Equinor, Repsol Sinopec y Petrobras comenzarán a explotar en 2028 el mayor campo de gas natural de Brasil, que abastecerá el 15 % de la demanda nacional. El campo de Raia, ubicado en aguas profundas del Atlántico frente a la costa de Río de Janeiro, ya tiene un 20 % de su proyecto en ejecución. La perforación está programada para 2026, según informó Veronica Coelho, presidenta de Equinor Brasil.
El consorcio, liderado por Equinor con una participación del 35 %, y sus socios Repsol Sinopec (35 %) y Petrobras (30 %), planean utilizar una única plataforma marítima para extraer hasta 16 millones de metros cúbicos de gas natural diarios, además de 125.000 barriles de petróleo. La operación se desarrollará en una cuenca con una profundidad de 2.900 metros, ubicada a 200 kilómetros de la costa de Río de Janeiro.
Veronica Coelho afirmó que, pese a tratarse de una fuente fósil, el gas natural será clave en la transición energética de Brasil, complementando las fuentes renovables. Desde 2006, Equinor ha invertido 26.000 millones de dólares en el país y se enorgullece de ser una de las petroleras con menores emisiones contaminantes en sus operaciones. Las reservas del campo de Raia se estiman en más de 1.000 millones de barriles equivalentes, y el consorcio prevé perforar seis pozos para su explotación.
Alrededor del 25% de la producción de petróleo crudo y el 20% de gas natural en los golfos de México y Estados Unidos fueron suspendidos debido al huracán «Helene». Así lo informó este jueves la Oficina de Seguridad y Cumplimiento Ambiental (BSEE, por sus siglas en inglés), destacando que los productores de energía detuvieron 441 mil 923 barriles diarios de petróleo y casi 10 mil 279 millones de litros de gas natural de las aguas del Golfo.
«Helene» se fortaleció rápidamente a lo largo del jueves, alcanzando la categoría 3 en la escala Saffir-Simpson, con vientos sostenidos de 195 km/h, según el Centro Nacional de Huracanes (NHC). El sistema continúa su avance hacia Florida, amenazando con marejadas ciclónicas e inundaciones en la costa oeste del estado.
Iberdrola ha inaugurado la semana pasada el parque eólico marino Saint-Brieuc en Francia, un proyecto de 496 megavatios (MW) que proporcionará energía renovable a casi un millón de personas. Este hito en la transición energética global destaca la colaboración con más de 150 proveedores europeos, incluidos líderes de la industria como Siemens Gamesa, Navantia Seanergies – Windar Renovables, Haizea Wind Group, Prysmian y Van Oord.
Ignacio Sánchez-Galán, CPO y Director Global de Compras y Servicios de Iberdrola, enfatizó la importancia del trabajo conjunto para seguir liderando la transición energética. «Trabajando juntos, continuamos liderando la #energytransition», afirmó en su post de LinkedIn.
Este hito destaca la colaboración de Iberdrola con la industria en la realización de proyectos de gran escala en el ámbito de las energías renovables. La participación de múltiples proveedores en el parque eólico Saint-Brieuc subraya la capacidad del sector para llevar a cabo iniciativas significativas en la transición energética.
Gazprom, la empresa gasística rusa, reportó pérdidas récord en 2023 por un total de 5 mil 660 millones de euros, lo que provocó su salida de la lista de las cien compañías más rentables de Rusia, según la revista Forbes. Este descenso ha sido atribuido a las sanciones impuestas por países occidentales debido al conflicto en Ucrania.
Rosneft, otra empresa del sector energético, ha tomado la primera posición en el ranking. A partir de enero de 2024, Gazprom dejará de suministrar gas a Europa a través de Ucrania, lo que ha llevado a la empresa a redirigir su enfoque hacia el mercado asiático. Se han intensificado las negociaciones con China para aumentar el suministro de gas mediante el gasoducto Fuerza de Siberia, aunque la extensión del proyecto «Fuerza de Siberia 2» se ha pospuesto por decisiones del país de tránsito, Mongolia.
En este contexto, el Gobierno ruso, junto con Gazprom, ha comenzado a planificar un desarrollo estratégico a 10 años para ajustar su infraestructura y geografía de suministro energético. Además, se ha informado que más del 60% de los suministros energéticos de Rusia están siendo redirigidos a la región de Asia-Pacífico, un incremento significativo en comparación con años anteriores.
La producción nacional de petróleo en México aumentó un 0.3% en agosto, alcanzando un promedio de 1.570 millones de barriles diarios, según la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Sin embargo, en comparación anual, la producción muestra una caída del 6.1%, es decir, 103 mil barriles menos que el mismo mes de 2023.
El informe de la CNH, que incluye datos de Petróleos Mexicanos (Pemex) y otros operadores, indica que la extracción total de hidrocarburos líquidos, que incluye crudo, condensados y líquidos de gas natural, fue de 1.836 millones de barriles por día, representando un aumento mensual de 0.2%, aunque una reducción del 5.5% en términos anuales.
