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ExxonMobil México revela su perspectiva energética hacia 2050

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En el Encuentro de Ingeniería Geológica 2024, organizado por la Sociedad de Estudiantes de Ingeniería Geológica (SEIG) de la UNAM, ExxonMobil presentó su informe «Global Outlook: Our Vision to 2050». El evento, celebrado en el auditorio Javier Barros Sierra de la Facultad de Ingeniería, reunió a estudiantes, profesores e investigadores para debatir sobre el futuro energético.

El Dr. Javier Guzman, asesor en energía y tecnología de ExxonMobil, destacó la necesidad de cumplir con las demandas energéticas futuras y cómo la empresa planea abordar la transición energética mediante innovaciones y reducción de emisiones de CO₂.

El informe subraya que para 2050, la población mundial crecerá de 8 a cerca de 10 mil millones, aumentando la demanda de energía. A pesar del crecimiento en el uso de energías renovables, ExxonMobil proyecta que el petróleo y el gas natural seguirán siendo fundamentales, representando más del 50% del mix energético mundial.

El informe de ExxonMobil también aborda el concepto de «mínimo energético moderno», destacando que aproximadamente 4 mil millones de personas viven actualmente por debajo de este umbral. Para cerrar esta brecha, será crucial una combinación de tecnologías, incluyendo la captura y almacenamiento de carbono, el hidrógeno, y biofuels.

Las proyecciones indican que la energía renovable crecerá significativamente, con un aumento de más del 400% en su participación dentro del mix energético para 2050, mientras que el carbón será gradualmente reemplazado por fuentes de energía de menor emisión. A pesar de este avance, el informe resalta que el petróleo y el gas natural seguirán siendo esenciales para la economía global, especialmente en industrias y procesos que no pueden ser fácilmente descarbonizados.

El evento también contó con la presencia de Juan Esaú Cruz Rebollo, presidente de la SEIG – UNAM, y la Dra. Alma América Porres Luna, egresada de Ingeniería Geofísica.

Para conocer todos los detalles sobre el informe «Global Outlook: Our Vision to 2050», consulte el informe completo aquí.

LitioMx Avanza: Dos años de consolidación efectiva

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Litio para México (LitioMx) ha logrado consolidarse jurídica y administrativamente, según el Sexto Informe de Labores de la Secretaría de Energía (Sener). Este avance permite al organismo público optimizar sus recursos y operar de manera eficiente. Creado el 23 de agosto de 2022, LitioMx tiene como objetivo principal explorar, explotar y procesar el litio en el territorio mexicano, controlando sus cadenas de valor y minimizando el impacto ambiental y social.

Durante el último año, LitioMx ha establecido alianzas clave con la Comisión Federal de Electricidad (CFE), el Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL), y el Consejo Nacional de Humanidades, Ciencias y Tecnologías (Conahcyt). Estos acuerdos buscan prospectar zonas geotérmicas con potencial de litio en salmuera y desarrollar investigaciones sobre su extracción de arcillas, un paso importante para consolidar el futuro de esta industria.

Además, se está trabajando en un prototipo de autobús eléctrico de uso urbano y en rutas extractivas más eficientes para la explotación de litio en arcillas. Por primera vez, el Proyecto de Presupuesto de Egresos de la Federación (PPEF) para 2024 asignó un presupuesto a LitioMx, con un monto de más de nueve millones de pesos, tras un año sin recursos asignados.

Este avance refuerza la importancia estratégica del litio en la electrificación y descarbonización, posicionando a México como un actor clave en la industria energética global.

YPF comienza nueva exploración profunda en Vaca Muerta

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YPF ha recibido luz verde para comenzar un segundo período exploratorio en la región de Vaca Muerta, en Mendoza, Argentina. Este avance, autorizado por el Gobierno de Mendoza, implica la perforación de dos pozos horizontales a mayor profundidad en el área CN VII A. La medida subraya la importancia estratégica de Mendoza, que alberga el 30% de la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, la segunda mayor reserva mundial de gas no convencional y la cuarta en petróleo.

La primera etapa de exploración, que incluyó áreas como Paso Bardas Norte y CN-VII, fue exitosa, con una inversión de 17 millones de dólares. Ahora, YPF invertirá en esta nueva fase durante los próximos cuatro años para evaluar el potencial de producción de la región. La ministra de Energía y Minería de Mendoza, Jimena Latorre, destacó que este avance es una señal positiva para la industria y podría incentivar a otras empresas a explorar recursos en la provincia.

Producción de GNL en América del Norte se duplicará para 2028

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La capacidad de exportación de gas natural licuado (GNL) en América del Norte está en camino de más que duplicarse entre 2024 y 2028, pasando de 11.4 mil millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) en 2023 a 24.4 Bcf/d en 2028. Este incremento significativo está impulsado por varios proyectos en construcción que están programados para entrar en funcionamiento según lo planeado, según el último informe de la Administración de Información Energética de EE.UU. (EIA).

