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Calculan que 2ª edición de Expo Oil and Gas México logrará acuerdos comerciales por más 264 mdp

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Con el 100 por ciento de empresas confirmadas, todo está listo para que este 29 de marzo sea inaugurado el evento del Consejo Mexicano para la Proveeduría del Sector Energía (Comexpro), Expo Oil and Gas México segunda edición, organizado por Energy Alliance, el cual, generará una derrama económica de 59 millones 197 mil 725 pesos.

Ricardo Ortega, director de Energy Alliance, indicó en rueda de prensa que el evento contará con el liderazgo del presidente de la Comisión de Energía en San Lázaro y diputado federal por Tabasco, Manuel Rodríguez González, quien en respaldo a los esfuerzos de Oil And Gas Alliance y como referente en el sector a nivel nacional, sumará su experiencia para propiciar y crear sinergias que faciliten acercamientos entre las empresasque tienen proyectos, con las proveedoras de servicios.

La expo, destacó, representa además un espacio ideal para que las familias mexicanas de la zona sureste del país mejoren su calidad de vida al generar derrama económica y fuentes de empleo al confirmar su misión de ser un ente vinculante de las empresas proveedoras y de servicios.

En ese sentido, detalló que en la Expo Oil and Gas México segunda edición, que tendrá como sede el Centro de Convenciones Tabasco 2000 y que será realizada del 29 al 31 de marzo, se darán cita las compañías más relevantes dentro del sector, las cuales atenderán en mesas de negocios como parte de un compromiso para desarrollar la cadena de proveeduría bajo la metodología “Play Action”.

Entre las empresas operadoras, tractoras y contratistas están confirmadas: Repsol, TotalEnergies, COSL, Técnicas Reunidas, IMP, AIPM , Diavaz, Enerflex, Grupo Dragón, Mayacaste, Nuvoil, Piinsa, Construplan, TechnipFMC, Engie, América Geophysical, Synohydro, Bank of China, Industries Incomercial, y ASIPONA Campeche, entre otras, así como la embajada de Canadá en México y la Cámara de Representación Empresarial China en México.

Calculó que en esas mesas de negocios se lograrán acuerdos comerciales por 264 millones 864 mil 865 pesos. En ese sentido, enfatizó que se pretende que alrededor de 200 empresas proveedoras de cada estado energético del país puedan ser atendidas directamente por las empresas operadoras, tractoras y contratistas.

Ricardo Ortega agradeció el apoyo y la participación a la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados, de las secretarías de Energía (Sener), de Economía, del Centro Nacional de Control del Gas Natural (Cenagas), así como de la presidenta municipal de Centro, Yolanda Osuna Huerta, y de las agencias estatales de Energía (AEE) de Hidalgo, Puebla y Campeche, cuyos titulares participarán en el evento.

Detalló que en la Expo Oil & Gas México 2022 serán realizados ocho paneles y dos conferencias con los temas relevantes de la industria, contando con las participaciones de líderes nacionales e internacionales como el doctor Marcos Ávalos Bracho, director general de Contenido Nacional y Fomento del Sector Energético de la Secretaría de Economía, quien participará en el panel “La estrategia de la transición energética”, así como de Israel Hurtado y Sofía Pérez Gasque, quienes junto con otros colegas disertarán el tema “Avances de integración de energías limpias y planeación de la reforma energética”.

Posteriormente, añadió, será debatido el tema “Contexto Internacional de la Energía y el Rol de México en el mismo”.

En tanto, expuso, la conferencia magistral que se desarrollará en el evento en formato de comida estará impartida por el director general del Centro Nacional de Control del Gas Natural, Abraham David Alipi Mena, y abordará el tema “Desarrollo de infraestructura para el transporte y almacenamiento de gas natural en México”.

Posterior a esa conferencia, especificó, será disertado el tema “Energías Limpias” por parte de Ignacio Castro, de la empresa Invenergy.

Ricardo Ortega refirió que Ana Laura Ludlow, vicepresidenta Comercial de Engie México, compartirá con otros colegas el panel “El impacto a nuevas oportunidades y la transición del Gas Natural en México”, mientras que Héctor Moreira Rodríguez, integrante de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), y Juan Eduardo Balboa Velasco, director de Relaciones Institucionales y Gobierno de Enestas, participarán en el análisis “ La prospectiva del Mercado de Gas Natural en México”.