En cuanto a los condensados, la producción fue de 265 mil 400 barriles diarios, con una ligera disminución mensual de 0.4% y una caída anual del 2%. Por su parte, la extracción total de gas natural fue de 4 mil 544 miles de millones de pies cúbicos diarios, reflejando un crecimiento mensual de 0.7%, aunque con una disminución anual del 8.9%.
La producción de gas asociado al crudo también disminuyó, registrando una baja mensual del 0.6% y una caída del 14% en comparación con agosto de 2023. En contraste, el gas extraído de yacimientos no asociados mostró un ligero descenso mensual del 0.69%, pero un aumento anual del 0.2%.
Tula de Allende es una ubicación estratégica para las empresas del Estado y para el abastecimiento energético del centro del país. En este municipio se ubican la refinería “Miguel Hidalgo”, la tercera instalación más grande de Petróleos Mexicanos (PEMEX), así como la termoeléctrica “Francisco Pérez Ríos” de Comisión Federal de Electricidad.
Así lo destaca Cristhian Martínez, quien a partir de este mes de septiembre es el nuevo Presidente Municipal de Tula de Allende, una localidad con amplia tradición energética e industrial que lidera el estado de Hidalgo en esta materia.
“En Tula de Allende el sector energético es el eje rector de toda la región. En Tula no solo tenemos la refinería Miguel Hidalgo sino también la termoeléctrica Francisco Pérez Ríos y la industria cementera. Por ello, Tula es el eje energético del estado y de una gran parte del país”, destacó en entrevista para Global Energy.
Cabe recordar que la refinería de Tula es una infraestructura emblemática de PEMEX. Inaugurada el 18 de marzo de 1976, esta refinería tiene una capacidad instalada para procesar 315,000 barriles diarios a través de 33 plantas para refinación y procesos en una superficie de 749 hectáreas.
Durante sus 48 años de historia, este complejo refinador se ha consolidado como el mayor consumidor de petróleo medio-ligero Olmeca, con aproximadamente un millón de barriles al mes, y es una instalación estratégica para PEMEX al ser la más cercana a la Zona Metropolitana del Valle de México.
Por su importancia para PEMEX, este complejo se convirtió en uno de los destinos principales de inversión del Plan Nacional de Refinación. En 2021, el presidente Andrés Manuel López Obrador visitó la refinería de Tula para anunciar una inversión de 60 mil millones de pesos para modernizar sus instalaciones, crear 8 mil empleos y producir alrededor de 30 mil barriles adicionales de gasolinas.
“Hoy el Gobierno de México está haciendo inversiones realmente importantes en el sector energético y nos da mucho orgullo recibir este impulso a la industria en Tula de Allende”, aseguró Cristhian Martínez.
Justamente, la operación de esta refinería también ha funcionado para contribuir a la producción de la planta termoeléctrica de Comisión Federal de Electricidad. La Central Termoeléctrica “Francisco Pérez Ríos” está integrada por cinco unidades generadoras de energía eléctrica de 300 MW y por años ha operado principalmente con combustóleo. De ahí el nuevo reto que tienen por delante las autoridades locales, estatales y federales, de disminuir las emisiones contaminantes de dos instalaciones que son emblemáticas para PEMEX y CFE.
“Como autoridad municipal tenemos que garantizar a PEMEX , CFE y a las empresas privadas todas las garantías para que tengan certeza en sus inversiones, en sus proyectos y en el desarrollo de su capital humano”, subrayó.
Bajo esta visión y en colaboración con la administración de Cristhian Martínez, Tula busca colaborar con la presidenta Claudia Sheinbaum para darle continuidad al mega proyecto de modernización de la infraestructura energética en la región, con el objetivo de reducir el impacto ambiental de la refinería de Tula y transformar el panorama energético de todo el centro del país.
#GlobalEnergyTV-Tula: Punto estratégico para la modernización de la infraestructura energética
Jesús Padilla Zenteno, presidente de la Asociación Mexicana de Transporte y Movilidad (AMTM), anunció que durante el sexenio de Claudia Sheinbaum Pardo se espera que miles de autobuses eléctricos chinos operen en las principales ciudades de México. Actualmente, solo hay 400 vehículos eléctricos en el transporte urbano, pero se prevé un aumento significativo en los próximos años.
En el marco de la Convención Nacional CANACAR 2024, Padilla enfatizó la instrucción del Metrobús de la Ciudad de México para migrar hacia la electromovilidad y el avance similar en otras entidades. Destacó que los fabricantes chinos son líderes en la producción de autobuses eléctricos, resaltando su calidad y eficiencia en el servicio postventa.
Padilla mencionó que, aunque el costo inicial de los vehículos eléctricos es elevado, su mantenimiento es considerablemente más bajo, con un 20% menos de gastos en comparación con los vehículos diésel. Además, anticipó que las baterías continuarán disminuyendo en precio, facilitando la expansión de esta tecnología.
El presidente de la AMTM concluyó que, si bien la implementación de estos cambios dependerá de la estructura de costos y el apoyo gubernamental, el avance hacia un sistema de transporte más sostenible y amigable con el medio ambiente es una prioridad.
