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Marruecos se convertirá en la potencia mundial de la energía verde

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

Marruecos pretende ser la principal fuente de la energía verde de Europa. El viejo continente quiere pasarse a las renovables para alejarse de su dependencia de los combustibles fósiles rusos. Y para Marruecos es una buena oportunidad de hacerse un hueco en uno de los mercados más codiciados del mundo. Al respecto, el IRTTEK habló sobre las perspectivas del país en este contexto con Ghalia Mokhtari, abogada y asesora de la política energética del Instituto de Inteligencia Estratégica de Marruecos.

Marruecos tiene un enorme potencial natural para la generación de energía solar, eólica e hidroeléctrica. ¿Cuándo inició exactamente el camino hacia el liderazgo regional en energías limpias?

Gracias a su posición geográfica, Marruecos tiene un enorme potencial para producir sus propias fuentes de energía, especialmente energía limpia. Dado que el país tiene una gran actividad solar, fuertes vientos y está situado entre Europa y el resto de África, me parece que Marruecos tiene todo lo que necesita para ser un actor importante en las energías renovables.

Teniendo en cuenta estos factores, la Office National d’Electricité (ONE) anunció hace 19 años un plan de desarrollo de 3.400 millones de dólares centrado en las energías renovables.

Cuatro años más tarde, en 2008, el país dio un paso más en el desarrollo de las energías limpias y anunció una revisión completa del sistema nacional de producción de energía, en el que la energía solar desempeñará un papel fundamental, junto con la eólica y la producción de hidrógeno verde.

¿Qué objetivos se han fijado y hasta qué punto son realistas?

Se ha fijado el objetivo de alcanzar la soberanía energética, pasando del 90% de energía consumida importada del extranjero al 80% de energía producida localmente hasta 2050. Estos planes deberían situar a Marruecos a la vanguardia de la producción de energía limpia en África y en el mundo, ya que los inversores extranjeros han mostrado gran interés por las instalaciones de producción del país.

En la actualidad, sin embargo, Marruecos depende en gran medida del carbón: cerca del 40% de la electricidad del país se genera de este modo. ¿Cómo encaja el carbón en los planes para convertirse en líder regional de la energía verde? ¿Hay planes para abandonar el carbón?

Se espera que el nuevo plan energético de Marruecos se base principalmente en energías limpias, y se sabe que la energía de carbón es una industria altamente contaminante, lo que es incompatible con el objetivo de Marruecos de lograr un sistema de generación totalmente limpio para 2050. Por ello, el Reino ha adoptado una serie de decisiones al respecto. Una de ellas es el compromiso de no construir nuevas centrales eléctricas de carbón contraído durante la conferencia sobre el clima COP26 celebrada en Glasgow en noviembre de 2021.

Otra decisión importante para tomar el relevo de los combustibles fósiles es desclasificar las acciones de las empresas mineras de carbón en el mercado a partir de 2044. Esto puede verse como una advertencia a estas empresas para que busquen nuevas alternativas para la producción de energía, en particular la energía limpia del hidrógeno, que además dará más flexibilidad al sistema. Se supone que las centrales restantes se convertirán en centros de almacenamiento para guardar energía.

¿Cuánto costará todo esto?

Estos planes tienen un precio elevado: descarbonizar la industria requerirá una gran inversión, que rondará los 46.300 millones de dólares, debido a la necesidad de una tecnología de almacenamiento más precisa y de nuevas infraestructuras de transporte de energía renovable.

También se espera que estos proyectos impulsen el empleo, ya que se crearán más de 39.000 puestos de trabajo para cumplir estos objetivos.

Por ahora, es demasiado pronto para esperar una eliminación completa del carbón en la producción de energía, pero no es imposible, ya que Marruecos parece decidido a seguir su plan de eliminación del carbón.

Por ahora, el país sigue importando el 90% de su energía y depende en gran medida de los combustibles fósiles. ¿De qué países productores depende más el país?

En la actualidad, Marruecos depende principalmente de España en lo que respecta a las importaciones de combustibles fósiles, ya que el gasoducto España-Marruecos transporta la mayor parte de su gas. En cuanto al carbón, Marruecos también depende de EE.UU.

