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Paneles solares para la optimización del recurso hídrico en presas

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El agua es, indudablemente, el recurso más importante para las sociedades, de su gestión dependen la vida humana, la producción de alimentos, el saneamiento urbano y la misma naturaleza. Es por ello que la correcta y eficiente gestión del recurso hídrico es uno de los retos más importantes para las sociedades modernas y las generaciones futuras.

Según la ONU, la falta de agua afecta a más del 40% de la población mundial, por lo que en 2015, dentro de la Declaración de Objetivos de Desarrollo Sustentable, se estableció el Objetivo #6: “Garantizar la disponibilidad y gestión sostenible del agua y el saneamiento para todos”. Para México, en particular, esta es una meta fundamental y una tarea pendiente pues, de acuerdo con los últimos datos de CONAGUA, el 80% del país padece estrés hídrico.

Una solución para avanzar en la gestión sostenible del agua puede ser la integración de paneles solares fotovoltaicos en presas que, aunque tiene una serie de ventajas muy considerables, su implementación tiene relativamente poco de haber comenzado. El Banco Mundial estima que con sólo utilizar el 5% de la superficie de los embalses de agua en América Latina sería posible instalar más de 180 GW de energía solar flotante, que es un valor equivalente a la capacidad total instalada de hidroelectricidad en la región.

Esta opción de energía híbrida cobra relevancia para las naciones que no cuentan con grandes extensiones de tierra, o que cuentan con una disponibilidad limitada para la instalación de grandes parques fotovoltaicos, evitando conflictos por uso del suelo al instalarse, incluso, sobre otro tipo de cuerpos de agua como lagos o estanques.

Dentro de las principales ventajas que ofrece este sistema híbrido se encuentra el aumento de la eficiencia de los paneles solares debido a que el agua de la presa actúa como refrigerante, manteniendo una temperatura del sistema estable, mejorando el desempeño del panel. Así mismo, los paneles colocados sobre la presa disminuyen la evaporación del agua de la presa, aumentando las disponibilidad de agua para el consumo humano, urbano, agrícola, industrial y ecológico, así como, evitando la eutrofización del cuerpo de agua.

Otra de las grandes ventajas de la hibridación entre estos dos sistemas de generación eléctrica es que el sistema solar puede aprovechar la infraestructura eléctrica existente para la presa, como las subestaciones y las líneas de transmisión, reduciendo los costos de capital. El sistema híbrido también ofrece una ventaja importante de temporalidad, ya que, durante las estaciones secas, el exceso de energía solar podría destinarse para el almacenamiento por bombeo, llevando agua a una elevación más alta utilizando la energía eléctrica de los paneles solares. El objetivo principal es aprovechar la capacidad de almacenamiento que ofrece el depósito de energía hidroeléctrica para transformar la energía solar intermitente en una forma más gestionable de energía, facilitando la integración de la energía solar fotovoltaica en la red.

América Latina tiene un enorme potencial para la instalación de sistemas fotovoltaicos flotantes, ya que la región tiene una contribución muy importante de energía hidroeléctrica, prueba de ello es que, en 2019, casi la mitad de la demanda de energía eléctrica de la región fue suministrada por esta tecnología. Sin embargo, todavía es una tecnología en una etapa muy temprana de desarrollo y solo se han implementado o planificado algunos proyectos piloto, como en Panamá, Colombia o Brasil.

Al ser una tecnología que no se ha diseminado en México, se requiere trabajo de investigación para evaluar sus costos de implementación y su viabilidad técnica, considerando las características de la región y los impactos sociales que pudieran generarse, prestando especial atención para evitar la incertidumbre normativa y regulatoria. Sin embargo, los sistemas fotovoltaicos flotantes tienen el potencial de no solo hacer una contribución a la descarbonización, sino que además, tienen la ventaja de contribuir a una mejor gestión de recurso hídrico en las presas.

Acelera Pemex pago a proveedores y contratistas con mecanismo de refinanciamiento de facturas

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Como parte de su programa de financiamiento para pago a proveedores, PEMEX estructuró un mecanismo de intercambio de deuda comercial por deuda financiera, el cual representa una oportunidad atractiva para acelerar el pago a proveedores y contratistas de las Empresas Productivas Subsidiarias de PEMEX.

Dicho mecanismo financiero busca ofrecer a esos proveedores y contratistas una alternativa para agilizar la obtención de liquidez.

Para esta operación, se estableció un proceso por el cual los proveedores con montos superiores a 5 millones de dólares en facturas podían entrar voluntariamente en un programa de reconocimiento de obligaciones y pago de facturas elegibles.

El mecanismo financiero se instrumenta el día de hoy a través de la firma de un Acuerdo de Reconocimiento y Repago de Obligaciones entre PEMEX y los proveedores y contratistas, mediante el cual se acordó un intercambio par por par de facturas comerciales por notas globales de PEMEX con un cupón de 8.75% y vencimiento en 2029. Las facturas elegibles a ser consideradas en el esquema fueron aquellas pendientes de pago, denominadas en dólares y con vencimiento hasta el 31 de mayo de 2022.