Por su parte, externó, el director general de TotalEnergies, Olivier Vaquié, compartirá el panel con colegas de Wintershall Dea y Norton Rose Fulbright con el tema “Desarrollo potencial de los campos en costa afuera en los próximos 5 años”.

Subrayó que el panel “Futuras oportunidades de la planeación de desarrollo con las empresas petroleras en el sureste” será moderado por el director para Latinoamérica de la empresa penspen, Gustavo Romero, quien estará participando con otras compañías petroleras con proyectos en la zona sur.

“Para finalizar el programa de conferencias, estará el panel ‘Servicios y operaciones de grandes desafíos en el sistema minero’, donde empresas como la Proveedora Piinsa y Construplan estarán debatiendo sobre este tema”, dijo.

El evento finalizará el día 31 de marzo, en cuya clausura –adelantó y Ricardo Ortega– serán dadas a conocer las nuevas fechas para la tercera edición de la Expo Oil and Gas México.

Sin embargo, destacó, la expo contará con diversas actividades adicionales que buscan siempre el crecimiento y desarrollo de la cadena de valor y la proveeduría local.

El 28 de marzo, ejemplificó, será realizado el torneo de golf “Líderes Petroleros”, el cual tendrá como sede el Club Altozano, el Nuevo Tabasco.

Alerta AMEXGAS incremento en el robo de gas lp durante los últimos tres años

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La Asociación Mexicana de Distribuidores de Gas Licuado y Empresas Conexas (Amexgas) dio una videoconferencia donde denunció que cada mes en México se venden 60 mil toneladas del gas LP robado, extraído de los ductos de Petróleos Mexicanos (Pemex), de las cuales, 44 mil toneladas del gas LP proviene del centro del país, lo que representa una cantidad equivale al 8% del combustible que se vende en el mercado formal.

De acuerdo al reporte de la Amexgas, los principales estados donde se comete el robo son: Estado de México, Ciudad de México, Puebla, Tlaxcala, Hidalgo, Querétaro, Veracruz y Morelos.

El presidente de la Asociación, Carlos Serrano, reportó que las tomas clandestinas de gas, en comparación con el 2018, han incrementado 1,000 por ciento, ya que han pasado de 215 tomas a 2,187, lo que ha provocado que cada mes se pierden mil 100 millones de pesos derivados de este robo, por los impuestos que se dejan de recibir.

“Solicitamos a las autoridades solucionar este problema y que combatan de manera efectiva el robo de gas LP a Pemex y su distribución ilícita a nuestros mercados, esto se puede hacer mediante operativos que eliminen equipo de reparto que comercializa gas robado, hay alrededor de 8 mil autotanques que no están debidamente registrados”, señaló Serrano.

En conjunto con la Asociación de Distribuidores de Gas LP (ADG), Cámara Regional de Gas, Asociación de Distribuidores de Gas LP del Noreste (Asocinor) y la Asociación de Distribuidores de Gas LP del Interior (Adigas), manifestaron la preocupación que embarga al sector a raíz de la inseguridad y los riegos a los que se encuentra expuesta la ciudadanía por el incremento de las tomas clandestinas del gas licuado de petróleo de Pemex y, con ello, la distribución ilegal del hidrocarburo en la república mexicana.

Los distribuidores señalaron que el incremento en las tomas clandestinas del gas LP se dio tras el combate al robo de gasolinas (huachicoleo), puesto que ello provocó que los delincuentes migraran a robar gas LP.

Abre BayWa r.e. división de Operación y Mantenimiento para energías renovables en México

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El grupo BayWa r.e. desarrollador especializado en energía renovable, abrió una nueva división de Operación & Mantenimiento en México, la cual ofrecerá a los grandes parques de energía renovable tecnología de monitoreo centralizado de última generación, equipo in situ y revisión de instalaciones mediante drones para la maximización de la producción y rentabilidad de las centrales eléctricas y, con ello, aumentar el nivel de protección de las inversiones.

El lanzamiento de BayWa r.e. Operación & Mantenimiento México es una respuesta a la demanda por este tipo de servicios por parte del mercado nacional, derivado del crecimiento que ha presentado en los últimos años la generación eléctrica a partir de fuentes renovables, aproximadamente más de 9 mil MW de capacidad instalada en el país.

