viernes, diciembre 19, 2025
11.6 C
Mexico City
Inicio Blog Página 348

Trátalas bien y se Van. Las Petroleras Abandonan México

0

Por Miriam Grunstein

He oído eso de ambos sexos. Tanto los hombres, como las mujeres, “son hijos de la mala vida”. Por esta razón, observar la terminación anticipada de 16 contratos petroleros en lo que va del año parece seguir esta regla. Los últimos tres que se dieron por terminados fueron dos de Repsol y uno de bp.

Durante el último sexenio hemos visto un número significante de contratos terminados cuyo número exacto confieso no recordar con precisión pero serán alrededor de 24. Y como los caballitos, han corrido grandotes y los chiquitos. Desde las majors como ExxonMobil y Chevron a Calicanto Oil & Gas , pues claramente no pertenece a estas ligas, más que un éxodo, esto comienza a parecer una estampida.

Explicar la deserción de las petroleras, cuando realmente no han sido agredidas, ni por Secretaría de Energía ni Comisión Nacional de Hidrocarburos , tiene una gama de razones —algunas de las cuales son más claras y explicables que otras—. A diferencia de las empresas eléctricas, que a pesar de haber sido abofeteadas durante este gobierno —y a pesar de ello aquí siguen—  no hay comparación entre los montos de inversión requeridos para el desarrollo de una central eléctrica y al menos algunos proyectos petroleros, desde la exploración hasta la producción de hidrocarburos.

Además, en la generación eléctrica los riesgos existen, pero son mucho más acotados. En la exploración y producción de hidrocarburos éstos, además de colosales, son de muchos tipos: el geológico, el financiero, de seguridad industrial, ambiental, de salud. Si a éstos, le sumamos las precariedades del ciclo político, entenderemos por qué buscar y sacar petróleo es adrenalina pura y extrema

Entonces, al hablar de la salida de las petroleras, es inevitable sumar factores. Es muy posible que se marchen por un franco fracaso en los esfuerzos exploratorios, pero ¿acaso no son muchos 24 contratos de 111, cuando Pemex, a su vez, es el mayor tenedor de los mismos? Hablamos de más del 20% de los contratos firmados, que hoy ya fueron terminados, contando aquéllos de los que Pemex no se puede salir

He aquí una pregunta deliberadamente disruptiva: si Pemex pudiera terminar anticipadamente algún contrato, ¿lo haría? O acaso no lo hace porque tiene mucha mejor información sobre nuestro subsuelo. No lo sabremos jamás. Pemex no se puede “rajar” a menos de que se lo ordenen.

No lo sé, pero sí lo sospecho, que se van, no sólo por las mezquindades de nuestro subsuelo, sino también por la intolerancia a soportar más riesgo. Sólo pueden salir por la Puerta Grande cuando han cumplido, o pagado, su programa mínimo de trabajo cuyos montos son muy variables pero pueden ser muy altos, hasta de cientos de millones de dólares —y eso sólo es el comienzo—. Además de pozos secos, la inminente continuidad de la política energética de este gobierno desalienta a las empresas a seguir con semejantes desembolsos.

No se diga que, en promedio, los compromisos de participación al gobierno fueron muy generosos. Y, estos, cuando las empresas produzcan, tendrán que pagarse sí o sí. Entonces, si la lógica de las empresas era soportar contraprestaciones altas en las primeras rondas, para compensarlas con menores ofertas en otras subsecuentes, entonces la estrategia ha fallado pues, hasta próximo aviso, no habrá rondas.

También, el mundo se ha vuelvo inhóspito con las petroleras las que, de por sí, nunca han sido vistas con muy buenos ojos por casi nadie, salvo de un puñado de apasionados de la industria petrolera como la que hoy escribe. Hoy, esta industria enfrenta presiones de “descarbonización” que han asumido con decoro pero que son viables en la tierra de la fantasía. Una petrolera descarbonizada es algo como un tigre vegetariano. Puedes alimentar a un mininote con tofu, tempe y pan sin gluten pero, más temprano que tarde, morirá.

Así que entiendo por qué se van, a pesar de que casi ni las hemos tocado ni con el pétalo de una flor, México ya no es una promesa sino un campo, no petrolero, sino minado, Y antes de pisar una, y volar en mil pedazos, es mejor salir de pie y por la Puerta Grande.

Te puede interesar

De Pemex a Emex: ¿la desaparición de las petroleras?

México y el Tren hacia la Transición Energética

Energía Real recibe financiamiento de Sabadell para generar energía limpia

0
La colaboración forma parte de un plan estratégico de financiamiento de activos de hasta mil 500 millones de pesos a ejecutarse durante el próximo año.
La colaboración forma parte de un plan estratégico de financiamiento de activos de hasta mil 500 millones de pesos a ejecutarse durante el próximo año.

Energía Real, firma de compraventa, generación, operación y almacenamiento de energía limpia, obtuvo un financiamiento por 250 millones de pesos de la institución de banca múltiple Sabadell, destinado a apalancar su portafolio operativo actual, diversificar fuentes de fondeo y apuntalar la solidez de sus modelos de negocios, al tiempo que impulsa la descarbonización de empresas a lo largo del país.