Pero, como ya he mencionado, se espera que esta dinámica disminuya poco a poco con el tiempo, ya que el país pretende alcanzar la independencia energética a través de una serie de proyectos y promesas en curso que el país está asumiendo.

Estos proyectos no sólo ayudarán a dotar a Marruecos de energía limpia, lo que llevará a su independencia, sino que a largo plazo también convertirán al país en una gran exportador que podrá producir suficiente energía no sólo para el mismo país, sino también para todo el mundo.

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Tamaulipas busca liderar la generación de empleos en el sector energético

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La iniciativa #MéxicoVaPrimero busca fortalecer los grandes proyectos en el sector energía, considerando que son palanca para el desarrollo
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La iniciativa #MéxicoVaPrimero busca impactar directamente a proveedores del estado de Tamaulipas.

El estado de Tamaulipas abarca desde la producción de energía convencional y renovable, hasta de fuentes alternativas, las cuales vuelven al estado una potencia para desarrollar al sector de energía. Aunado a esto, la Comisión de Energía de Tamaulipas promueve una política energética de libre competencia, donde ya no existen monopolios y todas las empresas locales participan activamente, abriendo una oportunidad preponderante frente a cualquier otro estado.

Bajo la visión del Gobernador, se impulsa el desarrollo de proveedores locales y el fortalecimiento de alianzas estratégicas, ya que son ejes centrales desarrollados desde la Comisión de Energía de Tamaulipas atrayendo el crecimiento económico, social e inclusivo junto a la estrategia que realiza el mandatario de manera decidida para generar bienestar y progreso en Tamaulipas.

Por esta razón, la CETAM anunció su integración a la iniciativa #MéxicoVaPrimero, que tiene como propósito impulsar y dar cumplimiento al contenido nacional, puntualizando acciones que activen a todas las empresas proveedoras de la República Mexicana, logrando un acercamiento con las empresas operadoras, tractoras y contratistas que detonan inversión, generación de empleos, mano de obra y transferencia de conocimiento que beneficien a jóvenes estudiantes e impulsen el bienestar social del estado de Tamaulipas.

Esto hace que se fortalezcan los grandes proyectos en el sector energía, considerando que son palanca para el desarrollo. De acuerdo con información del programa sectorial de Energía 2020-2024, el valor de las compras de PEMEX en 2019 ascendió a 236 mil millones de pesos, cantidad que incluye las adquisiciones de materiales, suministros, servicios generales, inversiones físicas y erogaciones de gastos de operación; por su parte, el valor de las compras de CFE en 2019 ascendieron a 355 mil millones de pesos, valores que la iniciativa #MéxicoVaPrimero busca impactar directamente a proveedores del estado de Tamaulipas.

El Comisionado José Ramón Silva Arizabalo de la Comisión de Energía de Tamaulipas declaró: “Trabajamos para desarrollar, dar certidumbre y confianza al sector empresarial; esto de la mano de la iniciativa #MéxicoVaPrimero que a través de los proveedores tamaulipecos aportan sus capacidades y potencialidades para un beneficio socioeconómico del Estado […]”.

Y agregó: “El gobierno de Tamaulipas tiene como una de sus prioridades elevar el tema de la energía a nivel de secretaría estatal, además de continuar impulsando los proyectos locales para aprovechar el gran potencial energético que tiene la entidad, especialmente en materia de renovables, todo ello bajo un esquema que beneficie a las familias y ofrezca desarrollo social”, fortaleciendo, de esta forma, los temas trabajados en el sector energético de Tamaulipas.

En este sentido, Tamaulipas se pone al frente para liderar la generación de nuevos empleos y une los esfuerzos, acciones y actividades de los diferentes organismos nacionales para incentivar la economía del estado. De la mano con la iniciativa #MéxicoVaPrimero, misma que logra la sinergia que se requieren para detonar inversiones y contratación en nuestro país, coadyuva y se alinea con la nueva política energética que enarbola el presidente Andrés Manuel López Obrador, que tiene la finalidad de poner a México en primer lugar.