Al respecto, Ricardo Jaber, Director General de BayWa r.e. Operación & Mantenimiento México, destacó la importancia de estos factores para el buen desempeño de los parques eólicos y solares que ya operan en el país, así como para futuros proyectos.

“México es un país dotado con enorme potencial para la generación de energías renovables, tanto eólica como solar, recursos que poco a poco son aprovechados para tener un sistema eléctrico diversificado. Este crecimiento requiere de los servicios que ofrecemos en BayWa r.e. Operación & Mantenimiento México, los cuales consideramos indispensables para el éxito de los 80 parques solares de gran escala que se encuentran en operación en nuestro país”, dijo Jaber durante el acto inaugural de la sede de la nueva subsidiaria.

De acuerdo con la Secretaría de Energía (Sener), México genera 323,518 GWh de energía eléctrica de los cuales 86 mil GWh son de energía limpia y renovable a partir de diferentes tecnologías; lo que representa 27.85% de la generación total del país. De ese volumen, 13,480 GWh (4.3%) corresponde a la solar fotovoltaica, mientras que la eólica llega a 19,611 GWh (6.3%)[i].

A futuro, México tendrá que incorporar 23,000 MW de capacidad adicional de generación limpia y renovable para 2030 a fin de cumplir con sus metas y compromisos para combatir el cambio climático y satisfacer el crecimiento de la demanda, la cual se incrementa anualmente en un 3% y hasta 8% en horas pico. Del lado del consumo, los sectores industrial y comercial representan el 72.9%[ii] de la demanda eléctrica nacional y cada vez son más las empresas que buscan alternativas tecnológicas para aumentar la eficiencia energética y reducir costos, por lo que las energías renovables están en su radar. Todo ello abre un área de oportunidad importante para BayWa r.e., manifestó Jaber.

Renuncia TotalEnergies a la compra de petróleo ruso y suspende actividades en el pais

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Al reafirmar su condena por la agresión militar de Rusia contra Ucrania, la cual ha traído trágicas consecuencias para la población ucraniana y amenaza la paz en Europa, TotalEnergies ha definido sus principios de conducta para administrar su negocio relacionado con Rusia.

De esta manera, en estricto cumplimiento de las sanciones europeas actuales y futuras, sin importar cuáles sean las consecuencias en sus activos, suspenderá progresivamente sus actividades en Rusia, velando al mismo tiempo por la seguridad de su plantilla.

Asimismo, aseguró que no opera ningún campo de petróleo, gas, ni ninguna planta de gas natural licuado (GNL) en Rusia, e informó que es accionista minoritario de varias empresas rusas no estatales: Novatek (19,4 %), Yamal LNG (20 %), Arctic LNG 2 (10 %) TerNefteGaz (49 %), y también es socio al 20% en la empresa conjunta Kharyaga operada por Zarubezhneft, contribuyendo en la fase de construcción de los proyectos de estas empresas, aunque no tiene actividad ni responsabilidad operativa en esos sitios.

TotalEnergies tenía solo 11 empleados en comisión de servicio en estas empresas al 24 de febrero de 2022, y solo 3 expatriados en comisión de servicio están en Rusia, iniciado así la suspensión gradual de sus actividades en el país europeo, al tiempo que garantiza la seguridad de sus equipos. Del mismo modo, TotalEnergies ha decidido suspender sus desarrollos comerciales para baterías y lubricantes en Rusia y no proporcionará más capital para el desarrollo de proyectos en Rusia.

Con respecto al proyecto Arctic LNG 2 en particular, dada la incertidumbre creada por las sanciones tecnológicas y financieras sobre la capacidad de llevar a cabo el proyecto actualmente en construcción y su probable endurecimiento con el empeoramiento del conflicto, TotalEnergies ha decidido dejar de registrar pruebas para Arctic LNG 2 y tampoco proporcionará más capital para este proyecto.

“El entorno actual de sanciones europeas y leyes rusas que controlan las inversiones extranjeras en Rusia impediría a TotalEnergies encontrar un comprador no ruso para sus intereses minoritarios en Rusia. Abandonar estos intereses sin consideración enriquecería a los inversores rusos, en contradicción con el propósito de las sanciones. Además, el abandono de estos intereses minoritarios en manos de TotalEnergies no tendría ningún impacto en las operaciones y los ingresos de las empresas, ya que estas empresas tienen sus propios empleados y se gestionan de forma autónoma”, precisó en un comunicado.

