHINA, LÍDER INDISCUTIBLE China ya cuenta con una impresionante flota nuclear, y ésta parece que seguirá creciendo en la próxima década y más allá. El Plan de Acción de la Estrategia de Desarrollo Energético del Gobierno de China, establece una serie de metas entre 2014 y 2020 incluyendo objetivos de capacidad nuclear, más plantas a lo largo de la costa oriental del país y la promoción de grandes reactores de agua a presión.

En 2015, ocho nuevos reactores se conectaron a la red en China, representando el 80% de todos los reactores que entraron en línea. Los reactores de Fangjiashan, Fuqing, Hongyanhe, Ningde, Changjiang, Fangchenggang y dos de Yangjiang, elevaron a 34 el número total de instalaciones nucleares en funcionamiento, con una capacidad neta total de 29.4GW. Además, hay otros 21 reactores actualmente en construcción en China, que producirán un incremento adicional de 21.5GW a la red en los próximos años.

También en el año 2015, China llevó a cabo nuevas aprobaciones para la construcción de reactores por primera vez desde 2011. El desastre de Fukushima generó un temor generalizado a la energía nuclear, por lo que las nuevas aprobaciones para reactores son un paso importante en la agenda nuclear de China. La tecnología nuclear es un aspecto clave de los esfuerzos del país para descarbonizar su sistema energético.

En 2012, China fijó una meta de alcanzar 58GW de capacidad nuclear para 2020. A pesar de los aumentos significativos, parece probable que los reactores actuales se encuentran en construcción alcancen sólo 51GW. Este déficit se debe principalmente al período post-Fukushima de 2011 a 2015, cuando cerraron las aprobaciones para la construcción de nuevos reactores.

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El programa nuclear de la India tiene un amplio enfoque de cooperación internacional, trabajando con Rusia, Francia y compañías estadounidenses para construir y dirigir su flota nuclear. El gobierno de la India ha aprobado construir diez nuevas instalaciones nucleares en nueve estados, la mitad de los cuales serán reactores de agua pesada presurizada. Junto con estos diez, también hay planes para construir dos pequeños reactores rápidos de 600MW en kalpakkam. Este es un paso audaz dado el número de proyectos fallidos de reactor rápido; sin embargo, es una tecnología que muchos esperan que pronto sea perfeccionada, y que Francia también está explorando con la construcción de su reactor ASTRID. India tiene un largo camino por recorrer para alcanzar su meta nuclear de 14.5GW para 2024. En 2015, tenía instalado 6.2GW de capacidad nuclear de sus 20 reactores. Esto proporcionó un récord de 34.6TWh de energía, pero cubrió sólo el 3,5% del consumo energético actual de la India. A medida que la infraestructura y la red eléctrica de la India se desarrollan, el país se está volviendo cada vez más hambriento de energía. Se prevé que el consumo eléctrico de la India crecerá un 128% en 2035 en relación con los niveles de 2015.

Hasta ahora, todas las nuevas plantas nucleares de la India se estaban quedando atrasadas, y muchas se establecían por encima del presupuesto real, lo que equivalía a miles de millones en costes de instalación adicionales. El país ha tenido históricamente dificultades con la construcción de plantas porque está fuera del tratado de no proliferación nuclear, excluyéndolo por tanto del comercio de plantas nucleares. Sin embargo, debido a un acuerdo con el Organismo Internacional de Energía Atómica (IAEA) en 2009, esta restricción ha disminuido significativamente, facilitando la inversión internacional.

En los próximos años, la construcción de nuevas plantas y un énfasis particular en los reactores reproductores rápidos, debería extrapolar en un rápido crecimiento del sector nuclear de la India. Se espera que la capacidad nuclear del país aumente en un 117% en 2035 respecto a los niveles de 2015, con la esperanza de que la energía nuclear pueda proporcionar el 25% de la electricidad de la India en 2050. Esto, evidentemente, dependerá de una mayor capacidad para completar proyectos a tiempo y dentro del presupuesto.

