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YPF transfiere 22 áreas convencionales a Quintana Energy y TSB

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YPF ha firmado acuerdos clave con Quintana Energy y TSB para la cesión de operaciones en 22 áreas convencionales en Argentina. Este movimiento estratégico forma parte del enfoque de YPF en redirigir recursos hacia el desarrollo de hidrocarburos no convencionales.

Las áreas cedidas incluyen ubicaciones en las provincias de Río Negro y Mendoza. En detalle:

  • Zona Mendoza Sur: Transferida al consorcio Quintana Energy y TSB.
  • Bloque Estación Fernández Oro: Adquirido por Quintana Energy.

Este proceso se suma a los seis acuerdos previos anunciados el 5 de agosto, que incluyeron la cesión de 15 áreas adicionales. YPF planea desprenderse de un total de 55 áreas maduras para enfocarse en la producción en la formación Vaca Muerta.

A lo largo de esta reestructuración, YPF ha recibido 60 ofertas de aproximadamente 30 empresas interesadas. Quintana Energy ya opera en Santa Cruz y Chile, mientras que TSB tiene presencia en Neuquén. Esta estrategia busca optimizar el portafolio de YPF y potenciar su desarrollo en áreas con mayor potencial en hidrocarburos no convencionales.

Honeywell lanza solución avanzada para control de emisiones en plataformas offshore

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Honeywell ha presentado su Suite de Gestión de Emisiones, una solución innovadora que ahora cuenta con certificación para ubicaciones peligrosas y aplicaciones marinas. Este avance posiciona a Honeywell como líder en soluciones integrales para el control de emisiones en plataformas de petróleo y gas en alta mar, permitiendo la medición, monitoreo, reporte y reducción de emisiones.

La Suite de Gestión de Emisiones incluye nuevas capacidades solares en el hardware Honeywell Versatilis™ Signal Scout™, extendiendo la vida útil del detector de gases en más de ocho años y reduciendo los requisitos de mantenimiento.

Este avance es clave para enfrentar las emisiones en plataformas en aguas someras, donde las tasas de pérdida de metano pueden ser significativamente más altas que en operaciones terrestres. Además, la solución de Honeywell proporciona visibilidad casi en tiempo real, facilitando la respuesta rápida a eventos de emisión y permitiendo una gestión más eficaz del rendimiento de las emisiones en comparación con la producción.

José Simon, General Manager de Industrial Automation de Honeywell Latinoamérica, destacó: “Nuestra solución integral permite a los buques marinos y plataformas offshore medir y reportar con precisión las emisiones fugitivas. Con el apoyo de Honeywell Forge Sustainability+ para Industrias, estamos avanzando hacia operaciones con emisiones netas cero.”

La Suite de Gestión de Emisiones de Honeywell está disponible para diversos sectores, incluyendo petróleo y gas upstream y downstream, refinación, productos químicos, y servicios públicos.

México podría ofrecer energía más barata que Texas: Caintra

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México tiene la capacidad de ofrecer energía eléctrica a costos incluso inferiores a los de Texas, según Máximo Vedoya, presidente de la Cámara de la Industria de la Transformación (Caintra). A pesar de este potencial, la falta de inversión en infraestructura de transmisión y distribución es un obstáculo crítico.

Vedoya subrayó que, en Nuevo León, las pequeñas y medianas empresas enfrentan un costo energético hasta un 50% más alto que en Texas. Este desajuste debe corregirse para mejorar la competitividad y atraer inversiones.

La Caintra, junto con Concamin y el Consejo Coordinador Empresarial, ha identificado las inversiones prioritarias en el sector energético, con un enfoque especial en infraestructura. Según Vedoya, la inversión en este ámbito ha sido insuficiente, representando menos del 1% del presupuesto de la CFE en los últimos años.

La Agenda para el Desarrollo Industrial de Caintra, presentada a la presidenta electa Claudia Sheinbaum, también destaca la necesidad de mejorar la infraestructura carretera, ferroviaria y en los cruces fronterizos para gestionar el crecimiento económico y las exportaciones.

Adicionalmente, Vedoya hizo hincapié en la importancia de apoyar a las pymes, reduciendo trámites, aumentando el financiamiento y ofreciendo capacitación para integrarlas a la cadena de valor.

Por otro lado, el presidente de Caintra reportó que el 58% de sus asociados han sido afectados por extorsiones, un problema que parece haberse agravado en el último año, especialmente por parte de autoridades municipales.

