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Autorizan nueve proyectos de energía solar adicionales en Puerto Rico

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Marisa Miranda
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El Negociador de Energía de Puerto Rico (NEPR) anunció que ha aprobado un total de nueve proyectos adicionales de energía solar en la isla, que intentan fomentar las renovables para reducir su dependencia del petróleo y el gas.

El Gobierno de Puerto Rico se propone producir el 40% de su energía con fuentes renovables para 2025, el 60% para 2040, y el 100% para 2050.

Mediante una resolución y una orden, el NEPR autoriza a la estatal Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) el desarrollo de estos nuevos proyectos de conformidad al Plan Integral y la Política Pública Energética.

El organismo regulador concedió asimismo una extensión de dos semanas para culminar la evaluación de cinco proyectos adicionales para los cuales la AEE ha notificado estar a la espera de más información para formalizar los contratos.

Esos catorce proyectos, de concretarse los cinco bajo evaluación, deberán manejar una capacidad de 795,91 megavatios, según el comunicado del NEPR.

El presidente del organismo regulador, Edison Avilés Deliz, explicó que esta decisión «va de la mano de los planes establecidos para fortalecer la oportuna y adecuada integración de los recursos energéticos» de la isla.

El Negociado ordenó, además, a la AEE y a la empresa privada LUMA «trabajar en conjunto y de manera expedita» en la solución de los problemas que han impedido la firma de varios acuerdos de compra y manejo de energía.

Puerto Rico genera la mayor parte de su electricidad con petróleo y gas, pero quiere reducir su dependencia de estos recursos fósiles y mejorar su deficiente red de suministro de luz.

La red eléctrica es muy frágil desde el huracán María de 2017, lo que provoca cortes de electricidad frecuentes en la isla e incluso algún apagón general como el del pasado abril, que duró varios días debido a una avería en una planta. La factura eléctrica ha sufrido recientemente un nuevo incremento, el séptimo en lo que va de año, aunque hay un proyecto de ley en la Asamblea Legislativa para mitigar este impacto en el bolsillo de los puertorriqueños.

Fundamental abordar temas de energía y cambio climático en Washington, asegura IMCO

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Marisa Miranda
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El Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) considera fundamental que se aborde la agenda de energía y cambio climático durante la reunión que tendrá lugar el próximo 12 de julio en la ciudad de Washington D.C., entre el presidente Andrés Manuel López Obrador y su homólogo estadounidense, Joe Biden.

“Reconocer la crisis climática y proponer acciones ambiciosas hacia la transición energética, así como una ruta crítica para acelerar el tránsito hacia una América del Norte más productiva, sostenible y con una menor huella de carbono, debe formar parte de la agenda bilateral de forma urgente y prioritaria”, se lee en el comunicado publicado por el IMCO.

Asimismo, el Centro de Investigación destacó que las 10 acciones propuestas por el gobierno mexicano durante el Foro de las Principales Economías sobre Energía y Clima son insuficientes y, en algunos casos, contraproducentes para el medio ambiente y la competitividad del sector energético en la región.

“El país debe apostar por el despliegue acelerado de tecnologías con baja huella de carbono y aprovechar su ubicación geográfica en América del Norte para catalizar la transición energética a partir de una mayor integración de los mercados energéticos regionales, y así detonar un desarrollo sostenible”.

Para el gobierno federal es prioridad la modernización de centrales hidroeléctricas, pues con esto añadiría 2 mil 86 gigawatts-hora anuales de capacidad instalada. Sin embargo, el IMCO pide considerar la escasez de agua en el país y los resultados poco favorables que se obtendrían a partir de este método de generación de energía, aunado a que en los últimos siete años, la capacidad de generación hidroeléctrica creció solamente 1%.

En materia de transición energética, el gobierno propone producir 50% de vehículos de cero emisiones contaminantes en 2030; construir un parque solar fotovoltáico con una capacidad de generación de 1 GW en Puerto Peñasco, Sonora; atraer inversiones estadounidenses para instalar 1,854 MW de nueva capacidad en energía solar y eólica en la frontera; la construcción de redes de transmisión que permitan exportar energía eléctrica y alcanzar la autosuficiencia en combustibles.