TotalEnergies es una empresa energética europea que debe contribuir a la seguridad de suministro del continente europeo, que no dispone de los mismos recursos domésticos que otros países occidentales como Reino Unido o Estados Unidos.

De acuerdo con las decisiones de la Unión Europea de mantener en esta etapa el suministro de gas ruso, TotalEnergies continuará suministrando a Europa gas natural licuado de la planta de Yamal LNG en el marco de contratos a largo plazo que debe cumplir mientras los gobiernos europeos consideren que Rusia el gas es necesario. A diferencia del petróleo, es evidente que las capacidades logísticas de gas de Europa hacen que sea difícil abstenerse de importar gas ruso en los próximos dos o tres años sin afectar el suministro de energía del continente.

Sin embargo, dado el empeoramiento de la situación en Ucrania y la existencia de fuentes alternativas para el abastecimiento de Europa, TotalEnergies ha decidido unilateralmente dejar de celebrar o renovar contratos para comprar petróleo y productos petrolíferos rusos, con el fin de detener todas sus compras de petróleo y derivados del petróleo rusos. productos lo antes posible y a finales de 2022 a más tardar.

TotalEnergies ya anunció que detuvo todas las operaciones en el mercado al contado desde el 25 de febrero de 2022 sobre petróleo y productos derivados del petróleo rusos. Este es también el caso de las transacciones comerciales al contado relacionadas con el gas natural ruso o el gas natural licuado.

TotalEnergies tiene contratos a plazo para comprar petróleo y productos derivados del petróleo rusos que finalizan, a más tardar, el 31 de diciembre de 2022. Estos contratos a plazo cubren principalmente los suministros para la refinería de Leuna en el este de Alemania, a la que llega el oleoducto Druzhba desde Rusia. También se refieren al suministro de gasóleo de Europa, que escasea en este producto (alrededor del 12% de las importaciones de gasóleo ruso en Europa en 2021).

En estrecha cooperación con el gobierno alemán, TotalEnergies rescindirá sus contratos de suministro de petróleo ruso para la refinería de Leuna lo antes posible y, a más tardar, a finales de 2022, y pondrá en marcha soluciones alternativas mediante la importación de petróleo a través de Polonia. Ya, un primer contrato no se renovará a fines de marzo de 2022. En cuanto al déficit de gasóleo en Europa, en ausencia de instrucciones en contrario de los gobiernos europeos, TotalEnergies también rescindirá sus contratos de compra de gasóleo ruso lo antes posible y, a más tardar, a finales de 2022. TotalEnergies importará productos derivados del petróleo de otros continentes, en particular su parte del gasóleo producido por la refinería Satorp en Arabia Saudita.

Inversiones en servicios de captura y almacenamiento de carbono sumarán más de 50 mmdd a nivel mundial para 2025

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La inversiones en sector de servicios en desarrollos de captura y almacenamiento de carbono (CCS) se disparará esta década, cuadruplicándose de 2022 a 2025, con un gasto global acumulado durante los próximos tres años que supere los 50 mil millones, según indica la investigación de Rystad Energy.

Se proyecta que el gasto total para proyectos comerciales anunciados en 2022 alcance los 4.4 mil millones, frente a los 2.8 mil millones del año pasado. Luego, se espera que el desembolso casi se triplique en 2023, superando los 11 mil millones para el año. Las proyecciones muestran que para 2024 y 2025 habrá 18 mil millones y 19 mil millones adicionales, respectivamente, lo que eleva el total proyectado a 52 mil millones a mediados de la década. Estos totales solo incluyen proyectos anunciados, suponiendo que todos los proyectos avancen según lo planeado, y no representan desarrollos piloto o solo de demostración.

El efectivo se gastará en una amplia gama de servicios relacionados con la instalación de la unidad de captura, el transporte del dióxido de carbono (CO 2) y el almacenamiento. Europa y América del Norte impulsarán el gasto, con 63 de los 84 proyectos CCS comerciales anunciados que se espera que comiencen a operar para 2025 ubicados en estas dos regiones.