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Baughman ha sido un miembro clave de la organización financiera de Emerson y ha trabajado de cerca con el equipo de liderazgo en la reciente transformación de la cartera de la empresa
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Frank Dellaquila se retirará después de 32 años en Emerson; Baughman aporta más de 35 años de experiencia financiera y operativa al puesto de director financiero

Emerson anunció el ascenso de Mike Baughman, vicepresidente, contralor y director de contabilidad, a vicepresidente ejecutivo y director financiero, con efecto a partir del pasado 10 de mayo, sucediendo a Frank Dellaquila, quien anunció su jubilación después de 32 años de servicio en la empresa.

Desde su incorporación a la empresa, en octubre de 2017, Baughman se ha desempeñado como un miembro clave de la organización financiera de Emerson y ha trabajado de cerca con el equipo de liderazgo en la reciente transformación de la cartera de la empresa.

Baughman comenzó su carrera en contabilidad pública como CPA y pasó 16 años en PwC, incluidos cinco años como socio, donde ayudó a clientes corporativos y de capital privado con diligencia de compra y venta, así como integración de adquisiciones.

Asimismo, aporta más de 35 años de experiencia financiera y operativa al cargo, incluida una permanencia de 14 años en Baxter International Inc., donde ocupó cargos de creciente responsabilidad, incluido el de controlador y vicepresidente de finanzas.

“Me siento honrado de tener la oportunidad de liderar el equipo de finanzas de Emerson. He trabajado de cerca con Lal, Frank y el equipo de liderazgo durante los últimos años y estoy entusiasmado de asumir este rol a medida que desarrollamos las sólidas capacidades de ejecución de Emerson para generar las sinergias de nuestras transacciones recientes”, dijo Baughman.

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La alianza anunciada entre ATIO Group y PDI Technologies busca promover soluciones de seguridad cibernética para cumplir los requisitos establecidos en el Anexo 30 del SAT en materia de protección de datos de estaciones de servicio, las cuales están orientadas a garantizar la seguridad digital de la industria del combustible en México.

Conscientes de que, hoy en día, la ciberseguridad es un tema crítico para todas las empresas, sobre todo en lo que respecta a la prevención de ataques maliciosos que pueden poner en riesgo su continuidad operativa, sus sistemas informáticos y hasta su integridad, ATIO Group decidió lanzar en México la solución de Seguridad como Servicio (SECaaS), en alianza con PDI Technologies.

La SECaaS fue creada especialmente para estaciones de servicio y está integrada por Cradlepoint y MDR. El primero, se trata de un firewall que ofrece seguridad perimetral para proteger el entorno de su red, así como sus equipos contra infección o cifrado malicioso, con un sistema de protección de intrusos que detecta tráfico inusual, previene ataques y detiene afectaciones antes de que los recursos sean comprometidos.

Asimismo, su filtrado web restringe el acceso a sitios maliciosos para impedir estafas cibernéticas, y su control de aplicaciones permite filtrar los programas instalados que pueden ejecutarse y los que no. Además, es de destacarse que cumple con lo que marca la normatividad y las mejores prácticas de la industria, tal y como establece el Anexo 30.

Por otra parte, MDR es un endpoint avanzado contra nuevas amenazas informáticas, el cual tiene la función de prevenir, detectar y responder a amenazas avanzadas, al aprovechar los datos de riesgos en tiempo real para identificar, bloquear y eliminar riesgos que los antivirus tradicionales no pueden reconocer.

A lo anterior, se añade el hecho de que MDR permite evitar los virus provenientes de dispositivos locales (USB); utiliza Inteligencia Artificial (IA) para identificar comportamientos sospechosos y detiene delitos cibernéticos de código malicioso y secuestro de datos mediante el monitoreo proactivo y caza de amenazas.

Con esta solución, PDI Technologies y ATIO Group fortalecen su oferta de soluciones informáticas para la industria del combustible, ofreciendo un respaldo de conexión a internet para garantizar la continuidad operativa del negocio ante incidentes, así como soporte continuo 24/7 con diferentes niveles de servicio.

