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Presidente Piñera abre la primera estación de hidrógeno verde de Chile

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El presidente de Chile, Sebastián Piñera, anunció la apertura de la primera estación de hidrógeno verde del país. La hidrogenera de Anglo American generará hidrogeno a partir del agua reutilizada del mismo proceso minero y de electricidad proveniente de dos plantas solares ubicadas en la ciudad de Colina. El agua pasará por un proceso de desmineralización, cuya descarga se utilizará para alimentar el electrolizador. Ahí se llevará a cabo la electrólisis del agua, dando como producto principal el hidrógeno y como subproducto el oxígeno, el cual será devuelto a la atmósfera.

A través del electrolizador con una capacidad de producción de 2 kg de H2 al día, se dispensa hidrógeno gaseoso a una grúa horquilla que es impulsada por la energía limpia generada por una celda de combustible, además este proyecto piloto incorpora una celda de combustible estacionaria, la cual reinyecta energía a la red eléctrica de la operación.

“Chile tiene un gigantesco potencial para transformarse en un país líder en el mundo en la producción de hidrógeno verde. Este es un combustible limpio, transportable, competitivo y sustentable, que nos permitirá una gran reducción en las emisiones de CO2. Estamos cumpliendo con nuestro compromiso de combatir esta crisis climática y lograr para Chile un desarrollo inclusivo y sustentable, que incorpore a todos nuestros compatriotas y proteja nuestro medio ambiente y a las futuras generaciones”, señaló Piñera.

La primera estación de hidrogeno para vehículos de cero carbono de Chile se enmarca en el Plan Minero Sustentable de Anglo American, que tiene entre sus objetivos alcanzar la carbono neutralidad en sus operaciones en Chile a 2030.

“Chile se ha propuesto ser líder mundial en la producción de hidrógeno verde, y en Anglo American estamos convencidos de que el país tiene todos los atributos para lograrlo. Queremos contribuir a acelerar esta agenda, con iniciativas pioneras como esta hidrogenera. La implementación de este proyecto es una clara muestra del compromiso de largo plazo que tenemos con el país y con el desarrollo de una actividad que genere valor y beneficios para todos”, explicó el presidente ejecutivo de Anglo American en Chile, Aaron Puna. “Este paso que estamos dando hoy en las instalaciones de Anglo American es muy importante para la minería y para la industria del hidrógeno. Para la minería porque el hidrógeno va a permitir que reduzca su huella de carbono, sobre todo reemplazando al diésel en sus equipos como esta grúa, y esperamos prontamente en los camiones mineros. La minería va a ser probablemente la fuente de demanda de hidrógeno verde más importante a nivel local y, por lo tanto, el compromiso de la minería con el hidrógeno verde va a acelerar el desarrollo de esta industria que tiene un tremendo potencial para nuestro país”, destacó el biministro de Minería y Energía, Juan Carlos Jobet.

Inaugura Endesa X nuevos puntos de recarga para vehículos eléctricos en restaurantes McDonald’s

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McDonald’s y Endesa X inauguraron nuevos puntos de recarga para coches eléctricos en España, concretamente en el municipio de Torrent. Con 50 kW de potencia, éstos permiten recargar más del 80% de la batería de un vehículo eléctrico en menos de treinta minutos.

El proyecto se enmarca en el acuerdo firmado a finales de 2019 entre McDonald’s y Endesa X, para instalar puntos de recarga de vehículos eléctricos en los estacionamientos de sus restaurantes por toda España. El objetivo de McDonald´s es superar los 150 puntos de recarga a finales de este año 2021.

Esta iniciativa forma parte de los compromisos de sostenibilidad tanto de Endesa X como de McDonald’s y, al mismo tiempo, se enmarca en el movimiento colaborativo “Happy Change” que McDonald’s presentó a principios de 2020 y que continúa impulsando con distintas iniciativas, entre las que se encuentra la instalación de infraestructura de recarga. De la mano, avanzan con el objetivo de impulsar la movilidad eléctrica en nuestro país y, sobre todo, facilitar el cambio y la transición a todos los clientes. La clave está en ofrecerles soluciones allá donde las necesiten.