Este primer paso de colaboración entre Sabadell y Energía Real, respecto a la que no fueron revelados mayores detalles, forma parte de un plan estratégico de financiamiento de activos de hasta mil 500 millones de pesos a ejecutarse durante el próximo año. Pablo Linares, director financiero de Energía Real, mencionó al respecto:

“El financiamiento de activos otorgado confirma que vamos por el buen camino, validando buenas prácticas y requerimientos exigidos por la banca institucional; ampliará nuestra presencia en el país, impulsará descarbonización del sector comercial, industrial e inmobiliario”.

La empresa, fundada en 2016 y que se ha posicionado como referente en la generación distribuida, cuenta actualmente con un portafolio de 80 MW de energía solar vendidos, de los que 20 MW están en construcción y los 60 MW restantes en estado operativo. El objetivo para cierre de este año, de acuerdo con Linares, es alcanzar los 100 MW firmados.

“Este financiamiento prueba el compromiso de Sabadell con el sector de energía en el país y su enfoque para apoyar empresas innovadoras que agregan valor a la evolución del mercado energético”, agregó Gustavo Martínez Baca, director ejecutivo de Banca Corporativa en Sabadell.

Te puede interesar

Heineken y Engie inauguran la mayor planta termosolar industrial de Europa

Finaliza la Cumbre de Energía y Clima celebrada en Madrid

Eni celebra 70 años de historia

0
Eni cumple 70 años y mira hacia el futuro: "Un punto de referencia para Italia".
Eni cumple 70 años y mira hacia el futuro: "Un punto de referencia para Italia".

El día de ayer, el complejo arquitectónico del Gazometro di Roma Ostiense fue la sede elegida para festejar el 70 aniversario de la energética Eni, sitio en el que la empresa, fundada en 1953 por Enrico Mattei, inauguró el primer distrito de innovación tecnológica dedicado a las nuevas cadenas de suministro de energía.

La primera ministra Giorgia Meloni envió un mensaje en vídeo en el que afirmó que Eni «siempre ha sido un punto de referencia para Italia» y añadió que «hoy la crisis energética puede convertirse en una oportunidad«, ya que el país puede «aspirar a convertirse en el centro de suministro de energía natural para toda Europa«.

Pero antes, aclaró el director general de Eni, Claudio Descalzi, «hay que completar la sustitución del gas ruso«, que hoy parece una operación «más compleja» debido a las guerras en curso. Al respecto, la ministra añadió que «la energía es clave para construir una sociedad igualitaria y beneficiosa para todos» y que el plan Mattei «concilia los intereses nacionales con el desarrollo de África«.

El progresivo paso del petróleo al gas continuará en los próximos años, aseguró Descalzi, explicando la importancia de «centrarnos en el gas que producimos, frente al que compramos a terceros«, lo que nos ha permitido «consolidar nuestra relación con los países en los que operamos, principalmente en África, definiendo alianzas a largo plazo y contribuyendo al desarrollo económico y social de estos países».

«Para nosotros, trabajar en un país significa dejar una gran parte de la energía que producimos al mercado interno, crear empleo y ampliar el acceso a la energía, promover el desarrollo sanitario, empresarial, agrícola y educativo. Esta Eni es el ejemplo de una Italia fuerte, positiva, respetuosa, capaz de adaptarse y transformarse, y de lograr resultados increíbles. La Italia que traemos al mundo cada día, con orgullo, supera al de beneficio a corto plazo«, comentó.

Haciendo balance de la última década, el director general de Eni recordó que «hemos realizado casi 10 mil millones en inversiones, revolucionando el sector de la investigación científica y convirtiéndonos en los pioneros del cambio industrial y empresarial. En los próximos cuatro años, la transición y la seguridad energética serán los temas centrales de nuestra agenda«.

Por su parte, el presidente, Giuseppe Zafarana, recordó que desde su nacimiento «Eni ha acompañado a Italia en las grandes transformaciones económicas y sociales de nuestra época, liderando como protagonista las fases de cambio«. Eni es una empresa «que enamora a primera vista y mira hacia el futuro con confianza, contando con excelentes capacidades técnicas«.

“Esto se ha logrado gracias a elementos distintivos como el liderazgo tecnológico, la capacidad de crear alianzas valiosas y responder a desafíos complejos, que le han permitido consolidarse como una realidad internacional y que ahora sustentan una transición energética que debe ser justa, equitativa y garantizada a nivel mundial, así como la seguridad y sostenibilidad económica del suministro«, concluyó.

Te puede interesar

Llega Enilive, nueva marca de Eni para la movilidad sustentable e inteligente

Retiran investigación a precios de combustibles de Eni y ExxonMobil

Almacenamiento de energía

0

La energía eléctrica puede ser fácilmente generada, transportada y transformada. Sin embargo, hasta ahora no se ha logrado almacenarla de forma práctica, fácil y barata. Esto implica que la energía eléctrica debe generarse en todo momento de acuerdo con la demanda y, en consecuencia, las energías renovables —de naturaleza no gestionable— requieren el apoyo de los sistemas de almacenamiento para integrarse, evitar vertidos de energía limpia en períodos valle y dotar de mayor eficiencia y seguridad al sistema eléctrico.