Al respecto, el Instituto Mexicano para la Competitividad detalla que la nacionalización del litio no es suficiente para lograr una transición energética y disminuir efectivamente las emisiones de gases de efecto invernadero, ya que la meta gubernamental se enfoca en la producción y no en las medidas para incrementar la venta de vehículos eléctricos en el mercado mexicano.

De igual forma, la construcción de un parque solar y la instalación de mayor capacidad en energías limpias parecen ser insuficientes, esto debido a la subinversión en las líneas de transmisión (4.1% del presupuesto total de la CFE para 2022) y la alta densidad de plantas solares fotovoltaicas. México actualmente cuenta con 86 GW de generación total, por lo que agregar 1 GW de energía renovable adicional únicamente representa 1.2% del total de la capacidad de generación de energía eléctrica del país. En este sentido, los precios tienden a ser bajos durante las horas de generación solar en esa zona, porque no hay capacidad para transportarla a zonas de mayor demanda.

En este caso, el IMCO recordó que desde el 2019 la Comisión Reguladora de Energía (CRE) no ha otorgado autorización para nuevos proyectos privados de generación eléctrica a gran escala, mientras que el Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (Prodesen) dejó de contemplar nuevas inversiones privadas; por lo tanto, la construcción de nuevas plantas y redes de transmisión que permitan exportar energía eléctrica no son viables.

Finamente, el comunicado destaca que la garantía de consumir el 35% de energía proveniente de fuentes renovables es una meta que ya se contemplaba tanto en el Acuerdo de París como en la Ley General de Cambio Climático y en la Ley de Transición Energética. Sin embargo, no se ha avanzado en su cumplimiento por las barreras regulatorias y la política energética del gobierno federal. En el Prodesen 2022-2036 se estima que dicha meta se alcanzará hasta 2031, siete años después del compromiso establecido en el Acuerdo de París.

Incremento en tarifas de energéticos dispara inflación en Monterrey: CIE

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Marisa Miranda
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De acuerdo con el reporte mensual del Índice de Precios al Consumidor (IPC) para el Área Metropolitana de Monterrey (AMM), elaborado por el Centro de Investigaciones Económicas (CIE) de la Universidad Autónoma de Nuevo León, la inflación anual de junio de 2021 a junio de 2022 aumentó 10.693%, hecho que se explica por el incremento en los precios de la energía eléctrica, gasolina, gas natural y LP, así como en otros insumos como el agua potable y algunos alimentos.

Por otra parte, de acuerdo con el reporte del CIE, familias con menores ingresos en el AMM perdieron mayor poder adquisitivo, pues el IPC para los estratos bajo y marginal subió un 12.237% en el mismo periodo. Es decir, el aumento en la inflación anual afecta de manera más directa a dichos estratos sociales, pues la compra de bienes en conjunto representa mayor proporción de su ingreso familiar.

En esta zona, la inflación ha permanecido por arriba del 4% en el periodo que comprende abril de 2021 a junio 2022. Según el IPC general, en junio de 2022 la inflación anual alcanzó los dos dígitos al ubicarse en 10.693%, cifra similar a la de periodos de alta inflación que se presentaron en marzo de 2001 y de 2017. En este año, la inflación anual que enfrentan las familias regiomontanas sigue la tendencia mundial; en algunos países se han registrado incrementos generales de precios, que no se habían observado en varias décadas.

Asimismo, el CIE destaca que el comportamiento de la inflación anual se debe, entre otras cosas, a las presiones que ha generado la pandemia del Covid-19 sobre la oferta y la demanda agregadas. De igual forma, tiene relación con la guerra entre Rusia y Ucrania, pues se ha detonado la escalada en los precios del petróleo y las gasolinas, no solo en México, sino a nivel internacional. Las tarifas de energía eléctrica domesticas 1C y de alto consumo (DAC) también han registrado aumentos, un comportamiento que consistente con el alza mundial del precio de electricidad. Finalmente, debido a la sequía que ha enfrentado el estado de Nuevo León desde inicios de año, las autoridades tratan de desincentivar el consumo innecesario de agua y, tan solo en el mes de abril, las tarifas de agua tuvieron un incremento anual del 38.644%, un aumento que no se había observado desde 2011.

