Honeywell ha anunciado que SECO Energy, será la primera en utilizar la plataforma Honeywell Forge Performance+ for Utilities. Esta plataforma ayudará a la cooperativa a automatizar y modernizar sus activos de red eléctrica, un paso clave en su proceso de transformación digital.
La integración de SparkMeter, un proveedor global de soluciones de gestión de redes eléctricas, permitirá a SECO Energy gestionar su distribución de manera más eficiente y alinear mejor sus tarifas con los costos energéticos actuales. Según Ben Dawson, director de operaciones de SECO Energy, la plataforma ofrecerá mayor visibilidad operativa y financiera, lo que facilitará la toma de decisiones estratégicas basadas en datos en tiempo real.
Honeywell Forge Performance+ for Utilities utiliza analítica avanzada para mejorar la operación de las empresas de servicios públicos, con capacidades predictivas que permiten equilibrar de manera más efectiva las cargas de los sistemas de distribución. Esta integración unifica múltiples fuentes de datos en tiempo real, permitiendo a los operadores adaptarse rápidamente a cambios en la demanda y en la distribución de energía.
“Gracias a la sinergia con SparkMeter, SECO Energy optimiza la administración de su red mediante análisis avanzados, mejorando la eficiencia operativa y tomando decisiones de inversión más acertadas”, indicó José Simón, General Manager de Industrial Automation de Honeywell en América Latina.
Por su parte, Dan Schnitzer, CEO de SparkMeter, destacó que esta colaboración permite a SECO Energy realizar un monitoreo continuo de sus activos y tomar decisiones basadas en datos para mejorar la confiabilidad de la red y optimizar los costos en un momento crucial de la transición energética de la industria.
Las reformas jurídicas son como los legos, o las piezas embonan o el modelo se deshace. Hace muchos años, un amigo me regaló de Navidad un modelo para armar de una plataforma petrolera. Él lo había hallado en Amazon y, tan grande fue su emoción, que no soportó las ganas de decirme que lo había pedido. De inmediato, me mostró la imagen de la plataforma, tan bonita, colorida, ni tan grande ni pequeña. Era, simplemente, perfecta.
El paquete tardó en llegar unos días por falta de inventario. Al contrario, había descuento para los aerogeneradores de la misma marca. Pero yo quería una plataforma petrolera, con helipuerto, tanques, mechero y hasta con una llama por la quema de metano.
Mis ansias no permitieron que el juguete descansara a los pies del árbol de Navidad. Tan pronto llegó el paquete, rasgué la envoltura hasta con los dientes. Las piezas estaban acomodadas en cajitas distintas, unas grandes otras más pequeñas. Había que seguir las instrucciones y empezar a construir de abajo hacia arriba, desde la base hacia los componentes más pequeños. Pese a mi torpeza motriz, el modelito se integraba poco a poco bajo el vaho de mi aliento de niña ilusionada.
Y, de súbito, al acomodar algunas piezas intermedias, no hubo embone posible y la estructura se desbarató. Pese a mi esmero, la plataforma se hizo pedazos.
Mentiría si dijera que esperé la reforma energética de 2024 con la misma ilusión y que he leído el proyecto con muchas expectativas. Me he llevado, si acaso, algunas sorpresas. La exposición de motivos no embona ni con la Ley del Sector Hidrocarburos, ni con la del Eléctrico, puesto que ésta denosta la reforma de 2013 y anuncia su anulación total. Sin embargo, al iniciar la lectura de la Ley del Sector Hidrocarburos, viví uno, o varios, dejá vu. Tuve una regresión a 2014 cuando me quemé las pestañas en el intento de entender si PEMEX iría primero, o las empresas privadas, o ellos juntos. Recuerdo haber hecho una matriz de riesgos e incentivos que, por 5 años fue un instrumento muy útil tanto para mis clientes como para mi investigación académica. Desde un inicio, pude predecir por dónde podría quebrarse la estructura y las predicciones fueron atinadas –tan atinadas que, por los últimos seis años, no he vuelto a usar esa matriz-. En parte, por sus propias fallas y desajustes institucionales, la estructura de 2013 se hizo pedazos.