En un mundo que se encuentra en plena transición de las energías fósiles a las fuentes renovables, como la energía eólica y la solar, una mejora del almacenamiento de energía eléctrica resulta de vital importancia para respaldar estas tecnologías, asegurando que los sistemas de red estén equilibrados y contribuyendo a aprovechar al máximo cada megavatio verde generado.

Principales sistemas de almacenamiento de energía

La energía eléctrica no puede almacenarse como tal y es necesario transformarla en otros tipos, como la energía mecánica o la química. Dependiendo de su capacidad, los sistemas de almacenamiento de energía se dividen en: almacenamiento a gran escala, que se emplea en lugares en los que se trabaja con escalas de GW; almacenamiento en redes y en activos de generación, donde se trabaja con escalas de MW; y, finalmente, almacenamiento a nivel de usuario final, que se emplea a nivel residencial y se trabaja con kW.

  • Bombeo hidroeléctrico

El sistema de almacenamiento a gran escala más eficiente en funcionamiento. Es una tecnología rentable y probada que proporciona estabilidad al sistema eléctrico y puede generar cantidades significativas de energía limpia con tiempos de respuesta rápidos.

  • Aire comprimido

Estas instalaciones cuentan con un motor reversible que, durante los momentos de exceso de energía, almacena el aire ambiente a altas presiones en cubículos bajo tierra. Es un sistema de almacenamiento mecánico equiparable en capacidad al bombeo hidroeléctrico.

  • Almacenamiento térmico

Consiste en acumular energía en materiales que permitan retenerla y liberarla de manera controlada, a través de métodos que incluyen desde la refrigeración mediante acumulación de hielo hasta la exposición a temperaturas extremadamente elevadas.

  • Supercondensador

Es un dispositivo capaz de almacenar grandes cantidades de energía eléctrica en forma de cargas electrostáticas, por lo que no hay reacciones químicas. Los supercondensadores pueden ser cargados y descargados en cuestión de segundos, siendo así ideales para responder a necesidades de puntas de potencia o a breves interrupciones del suministro.

  • Volantes de inercia

Es un sistema de almacenamiento mecánico consistente en un disco metálico que comienza a girar cuando se le aplica un par motor para, a continuación, intentar frenar el volante con un par resistente conservando la energía eléctrica en forma cinética.

  • Baterías

Es un dispositivo que almacena energía en compuestos químicos capaces de generar carga eléctrica. Existen multitud de tipos, como las pilas de plomo-ácido, las de ion de litio o las de níquel-cadmio. Las principales ventajas de las baterías son su rapidez de respuesta —milisegundos—, su facilidad de instalación y escalabilidad y, finalmente, los múltiples beneficios que pueden aportar a activos renovables a los que vayan asociadas.

  • Pilas de combustible de hidrógeno

Se trata de un tipo de almacenamiento químico continuo. Se diferencia de las baterías en que el hidrógeno abastece permanentemente la pila desde el exterior permitiendo su uso constante. Existen otros tipos de pilas de combustible, pero el hidrógeno es el combustible más utilizado.

Te puede interesar

El depósito de litio más grande del mundo

Los gases de efecto invernadero más comunes

AVEVA y Kent fortalecen su alianza en pro del sector energético

0
La asociación estratégica combina el profundo conocimiento digital de Kent con la cartera de AVEVA; para acelerar la descarbonización, la eficiencia e impulsar la sostenibilidad en toda la industria energética.
La asociación estratégica combina el profundo conocimiento digital de Kent con la cartera de AVEVA; para acelerar la descarbonización, la eficiencia e impulsar la sostenibilidad en toda la industria energética.

AVEVA, líder mundial en software industrial, que impulsa la transformación digital y la sostenibilidad, ha firmado dos contratos con Kent, la empresa de ingeniería líder en petróleo, gas y energía baja en carbono. Como parte del primer acuerdo, Kent podrá implementar soluciones digitales de ciclo de vida para clientes industriales; mientras que el segundo es un acuerdo empresarial de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC) para la entrega de proyectos digitales de Kent.

Estos acuerdos se basan en un memorando de entendimiento (MoU) estratégico en 2022 entre las dos empresas. Kent es ahora un integrador de sistemas certificado por AVEVA , lo que garantiza la aplicación continua del software de ingeniería y operaciones de AVEVA para actores clave en el sector energético. Durante el año pasado, AVEVA y Kent entregaron con éxito proyectos digitales líderes. El nuevo acuerdo de integrador de sistemas amplía el potencial de esas ganancias a otras empresas.

Esta asociación continua favorece una mejor colaboración dentro del equipo de Kent en todas las fases de la ejecución del proyecto, al tiempo que mejora la integridad de los datos, la transparencia y la ejecución del proyecto para los clientes de energía. Gracias a la experiencia digital de Kent junto con las soluciones EPC4.0 y gemelos digitales de AVEVA , los clientes pueden realizar entregas de activos de capital a tiempo y dentro del presupuesto, así como operaciones mejoradas.