Iberdrola desarrollará 16 nuevos proyectos renovables en Reino Unido

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Global Energy
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Grupo Iberdrola desarrollará 16 nuevos proyectos renovables en el Reino Unido tras garantizar su rentabilidad al obtener los Contratos por Diferencia (CfD, por sus siglas en inglés) con el Gobierno británico que aseguran su viabilidad financiera.

Los CfD constituyen un mecanismo de financiación que busca incentivar la inversión en nuevas tecnologías renovables, al asegurar a los promotores un precio fijo indexado, lo que permite hacer frente a los costes iniciales y garantizar una rentabilidad mínima a largo plazo, al margen de la volatilidad del mercado mayorista.

A través ScottishPower, su filial en el Reino Unido, el grupo Iberdrola ha logrado contratos CfD para su gran proyecto eólico marino East Anglia Three, de 1.400 MW; cinco proyectos eólicos terrestres con una potencia conjunta de 396 MW; y diez emplazamientos solares fotovoltaicos con un total de 326 MW de capacidad. 

La puesta en marcha de estas iniciativas, que se llevarán a cabo en Escocia, Inglaterra y Gales, supondrá casi duplicar la capacidad instalada renovable de la empresa en este país, al incorporar una potencia total de más de 2.200 MW.

De esta forma, Iberdrola se ha convertido en la compañía con mayor número de proyectos renovables respaldados por el Gobierno de Reino Unido en la cuarta subasta celebrada por el Departamento de Energía BEIS, cuyo resultado se ha conocido hoy. Los proyectos seleccionados en esta ronda contarán con 11.000 MW de capacidad instalada, de los que casi 4.000 MW corresponden a energía eólica marina. 

Esta decisión supone un importante respaldo para la construcción del parque eólico marino de East Anglia Three, que supondrá unas inversiones de unos 4.000 millones de euros. Este emplazamiento es uno de los tres proyectos offshore que forman parte de East Anglia Hub, un macrocomplejo eólico marino que sumará una capacidad instalada de 2.900 MW, suficiente para abastecer de energía limpia a 2,7 millones de hogares británicos, e implicará una inversión aproximada de unos 12.000 millones de euros. Esta infraestructura, será el mayor proyecto eólico marino del grupo Iberdrola en todo el mundo.

El exitoso resultado en esta última ronda de asignaciones es continuación de la adjudicación de 7.000 MW de energía eólica marina conseguida por Iberdrola en Escocia a principios de año en la mayor licitación llevada a cabo hasta la fecha por el organismo de la corona, Crown Estate Scotland. En esta subasta la compañía se hizo con tres proyectos a gran escala, que supondrán una inversión total de 22.500 millones de euros: dos, con tecnología flotante, que desarrollará en alianza con Shell y el tercero sobre estructura fija.

Al igual que el grupo Iberdrola fue pionero en el impulso de la energía eólica terrestre hace más de dos décadas, la compañía encabeza hoy el desarrollo de la eólica marina, una de las claves del crecimiento de la compañía, por el que inició su apuesta hace ya 15 años. 

De los 4.000 MW eólicos que actualmente tiene la compañía construcción, más de 2.500 MW (65%) corresponden a proyectos marinos. Entre ellos, el que será el primer parque eólico a escala comercial en Estados Unidos, Vineyard Wind 1 (806 MW). En este país, el grupo promueve también Park City Wind (804 MW).

En Europa, Iberdrola cuenta con dos importantes proyectos eólicos marinos en desarrollo: Baltic Eagle (476 MW), en Alemania – que formará parte del mayor hub eólico marino del mar Báltico, con 1.100 MW – y Saint-Brieuc (500 MW) en la Bretaña francesa.

Del pozo a la refinería: entendiendo la ruta del negocio

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Global Energy
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Por Luis Vielma Lobo

Cuando el coronel Edwin Drake perforó el primer pozo en 1859 en Titusville, Pensilvania, se inició la era del petróleo. Inversionistas que lo apoyaron vieron la oportunidad de competir en el mercado de la iluminación al proporcionar un producto similar al aceite de ballena: el keroseno. En esos tiempos la gasolina y la nafta se consideraban productos de desecho y se dejaban evaporar.

