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Eni y SOCAR acuerdan explorar proyectos energéticos

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Eni, la multinacional italiana, y SOCAR, la compañía estatal de Azerbaiyán, han firmado un Memorando de Entendimiento (MoU) para evaluar oportunidades de colaboración en proyectos de exploración y producción de hidrocarburos. El acuerdo, firmado por el CEO de Eni, Claudio Descalzi, y el presidente de SOCAR, Rovshan Najaf, en la capital azerí, incluye una evaluación de sinergias y oportunidades de inversión tanto en Azerbaiyán como en otros países donde Eni opera.

El MoU también contempla la evaluación de áreas de cooperación en infraestructuras de transporte de gas a nivel nacional e internacional, así como en proyectos y tecnologías para la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y la promoción de un desarrollo sostenible dentro de la industria energética.

Además, el acuerdo prevé actividades conjuntas en preparación para la próxima Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP29), que se llevará a cabo en Azerbaiyán en noviembre. Fuentes en Bakú sugieren que Eni podría estar interesada en tomar una participación significativa en el bloque Karabagh del Mar Caspio, donde SOCAR y Equinor reportaron un descubrimiento de hidrocarburos en marzo de 2020.

La última perforación en el bloque Karabagh llevó a una evaluación preliminar de reservas estimadas en 450 millones de barriles de petróleo. Sin embargo, la exploración se detuvo cuando Equinor decidió vender todos sus activos azeríes a SOCAR, incluyendo su participación del 50% en Karabagh, anunciando la salida en diciembre de 2023.

Eni, que ya tuvo una participación minoritaria en el bloque Karabagh a través de Agip, y SOCAR han sido contactadas para comentarios adicionales sobre el acuerdo.

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Petronas, Enilive y Euglena avanzan con una biorrefinería en Malasia

Comisión de Energía de Diputados reitera su apoyo a la política de rescate a las empresas productivas del Estado

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Esta tarde se lleva a cabo la última reunión ordinaria de la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados, en donde los legisladores destacan el trabajo que se ha hecho en la materia desde la cámara baja.

Durante su participación, el diputado Joaquín Zebadua, perteneciente a la bancada del Partido del Trabajo, recordó las iniciativas de reforma que se han lanzado durante la LXV legislatura, así como el impacto que deberían tener en la industria energética nacional. En este sentido, destacó la necesidad de nacionalizar el litio para fortalecer a la política energética nacional, y recordó la contribución de la Comisión de Energía a la aprobación del pr supuesto para la rehabilitación de presas hidroeléctricas.

Por otra parte, el diputado Reginaldo Sandoval, de la misma bancada, reiteró que desde la Comisión de Energía se ha impulsado el diálogo y el debate desde la vinculación institucional. Asimismo, respaldó la decisión del gobierno respecto al rescate de la Comisión Federal de Electricidad y de Petróleos Mexicanos.

En este último rubro, el diputado Sandoval destacó la inversión total de 952,000 millones de pesos en la refinería Olmeca y otros proyectos que, a su vez, llevaron a incrementar las reservas de petróleo en el país.

Finalmente, la diputada Judith Tánori extendió su apoyo a los nuevos legisladores y los instó a «votar con la conciencia de que lo más importante es proteger a las y los mexicanos que menos tienen»; un mensaje alineado a las participaciones previas, en donde se aseguró que la administración de la virtual presidenta, Claudia Sheinbaum Pardo, dará continuidad al trabajo realizado durante la gestión del diputado Manuel Rodríguez, presidente de la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados.

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Cámara de Diputados alerta: apagones amenazan nearshoring en México

Inversión en Energías Limpias Alcanza $1.8 Billones: México está en lugar 33

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EY, una firma líder en servicios profesionales, conmemora sus 90 años en México presentando los resultados más recientes de su Índice de Atractividad de Países para Inversiones en Energías Renovables (RECAI). Este análisis revela que la inversión global en energía limpia alcanzó 1.8 billones de dólares el año pasado. Sin embargo, el cumplimiento de los objetivos climáticos de la ONU sigue siendo un desafío, y la capacidad de generación de energías renovables debe triplicarse para 2030. Los altos costos de capital y el estancamiento de la red siguen siendo obstáculos significativos.