Descubre ENI importante yacimiento de petróleo y gas en Costa de Marfil

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Eni anunció un importante descubrimiento de petróleo en el bloque CI-101 frente a la costa de Costa de Marfil. El bloque es operado por Eni con Petroci Holding, quienes poseen 90% y 10% respectivamente en la fase de exploración. 

El pozo de descubrimiento se ha perforado en el prospecto Baleine, con el apoyo del Gobierno marfileño en el difícil contexto de la pandemia-covid-19. Baleine-1x descubrió petróleo ligero (40 ° API) en dos niveles estratigráficos diferentes. Se llevará a cabo un programa de evaluación para evaluar el potencial de crecimiento significativo de la estructura general que se extiende al bloque CI-802, también operado por Eni con el mismo Joint-Venture e intereses de participación en la fase de exploración.

El pozo se perforó a unos 60 kilómetros de la costa, en unos 1.200 metros de profundidad de agua con el barco de perforación Saipem 10.000 y alcanzó una profundidad total de 3.445 metros en 30 días.

El pozo Baleine-1x se ubicó sobre la base de un análisis exhaustivo de una amplia gama de datos sísmicos 3D y estudios regionales en la cuenca sedimentaria de Costa de Marfil; La implementación de tecnología de punta, incluyendo pruebas de formación de cable inteligente y muestreo de fluidos, demostró la presencia de intervalos de aceite liviano de la edad de Santonian y Cenomanian / Albiana.

El nivel más bajo de Cenomaniano / Albiano muestra características de reservorio de discretas a buenas y ha sido probado con éxito en producción. Junto con el programa de evaluación, Eni y Petroci Holding también comenzarán estudios para un desarrollo acelerado del descubrimiento de Baleine.

El potencial del descubrimiento se puede estimar preliminarmente en entre 1.5 y 2.000 millones de barriles de petróleo en el lugar y entre 1.8 y 2.4 billones de pies cúbicos (TCF) de gas asociado.

Baleine-1x es el primer pozo de exploración perforado por Eni en Costa de Marfil. Además del bloque CI-101, Eni posee una participación en otros cuatro bloques en las aguas profundas de Costa de Marfil: CI-205, CI-501, CI-504 y CI-802, todos con el mismo socio Petroci Holding.

Después de más de 20 años de exploración industrial en aguas profundas del país sin descubrimientos comerciales desde el último descubrimiento de hidrocarburos en 2001, el pozo Baleine-1x ha probado con éxito en el bloque CI-101 un nuevo concepto de juego en la cuenca sedimentaria de Costa de Marfil.

Adquiere Sonnedix cartera solar fotovoltaica en desarrollo de 112MWp en España

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Sonnedix, el productor mundial independiente de energía solar (IPP) ha completado la adquisición de una cartera solar fotovoltaica en desarrollo de 112MWp, de Circle Energy, Faleuma, y Ríos Renovables.

La cartera consiste en siete proyectos fotovoltaicos situados en Valladolid, Castilla y León. Todos los proyectos están en estado avanzado de desarrollo y se espera iniciar su construcción a finales de 2021. La construcción de todas las plantas solares será llevada a cabo por Ríos Renovables.

Axel Thiemann, CEO de Sonnedix, ha afirmado que “esta adquisición es una muestra más del compromiso de Sonnedix con el mercado español, y manifiesta nuestro gran apetito de crecimiento aquí, y en otros países miembros de la OCDE. Estamos muy orgullosos de seguir desempeñando un papel importante a la hora de promover la transición energética y extender el uso de una energía limpia y renovable.”

Sonnedix tiene actualmente una capacidad total de 4.6GW alrededor del mundo, incluyendo un pipeline de desarrollo de más de 2GW. En España, el IPP opera más de 150 proyectos solares, sumando 365MW, y tiene casi 770MW en construcción y varias fases de desarrollo.

En esta transacción, Sonnedix fue asesorado por Linklaters y Vector Renewables.

Refinerías golpeadas por huracán Ida tardarán un mes en volver a funcionar, estima IHS Markit

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IHS Markit señaló que luego del paso del huracán Ida, se espera que la mayoría de las refinerías que fueron afectadas por el fenómeno meteorolólgico, las cuales

procesan más de 2.7 MMbd, aproximadamente el 14% de la capacidad total de refinación de Estados Unidos (EE.UU.), volverán a estar en funcionamiento dentro de tres semanas.