Los tenedores que así lo decidan podrán obtener liquidez por medio de un proceso de remercadeo de las notas globales operado por una institución financiera, el cual se ejecutará a través de una oferta en el mercado secundario bajo las reglas 144A/Reg S de la ley de títulos valores de los Estados Unidos, en una fecha acordada entre PEMEX, los tenedores y dicha institución financiera, sujeto a condiciones de mercado.

Aquellos proveedores y contratistas que decidan no participar en el proceso de remercadeo podrán mantener sus notas.

La tasa cupón de las notas globales se fijó con base en la tasa de mercado de PEMEX, tomando como referencia los bonos vigentes con plazo similar al de las notas globales más una prima por nueva emisión de mercado.

A través de este mecanismo financiero, el cual tuvo gran aceptación por parte de proveedores y contratistas, PEMEX logra un gran avance en la reducción de sus pasivos, refrendando su compromiso para trabajar de manera estrecha con las empresas que le proveen bienes y servicios, contribuyendo al aprovechamiento de los recursos petroleros y al crecimiento de México.

Sustituye CEMEX combustibles fósiles por alternos en planta de Reino Unido

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CEMEX anunció la inauguración de su nueva instalación de producción de Climafuel en su planta de cemento Rugby en el Reino Unido. Esta importante inversión permitirá que la planta elimine el uso de combustibles fósiles, operando 100% con combustibles alternos. Rugby es la primera planta de CEMEX en alcanzar este importante logro. Climafuel es un combustible derivado de residuos, producido utilizando desechos domésticos y comerciales que, de otro modo, terminarían en vertederos. Este es otro logro importante en la estrategia global de descarbonización de CEMEX, Futuro en Acción.

Para el cierre de 2022, se anticipa que CEMEX logre una reducción de 40% en sus emisiones de carbono en Europa, en camino a su objetivo de una reducción de 55% para 2030, el cual está alineado con la meta de descarbonización de la Unión Europea. Con la inversión en la planta Rugby, CEMEX en Europa espera procesar los residuos anuales equivalentes a una ciudad del tamaño de Madrid o Berlín y se espera lograr un 70% de sustitución de combustibles alternos en la región este año.

El Director General de CEMEX, Fernando González Olivieri, visitó la planta de Rugby y destacó el éxito de la inversión de Climafuel. “Estoy orgulloso del liderazgo continuo de CEMEX Europa en nuestra estrategia de acción climática. Sirve como modelo para el resto de nuestras regiones. Espero que CEMEX continúe liderando el camino en nuestra trayectoria hacia la descarbonización. Este esfuerzo no solo es la forma de construir un futuro mejor para las comunidades en las que operamos, y la sociedad en general, sino que también es lo correcto para el futuro de la empresa. Anticipo el progreso continuo en nuestra estrategia Futuro en Acción de todas nuestras regiones”.

Reducir el uso de combustibles fósiles en sus plantas de cemento es clave en los esfuerzos de CEMEX para descarbonizar sus operaciones como parte de su estrategia Futuro en Acción y su ambición global de ofrecer concreto con cero emisiones netas de CO2 para 2050.

“Con la finalización de este considerable desarrollo, hemos establecido récords en la sustitución de combustibles alternos, los más altos de cualquiera de nuestras plantas y, finalmente, esperamos eliminar por completo el uso de combustibles fósiles en la instalación. Tenemos la expectativa de que Rugby sea un modelo para otras plantas de cemento de CEMEX alrededor del mundo”, dijo Sergio Menéndez, Presidente de CEMEX Europa, Medio Oriente, África y Asia.

“La inversión de CEMEX en una nueva instalación de Climafuel en su Planta de Cemento Rugby es un logro importante en las ambiciones de la compañía para descarbonizarse. Con el compromiso del gobierno de alcanzar cero emisiones netas para 2050, es importante que apoyemos la adopción de combustibles alternos y el desarrollo de nuevas tecnologías amigables con el medio ambiente para apoyar a empresas como CEMEX para avanzar hacia un futuro más limpio y verde», dijo el Ministro de Inversiones del Reino Unido, Lord Grimstone.

En 2021 se detectaron más de 451 mil ciberataques a empresas energéticas

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Muchos aspectos en la industria energética a nivel mundial se están transformando, el ecosistema está cada vez más distribuido e interconectado y en la actualidad, tanto las tecnologías de energía antiguas como las nuevas cuentan con capacidades digitales que permitirán una mayor integración. Ante este panorama, cada nueva conexión digital representa una gama de oportunidades, pero también se pueden convertir en una ventana para los ciberataques.