México está avanzando con dos proyectos clave: Fast LNG Altamira y Energía Costa Azul. Fast LNG Altamira, ubicado frente a la costa de Tamaulipas, tiene una capacidad de 0.4 Bcf/d y comenzó sus envíos en agosto de 2024. Energía Costa Azul, con una capacidad de 0.4 Bcf/d, está en fase de expansión y recibirá gas del Permian Basin.

Canadá también está en expansión con tres proyectos en Columbia Británica, que suman una capacidad combinada de 2.5 Bcf/d. LNG Canada, con una capacidad de 1.8 Bcf/d, planea iniciar exportaciones en verano de 2025. Woodfibre LNG y Cedar LNG seguirán con sus respectivos inicios en 2027 y 2028.

En los Estados Unidos, cinco proyectos están en marcha con una capacidad total de 9.7 Bcf/d. Entre ellos, Plaquemines LNG y Corpus Christi Stage III esperan comenzar a exportar a finales de 2024.

Estos desarrollos indican una expansión robusta en la infraestructura de GNL, reforzando la posición de América del Norte como un actor clave en el mercado global de energía.

El IMP transita al uso de energías alternativas

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El Instituto Mexicano del Petróleo desarrolla tecnologías enfocadas en el aprovechamiento de los recursos naturales del país, con lo que contribuye activamente en el fortalecimiento de la industria petrolera nacional, mientras busca transitar de manera eficiente hacia el uso de energías alternativas y limpias.

Durante la ceremonia simbólica por el 59 aniversario del IMP, celebrada en el Centro de Tecnologías en Exploración y Producción #CTEP en Boca del Río, Veracruz, el ingeniero Marco Osorio Bonilla, director general, destacó el compromiso técnico y social de la institución; de esta forma, tienen como objetivo aprovechar la riqueza de los hidrocarburos y resaltar su importancia en la sociedad, mientras genera un ambiente sostenible.

En una entrevista previa con el directivo, el ingeniero Osorio Bonilla aseguró que la planta de catalizadores #PCAT tendría un 51% de avance en su construcción. Así, durante la ceremonia de aniversario se destacó la nueva infraestructura y aseguró que entrará en funcionamiento durante el año 2025, con el objetivo de ahorrar entre 50 y 80 millones de dólares destinados por Pemex para la importación de catalizadores necesarios para la producción de diésel Ultra Bajo Azufre.

De acuerdo con el ingeniero Osorio Bonilla, los principales desarrollos del IMP están orientados hacia el hidrógeno blanco y azul, la captura de carbono, cogeneración y biocombustibles.

«Estamos haciendo una reorientación de la cartera de servicios del IMP, ya sea que hablemos de hidrocarburos, que dejemos de hablar de hidrocarburos o que habemos de sostenibilidad y medio ambiente, nuestra conciencia nos dicta que el país nos necesita», expresó.

Por otra parte, el director general del IMP aseguró que la participación del Instituto en la construcción de la refinería Olmeca se muestra en la marca de cinco de los 17 procesos que la conforman; entre ellos, uno para suministrar combustible a la península de Yucatán.

De igual forma, destacó la firma de un contrato abierto con Pemex, para la prestación de productos y servicios que, al día de hoy, han facilitado proyectos como el tratamiento de más de 1 millón de barriles en la terminal marítima de Dos Bocas u el tratamiento químico del Sistema Nacional de Refinación. En este sentido, el directivo afirmó que se espera ampliar la vigencia del convenio por un periodo adicional para articular de mejor manera las capacidades del IMP con las necesidades de Pemex.

El ingeniero Marco Osorio finalizó su participación dando a conocer que, en el periodo de enero de 2019 a julio de 2024, el IMP tuvo ingresos por 22,636 millones de pesos, mismos que, expresó, serán utilizados para seguir creciendo en la investigación que soporte a la industria.

«La tecnología mexicana hace presencia y hace diferencia en la industria petrolera nacional», concluyó.

Perfilan a Jesús Puente Treviño como nuevo CFO de Pemex

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Jesús Puente Treviño se perfila como el principal candidato para el cargo de Chief Financial Officer (CFO) de Pemex. Según fuentes cercanas a la administración entrante de la petrolera, Víctor Rodríguez Padilla, designado por Claudia Sheinbaum, ha comenzado a seleccionar a los miembros clave de su equipo, con Puente Treviño a la cabeza para la dirección de finanzas.

Puente Treviño, actual subdirector de Evaluación y Calificación de Riesgo de Crédito en Bancomext, cuenta con una amplia experiencia en el sector energético, habiendo ocupado diversos cargos en Pemex y en la Secretaría de Energía. Su trayectoria incluye roles como asesor del director general de Pemex y coordinador de asesores en la Subsecretaría de Hidrocarburos.

