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La Fiebre Mineral: Entre la Calentura Ideológica y Generacional

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Miriam Grunstein

Es común identificar los grupos jóvenes y progresistas con aquéllos que abogan por el uso de las energías renovables. El paradigma de las generaciones “quejosas” lo encarna Greta Thunberg quien, entre otras acciones, se resiste a la injusticia climática al convocar un paro global de ir a la escuela. En mi niñez, cuando la crisis climática ni pintaba en el horizonte, hubiera sido feliz si una líder global me hubiera empoderado para exigir a mis padres faltar al colegio, so pena de corresponsabilizarlos del apocalipsis del planeta. De joven, hubiera sido necesario que tuviera fiebre para quedarme en casa. El calentamiento de la atmósfera era improcedente como argumento para no asistir a clase.

Luego han brotado grupos que, así como se oponen a la cultura “extractivista” del petróleo y gas, hoy denuncian también los riesgos de la explotación minera como una amenaza ambiental expansiva y letal. El dilema aquí es que los minerales, al menos al día de hoy, son irónicamente consustanciales a la transición energética. La fiebre por los minerales “críticos” incluso ha llegado a las petroleras más tradicionales.

Exxon, la petrolera de petroleras, acaba de adquirir los derechos de perforación de una buena tajada de Arkansas para extraer litio, que hoy se codicia para la manufactura de baterías para los autos eléctricos, celulares, y laptops. Huelga decir que sin estos dos últimos las campañas de Greta tal vez no irían mucho más allá del perímetro de su depa en Estocolmo. Si bien la vehemencia de la joven maravilla ha logrado que los Thurnberg ya no vuelen, sus mensajes tienen las alas de las redes sociales. Así, por más que Greta pretenda vivir libre de gluten y de combustibles fósiles, su estilo de vida, presente y futuro, están inexorablemente “mineralizados”.

Arranca así la carrera por los minerales y los gobiernos no se quedarán atrás. Hace sólo unos días, el congreso chileno aprobó un incremento al impuesto sobre el litio, cuya entrada en vigor está pendiente de ser aprobada por el presidente Gabriel Boric. Estas medidas encarecerán la transición hacia la electromovilidad y también la generación con energías renovables.

El alza en los impuestos de los minerales, que será una tendencia mundial e imparable de cara a este boom, detonarán aún más el llamado “nacionalismo por los recursos”, los disparos fiscales, y elevarán los costos de la transición. En México, acaba de ser aprobada la reforma a la Ley Minera, con un aumento significativo de intervención estatal, la cual, según diversos grupos de derechos humanos, se quedó corta. Según declararon, la minería es de por sí pérfida y debe ser detenida. Entonces, ¿qué será de todos los insumos mineros para la transición energética? Algunas de estas organizaciones pregonan el evangelio del “decrecimiento”, lo cual es en realidad un lujo, siempre y cuando ya hayas vivido y gozado lo suficiente, gracias a los prodigios de la industrialización.

Por otra parte, en un país donde la gran mayoría no han vivido el desarrollo, el discurso que aboga por decrecer es insultante. Si hay decrecimiento en México, como en el resto de los países en desarrollo que son ricos en recursos naturales, se condenará a toda esa capa social, a andar en terracería con huaraches y taparrabos. Si de justicia social se habla, la maldición no está en el recurso sino en los desatinos que se cometen al regular su explotación.

Pemex invertirá 51.8 mdd en producción adelantada del campo Xolotl

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Estos proyectos fueron aprobados durante la novena Sesión Ordinaria de la CNH
Estos proyectos fueron aprobados durante la novena Sesión Ordinaria de la CNH

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó a Pemex Exploración y Producción (PEP) el programa de transición relacionado con el Campo Xolotl asociado a la Asignación AE-0151-M-Uchukil, durante su novena Sesión Ordinaria. Esto permitirá adelantar la producción en el campo en lo que se presenta y autoriza el plan de desarrollo.

Pemex notificó al regulador del descubrimiento del Pozo Xolotl-1EXP (aceite negro de 25°API de densidad) con fecha de 23 de enero de 2020, el cual se encuentra ubicado en aguas territoriales del Golfo de México, a 22 KM de la terminal marítima Dos Bocas, Tabasco y a 4.5 km al noroeste del campo Mulach.