Para evitar que los servicios públicos, las empresas de energía y los operadores de infraestructura crítica sean vulnerables a este tipo de amenazas, se deben implementar soluciones innovadores de ciberseguridad, que proporcionen el monitoreo y la visibilidad necesarios para proteger la red en general.

Cabe recordar que en 2017 la corporación rusa APT DragonFly 2.0, hackeó e infiltró compañías de energía estadounidenses y europeas, lo que permitió a los actores de amenazas obtener suficiente control de la red eléctrica para provocar cortes de energía. Con estas acciones, el grupo obtuvo acceso a través de un ataque de phishing que recopiló las credenciales de las máquinas. Dicho método de ataque que se suma a los ransomware o ataques de denegación de servicio distribuido (DDoS).

Además, tan solo en 2021 se detectaron más de 451,000 ataques a empresas, con un importante incremento del 28%, con respecto a años anteriores, a compañías del sector energético, posicionándolo en el segundo lugar como una de las industrias con más ataques cibernéticos, dejando importantes pérdidas. Un ejemplo de ello son los 4.4 millones de dólares que una empresa de transportacion de petroleo y gas tuvo que pagar para recuperar su información.

“El principal reto para la industria energética radica en entender en dónde está parada realmente para saber qué es lo que tiene y cómo puede ser afectada, porque cuando utiliza tecnología para conectar cosas, se vuelve más complicado proteger toda la superficie de ataque a la que está expuesta. Si bien es cierto que la tecnología es un facilitdor para realizar múltiples actividades, también hay que estar conscientes que al hacer un mal uso de ella se pueden vulnerar las operaciones de las empresas que cada vez más se abren a dispositivos interconectados”, comentó en entrevista para Global Energy, Israel Gutiérrez, Chief Technology Officer (CTO) de A3Sec (www.a3sec.com), empresa especializada en blindaje de activos digitales, quien agregó que lo lucrativo de esta industria, así como sus amplios alcances financieros, la convierten en objetivo principal para los ciberdelincuentes, sobre todo en estos tiempos, donde el uso de las tecnologías en la nube ha crecido de manera exponencial.

Para hacer frente a estos desafíos, A3Sec apoya mucho para implementar estrategias de seguridad que permitan desarrollar los negocios sin que haya un bloqueo o cualquier otra situación que lo efecte, porque cuando se sube por primera vez a la nube o se comienzan a utilizar estas infraestructuras, a veces se tiene temor de las implicaciones que se pueden tener. En este sentido, la compañía brinda confianza para integrarse a la tecnología de una manera más segura.

Como se mencionó anteriormente, los sistemas de infraestructura crítica, de la cual forma parte la industria energética, es la segunda área con mayores ataques cibernéticos. Para comprender mejor esta referencia, vale la pena aclarar que los sistemas de infraestructura crítica (físicos y virtuales) son aquellos que proporcionan funciones y servicios esenciales para dar respaldo a los sistemas sociales, económicos y ambientales.

Un claro ejemplo de ciberataque a este sector, fue el efectuado contra Petróleos Mexicanos (Pemex) en noviembre de 2019, cuando la Empresa Productiva del Estado sufrió un ataque a su infraestructura crítica con ransomware, afectando al 5% de sus equipos.

“Los ciberataques a infraestructuras críticas en la industria energética se han vuelto cada vez más importantes porque el sector está muy ligado a las actividades diarias de las personas y un mal funcionamiento en la operación de las subestaciones eléctrias, de procesamiento de aguas o de plantas termonucleares, pueden poner en riesgo muchas vidas o incluso, parar por completo las actividades de una ciudad completa. Indudablemente la industria energética tiene que estar muy consciente de que juega un rol muy importante en la sociedad, por lo que implementar sistemas tecnológicos le va a ayudar a eficientar sus operaciones, sin perder de vista los temas de ciberseguridad”, explicó el CTO de A3Sec.

Para evitar afectaciones a la hora de implementar tecnologías y sistemas de ciberseguridad, y que éstos a su vez se vuelvan un facilitador para eficientar operaciones, A3Sec ayuda a adaptar las nuevas tecnologías en los procesos de protección para hacer un blindaje de toda la infraestructura tecnológica que permita robustecer la seguridad, mediante inteligencia artificial, machine learning y todo lo que tenga que ver con automatización, ya que, ante un incidente, estás innovaciones permiten reaccionar en fracciones de segundo para controlar y contener de manera más rápida los ataques cibernéticos.

“Esto es una lucha constante, los sistemas de ciberseguridad están incorporando Inteligencia Artificial para prevenir, detectar y corregir cualquier alteración en los procesos digitales de la industria de la energía, de inicio no podemos saber si una amenaza busca una ganancia financiera o simplemente se hace por mera disrupción. Pero aunque cada vez sea más importante tener el control de más cosas con menos gente, tampoco hay que dejar de lado la participación del ser humano porque es quien crea todo el modelado de seguridad”, destacó Gutiérrez.