Tush Doshi, director de Operaciones de Kent, mencionó:

“Las soluciones de software de AVEVA ayudarán a Kent a entregar proyectos a tiempo y dentro del presupuesto. Nos complace aprovechar nuestra asociación con AVEVA a medida que fortalecemos nuestros servicios digitales. La experiencia tecnológica de AVEVA, combinada con el liderazgo de Kent en energía y servicios digitales, nos ayudará a crear soluciones digitales e innovadoras de vanguardia que cumplan con los objetivos cambiantes de eficiencia y sostenibilidad de nuestros clientes”.

Por su parte, Caspar Herzberg, director ejecutivo de AVEVA, agregó:

“Nuestra colaboración con Kent establece un nuevo estándar en la prestación de servicios digitales para el sector energético. La asociación estratégica combina el profundo conocimiento del dominio, las habilidades digitales y el servicio de Kent con la cartera de vanguardia de AVEVA para acelerar la descarbonización, la eficiencia e impulsar la sostenibilidad en toda la industria energética. Esta confluencia de experiencia y tecnología permitirá a los clientes conectar inteligencia y conocimientos para obtener respuestas ágiles e innovadoras a los desafíos sectoriales en tiempos de cambios y oportunidades”.

Los acuerdos cerrarán una importante brecha de mercado. En todo el mundo industrial, el 60% de los proyectos de capital de petróleo y gas de mil millones de dólares o más experimentaron retrasos en sus cronogramas y el 38% enfrentaron sobrecostos, según un análisis de 2019 de la consultora EY. Estos retrasos y sobrecostos se deben a desafíos como prioridades de ejecución de proyectos contrapuestas, problemas con la confiabilidad de los datos y falta de transparencia y control durante todo el ciclo de vida del proyecto.

A medida que las empresas del sector energético buscan cumplir los objetivos de emisiones netas cero, están aprovechando las tecnologías digitales para optimizar y eliminar riesgos en el diseño y las operaciones de proyectos de capital para mejorar la construcción y la gestión de materiales, y garantizar la trazabilidad de las emisiones.

La asociación AVEVA y Kent apoya estos objetivos en evolución. Junto con Kent, AVEVA ayudará a los clientes del sector energético a desbloquear las ventajas competitivas de la sostenibilidad. Se pueden diseñar activos nuevos y existentes para un mundo con emisiones netas cero, y los clientes pueden comprender el impacto de carbono de cada decisión de ingeniería de procesos. Ahora se puede garantizar la ejecución a tiempo y dentro del presupuesto de proyectos de capital, con hasta un 30% más de eficiencia de ingeniería gracias a una mayor transparencia y soporte de decisiones basado en datos.

Te puede interesar

Digitalización: el núcleo de la estrategia de AVEVA

AVEVA anuncia finalización de su adquisición por Schneider Electric

El corazón «atómico»: en qué se basa el sector energético de Armenia

0

Por Mijaíl Smyshlyaev
Instituto para el Desarrollo de Tecnologías de Combustibles y Energía (IRTTEK)

A diferencia de sus países vecinos, incluidos aquellos con los que las relaciones difícilmente pueden calificarse de «buenos vecinos», Armenia no posee petróleo ni gas. Tal país puede considerarse Azerbaiyán, con el que recientemente se ha recrudecido el conflicto. Mientras Azerbaiyán vendía petróleo invirtiendo dinero en su ejército, Armenia intentaba encontrar un equilibrio entre los recursos energéticos importados y lo poco que se produce dentro del país.

No obstante, puede decirse que durante los años postsoviéticos Armenia ha conseguido alcanzar cierto equilibrio en el sistema energético nacional, lo que los locales consideran uno de sus principales logros, sobre todo si tenemos en cuenta la profunda crisis energética en la que «cayó» el país inmediatamente después de la independencia. El sector energético de Armenia como industria nació a principios del siglo pasado con la construcción de una central hidroeléctrica en el río Voghji.

Tuvo lugar en 1903 y le siguieron otras centrales hidroeléctricas. Más tarde, en los años 60, se construyeron centrales térmicas que convirtieron a Armenia en la primera república totalmente electrificada de la URSS. Pero, quizás, el acontecimiento principal para este país fue la construcción de la central nuclear de Metsamor, que comenzó a finales de los 60 y en 1976 entró en servicio la primera unidad de potencia. Cuatro años más tarde, la segunda.

En este sentido, Armenia se convirtió en «pionera» regional: nadie más tenía una central nuclear en el Cáucaso Sur. Y todo habría ido bien, pero en 1988 se produjo el tristemente célebre terremoto de Spitak, tras el cual se suspendieron las obras de la central nuclear. Acababa de producirse el accidente de Chernóbil, y las autoridades no querían tener otro accidente en su territorio.

Así que se decidió reasegurar y «congelar» la central, a pesar de que no se detectó ninguna infracción relacionada con el impacto sísmico del terremoto en la central nuclear. Sin embargo, la central dejó de funcionar, lo que, unido a los difíciles momentos de transición que atravesaba el país, provocó una grave crisis

La central fue «descongelada» en los años 90, concretamente en 1993. Debido a la grave crisis postsoviética en todos los ámbitos, la única solución aceptable era reanudar el funcionamiento de la central nuclear armenia para corregir de alguna manera la situación del país. En 1993-1995 se llevaron a cabo complejos trabajos para estudiar adicionalmente la situación sísmica con el fin de fundamentar la posibilidad de reiniciar y seguir explotando la central nuclear. Todo salió bien, los expertos del OIEA dieron su aprobación y la central se puso en marcha de nuevo.