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COREA DEL SUR, EN AVANCE PROGRESIVO JAPóN, EL DECLIVE DE UN LÍDER EN EL SECTOR NUCLEAR Japón fue una vez el pináculo de la tecnología nuclear. Aprovechando la tecnología de mediados de la década de 1960, había construido una impresionante flota nuclear de más de 50 reactores hasta 2011 produciendo alrededor del 30% de su energía, con planes para aumentar la capacidad. Sin embargo, después del tsunami que desencadenó el desastre de Fukushima en 2011, todos los proyectos planificados fueron paralizados. Esto ha dejado a Japón en la difícil situación de necesitar importar el 90% de su energía, que asciende a 40.000 millones de dólares en gastos anuales, en gran parte por las importaciones de carbón.

En la actualidad, sólo dos de los reactores de Japón están funcionando, a pesar de que hay otros 42 que tienen capacidad operativa. kyushu Electric Power Company reinició dos unidades de la central nuclear de Sendai en el tercer trimestre de 2015, pero para obtener la aprobación tuvo que reforzar las medidas de seguridad. Se están revisando otros 24 reactores antes de su reapertura, y es probable que también estén sujetos a medidas de seguridad mucho más estrictas.

El futuro nuclear de Japón no está claro; en 2008 tenía planes para generar el 60% de su energía de fuentes nucleares antes de 2100, una cifra totalmente inimaginable ahora. Para el año 2030 Japón esperaba ser un 70% autosuficiente, invirtiendo grandes cantidades de dinero en fuentes de energía nuclear y renovables como la solar. Esto habría reducido considerablemente sus emisiones de CO2.

El séptimo plan básico de desarrollo de energía a largo plazo para la oferta y la demanda de electricidad de Corea del Sur se publicó en julio de 2015 y cimentó un compromiso con la energía nuclear. Introdujo planes para construir otros 12 reactores, así como extender la vida de una unidad actual, el Wolsong 1.

En la actualidad cuenta con 25 unidades nucleares operativas; en 2015 produjeron 157.23TWh, es decir, el 31,7% de la demanda de electricidad del país. Se espera que los nuevos reactores estén operativos para 2029, que casi duplicará la capacidad nuclear de Corea del Sur elevándola a 43GW, lo que supondrá abastecer el 59% de las demandas energéticas del país según se estima.

En 2015, Corea del Sur y Estados Unidos firmaron una extensión de 20 años a su antiguo acuerdo de cooperación nuclear civil. La prórroga difiere del acuerdo anterior -originalmente firmado en 1974- porque está redactado como una asociación. Esto permitirá a Corea del Sur un nivel mucho mayor de libertad para administrar sus propios programas de energía nuclear, lo cual es clave para la expansión de su flota.

Sin embargo, en los últimos años la industria nuclear en Corea del Sur ha sido duramente golpeada por una serie de escándalos de falsificación en certificaciones que resultaron en el cierre de varios reactores. También han retrasado varios proyectos, incluyendo el primer reactor de agua presurizada APR-1400 de Corea, el Shin kori 3. Originalmente programado para comenzar operaciones en 2013, la unidad no fue encargada para fabricación hasta 2016. A pesar de estos contratiempos, Corea del Sur parece destinada a aumentar sustancialmente su capacidad nuclear con la esperanza de nutrirse de una de sus fuentes de energía de bajo carbono más confiables.

Uno de los mayores intentos del sector nuclear japonés ahora es recuperar la confianza de los ciudadanos, que ha sido duramente afectada por el desastre de 2011. La tarea les está resultando complicada, y no ha ayudado precisamente el reciente fracaso y cierre de uno de los dos reactores rápidos de Japón en Monju, que comenzará a desmantelarse este año tras una serie de escándalos, dejando a JOJO como el único reactor reproductor rápido del país en operación.

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Tecnología para ahorrar agua en complejos industriales.

Representa ahorros de más de un millón de dólares anuales entre ambas técnicas, así como ahorros de 300 mil dólares por año, cuando se utilizan diferentes procesos de tratamiento.

E

l Instituto Mexicano del Petróleo desarrolló un software denominado AGUARED® para la optimización del uso de agua en complejos industriales, con la cual se minimizan costos, tanto de operación como de inversión y una mejor toma de decisiones en el diseño de las unidades de tratamiento y líneas de interconexión de la red de agua.