El Consejo Mundial de la Energía, recomienda que las empresas energéticas consideren los riesgos cibernéticos como riesgos empresariales fundamentales, sin embargo, desde el punto de vista de Israel Gutiérrez, todavía hace talta entender que la ciberseguridad es un tema al que se le tiene que invertir, ya que, al día de hoy las empresas están confiadas en que lo que tienen es seguro y que nada les va a pasar, es decir, a la ciberseguridad se le sigue viendo como un gasto más que como un facilitador de la operación o del negocio para ser mejores y seguros.

Por otra parte, organizaciones internacionales, como el Foro Económico Mundial (WEF por sus siglas en inglés) apuntan que el sector energético no puede esperar a que los gobiernos regulen la ciberseguridad, por lo que debe prepararse para ataques cibernéticos frecuentes y sofisticados como parte de la nueva normalidad, ya que estos delitos han dejado pérdidas a la industria que superan los 17 billones de dólares, tan sólo en los Estados Unidos. “Ante estos escenarios las empresas del sector deben buscar aliados que conozcan bien la problemática, sobre todo que cuenten con especialistas en la materia; una ciberseguridad sólida requiere de un enfoque colaborativo, las cadenas de suministro de energía confiables dependen de que la ciberseguridad sea correcta, ahora y en el futuro. En A3Sec nos enfocamos mucho en la prevención, detección y respuesta. Nuestros principales diferenciadores es que podemos observar todo lo que tengan un factor de tecnología para procesar toda la información que se tiene y generar una acción que mejore la postura de seguridad”, sentenció.

Adquiere Acciona 24% del capital de Eolink para impulsar su tecnología eólica marina flotante

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ACCIONA Energía adquirió 24% del capital de la compañía francesa Eolink, especializada en el desarrollo de estructuras flotantes para energía eólica marina, convirtiéndose así en su primer accionista. La operación, sujeta al cumplimiento de determinadas condiciones, se enmarca en la ronda de financiación lanzada por la startup francesa para impulsar su tecnología eólica marina flotante y avanzar en la maduración de su aerogenerador de 5 MW como tecnología comercial.

Eolink fue fundada en noviembre de 2015 con el propósito de desarrollar un innovador concepto de turbina eólica flotante en la que se sustituye al clásico mástil por una estructura piramidal de cuatro brazos que soportan la turbina. Esto permite aligerar la estructura y dispersar la carga, reducir las operaciones de instalación y mantenimiento y, lo más novedoso, dotar al aerogenerador de un sistema de rotación gracias al que puede cambiar su orientación de forma natural según la dirección del viento, optimizando costes y maximizando su rendimiento.

Está previsto que el primer prototipo a escala pre-comercial de Eolink se instale en 2023 en el área de experimentación de energías renovables marinas SEM-REV, frente a la costa de Le Croisic (Francia). Con una altura de 150 metros y una potencia de 5 MW, este aerogenerador flotante será capaz de proporcionar energía a 3,500 hogares.

La entrada de ACCIONA Energía en el capital de Eolink reforzará la estructura financiera de la compañía para su desarrollo a corto y medio plazo.

La eólica marina es una tecnología clave en la transición energética que se espera tenga un desarrollo exponencial en los próximos años hasta alcanzar los 235GW en 2030, de los cuales 60 GW serían instalados en la Unión Europea. Si bien las soluciones cimentadas, adecuadas para aguas menos profundas están más desarrolladas, las soluciones flotantes, necesarias para aguas profundas, aún no han alcanzado un nivel de madurez comercial.

Esta tecnología es necesaria para el desarrollo de la eólica offshore en algunos países como España y Portugal, con programas ya en marcha de implantación y una plataforma costera de gran profundidad. España ha establecido el objetivo de instalar entre 1 y 3 GW para 2030, mientras que Portugal ha anunciado para este verano una primera subasta offshore con el objetivo de tener entre 3 y 4 GW instalados en 2026.

Invita Profeco a utilizar a usar app Litro por Litro para consultar precios de combustibles

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En su participación en la conferencia del presidente Andrés Manuel López Obrador, el titular de la Procuraduría Federal del Consumidor (Profeco), Ricardo Sheffield Padilla, reiteró la invitación a utilizar la aplicación Litro por Litro, por medio de la cual se puede buscar, en un rango de hasta 19 kilómetros a la redonda, la gasolinera que expende el combustible de su interés a menor precio y presentar denuncias.

Al presentar el informe semanal Quién es Quién en los Precios de los Combustibles, el procurador tomó como ejemplo el caso de la gasolinera con razón social «76», en Hermosillo, Sonora, que tiene la gasolina regular más cara de todo el país, de $23.79 pesos por litro, mientras que al buscar opciones en la aplicación en esa zona, se encontró a unas cuantas cuadras de distancia que la estación de servicio Master Fuel expende la misma gasolina en $21.46.

Si se cuenta con la aplicación, cuya descarga es gratuita, se podrá saber dónde conviene cargar combustible de gasolineras cercanas, además de presentar quejas y denuncias.