La oposición acaba de acusar al gobierno de haber repetido la misma reforma de EPN, lo cual delata su falta de agudeza y perspectiva. Es cierto que algunos párrafos son idénticos. Sin embargo, al menos en lo que respecta a exploración y producción de hidrocarburos, este proyecto de ley pone la reforma de EPN patas arriba, En 2013, las licitaciones eran la regla, y las asignaciones, la excepción. En cambio, ahora las asignaciones van primero y luego los contratos. Hace 12 años, las asignaciones eran privativas de Pemex; ahora podrán ser compartidas dentro de un esquema mixto con empresas privadas. Me llena de curiosidad entender cómo un régimen de “neoliberal” mantuvo asignaciones cercadas para nuestra petrolera, mientras que un gobierno, aparentemente celoso, las abre a la iniciativa privada, según reglas que aun es preciso entender.
Tenemos, entonces, un modelo que tiene partes abiertas, otras cerradas, y otras que pretenden unir unas con otras. Ciertamente, el terreno menos resbaloso es aquél en donde Pemex está solo y no invita a nadie. Las reglas y prácticas de las asignaciones petroleras son lo más conocido en este nuevo “ecosistema.” Cosa muy aparte es cómo un particular entrará a una asignación como invitado, cuando Pemex debe tener una participación de al menos 40%, sin que haga aportaciones económicas directas.
La pregunta es: ¿quién querrá entrar a una zona exclusiva, con una socia difícil y sin dinero?
Y ya como último recurso, quedan las licitaciones para particulares que coexistirán con un vecino dominante y sus socios. ¿No acabará esto como los legos sueltos de mi plataforma desarmada, que aún guardo por nostalgia en un cajón?
Los modelos no fracasan ni prosperan hasta que se prueban. Apenas abro la caja y estoy revisando las piezas. Nos espera rompernos la cabeza para armarlo.
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MPLX, empresa de infraestructura de energía, ha firmado un acuerdo definitivo con WhiteWater y Diamondback Energy para adquirir el 55% restante del gasoducto BANGL, por un valor de 715 millones de dólares. Con esta transacción, MPLX obtiene la propiedad total de la infraestructura que transporta hasta 250,000 barriles equivalentes de petróleo por día (boepd) de líquidos de gas natural desde la cuenca Permian de Texas hacia los mercados de fraccionamiento a lo largo de la Costa del Golfo.
Este gasoducto se encuentra en proceso de expansión, con planes de aumentar su capacidad a 300,000 boepd para el segundo semestre de 2026. Además, MPLX posee una red de oleoductos de crudo y productos refinados, tanques de almacenamiento en tierra, terminales y terminales marítimos para productos ligeros.
Maryann Mannen, presidenta y directora ejecutiva de MPLX, destacó que la adquisición y las oportunidades de expansión fortalecerán aún más la plataforma de crecimiento de la empresa a largo plazo, al conectar la creciente producción de líquidos de gas natural de la cuenca Permian con el complejo de fraccionamiento en la Costa del Golfo recientemente anunciado.
La transacción está sujeta a términos y condiciones estándar y se espera que se cierre en julio de 2025.
AVEVA, empresa global en software industrial, anunció el nombramiento de Arti Garg como su nueva Directora de Tecnología (CTO). Con este movimiento, la compañía refuerza su enfoque en inteligencia artificial, análisis de datos y automatización industrial para fortalecer la eficiencia operativa y la toma de decisiones estratégicas en el sector.
Arti Garg, quien asumirá el cargo en marzo, tendrá la responsabilidad de definir y liderar la estrategia tecnológica de largo plazo de AVEVA. Su enfoque estará en la adopción de tecnologías emergentes, incluida la inteligencia artificial generativa, y su aplicación en la manufactura industrial e infraestructura crítica.
Antes de unirse a AVEVA, Garg lideró la Estrategia y Evaluación Tecnológica en Hewlett Packard Enterprise y cuenta con una trayectoria en ciencia de datos en los sectores informático e industrial. También ha desempeñado roles en el gobierno de Estados Unidos, incluyendo la Oficina de Presupuesto de la Casa Blanca y el Congreso. Tiene un doctorado en Física por la Universidad de Harvard y una maestría en Ingeniería Aeronáutica y Astronáutica por la Universidad de Stanford.