El proyecto presentado por la petrolera mexicana contempla un costo total de 51.8 millones de dólares, suma que considera actividad petrolera de desarrollo y de producción, con una recuperación de 1.59 millones de barriles de aceite y 0.71 mil millones de pies cúbicos de gas en un año.

Autorizan a PEP modificación en aguas territoriales del Campo Ayatsil y perforación del Pozo Exploratorio Terrestre Pajtsu

Durante la misma sesión, se autorizó a PEP la modificación del plan de desarrollo para la extracción en aguas territoriales del Golfo de México respecto a la asignación A-0032-2M-Campo Ayatsil.

Dicha modificación se debe al deseo de desarrollar una nueva estrategia de exploración, la cual consiste en implementar un nuevo proyecto de recuperación secundaria, así como la actualización de actividades de desarrollo, inversión y el programa de aprovechamiento de gas en los 120 km de extensión al Noroeste de Ciudad del Carmen en el Estado de Campeche.

Esta propuesta estima la recuperación de 1,375.26 MM barriles de aceite y 158.85 MMMpc de gas, al límite económico de la asignación (del 2023 al 2062), con lo que se alcanzará un factor de recuperación de 35 % en aceite y gas, con un costo total de 20,408.55 millones de dólares.

Asimismo, el órgano autorizó la perforación del pozo exploratorio terrestre Pajtsu-1EXP, con el objetivo descubrir una acumulación de hidrocarburos en calizas naturalmente fracturadas en facies de cuenca de edad cretácico inferior, en el que se espera encontrar aceite ligero de 30°API.

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El área contractual terrestre se localiza al norte de la entidad
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El objetivo del programa de evaluación es caracterizar y delimitar las estructuras geológicas que forman parte de los yacimientos asociados a la Zona Norte, Zona Galaneño y Parritas.

En su novena Sesión Ordinaria, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó el programa de evaluación presentado por Pantera Exploración y Producción 2.2 para los campos Parritas, Zona Norte y Galaneño, asociados al contrato CNH-R02-L02-A7.BG/2017 bajo la modalidad de licencia.

Esto se realizará por medio de la perforación de hasta seis pozos delimitadores, pruebas de presión-producción (PPP), pruebas de alcance extendido (PAE), y actualización de modelos, para definir la continuidad lateral y vertical de yacimiento.

El área contractual terrestre, con una superficie total vigente de 445 kilómetros cuadrados, se ubica al norte de Tamaulipas, entre los municipios de Valle Hermoso y Matamoros, dentro de la provincia petrolera de Burgos.

En lo que respecta al programa de inversiones, se estima en un rango de 15.76 millones en el escenario base y hasta 47.57 millones de dólares considerando las actividades de ambos escenarios operativos.

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En el reporte de la auditoría interna al primer trimestre del 2023, se identifican deficiencias en la ejecución de las obras e incluso daños al mobiliario durante su puesta en operación
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Los retrasos y errores de ejecución del Proyecto de la Refinería Olmeca en Dos Bocas, Paraíso, Tabasco, han hecho cada vez más imposible que, como ha prometido el presidente Andrés Manuel López Obrador, ésta inicie sus operaciones en julio de este año.

“Se verificó la tendencia de los trabajos ejecutados para un arranque temprano, determinando que no es factible el arranque propuesto para julio del 2023 en el Caso de Negocio”, refiere el Informe Trimestral de la Auditoría Interna de Pemex, sobre el seguimiento a dicho Proyecto.

Mientras tanto, su costo ya se encuentra cerca de los 17,000 millones de dólares, monto dos veces mayor que el previsto originalmente, de acuerdo con el reporte al primer trimestre del 2023 de la Auditoría interna que Petróleos Mexicanos (Pemex) realiza al proyecto.

En lo que respecta a los avances de la obra, no se ha concluido con la construcción de las plantas de Cogeneración, Combinada y Coquizadora, hecho que, si se suma a los retrasos e incrementos en costos, deja claro que se han materializado algunos de los principales riesgos que ya habían sido vislumbrados, en particular, en lo que respecta a la viabilidad del proyecto.

Principales riesgos, deficiencias en la ejecución

En el documento, presentado al Consejo de Administración de Pemex este mes de mayo, causan particular preocupación las deficiencias reportadas en lo que se refiere los riesgos identificados durante la ejecución de las obras y los daños al mobiliario durante su puesta en operación.