Sin embargo, un mayor daño por tormentas en toda la región, significa que el retorno a las tasas de funcionamiento del crudo antes de la tormenta para las refinerías que sufrieron daños por inundaciones o vientos tomará por lo menos un mes.

“Si bien aún es temprano en la fase de evaluación de daños, parece que la mayoría de las refinerías impactadas por el huracán Ida están en el proceso de restaurar la energía y las operaciones a los activos que no se inundaron o sufrieron daños importantes por el viento. Sin embargo, parece haber una pequeña cantidad de refinerías que sufrieron daños importantes por vientos e inundaciones que se reducirán hasta 1 o 2 meses. El número total de refinerías en esta categoría parece ser limitado, silenciando los impactos de los precios, en parte debido a una menor demanda relacionada con la pandemia”, dijo Debnil Chowdhury, director ejecutivo de IHS Markit.

Por su parte, Rystad Energy realizó una evalución del impacto del huracán Ida en la producción de petróleo y la capacidad de las refinerías de EE.UU., en la cual estima una reducción máxima del suministro diario de 1.8 millones de barriles por día (bpd) en el Golfo de México, que actualmente tiene una capacidad máxima de producción de 1.9 millones de bpd. Según los cortes de energía informados y el cierre de refinerías en preparación para la tormenta, se considera que casi 2 millones de bpd de la capacidad de refinación de la Costa del Golfo de EE.UU. está actualmente fuera de línea.

Como sucedió con los grandes huracanes y tormentas durante el período 2016-2020, el impacto acumulativo de la interrupción de la producción será equivalente a 5.5 días de capacidad máxima. Esto resultará en un impacto de aproximadamente 215.000 bpd y 127.000 bpd en los promedios mensuales de agosto y septiembre, respectivamente.

Precio de la luz impone nuevo récord histórico en España, alcanza los 139.95 euros por MW/h

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El precio de la electricidad en España superó por tercera vez en menos de tres meses un récord histórico, al alcanzar los 122.7 euros por megavatio, llegando en determinados momentos de la noche a los 139.95 euros.

Para el jueves 2 de septiembre, el precio medio de la electricidad en el mercado mayorista será de 140.23 euros el megavatio hora, batiendo récord por cuarto día consecutivo. Lo nunca antes visto.

El crecimiento del precio de la luz es uno de los temas que mayor malestar ha generado en la actualidad, tanto para la población como para el mismo gobierno español, integrado por una coalición de izquierdas del Partido Socialista Obrero Español (PSOE) y Unidas Podemos (UP), quien hasta el momento no ha dado una respuesta clara ni ha presentado un plan específico, a pesar de que uno de sus lemas antes de llegar al poder era poner fin a la pobreza energética.

De acuerdo con Conrado Giménez, de la Fundación Madrina, quien trabajó con los sectores más vulnerables de la sociedad, explicó que su organización ha detectado que “la factura se ha disparado hasta los 180 euros mensuales (4 mil 200 pesos) en el caso de algunas familias numerosas y con mayor consumo energético.

Las subidas en el pool eléctrico está marcado por el incremento en los precios de los derechos de CO₂ y del gas, a los que se ha unido el incremento de la demanda por las altas temperaturas y una menor contribución de las renovables, especialmente la eólica por la ausencia de viento. En concreto, los derechos de emisión de CO₂ se han encarecido y rozan los 56 euros por tonelada en lo que va de agosto, cuando a principios de año cotizaban en torno a los 33 euros. Mientras, el precio del gas natural se sitúa en torno a los 47 euros por MWh, según datos del Mercado Ibérico del Gas (Mibgas).

Ampliará Caterpilar su oferta de soluciones impulsadas por hidrógeno

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Caterpillar Inc. anunció que comenzará a ofrecer grupos electrógenos capaces de operar al 100 por ciento con hidrógeno, incluido hidrógeno verde totalmente renovable, diseñado a pedido a fines de 2021. Más inmediatamente, la compañía lanzará soluciones de generación de energía disponibles comercialmente que se pueden configurar para operar con gas natural mezclado con hasta un 25% de hidrógeno.