Durante treinta años la refinación consistió en separar diversos productos procesando el petróleo por lotes, lo cual básicamente consistía en almacenarlo en tanques, en los cuales el aceite se calentaba y vaporizaba, y un condensador donde los vapores se devolvían al estado líquido. Los primeros automóviles, como el famoso Stanley, eran impulsados por vapor, alimentados por keroseno.

En 1890, con el desarrollo de los motores de combustión interna, estos necesitaban un combustible más ligero y se detonó el uso de la gasolina. Eso cambió el perfil y el propósito de la refinación. Para 1910, unos 500,000 automóviles viajaban por las carreteras de los Estados Unidos, y la demanda de gasolina excedía la oferta existente. En 1891, el ruso Vladimir Shukov patentó el proceso de craqueo térmico en Rusia, y en 1912 en Chicago, la compañía Amoco Corporation puso en marcha el primer cracker estadounidense.

La industria automotriz continuó exigiendo mayores volúmenes de gasolina y de una mejor calidad, para extender el uso eficiente de los motores de combustión interna, y en 1949 se puso en marcha el primer reformador catalítico para mejorar el contenido de octano de la nafta que ya se mezclaba con la gasolina. En la segunda mitad del siglo XX, se crea el proceso de hidrotratamiento para eliminar los contaminantes, constituyéndose en una respuesta para preservar el medio ambiente, ante las demandas sociales que ya se presentaban.

Así tiene su origen el hidrocraqueo para optimizar la producción de gasolina, controlando el incremento de los destilados medios. El hidrocraqueo trajo un problema adicional, relacionado con la producción de coque y las refinerías resolvieron dicho problema creando recipientes térmicos para almacenar el coque producido.

La mayoría de los cambios ocurridos en la refinación en los últimos 30 años han sido impulsados por las preocupaciones y demandas de los ciudadanos ante la contaminación ambiental y la respuesta de los refinadores ha sido la incorporación de tecnología. Así se crea el proceso de catálisis el cual facilita el aumento de la velocidad de una reacción química utilizando sustancias conocidas como catalizadores.

Para leer la columna completa consulte la próxima edición de Global Energy.

Opera bp uno de los centros de hidrógeno verde más grandes del mundo con sede en Australia

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p acordó hoy adquirir una participación del 40,5% en el capital y convertirse en operador del Asian Renewable Energy Hub (AREH), que tiene el potencial de ser uno de los mayores centros de energías renovables e hidrógeno verde del mundo.

Sobre la base del desarrollo de la generación de energía renovable a escala mundial, AREH, en la región de Pilbara en Australia Occidental, tiene la intención de suministrar energía renovable a los clientes locales en la región minera más grande del mundo y también producir hidrógeno verde y amoníaco verde para el mercado nacional australiano y exportar a los principales usuarios internacionales.

AREH tiene planes para desarrollar la generación de energía eólica y solar en tierra en múltiples fases a una capacidad de generación total de hasta 26 gigavatios (GW), el equivalente a producir más de 90 teravatios hora por año, que es alrededor de un tercio de toda la electricidad generada en Australia en 2020.

A plena capacidad, se espera que AREH sea capaz de producir alrededor de 1,6 millones de toneladas de hidrógeno verde o 9 millones de toneladas de amoníaco verde, por año. Situado en un sitio de 6.500 kilómetros cuadrados, AREH ya se encuentra en una posición altamente ventajosa con acceso a abundantes recursos solares y eólicos con una producción constante.

Pilbara es una región minera competitiva y de gran consumo de energía a nivel mundial con una demanda sustancial de energía y emisiones de carbono. A plena capacidad, se espera que AREH reduzca alrededor de 17 millones de toneladas de carbono en los mercados nacionales y de exportación anualmente, lo que equivaldría a aproximadamente 0,5 gigatoneladas (Gt) de ahorro de carbono durante la vida útil del proyecto.2.

Anja-Isabel Dotzenrath, vicepresidenta ejecutiva de gas y energía baja en carbono de bp, dijo: «AREH se convertirá en uno de los mayores centros de energía de hidrógeno renovable y verde del mundo y puede hacer una contribución significativa a la transición energética de Australia y la región más amplia de Asia Pacífico. Realmente refleja lo que es la energía integrada: combinar la energía solar y eólica terrestre con la producción de hidrógeno y utilizarla para ayudar a transformar sectores y regiones. También refleja nuestra creencia de que Australia tiene el potencial de ser una potencia en la transición energética mundial, beneficiándose tanto de su infraestructura existente como de sus abundantes recursos de energía renovable.