“Se identificaron dos riesgos relacionados con errores durante la ejecución de trabajos o inconsistencias entre la ingeniería básica y la de detalle; y daño al equipo durante la puesta en marcha; con acciones de mitigación superadas, por lo que, se sugiere actualizar las medidas que garanticen la cobertura total de la administración de los riesgos, y contar con evidencia que demuestre la efectividad de las acciones de mitigación”, señala el Informe.

A estos, se suman algunos problemas en plantas esenciales del complejo refinador, sobre los que se menciona que “no hay adelantos de las actividades de las rutas críticas de las plantas Combinada, Coquización Retardada, Catalítica, Cogeneración e Integración”, de acuerdo con lo enunciado en el documento.

Además, se especifica que “se identificaron actividades de instrumentación y control en las Plantas Combinada y Coquización Retardada que se están convirtiendo en críticas: calibración, montaje y conexión de válvulas de seguridad, transmisiones, elementos de presión y de temperatura”.

Y, al respecto, se agrega que “conforme al Programa del Proyecto Integral, la etapa constructiva de las plantas Críticas Combinada y Coquización Retardada debió terminar en diciembre del 2022”, mientras que “se previó el inicio de suministro de energía eléctrica y vapor desde la Casa de Fuerza en marzo del 2022”.

Estos datos son apenas un esbozo de los múltiples problemas que acarrea el proyecto de refinería que, según López Obrador, iniciaría la etapa de pruebas el 1 de julio del 2023, con la producción de 170,000 barriles diarios de combustibles, cantidad que se duplicaría a partir del 15 de septiembre de este mismo año.

Estos datos pertenecen al Informe Trimestral de la Auditoría Interna de Pemex sobre el seguimiento al Proyecto de la Refinería Olmeca en Dos Bocas, Paraíso, Tabasco, correspondiente al período enero-marzo del 2023, firmado por Alejandro Javier Archard Carretero, titular de la Unidad de Evaluación e Informes de Pemex (en su calidad de integrador) y por Juan Torres Gurrola, titular de la Auditoría Interna de Petróleos Mexicanos (quien autorizó), al que El Economista tuvo acceso.

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Apenas el jueves pasado, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) reportó el inicio del trámite de terminación por renuncia anticipada de dos contratos de la Ronda 2.4, ubicados en aguas profundas de la Cuenca Salina, frente a las costas de Tabasco y Campeche, correspondientes a una extensión de más de 3,881 kilómetros cuadrados, por no haberse localizado oportunidad de negocio.

Sin embargo, esta renuncia, notificada a por Shell Exploración y Extracción de México con fecha del 18 de abril pasado, vino a sumarse a un amplio número de devoluciones que, hasta ahora, asciende a un total de 23 bloques de las áreas adjudicadas a las petroleras que llegaron a México como resultado de la reforma del 2014. Esto, de 110 contratos otorgados, de acuerdo con las aprobaciones de la CNH.

Entre las renuncias que generan mayor impacto por su extensión, posibilidad de inversiones y hallazgos de nuevos yacimientos, se encuentran las ubicadas en aguas profundas. En este tipo de recursos a tirantes de agua mayores a 1.5 kilómetros en el Golfo de México, se han devuelto, por lo menos, 10,000 kilómetros cuadrados de áreas contractuales.

La mayor de estas devoluciones fue la de PC Carigali, originaria de Malasia, que el año pasado comenzó la devolución del pozo Bacalar 1EXP, lo que implicó la terminación de un contrato en un área de 3,099 kilómetros cuadrados.

Por su parte, la australiana Woodside Energy devolvió 1,285 kilómetros cuadrados del único yacimiento marino que se otorgó mediante un proceso de farmout para la asociación con Petróleos Mexicanos (Pemex), Trión. En este caso, las actividades ahora están enfocadas en la evaluación del área con recursos prospectivos.

Asimismo, las renuncias de China Offshore a 1,027 kilómetros cuadrados del área 1 obtenida en la Ronda 1.4, y de la española Repsol a 532 kilómetros cuadrados para del área 01 de la Ronda 2.4, destacan como grandes ejemplos de esta situación.