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

¿Por qué Nigeria, el mayor productor de petróleo de África no ha sabido aprovechar plenamente los cambios en los flujos mundiales en 2022? ¿Con qué medidas concretas va a remediar el país la situación? Al respecto, el IRTTEK habló con Folake Shakirah Lawal, analista jefe de energía de Pan Allen Energy (Nigeria).

En septiembre de 2022 se hizo público que Nigeria había cedido su puesto de mayor productor de petróleo de África a Angola y pronto podría ocupar el tercer lugar, por detrás de Libia. ¿Qué cree que tiene que ver la caída de la producción en ese país?

En general, en los últimos 20 años se ha producido un descenso constante de la producción petrolera de Nigeria, que se debe a varios factores. Entre ellos, la antigüedad de los yacimientos, el envejecimiento y deterioro de las infraestructuras, la falta de confianza de los inversores provocada por un entorno político incierto. La actual Ley de la Industria Petrolera (PIA 2021) tardó más de 20 años en aprobarse. Otro factor es la falta de inversión en el sector y, por supuesto, el problema de la seguridad y los activos.

En Nigeria tiene lugar el problema del robo de petróleo. ¿De qué tipo de pérdidas estamos hablando?

Últimamente se ha prestado mucha atención a la lucha contra el robo de petróleo, que ha sido uno de los principales factores del acusado descenso de la producción de Nigeria y de que no cumpliera las cuotas de la OPEP en 2022.

Además, los altos precios mundiales del petróleo el año pasado empeoraron aún más la situación, mientras que otros países exportadores obtuvieron beneficios récord. Pero según un informe de un comité creado por el Senado nigeriano, en los 8 primeros meses de 2022 las pérdidas por robo de petróleo ascendieron a unos 2.000 millones de dólares. Esto equivale al 23,6% de los ingresos petroleros en el presupuesto de 2022. Este dinero podría haber cubierto fácilmente las asignaciones acumuladas para sanidad y electricidad para todo el año.

Desde entonces, sin embargo, Nigeria ha tomado una serie de medidas para combatir el robo de petróleo y ha aumentado constantemente su producción, recuperando su puesto como mayor productor de petróleo de África, con una producción actual de 1.354.000 bpd, muy por encima de los 1.161.000 bpd de Libia y los 1.007.000 bpd de Angola, según el IOMR de la OPEP.

¿Cree que Nigeria ha sabido aprovechar el cambio en los flujos mundiales de petróleo en medio del conflicto de Europa del Este para conseguir nuevos compradores para su petróleo? ¿O atraer la atención de los inversores hacia su sector petrolero?

Desgraciadamente, por las razones antes mencionadas, Nigeria no fue capaz de aprovechar el cambio en los flujos mundiales de petróleo en 2022, sufriendo enormes pérdidas debido al robo de petróleo. India, que era el principal importador de Nigeria, redujo considerablemente sus importaciones al recibir de Rusia enormes volúmenes a precios rebajados. Pero en este caso, como en el resto del mundo, los mercados del petróleo son muy resistentes, y Nigeria pudo encontrar otros compradores para su petróleo.

Otro factor que ha jugado en contra de Nigeria en términos de inversión en la industria del petróleo y el gas en el pasado ha sido la incertidumbre fiscal provocada por el hecho de que la Ley de la Industria Petrolera se aprobara a lo largo de 20 años. Muchos proyectos quedaron en suspenso. En agosto de 2021 se promulgó por fin la ley, que reformaba unos 10 textos legislativos, lo que mejoró enormemente el entorno fiscal para el gobierno y los inversores. Esto ha propiciado un aumento de la inversión.

Para aumentar los ingresos, aunque los precios del petróleo acaben cayendo, el gobierno también planea reducir los costes unitarios de explotación, que actualmente son de 15 dólares por barril en aguas profundas, 25 dólares por barril en aguas terrestres y poco profundas, a unos 10 dólares por barril.