Aprueban primacía de CFE sobre privados en generación de energía

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Las comisiones de la Cámara de Diputados aprobaron cambios a los artículos 27 y 28 de la Constitución que devuelven a Petróleos Mexicanos (Pemex) y a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) el estatus de empresas públicas del Estado, revirtiendo así la figura de empresas productivas que se les había otorgado en la reforma energética de 2013. Esta decisión, promovida por Morena y sus aliados, tiene como objetivo central reforzar el control estatal sobre el sector energético.

El dictamen, que fue aprobado con 21 votos a favor y 16 en contra, establece la primacía de la CFE en el mercado eléctrico sobre los generadores privados, especificando que las actividades de la empresa pública no constituirán un monopolio. Además, como empresa pública, la CFE tendrá la responsabilidad de garantizar la continuidad y accesibilidad del servicio de electricidad, a la vez que deberá proveer energía al menor costo posible.

Durante más de cuatro horas, los legisladores debatieron la iniciativa. El presidente de la Comisión de Puntos Constitucionales, Juan Ramiro Robledo (Morena), destacó que la medida recupera plenamente la rectoría del Estado en materia energética. Sin embargo, Rubén Moreira, coordinador del PRI, expresó su preocupación sobre si el cambio de estatus de Pemex podría convertir su deuda en una obligación fiscal del Estado, aunque Morena no respondió a esta inquietud.

La reforma también incluye disposiciones importantes sobre la explotación de litio, prohibiendo las concesiones para su explotación, y asigna al Estado la responsabilidad de dirigir la transición energética hacia el uso de fuentes sustentables para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Asimismo, se mantiene la atribución del Instituto Federal de Telecomunicaciones para otorgar concesiones en radiodifusión, excluyéndolo de la reforma que busca eliminar órganos autónomos.

Finalmente, la comisión aprobó cambios adicionales que prohíben el cultivo, consumo e importación de maíz transgénico, aunque se permitirá la importación de maíz quebrado.

Se espera que la reforma sea votada en el pleno de la Cámara de Diputados en octubre, un paso crucial en la redefinición del papel del Estado en el sector energético mexicano y en la gestión de recursos estratégicos como el litio.

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Saudi Aramco recibe la mayor plataforma petrolífera china

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Saudi Aramco ha recibido recientemente una plataforma petrolífera marítima de dimensiones colosales, la mayor construida por empresas chinas para un cliente extranjero. Esta imponente estructura, que supera las 17,000 toneladas, tiene una altura equivalente a un edificio de 24 plantas y una cubierta del tamaño de 15 canchas de baloncesto.

El proyecto, realizado por una filial de Cnooc, tardó 34 meses en completarse. La plataforma será instalada en el yacimiento Marjan, frente a las costas de Arabia Saudita, con el objetivo de incrementar la producción anual a aproximadamente 24 millones de toneladas de crudo y 7,400 millones de toneladas de gas natural.

Este avance subraya la creciente colaboración entre China y Arabia Saudita en el sector energético. La entrega de la plataforma se enmarca en una serie de acuerdos recientes entre ambos países, incluyendo un compromiso de hasta 50 mil millones de dólares firmado el 1 de agosto y la participación de empresas chinas en diversos proyectos industriales y energéticos, como la inversión de 1,000 millones de dólares por parte de Baosteel junto a Aramco para la producción de placas de acero.

México enfrenta desafíos energéticos clave en la revisión del T-MEC

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El Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC) está a dos años de su primera revisión, programada para julio de 2026. La estabilidad del marco regulatorio del tratado, especialmente en el sector energético, es crucial para decidir si se extenderá por seis años más. El Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) y el Wilson Center han destacado que la resolución de controversias en este sector será esencial para una revisión exitosa.

Estados Unidos y Canadá han señalado que las políticas mexicanas favorecen a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Petróleos Mexicanos (Pemex), lo que ha generado tensiones comerciales. Estas controversias, que incluyen la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica y los retrasos en permisos para empresas privadas, podrían afectar la cooperación regional si no se resuelven.

En este contexto, el nearshoring y la implementación de microrredes son vistos como soluciones para fortalecer la resiliencia del sistema eléctrico mexicano y atraer inversión extranjera. Manuel Ahumada, Socio Director de Enlight, subraya la importancia de las microrredes y el almacenamiento de energía para apoyar el crecimiento económico en México, especialmente en el marco de la relocalización de empresas.