Al respecto, Andrés Brügmann, vicepresidente de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi), un mes atrás, ya había alertado sobre la caída en la actividad exploratoria que experimentarán las petroleras privadas que han llegado a México durante los próximos dos años.

“En los siguientes 21 meses, veremos una reducción en la actividad exploratoria, esto debido a que 20 planes de exploración llegan a su fin y al menos 7 áreas serán retornadas al Estado anticipadamente”, dijo.

Esto, principalmente, gracias a la cancelación de las rondas para adjudicación de contratos por parte del gobierno desde 2019, y que, de acuerdo con la secretaria de Energía, Rocío Nahle, no serán reactivadas, por lo menos, durante lo que resta de esta administración.

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ExxonMobil, la mayor petrolera estadounidense, compró 120.000 acres brutos (unas 48.562 hectáreas) en la formación Smackover, del sur de Arkansas, a Galvanic Energy por más de 100 millones de dólares (unos 92 millones de euros), con el objetivo de centrarse en la extracción de litio, preparándose así para un futuro menos dependiente de la gasolina.

El gigante petrolero, con sede en Texas, compró recientemente los derechos de perforación en un terreno de Arkansas (estado sureño de EE. UU.) desde donde pretende producir el mineral, con lo que la petrolera podría comenzar a perforar en los próximos meses.

Esta nueva apuesta de la compañía, de acuerdo con fuentes que tuvieron comunicación con The Wall Street Journal, refleja el reconocimiento de Exxon de que la demanda de motores de combustión interna pronto podría alcanzar su punto máximo y marca el regreso de la petrolera a una industria en la que fue pionera hace casi 50 años.

Estados Unidos llegó a ser el mayor productor de litio del mundo y, en la década de 1970, Exxon desempeñó un papel clave en esta industria, pero su producción se ha desplomado y ahora depende de otras naciones como China para su suministro de este elemento.

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Como parte del proyecto #EnLaMira, el Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) analiza trimestre a trimestre, desde inicios de 2022, la situación financiera y operativa de Petróleos Mexicanos (Pemex).

Por segundo año consecutivo, Pemex reportó una utilidad neta, entre enero y marzo de 2023, de 56.7 mil millones de pesos (mmdp), la cual representa menos de la mitad de las utilidades observadas en el mismo periodo de 2022 de 122.5 mmdp.

Asimismo, el saldo total de la deuda financiera bruta de Pemex fue de 1.94 billones de pesos, equivalente al 6.3% del PIB estimado para el año en curso, lo que representa un decremento de 10.1% respecto al registrado el año pasado durante el mismo periodo, con 2.16 billones de pesos, debido, en parte, a la apreciación del tipo de cambio.

En lo que respecta a los resultados financieros, Pemex pagó 38.2 mil millones de pesos por concepto de intereses, comisiones y otros gastos de esta índole; es decir, un promedio de 12.7 mmdp al mes o 424.2 millones de pesos al día, monto 29.4% mayor al observado en el 2022, con un total de 29.5 mmdp.

Finalmente, la producción de petróleo (sin incluir condensados) de Pemex y sus socios tuvo una caída de 107 mil barriles diarios. Entre enero y marzo de 2023 la petrolera extrajo un promedio de 1.588 millones de barriles diarios (MMbd) de crudo, un 6.3% menor a los 1.695 MMbd reportados en el 2022.

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La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) autorizó el inicio del procedimiento de terminación anticipada por renuncia a la totalidad de dos áreas contractuales en aguas profundas respecto de los contratos CNH-R02-L04-AP-CS-G02/2018 y CNH-R02-L04-AP-CS-G04/2018, mismo que solicitó Shell al no tener recursos petroleros comerciales.

Ambos contratos en la modalidad de licencia fueron obtenidos por Shell en las rondas del sexenio pasado junto con su socio Chevron, y sus áreas se encuentran ubicadas en la Cuenca Salina, frente a la costa de Tabasco y Campeche, tienen una superficie total de 2 mil 29.742 kilómetros (AP-CS-G02) y mil 852.857 kilómetros cuadrados (AP-CS-G04), respectivamente.

De acuerdo con el órgano regulador del sector hidrocarburos, el 18 de abril el Contratista Shell Exploración y Extracción de Mexico, S.A. de C.V., notificó por escrito a la CNH su renuncia a la totalidad de las áreas contractuales para, con ello, dar por terminados dichos compromisos con base en la cláusula contractual 3.4.