En la actualidad, la central nuclear armenia consta de dos unidades de potencia con reactores del tipo JJER-440. La capacidad instalada de las unidades de potencia es de 1.000 MW. La potencia instalada de las centrales es de 407,5 MW y su vida útil es de 30 años. La central nuclear tiene una importancia crucial para el sistema energético, su cuota en la producción de electricidad explotada es de aproximadamente el 40%.

Las autoridades armenias van a ampliar simultáneamente el uso de la energía nuclear en el país. El primer ministro Nikol Pashinyan habló de ello en primavera del 2023. Señaló que esto debería aumentar la seguridad energética de Armenia y, en este sentido, está en marcha la construcción de la tercera unidad de la central nuclear armenia.

«Estamos desarrollando las capacidades de producción, llevando a cabo una reconstrucción a gran escala de subestaciones y líneas eléctricas, construyendo líneas de alta tensión Armenia-Irán y Armenia-Georgia», destacó Pashinyan, prometiendo hacer de Armenia un centro energético regional único.

Mientras tanto, el país sigue dependiendo en gran medida de la energía importada, lo que afecta negativamente a la misma independencia de la que hablaba Pashinyan. Según datos oficiales, en 2017-2021 Armenia pudo satisfacer un máximo del 33,7% de sus necesidades energéticas, incluso su propia central nuclear funciona con uranio importado.

Es decir, dos tercios de la demanda energética nacional se satisfacen a costa de sus vecinos. Según informes de la Comisión Reguladora de los Servicios Públicos, el 87,5% del gas importado por Armenia procede de Rusia y el 12,5% de Irán. Demasiado para la independencia energética y de otro tipo.

Por supuesto, las autoridades intentan desarrollar fuentes de energía renovables, pero las cosas chirrían. Aunque, por supuesto, la Armenia solar y montañosa tiene potencial. Además, hace tiempo que se habla de la construcción de otra central nuclear, e incluso hay negociaciones en curso con varios países, entre ellos Estados Unidos. Quizá, a la luz de los últimos acontecimientos, las cosas vayan más deprisa, pero los armenios, como siempre, tendrán que actuar con un ojo puesto en sus vecinos.

Te puede interesar

Descentralización: hacia dónde dirige Nigeria su sector energético

Marruecos se convertirá en la potencia mundial de la energía verde

Heineken y Engie inauguran la mayor planta termosolar industrial de Europa

0
La construcción de la planta se realizó en un tiempo récord de 12 meses, superando las previsiones iniciales del proyecto que casi duplicaban este plazo.
La construcción de la planta se realizó en un tiempo récord de 12 meses, superando las previsiones iniciales del proyecto que casi duplicaban este plazo.

El presidente del gobierno de España, Pedro Sánchez, participó recientemente en la inauguración de la planta termosolar de uso industrial más grande de Europa, una apuesta de Heineken con Engie, la cual cuenta con una potencia de 30 MW, una capacidad de almacenamiento de 68 MWh y ocho hectáreas de superficie.

Esta instalación construida en los terrenos de la fábrica cervecera para su propio abastecimiento permitirá reducir más de un 60% su consumo de gas fósil y disminuir su huella de carbono en casi 7.000 toneladas de CO2e al año.

La nueva planta termosolar, que ya se encuentra en funcionamiento, combina por primera vez los conceptos termodinámicos y la tecnología termosolar CSP (Concentrated Solar Power) en una fábrica, lo que ha convierte en pionera, con más fiabilidad y con más disponibilidad de energía al duplicar la capacidad de producción de agua sobrecalentada para consumo industrial.

De esta manera, utiliza como materia prima el sol, que sirve para calentar y enfriar el agua en un circuito cerrado; además, al utilizar el agua como fluido caloportador, evita el uso de aceites sintéticos que potencialmente pueden dañar al medio ambiente.

«En Heineken fuimos pioneros en introducir la sostenibilidad en el sector cervecero hace más de dos décadas. Y hoy volvemos a serlo, de la mano de Engie, con un proyecto totalmente innovador que posiciona a España en un lugar destacado en la transición a las energías renovables», mencionó el presidente de Heineken España, Etienne Strijp.

La construcción de la planta se realizó en un tiempo récord de 12 meses, superando las previsiones iniciales del proyecto que casi duplicaban este plazo. Para finales de 2024 se espera que haga funcionar esta fábrica con un 84% de energía renovable, tanto eléctrica como térmica.

Te puede interesar

Inauguran en Chile primera planta industrial de hidrógeno verde

Engie instala proyecto fotovoltaico en planta de Danone por 2 mde

DeltaV Mobile revoluciona la toma de decisiones en plantas industriales

0
La versión móvil de DeltaV acerca a las empresas a tener el pleno control de sus plantas en los momentos más críticos.
La versión móvil de DeltaV acerca a las empresas a tener el pleno control de sus plantas en los momentos más críticos.

Tomar una decisión en el momento preciso es de suma relevancia cuando se trata de plantas de procesos industriales. El impacto de no hacerlo puede ir desde pérdidas millonarias, hasta materiales y de vidas humanas.