Esta tecnología se desarrolló en el marco de tres proyectos: Asimilación y desarrollo de metodología para la optimización del uso del agua en centros de procesamientos de gas, desarrollo e implementación de metodologías para la optimización del uso y reúso del agua en refinerías y metodologías para calcular en forma automática los costos para optimizar redes de agua en Pemex.

Metodología matemática que tiene la posibilidad de manejar varios métodos de cálculo para que el

usuario pueda establecer la norma ecológica vigente o cualquier otra para determinar el mejor escenario en el análisis del diseño de la red de agua.

Con esta herramienta se pueden hacer diferentes tipos de análisis, ya que considera tres tipos de funciones objetivo: una para minimizar el consumo de agua fresca, otra para minimizar el consumo de flujos la última para minimizar el costo total anual que incluye los costos de agua fresca, de inversión y de operación de las unidades de tratamiento.

La tecnología fue aplicada en la refinería de Tula, en Hidalgo, en donde se obtuvieron ahorros hasta de 27.51 metros cúbicos por hora modernizando las plantas de tratamiento que remueven las grasas y aceites y fenoles; así mismo se alcanzaron ahorros de agua fresca de hasta 493.51 toneladas por hora, simplemente trazando nuevas conexiones de tuberías, para reusar agua de unos procesos a otros.

Cortesía: IMP

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Guerra por la dirección del BCE “Percibir la economía mundial como un esfuerzo donde la expansión de un país resulta en una pérdida para el resto es una percepción errónea que puede ser completamente peligrosa si constituye la base de la formulación de políticas internacionales”.

L

os rendimientos europeos bajaron ligeramente, pero el DAX logró ganancias en un comercio muy tranquilo, junto con el euro.

Los altos ejecutivos del BCE pueden seguir apuntando a un avance muy cauteloso hacia los pasos de salida,

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pero la aversión al riesgo está en aumento con las preocupaciones sobre el sistema bancario de Italia. Nowotny y Villeroy del BCE no añadieron mucho para aclarar las perspectivas del BCE, pero los mercados estarán vigilando de cerca los comentarios de Draghi en el Parlamento Europeo.

Los precios del crudo WTI bajaron un 0,33% a 49,60 dólares, corrigiendo parte del rally de más del 3,5% del viernes desde los mínimos de 11 días en 48,18 dólares.

El fuerte rally del viernes se produjo después de una venta aún más fuerte, impulsada por recogida de beneficios, tras el anuncio de la OPEP de una ampliación de su programa de recortes de producción el pasado jueves.

El viernes, Baker-Hughes informó de un aumento de 2 plataformas petrolíferas en los Estados Unidos durante la última semana, con lo que el total se situó en 722, en comparación con las 406 del año anterior, lo que parece tener un impacto tardío en los mercados de crudo.

El crecimiento de la oferta monetaria M3 de la UME se ralentizó a sólo el 4,9% desde el 5,3% interanual del mes anterior y resultando por debajo de las expectativas. Los homólogos de M3 y el crecimiento del crédito del sector privado permanecen en el foco y aquí los datos mostraron que los préstamos a las corporaciones no financieras continuaron aumentando, pero a un ritmo más lento del 1,6% interanual en abril, después de un 1,7% interanual en marzo.

El crecimiento de los préstamos con una duración de más de 1 año sigue siendo robusto, pero los préstamos hasta un año continúan contrayéndose. Al mismo tiempo, el efecto de Pascua podría haber reducido los préstamos de abril a las empresas, al tiempo que apoyó el crecimiento de los préstamos de los hogares, que se aceleró a un 2,6% interanual respecto al 2,5% interanual del mes anterior, mientras el crédito al consumo se aceleró.

La recuperación ha sido modesta con base a los estándares históricos, aunque subrayó que no comparte la sombría perspectiva presentada por aquellos que sostienen que “un fuerte ahorro, una modesta actividad de inversión y un continuo sobreendeudamiento” llevarán a un “estancamiento secular”.

Al mismo tiempo, sin embargo parecía estar de acuerdo con las medidas del FMI para fortalecer la posición de las personas con bajos ingresos, ya que “de lo contrario, corremos el riesgo de perder el apoyo público para las políticas que contribuyen a nuestra prosperidad”.

David Becker

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