«Creemos que AREH puede ser un proyecto fundamental para nosotros al ayudar a nuestros clientes y socios locales y globales a cumplir con sus compromisos netos de cero y energía. También servirá como un contribuyente de seguridad de energía limpia a largo plazo en Asia Pacífico, ayudando a países como Corea del Sur y Japón a descarbonizarse».

Cuando esté completamente desarrollado, AREH podría proporcionar una capacidad de generación renovable neta significativa para bp, así como hacer una contribución material a su objetivo estratégico de capturar una participación del 10% en los mercados centrales de hidrógeno a nivel mundial.

Frédéric Baudry, presidente de bp Australia, agregó: «Este es un desarrollo increíblemente emocionante, y esperamos trabajar estrechamente con nuestros socios, InterContinental Energy, CWP Global, Macquarie Capital y Macquarie’s Green Investment Group, así como con la gente de Nyangumarta. bp aporta una amplia gama de capacidades para ayudar a llevar el proyecto a buen término, con una amplia experiencia en la construcción y operación de instalaciones de esta escala en ubicaciones remotas en estrecha colaboración con las comunidades locales y aprovechando nuestros negocios globales de envío y comercio. También tenemos el beneficio de una profunda experiencia en el trabajo con clientes que buscan soluciones de descarbonización y la entrega de energía baja en carbono al mercado global».

Propuesto por primera vez en 2014, el proyecto AREH ha sido desarrollado hasta la fecha por socios que actualmente comprenden InterContinental Energy, CWP Global y Macquarie Capital y Macquarie’s Green Investment Group.

Según los términos del acuerdo, bp adquirirá una participación del 40,5% en el proyecto y asumirá la operación a partir del 1 de julio de 2022, sujeto a aprobaciones. Los otros socios accionistas de AREH seguirán siendo InterContinental Energy (26,4%), CWP Global (17,8%) y Macquarie Capital and Macquarie’s Green Investment Group (15,3%)

España y Portugal apuestan por la colaboración para convertirse en líderes en movilidad sostenible

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La Fundación Repsol, junto con la Confederación de Empresarios Portugueses (CIP), la Cámara de Comercio Hispano-Portuguesa (CHP) y la Cámara de Comercio e Industria Portugués-Española (CCILE) patrocinaron la «Conferencia Ibérica sobre Movilidad Sostenible: Retos y Oportunidades para la Descarbonización de la Movilidad». En el evento celebrado en Lisboa, los participantes analizaron las claves para avanzar hacia una movilidad sostenible e inteligente en España y Portugal.

El secretario de Estado de Movilidad Urbana de Portugal, Jorge Delgado, el presidente de Repsol, Antonio Brufau, el alcalde de Lisboa, Carlos Moedas, y el presidente del CIP (Confederación de Empresarios Portugueses), António Saraiva, inauguraron el evento.

El presidente de Repsol ha destacado la posibilidad de impulsar la transformación de la movilidad y hacerla más eficiente e inteligente, es decir, una que utilice tecnologías probadas, conocidas y eficientes y, al mismo tiempo, apueste por los últimos avances tecnológicos, con el objetivo de mejorar los servicios y la calidad de vida de los ciudadanos ayudando a reducir las emisiones y optimizar sus recursos.

El secretario de Estado afirmó que «la movilidad se encuentra en un segundo punto de inflexión tecnológico, y es evidente la necesidad de dar un salto disruptivo en la forma en que movemos y transportamos tanto a las personas como a las mercancías. La movilidad del futuro será respetuosa con el medio ambiente, compartida, conectada y autónoma».

El alcalde de Lisboa dijo que «hay tres desafíos esenciales: económicos, que deben garantizar que el crecimiento sea compatible con la reducción de emisiones. El crecimiento tiene que ser compatible con la lucha contra el cambio climático; y Europa ya ha demostrado que esto es posible, ya que ha crecido en paralelo a sus esfuerzos por reducir las emisiones. Tecnológico, que a través de la ciencia tendrá que resolver el tema de los costos de producción, y social, porque hay que concienciar a la gente de la necesidad de este cambio».

