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Central Termoeléctrica de Tula opera a un 40% su capacidad y reduce un 80% el uso de combustóleo

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Durante la activación de medidas por altas concentraciones de ozono en la Zona Metropolitana del Valle de México, emitidas por la Comisión Ambiental de la Megalópolis (CAMe), la Central Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos, ubicada en Tula, Hidalgo, no requirió implementar acciones adicionales, ya que opera con una reducción del 80 por ciento de combustóleo respecto a su máxima capacidad de generación.

Actualmente, la Central “Tula” tiene en servicio dos de sus cinco unidades, por lo que genera al 40% de su capacidad. El porcentaje de combustóleo que utiliza es tan solo del 20%, por lo que el porcentaje de reducción total es de un 80%.

Con esta acción, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) mantiene el compromiso con la CAMe y el resto de las autoridades ambientales en pro de la calidad del aire en la Zona Metropolitana del Valle de México, y cumple con la medida establecida en la Gaceta Oficial de la Ciudad de México, fechada el 28 de mayo de 2019, donde solicita una reducción del 30% del consumo de combustóleo en la termoeléctrica.

La Central “Tula”, emplea para la generación de energía eléctrica combustóleo, gas natural o una mezcla de estos dos combustibles y suministra el 20% de la demanda diaria del Área Metropolitana del Valle de México.

Aprueban comisiones del Senado quitar regulación asimétrica en las ventas de Pemex

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Las comisiones unidas de Energía y de Estudios Legislativos, Segunda, aprobaron el dictamen a una minuta, que busca quitar a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) la facultad para sujetar a principios de regulación asimétrica las ventas que realiza Petróleos Mexicanos, de primera mano, de hidrocarburos, petrolíferos o petroquímicos.

Asimismo, elimina esta regulación en la comercialización que realicen personas controladas por Pemex o sus organismos subsidiarios.

El dictamen reforma el artículo Décimo Tercero Transitorio de la Ley de Hidrocarburos y fue aprobado con ocho votos a favor y cuatro en contra, por la Comisión de Energía, que preside la senadora Rocío Adriana Abreu Artiñano; así como con ocho votos a favor y cuatro en contra, por la Comisión de Estudios Legislativos Segunda, que preside la senadora Ana Lilia Rivera Rivera.

La reforma establece que la referida disposición transitoria sólo pretendió sujetar, de forma temporal, las actividades de Pemex a principios de regulación asimétrica, mientras se lograba la entrada de agentes económicos en el mercado energético.

Sin embargo, asegura que al haberse logrado una mayor participación de agentes económicos que propicien el desarrollo eficiente y competitivo de los mercados en esta materia, ya no existe justificación para sujetar solamente a Pemex a los principios de dicha regulación.

El documento refiere que, de acuerdo con información de la Secretaría de Energía y la Comisión Reguladora de Energía, ya existe una apertura del mercado nacional en materia de transporte, almacenamiento, distribución, compresión, licuefacción y regasificación, así como el expendio al público de hidrocarburos, petrolíferos o petroleoquímicos.

Los agentes económicos ya se encuentran participando en los eslabones de la cadena productiva del sector, lo que ha traído consigo que Pemex haya sido desplazado y no tenga un poder dominante en el sector energético, señala.

En el dictamen también se advierte que de seguir sujetándose a los principios de regulación asimétrica se continuaría incentivando la ineficiencia en los mercados y la participación en condiciones de desigualdad de circunstancias, lo que genera la existencia de competidores débiles.

Indica que la falla en los mercados provocada por la entrada de agentes económicos no podría ser corregida por una regulación asimétrica, lo que genera que los precios para el consumidor final no disminuyan, debido a que los comercializadores, distribuidores o expendedores no cuentan con los incentivos para transferir los beneficios que obtienen de sus proveedores al comprar grandes volúmenes.

“Ya no existe justificación para sujetar solamente a Pemex a los principios de regulación asimétrica, pues imponerle obligaciones adicionales a las que ejecutan sus competidores, provoca condiciones de desigualdad que limitan su competencia, colocándola en una posición desfavorable que debilita su comercialización en esta materia”.

Al respecto, la presidenta de la Comisión de Energía, Rocío Adriana Abreu Artiñano, indicó que la reforma no propone extinguir la propiedad a ninguna compañía privada, ni eliminar su participación en el mercado nacional, ni transferir al Estado la renta de utilidad de las empresas privadas.