Estas innovaciones centradas en el mercado se basan en la cartera de soluciones de hidrógeno de Caterpillar, incluidos los grupos electrógenos de turbinas de gas de Solar® Turbines, que han funcionado con mezclas de alto contenido de hidrógeno durante décadas y son capaces de funcionar con un 100% de hidrógeno en la actualidad. La capacidad de trabajar con combustible de hidrógeno ayuda a abordar los objetivos de reducción de carbono de los clientes con tecnologías rentables y de alto rendimiento.

“En Caterpillar, trabajamos junto con nuestros clientes para comprender sus necesidades y ellos buscan fuentes de energía confiables que respalden sus objetivos relacionados con el clima. Nuestra inversión continua en nuevos productos, tecnologías y servicios es una de las formas en que los apoyamos con las soluciones de calidad con las que han llegado a contar de Caterpillar”, dijo Joe Creed, presidente de Energía y Transporte del grupo Caterpillar. Con las capacidades del motor alternativo de hasta un 100% de hidrógeno, Caterpillar está ampliando su legado en motores de gas y turbinas de gas Solar® con más de 35 años de experiencia con combustible con alto contenido de hidrógeno. Caterpillar continúa realizando inversiones destinadas a mejorar la capacidad de las soluciones impulsadas por hidrógeno y replicarlas en todas las plataformas de motores, ya que este combustible probablemente desempeñará un papel en los planes de los clientes para un futuro con bajas emisiones de carbono.

La nueva política energética significa no extraer más petróleo que el indispensable para cubrir la demanda de combustibles del país: AMLO

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Al presentar su Tercer Informe de Gobierno, el presidente Andrés Manuel López Obrador aseguró que la transformación está en marcha, con lo cual se ha puesto al descubierto la gran farsa neoliberal para auspiciar el cambio de mentalidad del pueblo mexicano.

Destacó que una de las principales medidas que se han tomado durante su administración, ha sido la de poner un alto a la tendencia privatizadora, dejando de entregar concesiones a particulares en minas, hospitales, agua, puertos, vías férreas, y obras públicas, pero sobre todo en el sector energético.

El mandatario aseguró que su nueva política energética busca producir en México las gasolinas que el país consume para dejar de importarlas. Con dicho fin, se continúan destinando recursos para la modernización de las seis refinerías existentes. En tres años, la inversión pública destinada a las refinerías ha sido de 33,581 millones de pesos.

“Al inicio de nuestra administración las refinerías transformaban 511 mil barriles por día y ahora procesan 706 mil barriles diarios, es decir, 38 por ciento más”, precisó.

Informó que, con el reinicio de la construcción de la coquizadora de Tula, Hidalgo, se ampliará la producción de dicha refinería en 70 mil barriles diarios de combustibles y que en julio de 2022 se terminarán las obras de la refinería de Dos Bocas, en Tabasco, la cual tendrá capacidad para procesar 340 mil barriles diarios de petróleo.

Explicó que con la adquisición por 596 millones de dólares de la mitad de la refinería de Deer Park, en Texas, se producirán 150 mil barriles diarios de combustibles que se destinarán al abasto del mercado interno de México.

“Esta nueva política energética significa no extraer más petróleo que el indispensable para cubrir la demanda de combustibles del país. Con esta producción moderada, cumpliremos el compromiso de reponer el 100 por ciento de las reservas y ayudaremos a disminuir el uso excesivo de combustibles fósiles no afectar el futuro de las nuevas generaciones”, señaló.

En cuanto a la industria eléctrica, dijo que este mismo mes va a enviar al Congreso una iniciativa de reforma constitucional “que permitirá repara el grave daño que causó la privatización al sector público y a la economía popular, pues mientras el mercado de dicha industria se abrió, para dar preferencia a empresas particulares, tanto nacionales como extranjeras con la entrega de subsidios, las plantas de la Comisión Federal de Electricidad fueron completamente abandonadas, pero ahora se están modernizando las plantas hidroeléctricas para reducir el uso de combustóleo y carbón en la producción de electricidad”.

La meta, dijo, es tener abasto público suficiente de energía eléctrica, que no haya apagones y evitar que los consumidores domésticos paguen la luz con tarifas más elevadas que las corporaciones empresariales y las grandes cadenas comerciales.