Todavía hay mucha incertidumbre en los mercados mundiales del petróleo, pero existe un enorme potencial para aumentar la inversión en la industria petrolera: se espera que varios grandes proyectos de exploración y producción de petróleo y gas comiencen en Nigeria entre 2023 y 2027. El gobierno se ha fijado el objetivo de aumentar las reservas de petróleo a 40 millones de barriles y la producción a 3 millones de barriles diarios, y pretende perseguirlo activamente.

Uno de los aspectos positivos para Nigeria a raíz del conflicto en Ucrania y la crisis energética del año pasado es el creciente apetito de las compañías petroleras por invertir en petróleo y gas, al darse cuenta de que la seguridad energética debe tenerse en cuenta en la transición energética y la creencia de que el pico de producción de petróleo puede estar en un futuro más lejano.

¿Podrá Nigeria diversificar su sector energético y alejarse de la dependencia del petróleo después de todo?

Creo que la estrategia de Nigeria consiste en maximizar los ingresos del petróleo a corto plazo y destinarlos a otras inversiones a medio y largo plazo. Actualmente, según la Oficina Nacional de Estadística del país, los ingresos del petróleo representan el 77,8% del total de los ingresos exteriores del país.

Recientemente, en agosto de 2022, Nigeria lanzó el Plan de Transición Energética (PTE), el primero de este tipo en África, que establece un marco y un calendario para alcanzar el objetivo de reducción de emisiones en cinco sectores críticos —energía, alimentación, petróleo y gas, transporte e industria— para 2060, centrándose en el gas como combustible para la transición del crudo a fuentes menos intensivas en carbono, especialmente en la producción de energía y alimentos.

Aunque Nigeria es conocida como una gran región exportadora de petróleo, es más bien una provincia gasística con reservas probadas de más de 200Tcf. A corto y medio plazo, el Gobierno quiere explotar este potencial y está trabajando para desarrollar su sector del gas, que todavía está muy infrautilizado, ya que la mayor parte de la producción procede de gas asociado.

El país quiere centrarse en el desarrollo específico del gas no asociado, dejar de quemar gas y centrarse en el uso doméstico del gas natural para estimular el desarrollo económico. El gas natural también tiene potencial para producir hidrógeno azul.

¿Cómo ve las perspectivas de producción de gas natural en Nigeria?

En general, se espera que el gas natural supere al crudo como principal fuente de ingresos de Nigeria, pero a diferencia de lo que ocurre con el petróleo, con mayor valor y contribución al PIB nigeriano.

En cuanto a la energía verde, ¿en qué punto se encuentra el país en este ámbito?

A medio y largo plazo, Nigeria pretende diversificarse hacia otras fuentes de energía limpias, como la solar, la biomasa, la hidroeléctrica y la eólica, para las que el país dispone de abundantes recursos. Esto también abre la posibilidad de producir hidrógeno respetuoso con el medio ambiente.

De nuevo, esto es ideal para Nigeria, ya que resuelve los problemas de seguridad energética, sostenibilidad medioambiental, asequibilidad y abaratamiento. En mi opinión, esta estrategia refleja la realidad mundial cuando, tras la crisis energética del año pasado, Europa se dio cuenta de que la seguridad energética importa, incluso en la lucha por el cero limpio y la sostenibilidad medioambiental.

La solución sensata en el periodo de transición no es eliminar una fuente de energía, especialmente una para la que un país dispone de vastos recursos, sino desarrollar una cesta de fuentes de energía limpias y diversificadas y aprovechar la tecnología y la innovación.

¿Cuántas inversiones serán necesarias para poner en práctica estos planes bastante ambiciosos?

Por supuesto, su realización depende de la financiación. Se calcula que, para cumplir los objetivos en 2060, Nigeria necesitará 410.000 millones de dólares adicionales al gasto previsto en el plan convencional. Es decir, al menos 10.000 millones de dólares anuales.

Históricamente, la inversión en tecnología de energías limpias en África ha sido muy baja, representando sólo el 1,5% de la inversión mundial total. Por lo tanto, Nigeria necesita desarrollar formas creativas de atraer financiación e inversión para cumplir sus objetivos de transición energética.