Rob McGreevy, Director de Productos de AVEVA, destacó que este nombramiento refuerza la estrategia de la compañía en soluciones SaaS y suscripción, asegurando su liderazgo en innovación tecnológica. Por su parte, Garg expresó su entusiasmo por unirse a AVEVA y contribuir al desarrollo de nuevas soluciones que mantengan a la empresa a la vanguardia del sector.
La Asociación Mexicana de Data Centers (MEXDC) ha advertido sobre riesgos que podrían afectar el crecimiento de la industria en México, destacando la falta de acceso a la energía y los retrasos en trámites y autorizaciones gubernamentales como obstáculos clave para el desarrollo del sector.
De acuerdo con un estudio de mercado, se estima que la industria de Centros de Datos en México recibirá una inversión directa de más de 9 mil 200 millones de dólares y una inversión indirecta superior a los 27 mil 500 millones de dólares en los próximos cuatro años. Sin embargo, para concretar dichas inversiones, el sector requerirá al menos 1,500 MW adicionales de energía, lo que representa un reto crítico para su expansión.
MEXDC reconoce los esfuerzos del Gobierno en la expansión de la capacidad de generación y transmisión de energía, pero subraya la importancia de actualizar el marco regulatorio para garantizar condiciones favorables a la inversión. Entre las medidas propuestas, se encuentran la agilización de permisos para autogeneración, la posibilidad de establecer contratos directos con CFE y la transformación de energía para asegurar un suministro confiable.
Además de los desafíos energéticos, la Asociación señala que los retrasos en trámites y concesiones están generando incertidumbre en el sector. Por ello, hace un llamado a las autoridades para abordar de manera urgente estos problemas y garantizar un entorno propicio para la inversión tecnológica y el desarrollo económico del país.
Actualmente, México desarrolla 24 proyectos de hidrógeno verde con una inversión programada de 21 mil 227 millones de dólares, de acuerdo con la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (AMH2). Estas iniciativas se ubican en Campeche, Oaxaca, Guanajuato, Sinaloa, Sonora, Baja California, Baja California Sur, Nuevo León, Tamaulipas, Durango, Yucatán, Michoacán y San Luis Potosí.
Se prevé que estos proyectos generen 196 mil 707 toneladas de hidrógeno verde, 970 mil toneladas de amoniaco verde y 2 millones 100 mil toneladas de metanol verde y azul. Para ello, se instalarán 4 mil 104 megawatts de energía solar y eólica, complementando la capacidad renovable existente en el país.
De acuerdo con Israel Hurtado, presidente de la AMH2, los proyectos de Pemex y CFE en este sector están alineados con documentos de planeación energética como el Plan de Sostenibilidad y el Plan de Negocios de Pemex, así como el Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional (PRODESEN) y la Prospectiva del Sector Eléctrico de la Secretaría de Energía.
Pemex tiene como objetivo sustituir el hidrógeno gris, utilizado en sus procesos de refinación, por hidrógeno verde. Además, planea comercializar hidrógeno limpio para apoyar la descarbonización de la industria mexicana, en un mercado valuado en 4 mil millones de dólares para la próxima década.
Por su parte, la CFE busca implementar el uso de hidrógeno verde en sus Centrales de Ciclo Combinado mediante la mezcla con gas natural (blending), adaptando turbinas actuales y adquiriendo nuevas con tecnología compatible con hidrógeno verde.
A finales de 2023, representantes de la AMH2 se reunieron con el subsecretario de Transición Energética, Jorge Islas, para presentar la Estrategia Industrial de Hidrógeno Limpio y el mapa de proyectos en desarrollo. En la reunión se destacó la importancia de contar con una Estrategia Nacional de Hidrógeno para estructurar el crecimiento del sector en el país.
En este contexto, la presidenta Claudia Sheinbaum anunció inversiones por 277 mil millones de dólares como parte del Plan México. Según Hurtado, el monto destinado a los proyectos de hidrógeno verde representa casi el 10% de esta cifra.
La AMH2 también anunció que cumple cuatro años desde su creación y cuenta con cerca de 60 empresas asociadas, muchas de ellas con operaciones globales. Además, ha establecido alianzas estratégicas a nivel nacional e internacional, consolidándose como un actor relevante en el sector energético y en el impulso de la industria del hidrógeno limpio en México.