La COP29 en Azerbaiyán será un momento crucial para los países comprometidos en enfrentar la crisis climática. En este contexto, los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) emergen como una solución clave, destacándose por su eficiencia, rapidez de construcción y menor costo en comparación con otras tecnologías de almacenamiento.

Globalmente, Estados Unidos, China y Alemania lideran el índice, beneficiándose de un fuerte apoyo gubernamental y políticas favorables que aceleran la adopción de tecnologías verdes.

En Latinoamérica, países como Chile, Brasil, Argentina y Perú están avanzando en la transición hacia energías renovables, con Chile en el puesto 15 y Brasil en el 20. México ha mejorado su posición al ascender al número 33, con planes de inversión en energía renovable que incluyen 13 mil millones de dólares en proyectos solares, eólicos, hidroeléctricos y geotérmicos para 2030. Alfredo Álvarez, Socio Líder de Energía para EY Latinoamérica, subraya que este progreso debe servir como un catalizador para fomentar aún más las inversiones y desarrollar políticas públicas que apoyen la transición energética sostenible.

Para más detalles, consulta la última edición del RECAI aquí.

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Pierde TC Energy disputa por el oleoducto Keystone XL

Reformas en México afectarían inversión extranjera en energía: S&P

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Un reciente análisis de S&P Global Commodity Insights advierte que las reformas propuestas al sistema judicial mexicano y el recorte de los reguladores gubernamentales podrían socavar la Inversión Extranjera Directa (IED) en el sector de energía eléctrica del país. En el documento «Reformas propuestas al sistema judicial y reguladores de México generan inquietud en sector eléctrico del País», la firma financiera recopila entrevistas con especialistas y directivos del sector.

«Los cambios incluyen la eliminación de los reguladores autónomos y una revisión significativa del sistema judicial, los cuales hasta ahora han controlado las decisiones del Presidente y sus aliados en el Congreso», comentó David Crisóstomo, director de investigación y análisis de S&P Global Commodity Insights. «Obstaculizar esos contrapesos debilita la certidumbre, lo cual es valioso para las empresas al momento de evaluar sus inversiones en el país».

Entre las propuestas del Gobierno se encuentra la disolución de organismos reguladores independientes como la Comisión Federal de Competencia Económica (Cofece), la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y la Comisión Reguladora de Energía (CRE), cuyas funciones serían asumidas por las Secretarías federales. Además, se plantea reducir el sistema judicial y exigir que todos los jueces, incluidos los de la Suprema Corte, sean elegidos por voto popular en lugar de designados.

La preocupación por estas reformas ha aumentado en las últimas semanas en foros energéticos, seminarios web de la industria y reuniones privadas. Un alto ejecutivo mexicano del sector de generación de energía comentó a S&P: «Es terrible, estoy muy preocupado. Desde su creación, los reguladores independientes han tomado decisiones basadas en consideraciones técnicas. Si el Gobierno quiere asumir esas responsabilidades, pero aún así participar en el sector a través de sus empresas estatales, no estoy seguro de que pueda ser imparcial».

Julia González, abogada del despacho González Calvillo, que representa a empresas del sector energético mexicano, también expresó su preocupación por los cambios al sistema judicial. «No es perfecto, es cierto, pero cuando se trata del derecho corporativo y en particular en materia de energía, el Poder Judicial ha sido muy profesional», aseguró.

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Morena presenta dictamen para eliminar a CRE y CNH

Pemex y STPRM acuerdan aumento salarial global del 7%

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Petróleos Mexicanos (Pemex) y el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM) han llegado a un acuerdo para un incremento salarial global del 7% para el periodo 2024-2025.