El presidente del CIP ha señalado «el papel prioritario de la viabilidad y seguridad de la industria de la automoción en su transformación hacia la movilidad sostenible del futuro».

La primera mesa redonda sobre innovación y digitalización para la movilidad reunió al presidente de la Empresa Municipal de Movilidad y Aparcamiento de Lisboa (EMEL), Luis Filipe Marques; la directora general de Planificación de la Movilidad e Infraestructuras del Ayuntamiento de Madrid, Lola Ortiz; el secretario general de la Asociación Nacional Portuguesa de Industrias de las Dos Ruedas (ABIMOTA), Gil Nadais; el responsable de Sistemas Inteligentes en Vehículos del Instituto Universitario de Investigación del Automóvil (INSIA) de la Universidad Politécnica de Madrid, Felipe Jiménez; el representante de Alba Innovación en Petronor, Aitor Arzuaga, y el representante del Consejo de Administración del Instituto Portugués de Ingeniería de Sistemas e Informática, Tecnología y Ciencia en Portugal (INESC TEC), José Carlos Caldeira.

Los ponentes coincidieron en el riguroso trabajo que están llevando a cabo la administración pública, el sector energético, la industria del transporte y la ciencia para seguir avanzando en el desarrollo de tecnologías y servicios para la descarbonización de la movilidad, especialmente a través de la digitalización, la eficiencia energética y los nuevos combustibles.

En este bloque, quedó claro que la movilidad del futuro requiere una visión única, promoviendo la neutralidad tecnológica y la acción coordinada de todos los agentes, junto con la sociedad, para alcanzar los objetivos de descarbonización en el marco de una transición energética justa e inclusiva que no deje a nadie atrás.

Posteriormente, el presidente de la Asociación Portuguesa de Fabricantes para la Industria Automotriz (AFIA), José Couto; el secretario general de la Asociación Portuguesa del Automóvil (ACAP), Helder Pedro; el director general de la Asociación Española de Fabricantes de Automóviles y Camiones (ANFAC), José López-Tafall; el director general de la Asociación Española de Proveedores de Automoción (SERNAUTO), José Portilla, y la vicepresidenta ejecutiva de FACONAUTO, Marta Blázquez, participaron en la segunda mesa redonda, centrada en los retos y oportunidades del sector de la automoción en la descarbonización del transporte en la Península Ibérica.

Todos ellos destacaron la fortaleza de la industria de la automoción en España y Portugal y el camino a seguir para convertirse en un referente en la nueva movilidad del futuro: descarbonizada, sostenible, digitalizada y autónoma. Un proceso que requiere compromiso, trabajo e innovación en toda la cadena de valor. Los participantes destacaron que se trata de un reto que se aborda a través de la tecnología, y para lo cual es necesario promover una regulación que preserve la competitividad y el empleo en el sector de la automoción.

Por último, el presidente de la Cámara de Comercio Hispano-Portuguesa, António Calçada de Sá, y de la Junta General Anual de la Cámara de Comercio e Industria Hispano-Portuguesa, Francisco Dezcallar, destacaron la importancia de la colaboración entre España y Portugal para trabajar conjuntamente en nuevas soluciones que permitan a ambos países convertirse en referentes en la movilidad del futuro. Ambos destacan por la fortaleza del sector de la automoción y el compromiso de empresas e instituciones con la transición energética.

ExxonMobil y Shell buscan construir un centro de captura y almacenamiento de carbono en China

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ExxonMobil, Shell, CNOOC y la Comisión Provincial de Desarrollo y Reforma de Guangdong han firmado un Memorando de Entendimiento para evaluar el potencial de un proyecto de captura y almacenamiento de carbono a escala mundial para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en el Parque Industrial Petroquímico Dayawan en Huizhou, provincia de Guangdong, China.

Además de evaluar la oportunidad comercial para la captura y almacenamiento de carbono en una de las áreas industriales más grandes de China, las compañías también evaluarán los sistemas de política de carbono en China y propondrán políticas para su consideración que apoyarían el despliegue de la captura y almacenamiento de carbono en el Parque Industrial Petroquímico Dayawan.