Además, el Consejo Mexicano de la Energía (Comener) ha destacado que el T-MEC ha facilitado un aumento en la inversión extranjera directa, impulsado por el nearshoring, que podría superar los 40 mil millones de dólares en 2024. La coordinación de políticas públicas entre los tres países es vital para asegurar los beneficios del tratado y promover la transición energética.

Finalmente, la American Chamber of Commerce México (AmCham) ha señalado que el almacenamiento de energía con baterías y la generación distribuida son clave para optimizar los recursos energéticos, reducir la dependencia de combustibles fósiles y fomentar la innovación tecnológica en el sector. La inversión en energías limpias y nuevas tecnologías es esencial para que México avance en su transición energética y mantenga su competitividad en el mercado global.

Zarpa el primer buque de GNL desde Altamira

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La compañía estadounidense New Fortress Energy anunció la salida de su primera embarcación cargada con gas natural licuado (GNL) desde su planta de licuefacción frente a las costas de Altamira, Tamaulipas. El buque, nombrado Energos Princess, tiene como destino la terminal de la empresa en La Paz, Baja California Sur, y representa un paso significativo en la estrategia de la empresa para expandir la distribución de energía a nivel global. Este proyecto, que comenzó oficialmente sus operaciones hace poco más de dos semanas, busca fortalecer la infraestructura energética tanto en México como en otros 17 países que ya han formalizado contratos con la compañía.

El director de operaciones de New Fortress Energy, Barry Clayton, destacó en un video publicado en sus redes sociales que este hito no solo impulsa la economía local, sino que también promueve prácticas más sostenibles en el manejo del hidrocarburo. «Esta primera carga es un avance importante hacia una energía más innovadora y sostenible, proporcionando a la comunidad local una instalación funcional que también es respetuosa con el medio ambiente», afirmó Clayton, quien se trasladó desde Houston para supervisar las operaciones.

La planta de licuefacción en Altamira, que requirió una inversión de más de 4 mil millones de dólares, se convierte en un punto clave para el suministro de gas natural tanto a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como para la exportación internacional. En los próximos meses, se espera la construcción de una segunda planta en tierra en el municipio de Altamira, la cual se conectará al gasoducto Sur de Texas-Tuxpan, consolidando la región como un nuevo centro de procesamiento de GNL en la costa este de México.

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Pemex amplía su flota de pipas para distribución de combustibles

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Petróleos Mexicanos destacó que la incorporación de nuevos vehículos optimiza la logística de la estatal y reduce los costos operativos. Actualmente, la capacidad instalada de la compañía es de 272 millones de barriles gracias a la adquisición de nuevos autotanques, lo que representa un incremento del 117% en comparación con los 125 millones de barriles disponibles registrados en 2021.

De acuerdo con información de la estatal, Pemex ha fortalecido su flota de autotanques, elevando su capacidad operativa a mil 800 unidades, lo que le permite mejorar su eficiencia en la distribución de combustibles, con un aumento en la capacidad de transporte diario, que ahora alcanza los 685 mil barriles.

El proceso de renovación de la flota comenzó en febrero de 2022, con la incorporación inicial de 30 nuevas unidades. La flota actual está equipada con tecnología avanzada que mejora su eficiencia y reduce su impacto ambiental. Dichas unidades están diseñadas con compartimentos dobles, lo que permite el transporte simultáneo de dos tipos diferentes de refinados.

En 2021, la flota de Pemex constaba de mil 444 unidades, aunque solo 878 eran operativas y, en promedio, se utilizaban 700 diariamente, lo que dificultaba cumplir con la demanda de servicios. Actualmente, el 95% de los autotanques de última milla están operativos, lo que significa que mil 710 unidades están en funcionamiento diario, mientras que el resto está en mantenimiento programado. Esta cifra es un 144% superior a las 700 unidades que operaban anteriormente.

Desde 2022, explica Pemex, la adquisición de los nuevos autotanques mejora el servicio, con 118,798 servicios de mantenimiento realizados en este período, lo que ha permitido mantener una alta disponibilidad de las unidades.

Por otra parte, la estatal también destacó la creación del Centro de Capacitación y Adiestramiento para Operadores de Transporte (CCAOT) en octubre de 2019, conceptualizada para mejorar las competencias de los operadores de autotanques. Asimismo, cuenta con el Centro de Monitoreo para Autotanques (CEMOAT), que opera las 24 horas para garantizar la seguridad y eficiencia en la distribución de combustibles, previniendo incidentes y combatiendo el robo de combustible.

