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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

Lanzan SONATRACH y Eni proyectos de gas y descarbonización a través de hidrógeno verde

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 El presidente de SONATRACH, Toufik Hakkar, y el CEO de Eni, Claudio Descalzi, firmaron hoy un Memorando de Entendimiento (MoU) en Roma destinado a acelerar el desarrollo de los campos de gas en Argelia y la descarbonización a través del hidrógeno verde. La ceremonia de firma fue presenciada por el Presidente de la República Argelina Democrática y Popular Abdelmadjid Tebboune y el Primer Ministro italiano Mario Draghi durante una visita de Estado a Roma.

El memorando de entendimiento de hoy representa un paso más en el fortalecimiento de la cooperación energética entre Italia y Argelia y está en línea con la estrategia de Eni de diversificar las fuentes de energía con un enfoque en la descarbonización.

Con más detalle, el Memorando de Entendimiento permitirá a SONATRACH y Eni evaluar el potencial de gas y las oportunidades para el desarrollo acelerado en campos específicos ya descubiertos por SONATRACH en Argelia. Los volúmenes de producción de gas esperados de las áreas cubiertas por el acuerdo son iguales a aproximadamente 3 mil millones de metros cúbicos por año y contribuirán a aumentar la capacidad de exportación de Argelia a Italia a través del gasoducto Transmed.

El Memorándum también cubre la evaluación técnica y económica de un proyecto piloto de hidrógeno verde en Bir Rebaa Norte (BRN) en el desierto argelino, con el objetivo de apoyar la descarbonización de la planta de gas BRN operada por JV SONATRACH-Eni GSE.

Eni es la principal compañía energética internacional que opera en Argelia, donde está presente desde 1981.

Industria del hidrógeno verde puede generar hasta 3.2 millones de empleos en México

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La Asociación Mexicana de Hidrógeno (AMH2) presentó el estudio “Hidrógeno verde: El vector energético para descarbonizar la economía de México” y una Hoja de Ruta para el impulso a esta industria, que puede generar 3.2 millones de empleos y tener un impacto de 46 mil millones de dólares en el Producto Interno Bruto (PIB) entre 2025 y 2050.

En el marco del Primer Congreso Mexicano del Hidrógeno 2022, el presidente de la AMH2, Israel Hurtado, sostuvo que los estudios de organismos internacionales sobre este tema mencionan a México como un lugar especial por su potencial y las posibilidades de desarrollo, producción y exportación de Hidrógeno Verde a nivel mundial.

El país tiene, entre otras ventajas, una ubicación geográfica privilegiada, acceso a dos océanos, un tratado de libre comercio con Estados Unidos y Canadá y un gran potencial renovable, por lo que puede convertirse en productor para consumir y exportar tanto a estos países como a Europa, Asia y otras partes del mundo.

Ante ello, confió en que autoridades, industria y sociedad en su conjunto puedan enfrentar los retos y alcanzar los objetivos, además de contribuir a la transición energética y cumplir los compromisos ambientales internacionales como los de la Agenda 2030.

De acuerdo con el estudio presentado por Miguel Ángel Avendaño y Joaquín Mendoza, ambos consultores de PwC, la Hoja de Ruta para el impulso al Hidrógeno Verde requiere de medidas contenidas en cinco líneas de acción: estratégicas; regulatorias o jurídicas; económicas o de mercado; tecnológicas y de infraestructura; y ambientales y sociales.

Además, indica que es necesario superar diversos retos para poder implementar el Hidrógeno Verde en la economía nacional de forma viable, entre ellos establecer una regulación específica, crear incentivos para la oferta y demanda, e incrementar la penetración de energías renovables.

Otros retos son reducir costos de infraestructura, producción y transporte; dar mayor certidumbre regulatoria a los grupos interesados; y establecer mecanismos para facilitar el cumplimiento de metas de descarbonización.

Se estima que la industria del Hidrógeno Verde podrá reducir 53 millones de toneladas de dióxido de carbono al 2050, equivalente a una reducción del 14 por ciento comparado con el año base 2019.

El Hidrógeno Verde “puede ayudar a descarbonizar los procesos térmicos de diversas industrias y cumplir con las metas de reducción de emisiones”, señala el documento.

Las industrias con mayores emisiones de gases de efecto invernadero que pueden hacer una transición (directa o en mezcla con gas natural) a Hidrógeno Verde son petroquímica, generación de electricidad, hierro y acero, vidrio, química, cemento y movilidad.

En su intervención, el vicepresidente de la AMH2, Alberto Escofet, dijo que el Hidrógeno Verde es también es un vector de crecimiento económico y de bienestar para la población del país. “México ofrece condiciones climatológicas y geográficas idóneas que lo ubican como un país altamente competitivo en la producción de Hidrógeno Verde”, destacó.