Expresó que dichas reformas se traducirán en el “fortalecimiento del sector energético de México”.

La senadora del PT, Nancy de la Sierra Arámburo, dijo que se está votando una reforma sin mayor análisis, discusión o escrutinio, lo que lleva a la falta de calidad legislativa de este dictamen. “Pemex sigue siendo la principal ofertante en el mercado mayorista, al suministrar 83 por ciento del mercado nacional de gasolinas y 73 por ciento de diésel”.

La senadora del PAN, Xóchitl Gálvez Ruiz agregó que, con esta reforma, Pemex podrá negar, discriminar o condicionar las ventas de gasolinas o diésel, forzando a los privados a cumplir con las exigencias contractuales. “No se establecen razones suficientes por las que es viable eliminar la regulación asimétrica”.

En su oportunidad, la senadora del PRI, Claudia Ruiz Massieu Salinas, expresó que es una reforma innecesaria y busca impedir que Pemex sea sujeto de regulaciones asimétricas, aun cuando es un agente económico preponderante en la comercialización de gasolina y diésel. “Estamos ante un absurdo de reiterar prácticas que violan la ley fundamental para operar monopolios estatales en el sector estratégico”.

Por Morena, el senador Ovidio Peralta Suárez aseguró que este proyecto pretende terminar con una práctica que favorece y fortalece a las empresas privadas del sector energético. “Se busca equilibrar el proceso de competencia en la cadena de hidrocarburos, desapareciendo los factores que han mantenido en desventaja competitiva a Pemex”, asentó.

El senador del PRD, Miguel Ángel Mancera Espinosa dijo que para que esta disposición de la regulación asimétrica no fuera necesaria, Pemex necesitaría dejar de ser un agente económico preponderante, lo cual no ha sucedido, por lo que “se va a incurrir en la violación al T-MEC, además de las que se van a reclamar vía amparo”.

Petróleo crudo se refinará en México, será para consumo interno: AMLO

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Durante la conferencia de prensa matutina, el Presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, aseguró que el país dejará de vender petróleo crudo al extranjero para comprar gasolinas.

Señaló que durante su gobierno, México comenzará a producir gasolina. En este sentido, el mandatario dijo que  toda la producción petrolera será dedicada a satisfacer el mercado interno.

“Dejaremos de vender petróleo crudo para comprar gasolinas. Vamos a procesar la materia prima. El petróleo crudo se va a refinar y vamos a producir las gasolinas en el país. De modo que toda la producción petrolera se va a dedicar a satisfacer el mercado interno, lo cual implica  extraer menos petróleo”.

El Presidente acordó conservar más reservas petroleras para evitar emisiones de gases contaminantes y para “heredar” a las futuras generaciones. Asimismo, señaló que la extracción petrolera mexicana será menor a los 2 millones de barriles diarios.

“Vamos a conservar más petróleo. Este recurso debe cuidarse para que no haya emisiones de gases de dióxido de carbono en niveles no controlados y también para cuidar la herencia de las nuevas generaciones. No vamos a pasar de 2 millones de barriles diarios de extracción. Hace poco se llegó a extraer más de 3 millones de barriles diarios. Vamos a actuar de manera responsable”.

Aprueba SBTi los objetivos de reducción de emisiones de Johnson Controls

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El líder mundial en edificios inteligentes, saludables y sostenibles, Johnson Controls, anunció que la Iniciativa de Objetivos Basados en la Ciencia (Science Based Targets Initiative, SBTi) aprobó sus planes de reducción de emisiones.

Los objetivos que cubren las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de las operaciones de Johnson Controls (alcances 1 y 2) son coherentes con las reducciones necesarias para mantener el calentamiento en 1,5 °C, el objetivo más ambicioso del Acuerdo de París. El objetivo de Johnson Controls en cuanto a las emisiones de su cadena de valor (alcance 3) también cumple los criterios de la SBTi para los objetivos ambiciosos de la cadena de valor y, por lo tanto, está alineado con las mejores prácticas actuales del sector.