“La tecnología CCS se considera un componente fundamental de la descarbonización social necesaria para una transición energética exitosa. Aunque la tecnología se remonta a la década de 1970, la cantidad de anuncios de proyectos CCS ha aumentado en los últimos dos años y, como resultado, se espera que el gasto del sector de servicios se dispare en los próximos años”, dijo Lein Mann Hansen, analista superior de Rystad Energy.

Los 56 proyectos CCS comerciales que ya están en funcionamiento en todo el mundo son capaces de capturar hasta 41 millones de toneladas por año (tpa) de CO 2 en varias industrias. Según los proyectos ya anunciados, cerca de 140 plantas CCS podrían estar operativas para 2025, capturando al menos 150 millones de tpa de CO 2 si todos los proyectos avanzan según lo programado. Estos proyectos se encuentran actualmente en varias etapas de desarrollo, incluyendo factibilidad, concepto y construcción.

Casi dos tercios del gasto total del servicio se destinarán a equipar la instalación con el componente de captura de CO 2 y mantener las operaciones. Los costos de ingeniería, adquisición, construcción e instalación (EPCI, por sus siglas en inglés) serán el principal impulsor del gasto, contribuyendo con alrededor de $35 000 millones al total de $55 000 millones para 2025. El gasto anual de EPCI llegará a $12 000 millones en 2025, un aumento de más del 300 % con respecto a los $2,800 millones. Mil millones proyectados para este año.

El transporte, que sigue a la captura del CO 2 , requerirá compras de servicios por un valor de 8,500 millones hasta 2025. El CO 2 se puede transportar comercialmente en forma de gas y líquido al área de almacenamiento mediante tuberías, camiones y barcos. Dentro de cada proyecto y dependiendo de la distancia de transporte y la ubicación del lugar de almacenamiento de destino, el modo de transporte puede variar. Los oleoductos se utilizan ampliamente para transportar CO 2 , y hay 51 oleoductos en tierra operativos, 38 de los cuales están ubicados en América del Norte.

El almacenamiento en tierra es actualmente el modo dominante de almacenamiento, ya que es más barato y menos complejo. Sin embargo, habrá un aumento en la cantidad de sitios de almacenamiento en alta mar impulsados ​​por Europa, incluidos los Países Bajos y el Reino Unido, en los próximos años. Hay cinco oleoductos en alta mar operativos, pero el número podría aumentar a 50 una vez que los proyectos planificados y en construcción con un sitio de almacenamiento en alta mar entren en funcionamiento. Por lo tanto, se requerirá capital adicional para instalar las tuberías submarinas necesarias para transportar el CO 2 al sitio de almacenamiento. Esto conducirá al crecimiento en el segmento de instalación de tuberías, envíos y alta mar submarinos en los próximos años. Los camiones se pueden utilizar para transportar pequeñas cantidades de CO 2y tener la flexibilidad de recolectar y entregar en varios lugares. Los camiones son ampliamente utilizados en países como China.

El tercer y último paso en la mayoría de los casos es el almacenamiento. El proceso comienza con la identificación de la ubicación potencial de almacenamiento y es seguido por la perforación de pozos con fines de inyección y monitoreo, con las herramientas de perforación asociadas y los productos tubulares para campos petrolíferos (OCTG) que se requieren en ese momento. El proceso de almacenamiento incurrirá en al menos $ 9 mil millones en compras de servicios hasta 2025.

La mayoría de estas nuevas incorporaciones provendrán de Europa y América del Norte, que representan el 85 % de las compras de servicios previstas hasta 2025. El mercado europeo representará más del 50 % de las compras a pesar de tener casi la misma cantidad de proyectos en el gasoducto como América del Norte. Esto se debe a que muchos de los próximos proyectos nuevos en Europa almacenarán CO 2 en alta mar. El almacenamiento en alta mar es más costoso ya que requiere, por ejemplo, colocar tuberías submarinas para el transporte utilizando embarcaciones de tendido de tuberías, plataformas en alta mar que operan a tarifas más altas para perforar pozos de inyección, y se combina con tarifas de mano de obra más altas en la región. El crecimiento en Europa se ve impulsado por los altos precios del Sistema de Comercio de Emisiones de la Unión Europea (EU ETS) junto con políticas de carbono favorables y el apoyo a proyectos CCS. El panorama de CCS de América del Norte continúa cobrando impulso con múltiples proyectos anunciados en los EE. UU. y Canadá, impulsados ​​por incentivos y fondos nacionales que respaldan la tecnología.