Marcos Santiago Avalos Bracho, titular de la Unidad de Prácticas Comerciales Internacionales de la Secretaría de Economía, se dijo “convencido de que el hidrógeno debe jugar un papel importante en lo que viene, yo diría, en el corto y mediano plazo”.

El Hidrógeno Verde, expresó, “promueve a México como un país con oportunidades para incorporar a las cadenas globales de valor, tanto en la producción de hidrógeno como para uso y exportación y como el desarrollo de las tecnologías vinculadas a la producción y el aprovechamiento del mismo”.

“En estos momentos desde la Secretaría de Economía, debo señalarlo, se puede contribuir estimulando a la colaboración entre distintos agentes nacionales e internacionales con el propósito de estimular la creación de un entorno favorable para la incorporación de empresas nacionales en la cadena de valor”, afirmó.

En su oportunidad, Francisco Cervantes, presidente del Consejo Coordinador Empresarial (CCE), aseguró que “el Hidrógeno Verde ya es parte de la agenda empresarial”.

“Vamos en la dirección correcta y ojalá caminemos muy rápido. Cuenten con todo el apoyo del Consejo Coordinador Empresarial, de todos sus organismos, para impulsar esto que es muy interesante”, declaró.

Cervantes celebró “enormemente todo este esfuerzo que están haciendo con el Hidrógeno Verde y nos avisan para que pongamos nuestro granito de arena” también desde el CCE.

Durante el acto –al que asistieron invitados de la Secretaría de Relaciones Exteriores (SRE), de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y del Instituto Mexicano del Petróleo, entre
otras instituciones– también fue entregado el premio Periodismo Hydromex a Juan Carlos Machorro Morales por su trabajo “Crecimiento de la zona industrial del bajío; idónea el consumo del Hidrógeno Verde”.

También fue entregado el premio Científico Hydromex a Pablo Rene Díaz Herrera, por el trabajo “El papel del hidrógeno y la captura de CO2 en la descarbonización del sector eléctrico nacional”.

En el evento también estuvieron presentes Antonieta Gomez, titular de la Comisión de Energía de Tamaulipas, y Eduardo Garza, director de Producción y Consumo Sustentable de Actividades Industriales de la SEMARNAT.

Realiza PEMEX simulacro en la Central de Almacenamiento y Bombeo Poza Rica

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PEMEX efectuó el jueves 26 de mayo un simulacro interno en la Central de Almacenamiento y Bombeo (C.A.B.) Poza Rica, localizada en la colonia 5 de Mayo de este municipio, con el objetivo de evaluar el Plan de Respuesta a Emergencia (PRE) del centro de trabajo, así como verificar el desempeño del personal y equipos.

Durante el desarrollo de este ejercicio, un grupo evaluador, conformado por especialistas de las diferentes áreas de la empresa, se ubicó en sitios estratégicos a fin de valorar y confirmar la aplicación de los procedimientos establecidos en el PRE.  

“Se trata de una práctica de seguridad que no representa riesgo alguno para la comunidad, medio ambiente, trabajadores ni la instalación”, expuso la empresa.

Ofrece Emerson automatización para la planta de hidrógeno de Toyota Australia

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Emerson y Toyota Australia han colaborado para la transformación de parte de las operaciones de Toyota Australia en una planta de producción, almacenamiento y reabastecimiento de hidrógeno de calidad comercial.

El proyecto, respaldado por la agencia australiana de energía renovable (ARENA), adopta la experiencia en automatización de Emerson para proveer el sistema de control que ayuda a Toyota Australia a demostrar la factibilidad técnica y económica de la producción de combustibles hidrógenos, incluyendo el uso de energía solar renovable.

Dado que los vehículos con cero o baja emisión capturan una mayor parte del mercado, los países alrededor del mundo necesitan ampliar el acceso a combustibles renovables como el hidrógeno.

Los proyectos sostenibles de hidrógeno son un reto ya que necesitan integrar muchas fuentes de datos en un sistema balanceado de la planta, un proceso que es crítico para el éxito de las instalaciones.

Para el centro de hidrógeno de Toyota Australia, el sistema de control distribuido avanzado Delta V™ de Emerson recolecta información del complejo equipo de la planta y hace más fácil el monitoreo de la producción y almacenamiento del gas hidrógeno, así como documentar y validar la sostenibilidad de las operaciones.

Mark Bulanda, presidente ejecutivo de Emerson Automation Solutions declara: «Al incorporar una base de automatización digital para eliminar datos aislados, Toyota Australia no solo reduciría los costos de manera siginificativa, sino que ganaría una mayor visibilidad en el desempeño del sistema, lo que facilitaría el mantenimiento y reporte del desempeño sostenible y se incrementaría la productividad».

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