Una nueva planta recicladora, denominada Rafiqui, iniciará operaciones en México con el objetivo de procesar 1,000 toneladas anuales de paneles solares desechados. Este proyecto, impulsado por varias empresas del sector energético solar, busca abordar la creciente necesidad de gestionar los residuos de la primera generación de paneles que han cumplido su ciclo de vida o que han sido retirados. Ximena Cantú, ESG Officer de Energía Real y directora de Rafiqui, destacó que la planta operará sin fines de lucro, enfocándose en el reciclaje sostenible.
Según la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA), se prevé que para el 2030, México necesitará procesar hasta 36,500 toneladas de paneles solares retirados, lo que resalta la relevancia de esta iniciativa. Además, Rafiqui donará paneles que aún mantengan cierta eficiencia a comunidades vulnerables, contribuyendo así al acceso a energía limpia y apoyando los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) del Pacto de Naciones Unidas.
La información fue destacada en una publicación de Santiago Villagomez, CEO de Energía Real, quien expresó su satisfacción por el lanzamiento de Rafiqui como un paso significativo para reducir la huella de carbono de las operaciones del sector. Villagomez mencionó que la creación de esta planta surge de un «sentimiento incómodo» sobre cómo manejar los residuos generados, y subrayó la importancia de unir fuerzas con otros actores del sector para enfrentar desde un inicio los desafíos del ciclo de vida de los paneles solares y las baterías de litio.
Entre los fundadores de Rafiqui se encuentran empresas como Beetmann, Bright, Energía Real y Engie, y se están recaudando 15 millones de pesos para llevar a cabo el proyecto. Villagomez también agradeció el apoyo de sus colegas y el consejo de asesores que han contribuido al desarrollo de esta iniciativa.
Rafiqui representa un paso clave hacia una economía circular en el sector solar, enfocándose en la gestión responsable de los residuos generados por paneles solares y baterías de litio.
Trinidad y Tobago ha designado a Shell como el postor preferido para un bloque de aguas poco profundas, superando las propuestas de BP y EOG Resources, según informaron fuentes cercanas al proceso. Esta decisión se produce en un contexto donde el país caribeño enfrenta desafíos para abastecer sus plantas de gas natural licuado y petroquímicas, debido a la disminución de su producción de gas natural.
El gobierno de Trinidad y Tobago ha impulsado rondas de licitaciones y ha instado a los productores a garantizar la entrega de la primera producción de los proyectos en alta mar. Shell y BP, los principales accionistas del proyecto Atlantic LNG, que tiene una capacidad de 15,3 millones de toneladas anuales, están en busca de incrementar la producción para asegurar el suministro de gas necesario para sus operaciones.
Actualmente, Shell se encuentra en negociaciones con el gobierno sobre las condiciones de explotación del bloque modificado U(c), que es parte de las 13 áreas ofrecidas en la subasta de aguas poco profundas realizada el año pasado. Estas áreas contienen recursos estimados en 13,4 billones de pies cúbicos de gas, según datos oficiales.
Cabe destacar que, en la subasta que concluyó en mayo, EOG fue el único postor para los bloques Lower Reverse L y NCMA 4(a), mientras que BP fue el único postor para el bloque NCMA (2). Shell y BP han declinado hacer comentarios al respecto, y el gobierno de Trinidad y EOG no respondieron a las solicitudes de información.
El secretario de Energía de Argentina, Eduardo Rodríguez Chirillo, anunció en la conferencia Rio Oil and Gas (Rog-e) que Argentina se compromete a garantizar el suministro de gas natural a Brasil a largo plazo, gracias a los recursos de la formación de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta. Este suministro se considera competitivo y sostenible, y se espera que comience a fluir inicialmente a través de Bolivia mediante un gasoducto que permitirá revertir el flujo, programado para estar operativo el 7 de octubre.
Durante la fase inicial, que se extenderá hasta marzo de 2025, se proyecta que Vaca Muerta enviará aproximadamente 15 millones de metros cúbicos diarios a las provincias del norte de Argentina, con un excedente de alrededor de 4 millones de metros cúbicos destinado a Brasil. La demanda diaria de gas natural en Brasil se estima en 20 millones de metros cúbicos.
Rodríguez también destacó la posibilidad de aumentar significativamente las exportaciones a Brasil mediante gasoductos proyectados por empresas privadas que conectarán el norte de Argentina con el sur de Brasil. Empresas como Total Austral y Tecpetrol ya cuentan con permisos para realizar exportaciones desde Vaca Muerta, y Pan American Energy ha solicitado autorización para vender gas a una filial en Brasil. Se estima que los proyectos en la provincia de Neuquén podrían permitir exportaciones de hasta 34 millones de metros cúbicos diarios, consolidando a Vaca Muerta como una fuente clave de suministro energético para Brasil. Esta formación es reconocida como el segundo yacimiento más grande del mundo en gas no convencional y el cuarto en petróleo no convencional.