A través del PLAN DN-III-E, en conjunto con la Secretaría de la Defensa Nacional (Sedena), encargada únicamente de la contratación de operadores de los autotanques, Pemex opera otras 637 pipas para la distribución de hidrocarburos entre Terminales de Abastecimiento (TADs). Ese plan no solo busca mejorar la seguridad en carreteras, sino también optimizar las operaciones y combatir el robo de combustibles.

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Repsol y Honeywell se unen para potenciar la producción de biocombustibles

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Repsol firmó una alianza estratégica con la multinacional estadounidense Honeywell para avanzar en la producción de biocombustibles y materiales circulares. Este acuerdo permitirá integrar las tecnologías de Honeywell en las instalaciones de Repsol, con el objetivo de producir biocombustibles, incluyendo combustible de aviación sostenible (SAF) y diésel renovable. La colaboración también contempla el uso de residuos como grasas, aceites, biomasa y desechos sólidos en la producción de químicos y combustibles renovables.

Bryan Glover, Chief Growth Officer y CTO de Honeywell Energy and Sustainability Solutions, subrayó que esta asociación demuestra cómo la tecnología de Honeywell puede reducir las emisiones de carbono mientras se aprovecha la infraestructura existente de las refinerías. Además, se evalúa la implementación del proceso UpCycle de Honeywell, que convierte residuos plásticos en materia prima para nuevos plásticos reciclados, lo que aumentaría significativamente la cantidad de plástico reciclado disponible.

Berta Cabello, Directora de Combustibles Renovables en Repsol, destacó la importancia de esta alianza para alcanzar el objetivo de emisiones netas cero en 2050. La colaboración con Honeywell es parte de la estrategia de Repsol para transformar sus complejos industriales en centros multienergéticos y fomentar el desarrollo de productos de bajas emisiones. En este contexto, la compañía ya ha iniciado la producción en su planta de combustibles 100% renovables en Cartagena y está expandiendo su red de puntos de suministro de combustibles renovables en España y Portugal.

Repsol y Honeywell han colaborado anteriormente en el desarrollo de tecnologías petroquímicas y catalizadores, y en 2023, Repsol implementó la tecnología Ecofining de Honeywell en su planta de Puertollano para fabricar combustibles renovables a partir de residuos.

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Chevron logra producir petróleo en yacimiento de ultra alta presión en el Golfo de México

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Chevron alcanzó un importante avance tecnológico al producir por primera vez petróleo de un yacimiento en el Golfo de México bajo presiones submarinas extremas, informó la empresa energética. Este logro marca el inicio de una nueva era en la producción en aguas profundas, un área que había permanecido inexplorada debido a la falta de equipos capaces de soportar presiones de hasta 20 mil libras por pulgada cuadrada.

El proyecto, denominado Anchor, cuenta con una inversión de 5 mil 700 millones de dólares y se espera que produzca hasta 75 mil barriles de petróleo y 28 millones de pies cúbicos de gas natural al día en su punto álgido. La plataforma flotante está ubicada a unas 140 millas (225 km) de la costa de Luisiana, y se espera que el yacimiento tenga una vida útil de 30 años. Chevron explotará siete pozos submarinos conectados a esta plataforma, con una estimación de hasta 440 millones de barriles de petróleo y gas recuperables.

Nigel Hearne, vicepresidente ejecutivo de Chevron, destacó que esta tecnología pionera permitirá desbloquear recursos previamente inaccesibles y abrirá la puerta a desarrollos similares en otras áreas de alta presión en aguas profundas. Este avance no solo refuerza la capacidad de Chevron para ejecutar proyectos complejos, sino que también posiciona a la compañía como líder en el sector energético.

En paralelo, otra petrolera estadounidense, Beacon Offshore Energy, planea replicar el éxito de Chevron en su yacimiento de aguas profundas Shenandoah, también en el Golfo de México. Aunque el proyecto ha enfrentado retrasos, se espera que la primera extracción de petróleo ocurra en el segundo trimestre de 2025.

BP, que descubrió el primer yacimiento de 20 mil psi en el Golfo de México en 2006, ha anunciado recientemente el desarrollo del yacimiento Kaskida, tras avances en tecnología submarina. Se espera que BP inicie la producción de petróleo en Kaskida para 2029.

Este hito de Chevron subraya la capacidad de la compañía para llevar a cabo proyectos de gran envergadura en el Golfo de México, cumpliendo con los objetivos de seguridad y presupuesto establecidos, según declaró Bruce Niemeyer, responsable de producción de petróleo y gas de Chevron en las Américas.

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