Las evaluaciones iniciales del proyecto indican el potencial para capturar hasta 10 millones de toneladas métricas de CO2 por año del sector industrial de Dayawan, apoyando la ambición de China de neutralidad de carbono para 2060. El proyecto también podría servir como modelo para la industria química como uno de los primeros proyectos petroquímicos en ser descarbonizado.

«La colaboración con el gobierno y la industria es una parte importante para desbloquear futuras oportunidades de captura y almacenamiento de carbono, con el potencial de reducir a gran escala las emisiones de sectores vitales de la economía global», dijo Dan Ammann, presidente de ExxonMobil Low Carbon Solutions. «Las políticas gubernamentales bien diseñadas ayudarán a acelerar el amplio despliegue de tecnologías de bajas emisiones en apoyo de las ambiciones netas cero de la sociedad».

Si bien las tecnologías renovables son importantes para ayudar a alcanzar los objetivos de cero emisiones netas de la sociedad, la captura y el almacenamiento de carbono es una tecnología segura, probada y consistente que puede permitir que algunos de los sectores con mayores emisiones, como la fabricación, la generación de energía, la refinación, la petroquímica, el acero y las industrias del cemento, reduzcan sus emisiones. La perspectiva de reunir a entidades públicas y privadas para utilizar la captura y el almacenamiento de carbono colectivamente para reducir las emisiones industriales ofrece una gran oportunidad.

ExxonMobil también está llevando a cabo inversiones estratégicas en biocombustibles e hidrógeno para llevar esas tecnologías energéticas de bajas emisiones a escala para sectores difíciles de descarbonizar de la economía global, aprovechando las habilidades, el conocimiento y la escala del negocio. La empresa cuenta con más de 30 años de experiencia capturando CO2 y ha capturado acumulativamente más CO producido por el hombre2 que cualquier otra empresa. Tiene una participación en el capital de aproximadamente una quinta parte de la capacidad mundial de captura y almacenamiento de carbono en aproximadamente 9 millones de toneladas métricas por año.

Resalta Romero Oropeza excelencia operativa de PEMEX durante la inauguración del Congreso Mexicano del Petróleo

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El director general de Petróleos Mexicanos (PEMEX), Octavio Romero Oropeza, inauguró oficialmente el Congreso Mexicano del Petróleo (CMP), que se celebra del 6 al 9 de julio en Villahermosa, Tabasco, una ciudad clave para el auge de la institución debido a que en la década de los años setenta proliferó ahí la exploración y la extracción del crudo, y que actualmente ha vuelto a ser fundamental gracias al descubrimiento y explotación de nuevos yacimientos, hallados a través de la excelencia operativa que caracteriza a la actual administración.

Durante su ponencia, el director destacó que la principal fortaleza de una empresa petrolera son sus reservas de hidrocarburos, y de acuerdo con el nivel de reservas probadas, es el nivel de producción. Destacó que el país tenía una tendencia declinante en las reservas a lo largo de los años, de manera que, en el 2000, alcanzó los 25 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente (bpce), y al inicio de esta administración eran únicamente 7 mil millones.

Romero Oropeza resaltó que a casi cuatro años de la actual administración, no sólo se han logrado reponer al 100% las reservas que se han extraído, sino que se han incrementado en 400 millones de bpce, por lo que debido a sus más de 60 mil millones de bpce que tiene como recurso prospectivo en sus cuencas convencionales y no convencionales, México cuenta con viabilidad como país petrolero.Indicó que el cambio de estrategia exploratoria —enfocada a las cuencas convencionales de aguas someras y tierra— ha sido la base para su incorporación a la producción a través de un concepto de desarrollo acelerado de campos, así como para el incremento de la reserva 1P en esta administración, durante la cual, se han descubierto 39 nuevos campos, y al cierre de junio de este año, otros ocho nuevos campos fueron ubicados en los estados de Veracruz, Tabasco y Campeche.