Del 20 al 26 de mayo, fueron atendidas 516 denuncias contra gasolineras y se realizaron 294 visitas de verificación, en las que se presentaron 13 casos con irregularidades en dar litros de a litro, con 18 mangueras inmovilizadas.

Del 16 al 22 de mayo, al considerar los índices de ganancia más altos por marca y por región, en gasolina regular se registró el precio más alto de $23.79 pesos por litro y margen de ganancia de $3.70, en Súper Gasolineras de la Frontera, de franquicia 76, en Hermosillo, Sonora. Gasolinería Servicio Suchiapa, de Pemex, en Suchiapa, Chiapas, tuvo el precio más bajo de $20.75, margen de ganancia de $0.15.

En gasolina Premium, Servicio Playa Sur, de Pemex, en Cancún, Quintana Roo, presentó el precio más alto de $24.99 y margen de ganancia de $3.27. El precio más bajo fue de $22.42, con margen de $0.15, en Súper Servicio Pacífico AM, franquicia Pemex, en Lázaro Cárdenas, Michoacán.

En diésel el precio más alto fue de $24.99, margen de ganancia de $3.22 en Servicios Gasolineros Cargomax, de franquicia Cargo Gas, en Torreón, Coahuila. Parador Tampico, de franquicia Pemex, en Tampico, Tamaulipas, tuvo el precio más bajo de $22.19 y margen de $0.15.

Mantiene Iberdrola su apuesta por las energías renovables en España con 500 nuevos MW verdes

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Iberdrola mantiene su impulso en el desarrollo de las energías renovables en España, donde actualmente tiene en construcción 500 nuevos MW eólicos y solares. La compañía está desarrollando diez nuevas plantas, con una inversión superior a los 350 millones de euros. Conjuntamente, estas instalaciones tendrán capacidad suficiente para suministrar energía limpia a 257 mil hogares y evitarán la emisión a la atmósfera de más de 117 mil toneladas de CO2 al año.

La mayoría de los nuevos desarrollos corresponden a instalaciones fotovoltaicas, en las que la compañía colocará cerca de 720 mil paneles. Entre ellas desatacan las plantas Tagus I, II, III y IV, ubicadas en la localidad cacereña de Alcántara, en Extremadura. Con 200 MW de capacidad, estas cuatro instalaciones contarán con módulos bifaciales que permiten una mayor producción al disponer de dos superficies sensibles a la luz. Así, una vez que entren en operación, generarán conjuntamente más 313,650 MWh al año, lo que equivale a abastecer a más de 95,850 hogares, evitando la emisión de 43,250 toneladas de CO2.

Andalucía es otra de las regiones clave en los planes de Iberdrola en el desarrollo de la energía solar. En esta comunidad la compañía está promoviendo cuatro nuevas plantas fotovoltaicas, declaradas de interés estratégico por la Junta de Andalucía. Tres de ellas (Poleo, Cornicabra y Espliego) forman parte del proyecto Guillena, en el municipio sevillano de Castilblanco de los Arroyos. Estas instalaciones, que suman una potencia de 144 MW, suministrarán energía a 72 mil hogares y evitarán cada año la emisión de 32 mil toneladas de CO2.

Además, en Medina Sidonia (Cádiz), Iberdrola está construyendo la planta de Cespedera, que con 27 MW generará suficiente energía verde para cubrir el consumo de 15,500 hogares y evitar que se emitan a la atmósfera 7,000 toneladas anuales de CO2. Estos proyectos generarán hasta 680 puestos de trabajo en los períodos de punta de la obra, contribuyendo así al desarrollo de la economía andaluza.

En Castilla y León, Iberdrola está construyendo en Salamanca la planta fotovoltaica de Villarino, que supondrá la instalación de 50 MW de energía verde. Una vez operativa esta infraestructura generará suficiente energía limpia para abastecer a una población cercana a 27 mil hogares y evitará la emisión de la atmósfera de 12 mil toneladas de CO2 al año.

En esta misma comunidad la compañía está llevando a cabo el parque eólico Valdemoro, de 50 MW. Este parque contará con once aerogeneradores capaces de abastecer a más de 48 mil hogares y evitar 23 mil toneladas de CO2 a la atmósfera. Con estas iniciativas, la compañía creará hasta 370 nuevos puestos de trabajo en la región, en su mayoría de carácter local.

Adicionalmente, Iberdrola ya ha obtenido las Declaraciones de Impacto Ambiental para la construcción de los proyectos fotovoltaicos de Alcarria (40 MW) en Castilla-La Mancha, Peñarrubia (50 MW) en Murcia y Virgen de Areños (50 MW) en Castilla y León. También cuenta ya con esta autorización el parque eólico El Escudo (105 MW), en Cantabria. Su construcción se iniciará una vez se hayan obtenido el resto de los permisos necesarios.