“La validación independiente de nuestros nuevos objetivos es la confirmación de que estamos en el mejor camino para evitar los peores efectos del cambio climático”, dijo George Oliver, Chairman y CEO de Johnson Controls. “Recientemente anunciamos nuevos compromisos ambientales, sociales y de gobernanza (Environmental, Social and Governance, ESG), junto con una promesa de carbono neto nulo. La validación de la SBTi comprueba aún más la fuerza de nuestra estrategia principal: reducir las emisiones de carbono y contribuir a un planeta saludable y más sostenible. Esto está en el centro de nuestro negocio”.

La SBTi es una asociación entre CDP, el Pacto Mundial de las Naciones Unidas, el Instituto de Recursos Mundiales y el Fondo Mundial para la Naturaleza. Esta evalúa de forma independiente las afirmaciones de sostenibilidad de las empresas y usa objetivos basados en la ciencia para mostrarles cuánto y qué tan rápido deben reducir sus emisiones de GEI para ser coherentes con el mantenimiento del calentamiento global por debajo de los niveles más peligrosos.

Como parte de sus compromisos de sostenibilidad ambiental, Johnson Controls tiene como objetivo reducir las emisiones operativas en un 55 % y las de sus clientes en un 16 % en términos absolutos antes de 2030. Su plataforma OpenBlue, diseñada para optimizar la sostenibilidad de los edificios, será fundamental para alcanzar estos objetivos y, en definitiva, para crear un entorno de personas, espacios y un planeta saludables.

“Mejorar la salud de nuestro planeta es una cuestión prioritaria que estamos reconociendo a través de nuestros compromisos. Estamos haciendo un cambio positivo dentro de nuestra propia corporación y creemos que estamos en una posición única para ayudar a los clientes y proveedores a alcanzar sus objetivos de sostenibilidad”, dijo Katie McGinty, Vicepresidenta y Chief Sustainability, Government y Regulatory Affairs Officer de Johnson Controls.

Johnson Controls está dando pasos importantes para mejorar considerablemente su impacto ambiental, al tiempo que capacita a los clientes y a las generaciones futuras para que consuman menos energía, conserven los recursos e identifiquen vías para lograr comunidades saludables que generen emisiones de carbono neto nulo. Impulsada por la inteligencia artificial y el aprendizaje de máquinas, la plataforma OpenBlue de Johnson Controls facilita el monitoreo en tiempo real, la evaluación comparativa y el análisis del consumo y la demanda de energía. También permite a los clientes producir informes de calidad ambiental interior para ayudar a obtener certificaciones de edificios saludables y de bienestar.

La empresa se unió recientemente a la campaña Business Ambition for 1.5°C (Ambición empresarial de 1,5 °C), un llamado urgente a la acción de una coalición mundial de agencias de la ONU y líderes empresariales e industriales, y es signataria de The Climate Pledge (El compromiso climático), una iniciativa de líderes empresariales cofundada por Amazon y Global Optimism. Los firmantes del compromiso acordaron lograr emisiones de carbono neto nulo para 2040, diez años antes del objetivo establecido en el Acuerdo Climático de París de las Naciones Unidas.

Como líder en el sector de los edificios durante más de 135 años, Johnson Controls ha sido pionera en sostenibilidad, está clasificada en el 12 por ciento de las empresas líderes en materia de clima a nivel mundial por CDP y recientemente fue nombrada en la Lista de Honor de World’s Most Ethical Companies® (Empresas Más Éticas del Mundo) y una de las 100 Empresas Más Sostenibles del Mundo según Corporate Knights. Recientemente, George Oliver fue nombrado Chairman del Comité de Energía y Medio Ambiente de Business Roundtable, donde promueve políticas que preservan el medio ambiente y maximizan las opciones de energía sostenible.

Presenta CNH evaluación de las reservas 1P, 2P y 3P al 1 de enero de 2021

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La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) presentó el documento “Análisis de Reservas de Hidrocarburos 1P, 2P y 3P al 1 de enero de 2021”, que mostró los análisis y las conclusiones realizadas por la Dirección General de Reservas correspondientes a los reportes de evaluación de las reservas 1P, 2P y 3P de hidrocarburos al 1 de enero de 2021, elaborados por los Operadores Petroleros, y a los reportes de las certificaciones respectivas realizadas por los Terceros Independientes.

Según la Comisión, el documento se integró a través de un proceso general conforme a los Lineamientos de reservas; una revisión de las metodologías utilizadas por los Operadores Petroleros en la estimación de reservas; la revisión de la documentación de los Terceros Independientes; el análisis de los informes de reservas presentados por los Operadores Petroleros; el análisis de las diferencias y variaciones de reservas presentados por los Operadores Petroleros y Terceros Independientes y las conclusiones.