La versión móvil de DeltaV acerca a las empresas a tener el pleno control de sus plantas en los momentos más críticos. En el marco del Emerson Exchange Immerse, Marcos Moreno, gerente de Control de Procesos de Met Mex; Sergio Alvarado, de Control de Procesos, y Mariano González, IT y Process Control Manager de Química del Rey (Grupo Peñoles); y Luis Carlos Salazar, Customer Sucess Manager de Emerson, hablaron sobre cómo implementaron esta aplicación mediante la metodología Customer Success.

En exclusiva para Global Energy, Luis Carlos Salazar explicó que con esta implementación es posible tomar las acciones necesarias de manera oportuna en cualquier lugar del mundo, siempre que se requiera resolver algún inconveniente. Por ejemplo, si existe un problema en un controlador y lo notan días después, eso generará un problema mucho más grave que si se atiende en el momento.

“Una de las variables que Met Mex Peñoles mide constantemente es la emisión de gases al ambiente, ya que tener altas emisiones generaría impactos en la población que reside en las áreas colindantes a la planta. De ahí la criticidad y urgencia de tomar acciones inmediatas cuando se detecte que algo está mal. Ese es el objetivo de esta aplicación”, detalló el experto.

Otro punto importante es la necesidad de enviar únicamente la información que se requiere a quien la necesita, de manera que no existan falsas o excesivas alertas, lo que generaría una desconfianza en la aplicación.

Productividad, confiabilidad, sustentabilidad y seguridad de las plantas

«En las plantas industriales, se monitorean diversas partículas y gases para medir las emisiones. Cuando alguna de estas variables se encuentra fuera de los límites establecidos o comienza a aumentar, el responsable del proceso recibe esta información de forma inmediata, lo que hace que la precisión de estas alertas sea de vital importancia. Por ejemplo, si se detectan vibraciones anormales o problemas de temperatura en un equipo, esto puede indicar la inminencia de un problema. En consecuencia, el equipo de mantenimiento debe recibir esta información de manera oportuna y tomar las medidas adecuadas para evitar interrupciones en la producción».

También puede suceder que una planta se detenga; en ese caso se requiere saber exactamente cuándo paró y por qué, a fin de restablecerla lo más rápido posible y evitar pérdidas de producción en el proceso, detalló el especialista de Emerson. Es así que DeltaV Mobile tiene un impacto en la productividad, confiabilidad, sustentabilidad y seguridad de las plantas.

En el caso de Química del Rey, al monitorear constantemente los niveles de CO2, oxígeno y otros gases, tienen la capacidad de detectar cualquier situación que pueda generar una atmósfera explosiva, lo que resalta la importancia de estas alertas críticas. Además, cuentan con sistemas de detección de gas natural que pueden identificar fugas, permitiendo tomar medidas preventivas para evitar cualquier impacto en el proceso de la planta, en los equipos y, lo más importante, en la seguridad de las personas.

Respecto a la implementación de la solución, Luis Carlos Salazar destacó la ciberseguridad como uno de los aspectos más críticos. Señaló que no se puede compartir información sensible del proceso con cualquier persona ni a través de cualquier medio. Por esta razón, el departamento corporativo de ciberseguridad de la empresa trabajó en estrecha colaboración con Emerson para garantizar el cumplimiento de todas las políticas y requisitos necesarios para la transmisión segura de datos hacia la plataforma DeltaV Mobile. Además, se generan certificados de seguridad como parte integral de todos los productos de Emerson, asegurando así la protección de la información crítica.

Millones de dólares ahorrados mediante la prevención

Contar con información precisa tiene como objetivo principal agilizar la toma de decisiones de manera eficiente. Por ejemplo, en el caso de Metmex, la principal productora de plata a nivel mundial, cada hora de paro representa aproximadamente USD 150,000 en pérdidas. Por lo tanto, el simple acto de prevenirlos mediante el acceso a información oportuna genera beneficios significativos.

Por ejemplo, si identificas un equipo que está empezando a dañarse y tomas medidas inmediatas para evitar su avería, puedes prevenir un paro que podría haber durado hasta 24 horas. Esto podría representar más de USD 3.5 millones en pérdidas potenciales. Aunque cuantificar estos beneficios puede ser complicado, estas cifras nos dan una idea de la importancia de soluciones como esta. En la industria de la minería y la metalurgia, se estima que un paro de planta por hora equivale a aproximadamente entre USD 160,000 y 180,000 dólares por hora, lo que demuestra cómo una alerta en un dispositivo móvil puede marcar la diferencia.

Luis Carlos Salazar destacó que en el ámbito del software no existen restricciones; Emerson puede desarrollar soluciones personalizadas según las necesidades específicas del cliente. Como ejemplo de la confianza que Grupo Peñoles tiene en la tecnología de Emerson, mencionó que todos los responsables de los sistemas de control de la planta participaron en el Emerson Exchange Immerse, en California, con la seguridad de poder conectarse de forma remota desde cualquier parte del mundo.

Finalmente, Luis Carlos Salazar, en su rol como Gerente de Customer Success en Emerson, se dedica a comprender a fondo las necesidades de cada cliente, sus expectativas de éxito y el valor que desean alcanzar en sus operaciones comerciales. Su labor, junto con todo el equipo de Emerson, se enfoca en simplificar y mejorar la productividad de los procesos de los clientes para generar un mayor impacto económico.