Invierte Siemens 683 mdp en NL y reafirmó su compromiso en materia de sostenibilidad

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En el marco de Hannover Messe, la feria de tecnología industrial más importante del mundo, Siemens y el Gobierno de Nuevo León anunciaron un proyecto de inversión denominado “Proyecto Mitras”, el cual conlleva la inversión de 683 millones de pesos para construir una nueva edificación de 17,926 m2 con certificación LEED Gold en la planta de Siemens Monterrey, ubicada en Santa Catarina, donde se prevén producir 874 mil piezas plásticas diarias y generar 450 nuevos empleos.

En rueda de prensa, Alejandro Preinfalk, CEO de Siemens México, Centroamérica y el Caribe recalcó la importancia del estado de Nuevo León en las operaciones de Siemens: “El día de hoy, en nombre de Siemens, me gustaría refrendar el compromiso de colaboración con el estado de Nuevo León y sus habitantes. Como muchos de ustedes sabrán, Siemens tiene una larga historia de más de 10 años en territorio neoleonés; nuestra fábrica ubicada en Santa Catarina, Monterrey, brinda oportunidades laborales a más de 1,400 personas enfocadas en la producción de artículos de baja tensión con la más alta calidad, con operaciones que alcanzan a mercados en Estados Unidos, Canadá, Europa y México, entre otros.”

Por su parte, Iván Rivas Rodríguez, Secretario de Economía de Nuevo León, destacó que: “El anuncio que hoy hacemos con Siemens, refuerza la posición de Nuevo León como estado que promueve y facilita la inversión directa. La apuesta del actual gobierno es hacia la conectividad, a la industria 4.0, a consolidar la triple hélice: empresas, gobierno y universidades», afirmó. “Tenemos un alma y una historia manufacturera y ahora estamos trabajando para convertirnos en el hub tecnológico y de industria 4.0 más importante de Latinoamérica y ahora, de la mano de empresas como Siemens lo estamos haciendo posible”,agregó.

Preinfalk recalcó que la creación de 450 nuevos empleos se suma al anuncio realizado en Octubre 2021 por Siemens de la creación de 600 nuevos empleos durante el periodo de COVID, lo que consolida una creación de empleos que asciende a más de 1,000 puestos de trabajo en el último año.

Antes de finalizar sus respectivas intervenciones Rivas destacó la importante reactivación económica que vive el estado “En Siemens hemos encontrado a un aliado para el desarrollo económico e industrial, ya lo mencionaba Alejandro, en su planta de Monterrey, en los años difíciles que trajo consigo la pandemia, no solo mantuvo sus operaciones, si no que aumento su producción y la creación de nuevos empleos. Estas buenas noticias hacen que más empresas tengan la seguridad de que invertir en Nuevo León es garantía de crecimiento y éxito para sus proyectos de inversión.” Preinfalk agradeció el respaldo del gobierno del estado de Nuevo León y reafirmó su compromiso en materia de sostenibilidad en donde habló sobre la implementación de nuevas tecnologías de energía descentralizada en la planta de Monterrey para reducir la huella de carbono de las operaciones de Siemens “Con la implementación de nuestro parque fotovoltaico en la fábrica, hoy somos capaces de generar 499 Mw/h de energía limpia y reducir la generación de 400 toneladas de CO2, anualmente”.

Europa mira hacia África en busca de nuevos suministros de gas

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De acuerdo con una investigación de Rystad Energy, se pronostica, de manera conservadora, que África alcanzará la producción máxima de gas a 470 mil millones de metros cúbicos (Bcm) para fines de la década de 2030, lo que equivale aproximadamente al 75% de la cantidad esperada de gas producido por Rusia en 2022. A principios de marzo, la Unión Europea anunció su objetivo de reducir su dependencia del gas ruso en dos tercios solo para fines de este año y actualmente se dirige a una crisis de suministro que repercutirá en todo el mundo.

Incluso con la cantidad de proyectos de gas que se están desarrollando o retrasando actualmente, África todavía tiene un potencial de producción significativo. Se pronostica que el continente aumentará su producción de gas de aproximadamente 260 Bcm en 2022 hasta 335 Bcm para fines de esta década. Si los operadores de petróleo y gas deciden subir la apuesta en sus proyectos de gas en el continente, la producción de gas natural de África a corto y mediano plazo podría superar las previsiones conservadoras anteriores.

Rusia ha sido históricamente el principal proveedor de gas natural de Europa, con un promedio de alrededor del 62% de las importaciones totales de gas al continente durante la última década. África también ha sido un exportador constante de gas a Europa durante ese tiempo, con un promedio del 18% de las importaciones europeas de gas provenientes de África.