Shell señaló a la CNH que, tras la perforación de dos pozos exploratorios, no se encontraron las condiciones, en uno la prospección limitada relacionados a dos de los elementos del sistema petrolífero: uno, espesor limitado y presencia de yacimiento; y dos, inmadurez para la generación de hidrocarburos; mientras que en el otro se muestra limitada presencia de yacimientos e inmadurez termal para la generación de hidrocarburos.

Al respecto, la CNH indicó que el 19 de julio de 2023 es la fecha límite que tiene el contratista para cumplir con las unidades de trabajo establecidas en el programa mínimo de trabajo; en caso de que Shell incumpla con las unidades de trabajo será acreedora a una pena convencional.

“No es una buena noticia, pero pues hay que acordarse que la exploración petrolera sigue teniendo un mínimo grado de incertidumbre y que pues así sucede, en este caso ellos ya perforaron 2 pozos en aguas profundas ya invirtieron no sé cuánto, unos 200 millones de dólares y no encontraron recursos comerciales, entonces están haciendo lo lógico que es abandonar el área”, indicó el comisionado de la CNH, Héctor Moreira.

El comisionado presidente de la CNH, Agustín Díaz, coincidió con que esta noticia de la renuncia de Shell es desafortunada, pero que este tipo de casos son la excepción.

“La inmensa mayoría de los casos que revisamos en la comisión son positivos y son muy alentadores tanto en aguas profundas como en aguas someras, asimismo como en el territorio adentro, así es que estos son efectivamente, como lo anunció comisionado Héctor Moreira, son casos que necesariamente tienen que darse dentro del rango de incertidumbre de la actividad petrolera, pero afortunadamente son los menos, esto quiere decir que estamos en el rumbo correcto en materia de exploración y extracción de hidrocarburos en México”, dijo.

Agregó que por otro lado, hay muchas más prospectivas por seguir trabajando y explorando para encontrar yacimientos dentro de las cuencas que ya se conocen en el país

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Gilbarco: sistemas de gestión de combustible incrementan ganancias en estaciones de servicio

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El escenario actual de los combustibles en México ciertamente mantiene una tendencia del alza en cuanto al incremento de la demanda de gasolinas. Tras un escenario de coyuntura mundial por el Covid-19 no cabe duda que el retorno a la movilidad por parte de los usuarios ha jugado un papel importante en cuanto al incremento del consumo del hidrocarburo.

Dentro de este contexto datos de la consultora Price Water House Coopers en su estudio de Infraestructura de abasto para los mercados de gasolina y diésel en México señalan que aún cuando en México exista un panorama bajo sobre el PIB, se pude esperar un alza sostenida en la demanda de combustibles de aquí a 2024, motivo por lo cual los especialistas de Gilbarco Veeder Root destacan la importancia de que hoy más que nunca las estaciones de servicios estén atentos a que todo funcione correctamente con la infraestructura de la gasolinera.

Es importante destacar que a dicho escenario se suma el papel de la producción nacional de diésel y gasolina aunado con las importaciones que llegan a nuestro país, las cuales demandan también una atención particular de los empresarios gasolineros.

A medida que ha disminuido la producción nacional de gasolina y diésel, la importación de combustibles ha aumentado, de tal suerte que basados en el Reporte Escenarios PIB y tendencias en demandas de combustible de PWC, Gilbarco Veeder Root estima que estamos en una época donde existe de incremento en la demanda de los combustibles, la cual de mantenerse así podrían alcanzar niveles aproximados que irían de los 492 Mbd (Mil Barrilles por dia) a los 616 Mbd, todo esto dependiendo de los escenarios de crecimiento del PIB.

Todo este escenario nos hace ver que la gestión de combustible para una estación de servicio es sin duda uno de los factores clave para que en la operación de la misma no se detenga, pero sobre todo que en toda su infraestructura no existan fugas de hidrocarburos que puedan representar pérdidas económicas.

Actualmente toda estación de servicio en la zona de los tanques de combustible donde se almacenan de manera subterránea los hidrocarburos cuenta con sistemas de bombas sumergibles, los cuales son los responsables de distribuir el producto a los distintos dispensadores de combustible que se encuentran en la superficie y poder así suministrar  el producto a los clientes.