En el marco de su 30 Aniversario, LUKOIL produjo su segunda millonésima tonelada de petróleo en Siberia Occidental

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En el marco del 30 aniversario de LUKOIL, la compañía anunció que produjo la tonelada 2 mil millones de petróleo desde el comienzo del desarrollo comercial de los campos de Siberia Occidental.

La primera milmillonésima tonelada de petróleo se produjo en la región en 1999. Hoy en día, LUKOIL opera en 120 bloques de licencia en Siberia Occidental, cuya área combinada asciende a alrededor de 80 mil kilómetros cuadrados. La Compañía desarrolla 79 campos, incluido el grupo Shaim que sentó las bases para la industria petrolera en Siberia Occidental en 1960. LUKOIL también desarrolla varios campos únicos allí, como Povkhovskoye, Tevlinsko-Russkinskoye, Pokachevskoye, Uryevskoye y Mortymya- Campos de Teterevskoye. Otros 27 campos se someten a prospección y exploración. El número de pozos perforados supera los 41 mil.

A lo largo de los años de las operaciones de LUKOIL en Siberia Occidental, se construyeron y pusieron en marcha más de 21 mil km de varias tuberías, 7 mil km de autopistas y alrededor de 15 mil km de líneas eléctricas.

Es la digitalización de la producción y la modernización de equipos que permiten optimizar al máximo los procesos tecnológicos de extracción, tratamiento y transporte de hidrocarburos. Los modelos digitales de los campos Yuzhno-Yagunskoye, Druzhnoye, Imilorskoye, Severo-Danilovskoye, Nakhodkinskoye y Pyakyakhinskoye se encuentran actualmente en operación comercial. En el futuro más cercano, la Compañía planea introducir modelos integrados en 19 campos más de Siberia Occidental. Las áreas de crecimiento de la región son el campo Imilorskoye, el campo de condensado de gas y petróleo de Pyakyakhinskoye y los campos de la depresión de Bolshekhetskaya. El campo de condensado de gas Yuzhno-Messoyakhsky se puso en operación piloto en diciembre de 2019, y el campo de condensado de gas Khalmerpayutinskoye, un año después. En julio de 2021, comenzó la producción en el campo de condensado de petróleo y gas de Salekaptskoye.

Acumula Deer Park pérdidas por 360 mdd en lo que va del año y elevó su deuda a más de 1,000 mdd

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La refinería Deer Park, ubicada en Houston, Texas, de la cual Petróleos Mexicanos (Pemex) compró en 596 millones de dólares el 50.1 por ciento de las acciones que eran propiedad de la empresa neerlandesa Shell, ha acumulado una pérdida neta de alrededor de 360 millones de dólares en lo que va de este año.

“El gigante petrolero estatal mexicano acordó en mayo comprar la participación mayoritaria de Royal Dutch Shell en la refinería de Deer Park. El cierre forzoso de la instalación durante el congelamiento de Texas a mediados de febrero la llevó a registrar las pérdidas hasta julio, según personas con conocimiento de la situación”, indicó la agencia de noticias estadounidense Bloomberg.

Las mismas fuentes, que pidieron el anonimato por no estar autorizadas para hablar del tema, indicaron que también se ha luchado con la volatilidad del mercado durante la pandemia y su deuda se ha disparado a más de mil millones de dólares en los últimos meses

Cabe recordar que la empresa productiva del estado acordó comprar la participación del 50.1 por ciento de Shell en mayo pasado, utilizando fondos federales como parte de una estrategia del gobierno para deshacerse de la dependencia de México de los mercados energéticos extranjeros”, abundó Bloombgerg.

En su momento, Octavio Romero Oropeza, director de Pemex, comentó que Deer Park tradicionalmente había registrado ganancias, aunque incurrió en pérdidas debido a la pandemia del 2020. En mayo tenía una deuda de 980 millones de dólares, apuntó.

Por su parte, Rocío Nahle, secretaria de Energía, elogió la compra de Deer Park por parte de Pemex, ya que era rentable y promueve los objetivos de independencia energética del país.

Mientras tanto, en junio pasado, Brian Babin, un republicano de Texas, publicó una carta al Comité de Inversión Extranjera en los Estados Unidos oponiéndose al acuerdo porque afirmó que Pemex no tiene la experiencia ejecutiva, gerencial o técnica para operar la planta.