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Schneider Electric, firma francesa enfocada en la transformación digital de la gestión y automatización de energía, informó sus planes de invertir más de 1,300 millones de pesos (73 millones de dólares) en el crecimiento de sus plantas de producción en varios estados de México para satisfacer la demanda del mercado de América del Norte. Asimismo, detalló que el objetivo es incentivar «el uso de la energía de manera eficiente a través de nuevas tecnologías, para abordar los desafíos climáticos que enfrentará el planeta en los siguientes años».

«La inversión será distribuida a lo largo de todo el 2023 y 2024, estará enfocada en consolidar el crecimiento de las plantas de producción ubicadas en los estados de Tlaxcala, Nuevo León y la Ciudad de México, para satisfacer la demanda del mercado de América del Norte», afirmó Schneider Electric en un comunicado. Finalmente, agregó que la empresa busca que sectores cruciales como el automotriz, de semiconductores y logística aprovechen al máximo su energía y recursos para afrontar los desafíos climáticos.

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En el marco de la conferencia UAE Climate Tech, celebrada en Abu Dhabi como preámbulo a la COP 28, la petrolera nacional ADNOC anunció que celebrará el Decarbonization Technology Challenge, el cual busca fomentar el desarrollo tecnológico para atacar el desafío global del cambio climático.

El concurso, que se llevará a cabo con la colaboración de Amazon Web Services (AWS), bp, Hub71 y Net Zero Technology Center, elegirá a diez finalistas para presentar sus innovaciones en materia de captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS), reducción de emisiones de petróleo y gas, aplicaciones digitales y materiales avanzados para la descarbonización, así como soluciones basadas en la naturaleza.

«ADNOC ha destinado 15 mil millones de dólares a proyectos de descarbonización hacia 2030, los cuales incluyen captura de carbono, electrificación, tecnología de absorción de CO2, hidrógeno y energías renovables. Esperamos nutrir a las empresas con las innovaciones más prometedoras que puedan ayudar a transformar, descarbonizar y preparar el sector energético mundial para el futuro», dijo Musabbeh Al Kaabi, Director Ejecutivo de Soluciones Bajas en Carbono y Crecimiento Internacional de ADNOC.

La búsqueda culminará en una final el próximo diciembre, donde 10 participantes presentarán sus ideas ante un panel de jueces expertos. Adicional al incentivo económico, los ganadores obtendrán acceso a instalaciones de investigación e innovación de última generación en Abu Dhabi.

Los participantes tienen 12 semanas para compilar sus solicitudes y enviarlas a través del portal decarbonization-challenge.com antes del 11 de agosto de 2023.

Entre las categorías a evaluar están las siguientes:

  • Captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS)​
  • Captura directa de aire de CO2
  • Captura de CO2 in situ
  • Transporte de CO2
  • Utilización de CO2 (combustibles sintéticos, productos químicos verdes)
  • Almacenamiento de CO2
  • Monitoreo de CO2
  • Nuevas Energías
  • Hidrógeno (verde, azul, turquesa y rosa) incluida la producción, el almacenamiento y el transporte
  • Combustibles alternativos, incluidos los combustibles sostenibles y los combustibles electrónicos
  • Energía geotérmica
  • Energía solar
  • Almacenamiento de energia
  • Reducción de emisiones de petróleo y gas
  • Detección y monitoreo de emisiones
  • Otras tecnologías para descarbonizar las operaciones
  • Soluciones digitales con reducción de emisiones de gases de efecto invernadero
  • Automatización y robótica
  • Campos inteligentes
  • Soluciones basadas en la naturaleza
  • Manglares, algas, tratamiento de aguas residuales
  • Materiales Avanzados para la Descarbonización
  • Materiales para reemplazar tuberías de acero al carbono
  • Aplicaciones del grafeno
  • Materiales para Sistemas Fotovoltaicos
  • Materiales para la producción baja en carbono de hidrógeno y portadores de energía relacionados y materias primas químicas
  • Materiales de conversión de energía termoeléctrica
  • Materiales de conversión de energía calórica
  • Materiales para electrónica de baja pérdida

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Las importaciones chinas de crudo cayeron en abril a su menor nivel desde enero, mostraron el martes los datos de aduanas, ya que los elevados inventarios, el mantenimiento de las refinerías y un menor repunte de la economía nacional lastraron la demanda.