El nombramiento aún no está confirmado y no se ha fijado una fecha para su anuncio oficial, según las fuentes consultadas. El nuevo CFO enfrentará el reto de gestionar una deuda significativa de más de 99,390 millones de dólares y un adeudo histórico con proveedores, además de mejorar la rentabilidad del negocio de refinación. También deberá trabajar para restaurar la confianza del mercado y recuperar la calificación crediticia de Pemex, actualmente en grado especulativo.

Semarnat da luz verde al nuevo pozo geotérmico de la CFE en Puebla

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La Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat) ha aprobado finalmente la construcción del pozo geotérmico ‘EAC-4’ de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en Acoculco, Chignahuapan, Puebla. Este proyecto marca la cuarta solicitud presentada por la CFE entre 2021 y 2024, que ahora ha recibido el visto bueno federal para avanzar con la perforación.

El proyecto implica la perforación de un pozo geotérmico en un terreno de 5,000 metros cuadrados. Según el informe de la CFE, el reservorio geotérmico se encuentra en rocas volcánicas altamente silicificadas, con una fuente de calor asociada a la actividad volcánica del Cuaternario a una profundidad de 4.5 km. La intención es utilizar fluidos hidrotermales para la producción de energía eléctrica.

Actualmente, Puebla ya cuenta con un proyecto similar en Los Humeros, que opera desde la década de los 70 y abastece energía a varios estados mexicanos. La CFE ha prometido cerrar y taponar el pozo si no se cumplen las expectativas de producción, cumpliendo con la NOM-004-CONAGUA-1996 para la protección de acuíferos y restauración ambiental.

Talos Energy anuncia nuevo descubrimiento en el Golfo de México

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Talos Energy Inc. anunció el descubrimiento de cantidades comerciales de petróleo y gas natural en su pozo EW 953, ubicado en el Golfo de México. Este hallazgo podría generar entre 15 y 25 millones de barriles de petróleo equivalente (MMBoe), con una producción inicial de 8 a 10 mil barriles diarios. Se espera que el pozo comience a producir en 2026, y será conectado a la plataforma South Timbalier 311, en la que Talos posee una participación del 33.3%.

Además, Talos se ha unido al proyecto Sebastian, que comenzó perforaciones en agosto de 2024 en el Bloque 387 del Cañón de Mississippi. Este prospecto podría contener entre 9 y 16 MMBoe, con un potencial de producción de hasta 10 mil barriles diarios. Los resultados se esperan para finales del cuarto trimestre de 2024.

Este nuevo descubrimiento refuerza la estrategia de Talos de desarrollar proyectos de bajo riesgo y alta rentabilidad, según el presidente interino y CEO Joe Mills.

Eni lanza proyecto de captura de CO2 en Italia

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Eni, en colaboración con Snam SPA, ha iniciado la Fase 1 de su innovador proyecto Ravenna CCS en Italia. Esta iniciativa marca un hito como el primer proyecto en Italia dedicado exclusivamente a la captura, transporte y almacenamiento permanente de CO2 con fines medioambientales. La planta de tratamiento de gas natural en Casalborsetti, Ravenna, capturará alrededor de 25.000 toneladas de CO2 anuales, que serán inyectadas a 3.000 metros de profundidad en un yacimiento agotado frente a la costa de Porto Corsini.

El proyecto ha logrado una impresionante reducción de más del 90% en las emisiones de CO2 de la planta, con picos de hasta el 96%. La Fase 2, prevista para 2030, tiene como objetivo almacenar hasta 4 millones de toneladas de CO2 anuales, alineándose con el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima de Italia.

Claudio Descalzi, CEO de Eni, destacó la importancia de esta tecnología en la reducción de emisiones industriales y el interés creciente en la solución ofrecida.

A pesar de estos avances, las acciones de Eni han disminuido un 2,89% y se sitúan en 31,63 dólares.

Extienden programa de transición del Pozo Asiki-1EXP en Veracruz: CNH

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La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) ha aprobado una extensión del Programa de Transición para el pozo Asiki-1EXP en Veracruz. Esta modificación permitirá prolongar la producción temprana del pozo hasta agosto de 2025, facilitando la recolección de datos cruciales sobre el yacimiento Cretácico Medio.

El pozo Asiki-1EXP, ubicado en el municipio de Playa Vicente, Veracruz, y descubierto en diciembre de 2022, se encuentra en la formación geológica del Cretácico Medio. El área de evaluación abarca 9.19 kilómetros cuadrados de la asignación total de 980.56 kilómetros cuadrados. La modificación aprobada busca mejorar la evaluación del yacimiento y apoyar la planificación de un futuro Plan de Desarrollo para la Extracción.

Se proyecta que durante el período extendido se recuperen 47.8 mil barriles de aceite y 8.33 millones de pies cúbicos de gas. El costo total estimado del proyecto es de 1.39 millones de dólares. Esta medida permitirá optimizar la explotación del yacimiento y maximizar la producción de hidrocarburos mientras se recopilan datos valiosos para futuros desarrollos.