Dentro de estas nuevas incorporaciones destacan los campos Quesqui, Tupilco profundo e Ixachi, siendo la meta para el cierre de 2022, perforar 78 nuevos pozos exploratorios, lo cual derivará, seguramente, en la incorporación de nuevos campos.
El director de PEMEX señaló que la institución actualmente tiene el mejor desempeño en éxito comercial de todas las empresas privadas y nacionales de petróleo con un 47%, colocándose por arriba de las operadoras más grandes del mundo; de la misma manera, su costo de descubrimiento es de 3.4 dólares por barril, cifra inferior al promedio mundial y más bajo que empresas como Shell, Equinor y Petrobras. El resultado de este desarrollo acelerado ha hecho posible incorporar a la producción nacional 399 mil barriles de producción diaria de aceite e incorporar mil 173 millones de pies cúbicos diarios de gas, con el desarrollo de nuevos campos.

Recalcó también que la declinación tocó fondo al inicio de esta administración en enero del 2019, al llegar a un millón 641 mil barriles por día, lo que significó una declinación constante del 7% anual desde 2005. Pero a partir de abril del 2019, la producción se estabilizó y por tercer año consecutivo se ha logrado un crecimiento en la producción de petróleo, algo que no se había conseguido desde hace 20 años, por lo que en los primeros días de julio se promedia una producción de un millón 803 mil barriles, con un pronóstico de dos millones de barriles por día para finales de 2024.

Enfatizó que a pesar de que la declinación de los campos maduros es el principal reto de toda empresa petrolera, la actividad de mantenimiento de pozos restituye 385 mil barriles; a lo que se suma la producción incremental, resultado de reparaciones mayores y terminaciones, en el orden de 299 mil barriles; por lo que el saldo final positivo para esta institución es de aproximadamente 130 mil barriles de crecimiento en la producción.

Presenta Honeywell una iniciativa para reducir emisiones

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Honeywell (NASDAQ: HON) presentó, una iniciativa para Control y Reducción de Emisiones, diseñada para ayudar a sus clientes a lograr la neutralidad de carbono en un amplio rango de áreas. La iniciativa se centrará en apoyar a los clientes en las industrias del petróleo y gas con operaciones previas, intermedias y posteriores para monitorear y reducir fugas de emisiones de metano, las cuales, de acuerdo con la Agencia de Protección Ambiental, pueden ser 25 veces más potentes que las de dióxido de carbono en cuanto a la retención de calor en la atmósfera.

Al combinar su portafolio de soluciones fijas, portátiles y personales en detección de gas con cámaras generadoras de imágenes de nubes. Honeywell ofrecerá a los clientes la posibilidad de detectar tempranamente fugas de emisiones de metano, incluyendo la ubicación precisa de cualquier filtración con análisis de datos y tendencias. Con esta información, los usuarios pueden actuar rápidamente para controlar las fugas y otros riesgos identificados, minimizando las pérdidas en producción.

La solución – que combina tecnología inalámbrica de detección de gas y de gestión de datos para toda la empresa– trabaja en conjunto con métodos de prueba existentes para detección y reparación de fugas (LDAR) mejorando la precisión de los reportes y aumentando la productividad al permitir a los usuarios encontrar pérdidas de producción más rápido.

“La iniciativa de control y reducción de emisiones expande la amplia variedad de tecnologías disponibles de Honeywell que ayudan a nuestros clientes a lograr sus metas de sustentabilidad,” comentó José Fernandes, presidente de Honeywell Performance Materials and Technologies para Latinoamérica.

“Con nuestra experiencia en detección de gases y amplia gama de soluciones, Honeywell ofrece a sus clientes un enfoque holístico y proactivo en la reducción de emisiones que nunca había estado disponible”.

Honeywell anunció recientemente un nuevo conjunto de compromisos que impulsará sus metas de sustentabilidad en adición al acuerdo existente para convertir sus instalaciones y operaciones en lugares con neutralidad de carbono para 2035.

Las nuevas promesas incluyen desarrollar un objetivo con la iniciativa: Objetivos basados en la ciencia (SBTi por sus siglas en inglés) que considera emisiones de alcance 3 y la participación en el reto: Mejor Medio Ambiente del Departamento de Energía de los Estados Unidos de América.

Lo anterior, representa una continuación a los esfuerzos de sustentabilidad que la compañía lleva a cabo desde 2004, los cuales han logrado una reducción de más de 90% de intensidad de gases invernadero dentro de sus operaciones e instalaciones. La compañía también apoya el Acuerdo Climático de París.

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