Garantiza CFE suministro eléctrico a inmuebles del INE para consulta popular del 10 de abril

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La Comisión Federal de Electricidad (CFE) y el Instituto Nacional Electoral (INE) acordaron un convenio de colaboración para asegurar el suministro de energía eléctrica en los inmuebles del Instituto durante la consulta popular del 10 de abril de 2022 para la revocación de mandato.

La CFE dispone de un protocolo para atender este tipo de procesos y gestionar las actividades necesarias para garantizar el suministro eléctrico, en coordinación con funcionarios del INE, en sus inmuebles ubicados en todo el país, generando certidumbre durante la jornada de consulta popular.

Previo al inicio de la consulta para la revocación de mandato, la CFE revisará sus redes generales de distribución con las que se brinda el suministro eléctrico a cada inmueble del INE, con el propósito de detectar alguna anomalía y, de inmediato, proceder a su corrección. A la fecha se ha ejecutado el 98% de la inspección de dichas redes y el 76% de la corrección de las anomalías detectadas. Esta actividad concluirá el 31 de marzo de 2022.

Adicionalmente, personal de la CFE se encuentra realizando trabajos de inspección dentro de los inmuebles del INE, para garantizar el buen funcionamiento de su infraestructura eléctrica al interior de estos. Si se detecta una anomalía, el personal de la CFE se lo indica al personal del INE para que realice la corrección y, una vez concluida, personal valida que se hubiera culminado satisfactoriamente. Esta actividad tiene un avance del 40% y concluirá el 5 de abril de 2022.

De igual manera, se hace una inspección para definir en conjunto la ubicación e instalación de las plantas de emergencia en inmuebles del INE que se dispondrán durante toda la jornada, así como del personal de CFE que participará ubicados en puntos de las redes generales de distribución.

La CFE, como habitualmente lo hace para este tipo de actividades de impacto nacional, habilitará los Centros de Operación Estratégicos (COE), para asegurar el flujo de información durante la jornada de consulta popular.

Conforme a la normativa aplicable, se encuentra en la fase final el proceso de formalización del Convenio de colaboración por parte de los directivos de CFE y del INE.

Como antecedente se menciona que, atendiendo a la legislación aplicable a la CFE, desde el ejercicio fiscal 2018,  se han formalizado diversos convenios y contratos con el INE para proporcionar los servicios del aseguramiento del suministro eléctrico en las jornadas electorales.

Ordena INAI a Conagua informar si Pemex cumple con lineamientos para explotación de pozos no convencionales

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La Comisión Nacional del Agua (Conagua) debe buscar y proporcionar los documentos de los que se desprenda si Pemex Exploración y Producción cumplió con los Lineamientos para la protección y conservación de las aguas nacionales en actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en yacimientos no convencionales, en la explotación de cinco pozos no convencionales de hidrocarburos, resolvió el Instituto Nacional de Transparencia, Acceso a la Información y Protección de Datos Personales (INAI).

“Resulta de gran importancia el ordenar la búsqueda y la entrega de la información requerida, ya que de esa manera la sociedad podrá conocer la forma en que Pemex Exploración y Producción actuó para dar cumplimiento a la normativa emitida por la Conagua, a efecto de proteger y conservar las aguas nacionales en las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, que implican el uso de técnicas que tienen una variedad de riesgos para el medio ambiente y la salud”, subrayó la Comisionada Presidenta del INAI, Blanca Lilia Ibarra Cadena.

Según información del Instituto Mexicano del Petróleo, para la explotación de yacimientos no convencionales se debe aplicar la técnica de perforación horizontal y fractura hidráulica, conocida como fracking, la cual pueden tener impactos negativos como la contaminación del agua, el suelo y la atmósfera o la pérdida de la biodiversidad, por ello, recalcó la necesidad de que la sociedad conozca si Pemex Exploración y Producción cumple con la normatividad.

“De acuerdo con la sexta edición del Compendio de hallazgos científicos, médicos y de medios de comunicación que demuestran los riesgos y daños del fracking, existen más de mil 700 estudios que hacen referencia a los riesgos asociados de estas actividades para la salud y el medio ambiente, y en el 69 por ciento de esos estudios se encontraron evidencias claras o potenciales de contaminación del agua, asociada con el fracking”, expuso durante la sesión del Pleno.