Sin embargo, históricamente se considera que los proyectos en África tienen un mayor riesgo y pueden retrasarse o no ser sancionados debido a los altos costos de desarrollo, los desafíos para acceder a la financiación, los problemas con los regímenes fiscales y otros riesgos superficiales. A pesar de ello, las señales recientes de las grandes empresas de petróleo y gas como BP, Eni, Equinor, Shell, ExxonMobil y Equinor indican un cambio en la estrategia hacia una mayor inversión en África, con varios proyectos que anteriormente estaban congelados, incluido el gas natural licuado (GNL).

“La situación geopolítica en Europa está cambiando el panorama del riesgo a nivel mundial. Si bien los flujos de GNL desde los EE. UU. son sustanciales, la demanda es mucho mayor. Los importadores asiáticos y europeos deberán considerar las prioridades africanas a medida que desarrollen proyectos, ya que muchos productores africanos se están enfocando en suministrar energía localmente, así como a los mercados intraafricanos, además de atender a los mercados globales. La infraestructura de gasoductos existente desde el norte de África a Europa y las relaciones históricas de suministro de GNL hacen de África una alternativa sólida para los mercados europeos, después de la prohibición de las importaciones rusas”, dijo Siva Prasad, analista senior de Rystad Energy.

La ventaja de África es que ya tiene gasoductos existentes conectados con la red de gas europea más amplia. Las exportaciones actuales por tubería desde África a Europa pasan por Argelia hacia España y desde Libia hacia Italia. Las conversaciones sobre gasoductos de larga distancia que conectan los campos de gas en el sur de Nigeria con Argelia a través del gasoducto transsahariano (TSGP) en tierra y el gasoducto de Nigeria Marruecos (NMGP) en alta mar se han recuperado en los últimos meses. Mientras que el TSGP tiene como objetivo utilizar los gasoductos existentes de Argelia para acceder a los mercados europeos, NMGP tiene como objetivo extender el Gasoducto de África Occidental (WAGP) existente hasta Europa a través de las naciones costeras de África Occidental y Marruecos. Más lejos, las exportaciones africanas de GNL provienen predominantemente de Nigeria y Argelia, con volúmenes más pequeños de Egipto, Angola y una fracción de Guinea Ecuatorial. Además, los descubrimientos a gran escala en alta mar en Mozambique, Tanzania, Senegal, Mauritania y Sudáfrica tienen el potencial de generar exportaciones adicionales de gas natural una vez desarrollados.

Europa ahora está considerando cómo se puede ayudar a las naciones africanas ricas en gas a aumentar la producción y las exportaciones en los próximos años. La decisión de la Unión Europea a principios de este año de que todas las inversiones en gas natural son equivalentes a las inversiones en energía «verde» indica que el gas africano se considera sostenible. La crisis de suministro impulsada por intereses de seguridad puede empujar a Europa a financiar proyectos que también ayudarán con la asequibilidad de la energía en casa. Por ejemplo, Europa podría ser un financiador clave del proyecto TSGP propuesto de $ 13 mil millones.

Salida de BP de Rusia: un impulso para el gas no contratado en Senegal-Mauritania

El presidente ejecutivo de BP, Bernard Looney, ha dicho que la decisión de salir de Rusia no solo es lo correcto, sino que también beneficia los intereses a largo plazo de la compañía. El gigante del Reino Unido registró recientemente cargos antes de impuestos de $ 24 mil millones y $ 1.5 mil millones en sus resultados financieros del primer trimestre de 2022 debido a su decisión de retirarse de Rusia. La compañía ahora está buscando proyectos africanos para aprovechar la oportunidad de apuntar a los mercados europeos con suministros de gas.

BP tiene varios grandes proyectos de gas en Senegal y Mauritania: los proyectos Greater Tortue Ahmeyim (GTA), Yakaar-Terenga y BirAllah LNG. Los volúmenes de GNL de la Fase 1 de GNL flotante (FLNG) de GTA de 2.5 millones de toneladas por año (tps) ya se han vendido, y parte del gas de Yakaar se utilizará como materia prima para la planta de gas a energía de Senegal. Mientras tanto, el gas de GTA LNG Phase 2, el gas restante de Yakaar-Teranga y BirAllah aún no están contratados y estos volúmenes podrían beneficiarse de lo que se espera que sea un mercado de GNL con suministro limitado en los próximos años. GTA FLNG Phase 2 tiene una capacidad planificada de 2.5 millones de tpa, mientras que las instalaciones de Yakaar-Teranga y BirAllah LNG podrían tener una capacidad de 10 millones de tpa. Sin embargo, la ingeniería y el diseño de front-end (FEED) en Yakaar-Teranga, que se inició en noviembre de 2021, determinará la capacidad final del proyecto, y BP también está realizando actualmente estudios para ver si acelerar el desarrollo del proyecto Bir Allah con el objetivo de vender en Europa. Al igual que BP, otras empresas importantes también podrían mirar hacia sus carteras de gas africano para abordar el probable déficit de suministro de gas.