Las importaciones de crudo en abril fueron de 42.41 millones de toneladas, o 10.3 millones de barriles diarios (bpd), según los datos de la Administración General de Aduanas. Esta cifra supone un descenso de 1.45 por ciento respecto a los 10.5 millones de barriles diarios importados en abril del año pasado.

“El descenso de las importaciones se debe principalmente a la reducción de la capacidad de refinación por mantenimiento y a la acumulación de inventarios de crudo tras las fuertes importaciones de marzo” declaró Emma Li, analista de los mercados chinos de crudo de Vortexa, en Singapur.

Las importaciones en marzo se dispararon 22.5 por ciento respecto al año pasado, a 12.3 millones de bpd, el nivel más alto desde junio de 2020.

La llegada de la temporada de mantenimiento también “se unió a la percepción de que la demanda de petróleo de China (era) más débil de lo esperado en abril”, dijo Sun Sijia, analista de mercados de petróleo de China en S&P Global Commodity Insights en Pekín.

El repunte del sector manufacturero chino se ha visto atenuado por los efectos de la ralentización de la demanda de sus socios exportadores internacionales, en medio de los continuos temores recesionistas, así como por su propia desaceleración inmobiliaria interna.

La ralentización de la actividad económica ha frenado la demanda de combustibles refinados, sobre todo de diésel.

El índice oficial de gestores de compras (PMI) del sector manufacturero cayó a 49.2 en abril desde 51.9 en marzo, situándose por primera vez desde diciembre por debajo de las expectativas del mercado y de la marca de 50 puntos que separa la expansión de la contracción en la actividad, según una base de comparación mensual.

Las llegadas a los puertos de la provincia de Shandong –un centro neurálgico para las refinerías independientes– también se ralentizaron en la segunda mitad de abril, ya que los funcionarios de aduanas reforzaron las inspecciones después de que se descubrió que varios cargamentos iraníes estaban mal etiquetados como betún diluido en un intento de eludir las cuotas de importación.

Las exportaciones de combustible refinado cayeron 1.96 por ciento con respecto al año pasado, a 3.75 millones de toneladas en abril, el nivel mensual más bajo desde el pasado mes de julio, debido a la reducción de los márgenes de refinado y al mantenimiento de las refinerías.

China importó 8.98 millones de toneladas de gas natural en abril, 11 por ciento más que los 8.09 millones de toneladas de hace un año.

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Por Kathya Santoyo

Con el objetivo de reducir emisiones en 43% hacia el año 2030, se debe actuar con urgencia para corregir el camino y eso puede lograrse a través de cuatro pilares: finanzas, capital humano, políticas, y tecnología.

“Los EAU han sido un importante inversionista en acción climática. Su enfoque está respaldado por la asignación de USD 15 000 millones a través de la empresa nacional ADNOC para soluciones bajas en carbono, nuevas energías y tecnologías de descarbonización”, dijo Dr. Sultan Al Jaber, Minister of Industry and Advanced Technology, y President-Designate de la COP28 durante la primera conferencia magistral de la UAE CLIMATE TECH celebrada hoy en Abu Dhabi.

En este sentido, la UAE CLIMATE TECH perfila la tecnología, la innovación y las oportunidades de inversión mediante la muestra de una variedad de tecnologías que incluyen captura de carbono, IA, robótica, digitalización, hidrógeno, combustibles alternativos y soluciones de energía nuevas y bajas en carbono para petróleo y gas, por mencionar algunas.

En el primer día de actividades, destacó también la firma de diversos acuerdos, como el celebrado entre Baker Hughes y ADNOC con el objetivo de colaborar en innovación de tecnología de hidrógeno verde y bajo de carbono.