Inconforme porque la Conagua declaró la inexistencia de la información, la persona solicitante presentó un recurso de revisión ante el INAI.

En alegatos, la Comisión reiteró su respuesta; sin embargo, al analizar el caso, la ponencia de la Comisionada Presidenta determinó que el sujeto obligado no cumplió con el procedimiento previsto en la Ley Federal de Transparencia para atender las solicitudes de acceso a la información, pues no existe certeza de la búsqueda de información que realizaron sus unidades administrativas.

Se advirtió que, de acuerdo con los Lineamientos referidos, los Organismos de Cuenca o direcciones locales también pueden conocer de los trámites para la explotación de yacimientos no convencionales, por lo que debieron buscar en sus archivos la información requerida.

Asimismo, se constató que la Conagua omitió turnar la solicitud a las direcciones locales de Tamaulipas, Veracruz y Nuevo León y a los Organismos de Cuenca Golfo Norte y Golfo Centro, lo anterior considerando la circunscripción territorial de los pozos de interés del solicitante, así como sus atribuciones relacionadas con la administración, gestión y custodia de recursos hídricos y aguas nacionales.

Finalmente, se verificó que, en atención a una solicitud diversa, Pemex Exploración y Producción, informó que ha cumplido con los Lineamientos emitidos por la Conagua, para la perforación y fracturamiento hidráulico, lo cual constituye un indicio de que puede contar con la información requerida. Por lo expuesto, el Pleno del INAI resolvió revocar la respuesta de la Comisión Nacional del Agua a efecto de que realice una búsqueda de la información en todas las unidades competentes y proporcionen los documentos de los que se desprenda si Pemex Exploración y Producción cumplió con los lineamientos mencionados para la explotación de los cinco pozos no convencionales que son de interés de la persona solicitante.

Colaboran Delta y Airbus en el desarrollo de combustible de hidrógeno para aeronaves

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La energía del hidrógeno tiene un gran potencial para acelerar los viajes aéreos hacia cero emisiones netas de carbono, un futuro que podría acelerarse gracias a un nuevo acuerdo entre Delta y Airbus. 

Como parte de su plan Flight to Net ZeroSM para escalar y promover tecnologías sostenibles, Delta ha firmado un Memorando de Entendimiento para convertirse en la primera aerolínea con sede en Estados Unidos, en colaborar con Airbus en la investigación y el desarrollo de aeronaves propulsadas por hidrógeno y el ecosistema requerido para hacer la transición.

“Para impulsar el futuro de la aviación sustentable, necesitamos acelerar el desarrollo y la comercialización de tecnologías potencialmente disruptivas”, dijo Pam Fletcher, directora de sustentabilidad de Delta. “El combustible de hidrógeno es un concepto emocionante que tiene el potencial de redefinir el status quo. Estos pasos tangibles sientan las bases para la próxima generación de aviación”.

Según el acuerdo, Delta proporcionará la experiencia de su gente para identificar las expectativas de flota y red, y los requisitos operativos y de infraestructura necesarios para desarrollar aeronaves comerciales propulsadas por combustible de hidrógeno. Las áreas de atención serán:

Concepto de aeronave: exploración de la viabilidad técnica y económica de las aeronaves impulsadas por hidrógeno, identificando el camino para la introducción en la flota y las operaciones de Delta, así como el rendimiento potencial de la aeronave en la flota de Delta. Eso incluye identificar desafíos como los límites de rango de vuelo, el tiempo de reabastecimiento de combustible y la compatibilidad del aeropuerto.

Ecosistema de aviación: evaluar la infraestructura que se necesitará para desarrollar hidrógeno verde, llevarlo a escala e implementarlo en los aeropuertos de todo el país, así como analizar la regulación y los costos, para identificar un camino claro para el progreso futuro.

Creación de coaliciones: Abogar por un futuro descarbonizado en la aviación, incluidos los caminos hacia la producción de hidrógeno, con las partes interesadas clave de la industria.