Eni planea aumentar el gas africano a Italia

El importante italiano Eni ha dicho que puede aliviar la dependencia de Europa del gas ruso hasta cierto punto a través del suministro de sus proyectos africanos, incluidos Argelia, Egipto, Nigeria, Angola y Congo-Brazzaville. El mes pasado, Italia, en asociación con Eni, firmó acuerdos para impulsar las importaciones de gas de las naciones norteafricanas de Argelia y Egipto, y luego, más recientemente, dos acuerdos más de suministro de gas con dos naciones del África subsahariana, Congo-Brazzaville y Angola. Otras naciones africanas en las que Eni tiene importantes carteras upstream, gracias a las cuales las autoridades italianas podrían firmar acuerdos relacionados con el gas, incluyen a Mozambique, Nigeria, Ghana, Costa de Marfil y Libia. Nigeria se encuentra actualmente en el proceso de aumentar la capacidad en el proyecto Nigeria LNG de 22 millones a 30 millones de tpa a través de su esquema Train 7 y eliminar cuellos de botella,

Equinor, Shell y ExxonMobil salen de Rusia: reenfoque para los activos de GNL de Mozambique y Tanzania

Equinor, ExxonMobil y Shell, al igual que BP, tienen importantes carteras de GNL en África que aún no se han desarrollado, y pueden buscar estos recursos masivos de gas para contrarrestar el posible déficit de suministro de gas en el futuro. ExxonMobil tiene una participación del 25% en el Área 4 en Mozambique, con un potencial significativo para agregar más trenes de expansión. Se esperaba que Mozambique se beneficiara de la decisión de la UE de clasificar las inversiones en gas como verdes, incluso después de que una insurgencia islamista en la provincia de Cabo Delgado, rica en gas, paralizara las inversiones planificadas. El escenario actual de una posible crisis de suministro de gas podría hacer que el país acelere el desarrollo de sus recursos de gas. La retirada del mayor estadounidense de Rusia podría llevar a que finalmente sancione su plan previsto de Rovuma LNG en Mozambique.

Las salidas anunciadas de Rusia por parte de la gran empresa anglo-holandesa Shell y el gigante estatal noruego Equinor podrían hacer que la pareja se vuelva a centrar en el desarrollo de GNL de Tanzania estancado durante mucho tiempo. La mayor demanda de gas natural impulsada por la guerra en curso en Ucrania y las retiradas de los suministros rusos también podrían impulsar un enfoque renovado en la exploración y el desarrollo en Nigeria para alimentar estas exportaciones de GNL durante un período prolongado. Muchos otros proyectos en el continente también podrían acelerarse para aumentar las exportaciones de gas.

Gobierno gasta en sector energético 578.4% más de lo aprobado por el Congreso en 2021

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De acuerdo con el análisis de la Cuenta Pública 2021, realizado por la Dirección General del Instituto Belisario Domínguez (IBD), del Senado de la República, en dicho periodo el gasto neto total del sector público en el ejercicio fiscal ascendió a 6 billones 748 mil 951 millones de pesos (mdp), monto que implicó un ejercicio de recursos mayor en 7.2% respecto a lo aprobado y en 4.9% en comparación con 2020, mientras que el gasto erogado por las dependencias del Poder Ejecutivo fue de 1 billón 696 mil 34 mdp, cifra superior en 36.1% a lo aprobado.

El reporte del IBD detalla que, dentro de los ramos administrativos del gobierno federal, el rubro de Energía destaca por haber erogado 319,270 mdp, monto que representó incrementos de 578.4% respecto a lo aprobado y de 478.3% en comparación con lo ejercido en 2020. 

La Secretaría de Defensa Nacional, por su parte, ejerció 138,917 mdp, monto que representó incrementos de 23.4% respecto a lo aprobado, mientras que la Secretaría de Salud ejerció 175,004 mdp, cifra que representó un aumento de 20.3% respecto a lo estipulado en el PEF. 

Por otro lado, el estudio del IBD apunta que en el rubro de participaciones a entidades federativas y municipios se erogaron 4,170.1 mdp por debajo de lo presupuestado.

Los órganos autónomos también erogaron menos recursos que los contemplados en el PEF. En total, el gasto ejercido por estos organismos ascendió a 58,435 mdp, monto que implica una reducción de 1.6% respecto del PEF-2021.

El Poder Judicial, por su parte, ejerció 71,075 mdp, lo que implicó una reducción al gasto de 0.3% respecto a lo aprobado y de 0.1% en relación a lo ejercido en 2020.

Cabe señalar que la Cuenta Pública es el informe que presenta la Secretaría de Hacienda y Crédito Público a la Cámara de Diputados para su revisión y fiscalización, contiene información contable, presupuestaria, programática y complementaria de los Poderes Ejecutivo, Legislativo y Judicial, de los Órganos Autónomos y de cada ente público del Sector Paraestatal.

El estudio completo del IBD se puede consultar en la siguiente dirección electrónica: http://bibliodigitalibd.senado.gob.mx/handle/123456789/5637

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