Además, trabajan en cambiar el comportamiento de las personas a través de entrenamiento y soporte, fomentando la confianza en la tecnología, su implementación efectiva y la realización de cambios significativos en los procesos de negocio. DeltaV Mobile es una prueba tangible de cómo estas iniciativas generan valor y beneficios reales, transformando tanto los procesos como el comportamiento de las personas para garantizar el éxito de las tecnologías y su impacto en los negocios de los clientes.

Te puede interesar

Automatización sin Límites, la estrategia de Emerson para democratizar los datos

Emerson optimiza el software de gemelo digital

ExxonMobil busca adquirir Pioneer por 60 mil mdd

0
Exxon, que tiene un valor de mercado de 436,000 millones de dólares, es el mayor productor de petróleo de Estados Unidos.
Exxon, que tiene un valor de mercado de 436,000 millones de dólares, es el mayor productor de petróleo de Estados Unidos.

De acuerdo con fuentes relacionadas con el tema, ExxonMobil está en conversaciones avanzadas para adquirir Pioneer Natural Resources, en una operación que podría valorar al productor de la Cuenca Pérmica de esquisto en unos 60,000 millones de dólares.

La adquisición sería la mayor de Exxon desde la compra de Mobil en 1998 por 81,000 millones de dólares y ampliaría su presencia en una de las regiones más lucrativas de la cuenca petrolera estadounidense, la cual se extiende por partes de Texas y Nuevo México, y se ha convertido en una de las más codiciadas por la industria energética, debido a su costo relativamente bajo para extraer petróleo y gas.

Pioneer, cuyo valor de mercado hasta el jueves era de 50,000 millones de dólares, es el tercer mayor productor petrolero de la Cuenca Pérmica, tras Chevron Corp y ConocoPhillips. Luego de haber dado a conocer esta información, las acciones de Pioneer se disparaban casi un 12%, a 240,47 dólares, antes de la apertura de Wall Street, mientras que las de Exxon cedían un 1.7 por ciento.

Si las negociaciones concluyen con éxito, podría alcanzarse un acuerdo entre Exxon y Pioneer en los próximos días, dijeron al respecto tres fuentes, que pidieron no ser identificadas porque el asunto es confidencial. Mientras tanto, portavoces de Exxon y Pioneer declinaron hacer comentarios.

Exxon, que tiene un valor de mercado de 436,000 millones de dólares, es el mayor productor de petróleo de Estados Unidos, con un promedio de 3.8 millones de barriles equivalentes de petróleo diarios procedentes de sus operaciones globales.

Te puede interesar

Pemex recibió más de 30 mdd de Vitol para cerrar caso de corrupción

Retiran investigación a precios de combustibles de Eni y ExxonMobil

Energías Limpias Renovables, factor decisivo para la competitividad de las exportaciones mexicanas

0

Por Juan Carlos Vitela Melgar,
Académico de Negocios Internacionales de la Facultad de Economía y Negocios de la Universidad Anáhuac México, y Consultor Asociado del Instituto de Desarrollo Empresarial Anáhuac IDEA

Si bien las actividades humanas no son la única fuente de GEI, es un factor contribuyente contra el cual las economías, particularmente de los sistemas democráticos, han emprendido esfuerzos regulatorios, tecnológicos, financieros, operativos y de mercado para reducir sus inventarios de gases contaminantes, con el objetivo de minimizar el impacto que estos tienen, no solo para sus poblaciones, sino para todo el mundo.

Entre los esfuerzos regulatorios más sobresalientes destacan: la promulgación del Protocolo de Kioto en 1997, con entrada en vigor hasta el 2005;  la Cumbre de las Naciones Unidas sobre el Desarrollo Sostenible en Nueva York de 2015, en la que se aprobó la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible, y que uno de los objetivos en la materia (ODS), el siete, trata sobre Energía Asequible y No Contaminante para garantizar el acceso a una energía segura, sostenible y moderna para todos; así como el Acuerdo de Paris en 2016, el cual México firmó y ratificó.

En materia de mercado, la gestión del quehacer humano se ha hecho cada vez más responsable de los impactos que se generan, como consecuencia de la creciente demanda de rendición de cuentas por parte de los consumidores y habitantes, quienes exigen a las empresas y a sus gobiernos, con mayor vigor, bienes y servicios que protejan los derechos humanos; entre ellos, el del acceso a un medio ambiente sano y limpio.

Aunado a ello, en el ámbito financiero, los inversionistas suelen concientizarse cada vez más de la necesidad de buscar una rentabilidad sostenible y ética de sus activos, gracias a lo cual se han creado nuevos mercados como el de emisiones, certificados de energía limpia, créditos de carbono, entre otros, que ofrecen instrumentos tendientes a la compensación de contaminantes por parte de los distintos agentes de una economía.