Al respecto, Ariel Dovek director de Director Latam Norte en Gilbarco señala: ”Actualmente una Estación de Servicio puede vender en promedio unos 10,000 litros diarios de combustible y todo el proceso de reparar una bomba cuando la refacción y el técnico certificado está disponible puede tardar en promedio unas 6 horas.  Por lo anterior es indispensable que tanto dispensarios como bombas sumergibles sean de la mejor calidad para nunca parar de la venta. No obstante cuando deban detenerse de forma programada, la facilidad y rapidez en su mantenimiento será factor clave para seguir vendiendo en el menor tiempo posible».

De acuerdo con Gilbarco Veeder-Root los sistemas de bombas sumergibles son prácticamente el corazón de toda gasolinería y de la cual depende la operación de la misma ya que si uno de estos llegara a detenerse las pérdidas económicas por clientes que no pudieron atenderse serían grandes y afectarían la rentabilidad de la misma. Bajo este escenario los especialistas de Gilbarco Veeder Root recomiendan realizar una revisión minuciosa de estos dispositivos para evitar paros inesperados en la operación de las gasolineras.

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Celebra Mobil cinco años en SLP

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Con más de 700 empleos directos y 2,000 empleos indirectos, las estaciones contribuyen de manera positiva al desarrollo social de la entidad

Las estaciones de servicio Mobil celebran su quinto aniversario contribuyendo al desarrollo social y económico de San Luis Potosí. La celebración se dio con la apertura de la estación de servicio Mobil Seminario, como parte de su plan de desarrollo de la marca en el estado.

El Director de combustibles Mobil en el país, Nicolás Lleras, hizo un recuento de la visión de la compañía en estos cinco años, reiterando el compromiso de la compañía en seguir invirtiendo en México con una visión de largo plazo. Por su parte, el Director de Marketing de combustibles, Alejandro X. García, destacó la salud y la posición de la marca en el Estado.

Alejandro García compartió los logros de la marca Mobil a lo largo de los cinco años de presencia en la república mexicana, resaltando la preferencia de los consumidores por encima de otras marcas y destacando el esfuerzo del equipo de Mobil en San Luis Potosí por ser una de las entidades del país en donde mejor se ha desempeñado la marca Mobil y reconociendo el esfuerzo del personal por seguir entregando una gran experiencia de servicio con un Combustible Garantizado en calidad y cantidad.

Se contó con personalidades distinguidas como el Presidente del Consejo de Administración, el Lic. Jacobo Payan Espinosa, y socios: Jerónimo Gómez, Salomon Dip, Manuel Toledo, Roberto Díaz de León, así como distribuidores de la marca Mobil de estados vecinos, como Eduardo López de Zacatecas, y Héctor Lomelín de Aguascalientes.   También se contó con la importante presencia del Presidente Nacional de Onexpo, el CP Jorge Mijares y del Vicepresidente Lic. Enrique Félix.

Posteriormente se celebró una conferencia con el periodista deportivo David Faitelson, reconocido comunicador, analista y periodista deportivo, quien visitó la capital potosina para compartir algunas de sus experiencias en su extensa trayectoria, a través de su conferencia “aférrate a tus pasiones” llevada a cabo por las estaciones de servicio Mobil en San Luis Potosí como parte del agradecimiento principalmente a clientes y socios comerciales por estos cinco años de presencia en San Luis Potosí.

David Faitelson, a lo largo de su conferencia, relató numerosas experiencias que lo colocaron como uno de los periodistas deportivos más influyentes del país, contando desde sus orígenes familiares, su infancia en su país natal, hasta su primer acercamiento con el mundo de los deportes y su gran pasión, el periodismo deportivo.

Al término de la conferencia se abrió un espacio de preguntas y respuestas para que las personas del público hicieran preguntas al periodista, en las que se encontraron temas como el creciente avance del béisbol mexicano y su participación en la liga mundial, el impulso a las ligas femeniles de futbol mexicano, la opinión del futuro del club Atlético de San Luis, el desarrollo de las vocaciones desde la juventud, entre otras.

Con estas acciones, las estaciones de servicio Mobil en San Luis Potosí, refrendan su compromiso con los consumidores en seguir ofreciendo no solo combustible garantizado en calidad y cantidad, sino de agregar valor y contribuir al desarrollo social.

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