«Para descarbonizar la aviación, necesitamos desarrollar los ladrillos tecnológicos adecuados y un ecosistema de hidrógeno dinámico», dijo Julie Kitcher, vicepresidente ejecutivo de Comunicaciones y Asuntos Corporativos de Airbus. «A través de una estrecha colaboración con socios clave, como Delta, integraremos la experiencia y las necesidades específicas de nuestros clientes para garantizar que nuestro avión de cero emisiones sea un cambio de juego para la industria aeroespacial sostenible».

Este programa se basa en los esfuerzos continuos de Delta Flight to Net Zero a través de coaliciones que tienen como objetivo dar vida al próximo capítulo de la aviación. Alcanzar el cero neto requiere un enfoque holístico para la descarbonización y la colaboración en todos los rincones de la industria. El anuncio se basa en la inversión reciente de Delta a través de sus planes de pensión en el fondo TPG Rise Climate, que se enfoca en apoyar soluciones climáticas a escala. Delta también se unió a First Movers Coalition, una asociación y plataforma público-privada diseñada para acelerar y escalar el desarrollo de tecnologías climáticas innovadoras.

Inicia Ecopetrol la producción de hidrógeno verde en Colombia

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Con la entrada en operación de un electrolizador de tecnología PEM (Proton Exchange Membrane, por sus siglas en inglés) de 50 kilovatios y 270 paneles solares, ubicados en la Refinería de Cartagena, el Grupo Ecopetrol inició su primer proyecto piloto de producción de hidrógeno verde en Colombia.

El piloto, que se ejecutará durante los próximos tres meses, utiliza aguas industriales de la refinería para producir diariamente 20 kg de hidrógeno verde de alta pureza (99.999%). Esta prueba permitirá recopilar información sobre la operación, mantenimiento, confiabilidad y escalabilidad de las tecnologías utilizadas. Al finalizar el piloto en la refinería, se continuará con otras pruebas en las operaciones del Grupo Ecopetrol.

El objetivo principal del piloto es evaluar la viabilidad técnica y ambiental, así como el desempeño de la generación de hidrógeno verde en la Refinería de Cartagena. También servirá para conocer el impacto en el uso de insumos como el agua y la potencia eléctrica. El hidrógeno verde producido en el piloto servirá para mejorar la calidad de los combustibles que se producen en la refinería, para lo cual se usa actualmente hidrógeno gris.

El Grupo Ecopetrol avanza en la adquisición de dos sistemas de generación de hidrógeno electrolítico con estaciones de recarga para aplicaciones de movilidad de buses y vehículos. Se tiene previsto que estas iniciativas estén en marcha a comienzos del año 2023.

Invierte Naturgy más de mil millones de euros en infraestructura para energías renovables

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UFD, la distribuidora eléctrica del grupo Naturgy, ha invertido cerca de 1.250 millones de euros en los últimos cinco años para mejorar su calidad servicio y reforzar sus infraestructuras en España.
 
Las inversiones realizadas se han centrado en innovación y aplicación de nuevas tecnologías para avanzar en la telemedida y telegestión de los puntos de suministro, en el telecontrol y sensorización de las redes, así como en el robustecimiento de las infraestructuras, con el objetivo de integrar el incremento de la generación renovable.
 
Solo en 2021, la compañía invirtió 270 millones de euros a este fin, de los que 40 millones fueron destinados expresamente a la digitalización y automatización de la red, con proyectos de supervisión avanzada en Baja Tensión, actuaciones en Media y Alta Tensión, ciberseguridad y gestión avanzada de activos, entre otros.
 
Las inversiones realizadas en sensorización y digitalización de sus infraestructuras permitieron la mejora de la calidad del suministro eléctrico, que supera en un 35% la media de calidad en España. El indicador que mide la calidad del suministro eléctrico, el tiempo de interrupción equivalente a la potencia instalada (TIEPI), señala que la interrupción media del servicio fue de 35,9 minutos durante el año pasado, frente a los 55 minutos de media nacional.
 
Según el director general de Gestión de la Energía y Redes de Naturgy, Pedro Larrea, “gracias al gran esfuerzo inversor que hemos hecho para reforzar, tecnificar y digitalizar la red, nuestra compañía incorpora en sus redes casi el 20% de la generación renovable nacional y tiene un índice de calidad de suministro que se sitúa a la cabeza en España; de hecho, ciudades donde distribuimos, como Madrid o A Coruña, son las que tienen mejor calidad de suministro en todo el país.”

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