En cuanto a operación y tecnología se refiere, los actores económicos buscan una manufactura cada vez más responsable con el medio ambiente y las comunidades, lo que se ha traducido en la búsqueda de una sustitución de materiales en las cadenas productivas, en donde la energía y la electricidad no son una excepción, al grado de que los sectores público, privado y civil han hecho posible la instalación de centrales solares fotovoltaicas, eólicas, de biogás y, últimamente de forma incipiente, las de generación de hidrógeno verde.

Estas últimas tienen su fuente primaria en dichas centrales para el procesamiento químico del agua que descomponga las moléculas de hidrogeno y oxígeno, para proveer de electricidad a la actividad humana, con un impacto ambiental por mucho inferior al que tienen las fuentes ricas en carbono (como el petróleo y sus derivados, gas, diésel, coque, etc.).

Todo lo anterior, ha ocasionado un proceso de descarbonización cada vez más intensivo que va materializando los ideales del Acuerdo de Paris, de una forma cada vez más exigible para nuestra vida cotidiana. Un ejemplo de ello, es la reciente promulgación del Mecanismo de Ajuste Fronterizo de Carbono o CBAM, por sus siglas en inglés, Carbon Border Adjustment Mechanism, por parte del Parlamento de la Unión Europea.

Dicha herramienta política y regulatoria, garantiza el trato justo a las mercancías que se producen y comercializan en los países miembros, derivado de las exigencias de reducción de carbono, como esfuerzo que coadyuve al logro de las metas de combate contra el cambio climático, con el cual se espera reducir el 55% del inventario de las emisiones en ese bloque geoeconómico.

El mecanismo tiene como rasgo principal la tasación arancelaria de las importaciones que ingresen a la Unión Europea que no cumplan con una huella ecológica de carbono, y cuya aplicación podría traducirse, según algunas fuentes, en la imposición de tasaciones arancelarias de hasta 35%. Esto, con el fin de evitar que ingresen bienes y servicios más económicos, pero más contaminantes, o que la producción nacional se traslade a países con regulaciones más laxas en materia de carbono.

La fase 1 se aplicará inicialmente a las importaciones de determinadas mercancías de las industrias del cemento, hierro y acero, aluminio, fertilizantes, electricidad e hidrógeno; para concretar su aplicación total al 100% de mercancías hacia el 2026. Si consideramos que México, conforme datos publicados por la Secretaría de Economía, exporta en promedio más de 20 mil millones de dólares anuales a la Unión Europea, representando tan solo el 4.33% de nuestro comercio al exterior, la imposición de impuestos al carbono por ese bloque comercial, erosionará las ventajas que ofrece el Tratado de Libre Comercio Unión Europea – México.

Y es que, aunque para algunos incautos el redireccionamiento de esas exportaciones al mercado tradicional norteamericano lo vean como una opción, no es sostenible en el futuro, cuando Canadá y Estados Unidos tomen medidas similares al CBAM, sin olvidarse que ya hay esfuerzos iniciales con un alto grado de madurez en esos mercados, tales como: el Cap-and-Trade Program de California, la Western Climate Initiative (WCI, Inc.), y la Regional Greenhouse Gas Initiative, donde participan estados o provincias como: California, Connecticut, Massachusetts, New York, Quebec, por mencionar algunas, que bien sentarán las bases para un Mecanismo con un alcance regional transfronterizo.

De tal forma, si se considera que el monto de negocios con el bloque del TMEC asciende a más de 400 mil millones de dólares en exportaciones al año, es hora de ocuparse con urgencia para responder a las futuras regulaciones descarbonizadoras del comercio internacional que puedan implementar los principales socios comerciales del país.  

Si bien en México algunos estados como Guanajuato, Tamaulipas, Yucatán, y Zacatecas han emprendido un primer esfuerzo para tasar impuestos a las emisiones, lo cierto es que éstos aún son incipientes y navegan a contracorriente por una política energética regresiva, resultando insuficientes para encarrilar los esfuerzos de los agentes productivos y gubernamentales hacia una auténtica descarbonización, al ritmo que están teniendo otras economías con las que competimos para atraer la inversión extranjera directa.

Con base en el Ranking de Transición Energética publicado por el Foro Económico Mundial (WEF), 2023, México pasó del lugar 46 en 2021 al 68, muy por debajo de países como Brasil, Uruguay, Costa Rica y Chile, que se perfilan como mercados más atractivos por los esfuerzos emprendidos en el sector energético, afines a la reducción de la huella de carbono de sus economías.

En 2023 ya tenemos un panorama de regulación al carbono transfronterizo más agresivo que determinará el futuro a partir del 2026 en la arena europea, y la pregunta es: ¿Por qué la política energética actual centra sus esfuerzos en un fortalecimiento de los hidrocarburos, cuando el mundo trabaja en una agenda descarbonizadora en las cadenas productivas?

Si bien la existencia de hidrocarburos es un elemento de competitividad en un país como el nuestro, la innovación y los avances tecnológicos que ofrecen las energías limpias renovables plantean un esquema complementario para una descarbonización efectiva de las cadenas de producción, mediante la dotación energética y eléctrica a los sectores productivos con un enfoque de bajo carbono, el cual pueda dotar a México de una competitividad atractiva para la captación de inversión extranjera directa y fortalecimiento de la producción nacional vigente.

Te puede interesar

ESG: reinventando la visión de los proyectos energéticos

México y el Tren hacia la Transición Energética