La empresa estatal informó que, tras concluir las negociaciones de revisión salarial, se determinó que los trabajadores recibirán un aumento al salario del 5%, además de un alza del 2% en las prestaciones. Este ajuste tiene como objetivo garantizar el bienestar y el cumplimiento de los derechos de los trabajadores petroleros, tal como lo establece el Contrato Colectivo de Trabajo y la Ley Federal del Trabajo.

El incremento salarial será aplicable a partir del 1 de agosto de 2024 y hasta el 31 de julio de 2025. El acuerdo fue alcanzado después de que Pemex recibiera el pliego petitorio del STPRM mediante el oficio SG-274/2024, fechado el 21 de junio de 2024. La Comisión Mixta, encargada de revisar el documento, se instaló el 9 de julio para llevar a cabo las negociaciones correspondientes.

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Producción Nacional de Hidrocarburos Líquidos (Junio 2024)

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Según el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNH), la producción nacional de hidrocarburos líquidos en junio de 2024 promedió 1,840 miles de barriles diarios (Mbd), un poco por debajo del promedio del año de 1,854 Mbd. En detalle, la producción de petróleo alcanzó 1,571 Mbd en junio, frente a un promedio anual de 1,581 Mbd. El condensado tuvo una producción de 269 Mbd en junio, comparado con el promedio de 273 Mbd para 2024.

Producción por Operador:

  • Pemex y Exploración y Producción: 1,735 Mbd, representando el 95% del total. De esta cifra, 177 asignaciones produjeron 1,661 Mbd, y se registró una migración con 84 Mbd.
  • Otros Operadores: 95 Mbd, correspondiente al 5% de la producción total. Esto incluyó 4 migraciones con 21 Mbd, 2 farmouts con 9 Mbd, y 8 rondas con 64 Mbd.

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Proyecciones de consumo

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Petronas, Enilive y Euglena avanzan con una biorrefinería en Malasia

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Petronas, Enilive y Euglena han decidido construir una biorrefinería en el Complejo Integrado Pengerang (PIC) en Johor, Malasia. La planta, que comenzará su operación en la segunda mitad de 2028, producirá combustible de aviación sostenible (SAF), diésel renovable y aceite vegetal hidrogenado (HVO). La construcción iniciará en el cuarto trimestre de este año, y la biorrefinería procesará aproximadamente 650,000 toneladas anuales de materias primas como aceites vegetales usados, grasas animales y otras biomasas.

Ubicada dentro del PIC, la biorrefinería se beneficiará de las instalaciones integradas de Petronas, lo que optimiza el acceso a materias primas y rutas de navegación internacionales. Equipada con la tecnología Ecofining™ de última generación, desarrollada por Eni en cooperación con Honeywell UOP, la planta ofrecerá flexibilidad en el procesamiento de materias primas y productos.

Ahmad Adly Alias, vicepresidente de refinación, comercialización y marketing de Petronas, destacó que el proyecto fortalecerá la posición de la empresa en la cadena de valor de biocombustibles y apoyará su meta de cero emisiones netas de carbono para 2050. Por su parte, Stefano Ballista, director ejecutivo de Enilive, afirmó el compromiso de alcanzar una capacidad de biorrefinería de más de 5 millones de toneladas anuales para 2030. Mitsuru Izumo, presidente de Euglena, resaltó que el proyecto contribuirá a una sociedad neutra en carbono y responderá a la creciente demanda de biocombustibles en la región ASEAN.

Esta biorrefinería es un paso importante hacia la reducción de la huella de carbono y el desarrollo de un ecosistema sostenible de biocombustibles, alineándose con los objetivos de sostenibilidad de las empresas involucradas.

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TotalEnergies abandona bloques offshore en Sudáfrica

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TotalEnergies anunció su retirada de los bloques offshore 11B/12B y 5/6/7 en Sudáfrica. Esta decisión sigue a la retirada de su socio CNRI del Bloque 11B/12B. En este bloque, ubicado frente a la costa sur de Sudáfrica, la filial TotalEnergies EP South Africa posee una participación del 45%.