La Procuraduría Federal del Consumidor (Profeco) informó que, tras la firma del acuerdo nacional para estabilizar el precio de la gasolina Magna, más de la mitad de las gasolineras monitoreadas ya ajustaron los precios a la baja, con casi el 50% de la muestra ofreciendo precios inferiores a los 24 pesos por litro.
El titular de Profeco, Iván Escalante Ruiz, indicó que el monitoreo especial realizado durante el fin de semana, del 1 al 3 de marzo, reveló que el precio promedio de la gasolina Magna es de 24.08 pesos por litro, un descenso con respecto al promedio de 24.65 pesos registrado del 17 al 23 de febrero. Este ajuste ocurre días antes de que la medida, que entró en vigor el 3 de marzo, se haga oficial.
Escalante destacó que las estaciones de servicio que ofrecen precios bajos incluyen ejemplos de Hidrosina en Benito Juárez, Ciudad de México, así como Pemex en Miguel Hidalgo y Cuauhtémoc. En Nuevo León, se detectaron estaciones de Pemex y otras marcas como Petro Seven y Oxxo Gas que también aplicaron descuentos.
Desde principios de enero, Profeco realizó un total de 40 visitas de verificación a gasolineras y colocó 34 lonas en aquellas que no respetaban los precios acordados. De acuerdo con Escalante, seis de estas gasolineras ya han reducido sus precios tras las sanciones. Además, se prevé que el monitoreo continúe, y a partir de esta semana, las lonas serán retiradas de las estaciones que han ajustado sus precios conforme a lo pactado.
Como parte del acuerdo, la Procuraduría también publicará un informe detallando los precios de venta en las estaciones de servicio para seguir garantizando la transparencia en el sector.
La refinería Deer Park, ubicada en Texas y adquirida por Pemex en 2022, reportó una pérdida financiera de 118 millones de dólares en 2024, lo que marcó su primer resultado negativo desde que la compañía mexicana tomó control total de la planta. Durante el año de transición, en 2022, Deer Park había registrado ganancias por 954 millones de dólares, mientras que en 2023, las utilidades fueron de 581 millones de dólares.
De acuerdo con Martha Agiss, directora de finanzas de PMI Comercio Internacional, los márgenes de refinación del mercado en la costa norte del Golfo de México se redujeron significativamente en la segunda mitad de 2024, afectando los resultados. Sin embargo, destacó que la refinería mantuvo un balance de efectivo neutro, gracias a la generación de flujo de caja.
A pesar de la pérdida reportada, Deer Park cerró 2024 sin deudas por tercer año consecutivo, lo cual fue posible por la disciplina en el uso del capital y la ejecución de un programa de reparaciones dentro del presupuesto.
En cuanto a la producción, Deer Park procesó 272,000 barriles diarios de petróleo crudo en 2024, lo que representó un aumento del 5% respecto al año anterior. Además, la producción de gasolina, diésel y turbosina alcanzó los 256,000 barriles diarios, con un alza del 7.1%.
No obstante, la refinería enfrenta un desafío importante en materia de seguridad industrial. En 2024, el índice de frecuencia de accidentes incapacitantes aumentó un 522%, mientras que el índice de gravedad se incrementó un 497.8% en comparación con el año anterior. Este tema se ha convertido en una prioridad para la dirección de Deer Park, especialmente tras el trágico accidente en octubre de 2024, que resultó en la muerte de dos trabajadores y dejó a más de una docena hospitalizados debido a una fuga de gas ácido.
Eni y PETRONAS han firmado un Memorando de Entendimiento (MoU) para la creación de una empresa conjunta que administrará activos upstream estratégicos en Indonesia y Malasia. La alianza tiene como objetivo consolidar 500,000 barriles de petróleo equivalente (boe) en reservas y desarrollar un potencial adicional de 10,000 millones de boe en exploración.
El enfoque principal será la inversión en proyectos de gas para fortalecer la transición energética y atender la demanda interna en ambos países. Asimismo, la empresa conjunta busca posicionarse como un actor clave en el mercado de gas natural licuado (GNL) de la región, generando sinergias operativas y financieras.
Los activos bajo esta colaboración mantendrán su estructura operativa actual, priorizando la seguridad, la eficiencia y la sostenibilidad. Eni y PETRONAS han comunicado su intención a los gobiernos de Indonesia y Malasia, pero la concreción del acuerdo estará sujeta a aprobaciones regulatorias y gubernamentales.
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