La nacional emiratí también firmó acuerdos en materia de descarbonización, almacenamiento en baterías, aplicación de la inteligencia artificial y biotecnología para la descarbonización, tecnología para captura de carbono, y acordó trazar un mapa para triplicar la capacidad de energías renovables hacia 2030 con la International Renewable Energy Agency (IRENA).

Dentro de los speakers que participaron en la primera jornada de UAE Climaterio Tech destacan Lorenzo Simonelli, Chairman, President & CEO de Baker Hughes; Nicolas Terraz, President, Exploration & Production, TotalEnergies; Francesca Zarri, Director Technology, R&D & Digital, Eni; Zoe Knight, MD & Group Head, Centre of Sustainable Finance, HSBC; y Bernard Mensah, President of International, Bank of America, por mencionar algunos.

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Pemex modificará extracción en campos Bedel y Cinco Presidentes

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Durante la 6ª Sesión Ordinaria del 2023, el Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), aprobó la modificación del plan de desarrollo para la extracción de la asignación A-0045-2M-Campo Bedel, de Pemex Exploración y Producción, localizado en el municipio de Juan Rodríguez Clara, Veracruz, y fuente de hidrocarburos como aceite negro y gas seco de 28°API.

Esta modificación al plan de desarrollo incorporará las nuevas localizaciones de pozos de desarrollo y la actualización de los pronósticos de producción debido al buen comportamiento de los yacimientos, así como, al cambio de la meta de aprovechamiento de gas natural asociado.

El plan de desarrollo para el Campo Bedel considera la extracción de las reservas 3P de 12.32 millones de barriles (MMb) de aceite y 13.59 miles de millones de pies cúbicos (MMMpc) de gas, para alcanzar un factor de recuperación final de 17.30% de aceite y 27.70% de gas, de mayo de 2023 al límite económico de la asignación, en el año 2066, con un costo total de 125.85 millones de dólares.

La operación plantea la perforación y terminación de cinco nuevos de pozos, una RMA, 459 RME, la construcción de instalaciones, intervención de pozos, operación de instalaciones de producción, entre otras subactividades.

Asimismo, el Órgano autorizó la modificación del plan de desarrollo para la extracción de la asignación A-0092-2M-Campo Cinco Presidentes, localizado en los municipios de Cárdenas y Huimanguillo, en Tabasco, que en un área total de 138.73 km² produce aceite negro con densidad de 35°API.

Dicha modificación pretende retomar el proyecto de inyección de agua como método de recuperación secundaria, así como a la actualización para alcanzar la meta de aprovechamiento de las reservas 3P de 18.96 MMb de aceite y 23.99 MMMpc de gas, logrando un factor final de recuperación de 32.6% de aceite y 44.5% de gas.

Actualmente, la meta de aprovechamiento de gas es de 92%, misma que pretende aprovechar la rehabilitación y mantenimiento de equipos de compresión para sumar seis puntos adicionales a su prospectiva, llegando al 98% para septiembre de 2023.

La modificación considera una inversión total de 801.57 mmd, de los cuales 346.22 millones corresponden directamente a la inversión, mientras que 455.35 millones están reservados al gasto operativo. La duración de la propuesta de modificación contempla iniciar actividades a partir de mayo del 2023 y concluir en diciembre de 2056.

TotalEnergies EP México inicia procedimiento de terminación anticipada de su contrato en aguas someras en Campeche

El Órgano de Gobierno también aprobó la solicitud de TotalEnergies EP México para el inicio y tramitación del procedimiento de terminación anticipada por renuncia a una parte del Área Contractual, respecto del Contrato CNH-R02-L01-A15.CS/2017, área contractual de 971.56 km² de superficie que se localiza en aguas someras frente a la costa de Campeche.

Cabe destacar que durante la 1ª Sesión Ordinaria de 2023, del 30 de marzo, el Órgano autorizó a TotalEnergies la reducción de su interés de participación en este contrato, de 50% a 35%. La cesión del 15% del interés de participación fue a favor de Opicoil (Overseas Petroleum and Investment Corp).

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