TotalEnergies había entrado en el Bloque 11B/12B en 2013, realizando dos descubrimientos de gas, Brulpadda y Luiperd. Sin embargo, estos descubrimientos no pudieron convertirse en un desarrollo comercial viable debido a las dificultades para desarrollar y monetizar económicamente el gas en el mercado sudafricano.

Además, TotalEnergies ha decidido salir del bloque de exploración offshore 5/6/7, donde actualmente posee una participación del 40%.

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Total Energies adquiere licencia de exploración Offshore en Santo Tomé

Shell y ExxonMobil cederán campos de gas del Mar del Norte a Viaro Energy

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Shell y ExxonMobil anunciaron la venta de varios activos de gas offshore en el Mar del Norte del Reino Unido a Viaro Energy, una compañía con sede en Londres. El acuerdo incluye 11 campos de gas y un prospecto de exploración en la cuenca sur del mar, además del Terminal Bacton en tierra.

El acuerdo, que se espera que se cierre en 2025, no ha revelado los términos financieros. Los activos, actualmente operados a través de la empresa conjunta Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM), producen alrededor de 28,000 barriles equivalentes de petróleo por día, lo que representa aproximadamente el 5% de la producción total de gas del Reino Unido en 2023.

Viaro Energy, que ya tiene participación en 65 campos en el Mar del Norte del Reino Unido y los Países Bajos, considera la transacción una «inversión a largo plazo valiosa». El CEO de Viaro, Francesco Mazzagatti, destacó que el portafolio del sur del Mar del Norte no solo es crucial para la producción y seguridad energética del Reino Unido, sino que también tiene un potencial estratégico importante para la transición energética, con posibilidades para sinergias de parques eólicos, electrificación de activos upstream, captura de carbono y suministro de hidrógeno.

Por su parte, Shell decidió deshacerse de estos activos como parte de su estrategia para construir un portafolio upstream más resiliente y simplificado, aunque seguirá manteniendo una presencia significativa en las áreas central y norte del Mar del Norte.

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Colombia avanza en plan para importar gas de Venezuela a pesar de desafíos

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Colombia está fortaleciendo su plan para importar gas desde Venezuela, en un contexto de incertidumbre política y económica. El ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, destacó que el país está desarrollando estrategias para asegurar el abastecimiento de gas tanto desde Venezuela como del Piedemonte Llanero.

Ecopetrol, por su parte, presentó su hoja de ruta para los próximos diez años, proyectando la importación de gas venezolano para cubrir un déficit previsto de 80 Gbtud para 2025. La empresa estatal colombiana estima que 61 Gbtud pueden provenir de gas local, mientras que la importación podría alcanzar hasta 100 Gbtud desde Venezuela, con un aumento progresivo de entre 30 y 50 millones de pies cúbicos diarios. Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, indicó que se están llevando a cabo trabajos de restauración del oleoducto binacional junto con PDVSA y Cenit, y anticipó la posible importación de hasta 150 millones de pies cúbicos en dos años.

No obstante, uno de los principales obstáculos es el gasoducto de 224 kilómetros que conecta a ambos países y que se encuentra deteriorado e inactivo. Luz Stella Murgas, directora del grupo industrial Naturgas, subrayó la urgencia de reparar el ducto y mencionó una investigación en curso por la desaparición de varios tramos del mismo.

En el contexto actual, la demanda de gas podría superar la oferta para 2028. El presidente Gustavo Petro ha prometido reducir gradualmente la producción de combustibles fósiles y suspender nuevas licencias de exploración. El año pasado, Colombia experimentó un aumento significativo en las importaciones de gas natural licuado (GNL) debido al fenómeno de El Niño, con un incremento del 2.506,1% en comparación con 2022. Luz Stella Murgas explicó que el consumo de gas importado ha aumentado de 20 mpcd a 190 mpcd en los últimos meses debido a la mayor demanda para generación de energía. Julio César Vera, presidente de Xua Energy, agregó que las mayores importaciones de gas están destinadas a cubrir la demanda de generación térmica en respuesta a la situación actual.

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