En este sentido, la CNH indicó que las Reservas 1P consolidadas presentan un decremento de 227 millones de barriles de aceite, lo que equivale a una reducción del 3.6%; un incremento de 695.4 mil millones de pies cúbicos de gas, el cual representa un incremento del 7.5%; y un decremento en Petróleo Crudo Equivalente de 76.7 millones de barriles, que representa una disminución del 1.0%.

La CNH reveló que las Reservas 2P consolidadas presentan una reducción de 631.6 millones de barriles de aceite, lo que equivale a un decremento del 5.2%; una reducción de 548.0 mil millones de pies cúbicos de gas, el cual representa una disminución del 2.6%; y un decremento en Petróleo Crudo Equivalente de 656.7 millones de barriles, que representa una reducción del 4.1%.

Sobre las Reservas 3P consolidadas, la CNH aseguró que presentan una reducción de 607.4 millones de barriles de aceite, lo que equivale a una disminución del 3.4%; un incremento de 1,061.5 mil millones de pies cúbicos de gas, el cual representa un incremento del 3.6%; y una disminución en Petróleo Crudo Equivalente de 241.2 millones de barriles, que representa una disminución del 1.0%.

En relación con los descubrimientos, producto de las actividades exploratorias, la CNH señaló que Petróleos Mexicanos pudo incorporar los volúmenes de Ixachi (pozo Ixachi-2001), y Terra (pozo Terra-101), así como los campos Quesqui, Itta, Tlamatini y Paki que en su conjunto adicionaron volúmenes en Reservas 1P de 101.6 mmb en aceite, 371.6 mmmpc de gas y 182.3 mmb en Petróleo Crudo Equivalente; respecto a la categoría 2P contribuye con 352.3 mmb en aceite, 1,061.2 mmmpc de gas y 554.5 mmb en Petróleo Crudo Equivalente; finalmente en Reservas 3P se documentaron en 702.0 mmb en aceite, 3,172.7 mmmpc de gas y 1,368.4 mmb en Petróleo Crudo Equivalente.

Finalmente,  el Grupo de Trabajo de la Comisión calculó la Tasa de Restitución de Reservas por Descubrimientos e Integral, así como la Relación ReservaProducción. Reveló que las cifras de las Tasas de Restitución por Descubrimientos, en Petróleo Crudo Equivalente al 1 de enero de 2021, de las Reservas 1P, 2P y 3P, son de 20.1%, 61.1% y 150.8%, respectivamente; las cifras de las Tasas de Restitución Integral, en Petróleo Crudo Equivalente al 1 de enero de 2021, de las Reservas 1P, 2P y 3P, son de 91.5%, 27.6% y 73.4%, respectivamente; y las cifras de la Relación Reserva-Producción, en Petróleo Crudo Equivalente al 1 de enero de 2021, de las Reservas 1P, 2P y 3P, son de 8.8 años, 16.8 años y 25.2 años, respectivamente.

¿Puede ser el Hidrógeno viable en México?

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Por Dr. Ulises Cano Castillo, investigador del INEEL.

El hidrógeno es considerado uno de los vectores de energía que puede sustituir al petróleo y facilitar el uso de fuentes renovables de energía. Bloomberg se refirió al hidrógeno como “el secreto para cambiar el sistema de energía global por completo hacia energías renovables…» . La compañía también mencionó que China perdió $3.4 mil millones de dólares en ingresos, porque los parques eólicos se vieron obligados a permanecer inactivos debido a que las líneas eléctricas estaban congestionadas. Alemania, por su lado ha sufrido problemas similares a medida que aumenta su cuota de energía renovable.

El hidrógeno no existe en forma natural, sino en forma de compuestos como la biomasa, desperdicios plásticos y agua, entre otros.  Así es, 1L de agua contiene un poco más de 111g de hidrógeno, siendo el agua un recurso disponible en cualquier parte del mundo. El gas hidrógeno es un producto de valor agregado como la gasolina, que tampoco existe libre en la naturaleza. Para extraerlo se debe invertir energía; el hidrógeno puede producirse empleando diversas fuentes de energía primaria, en especial energía renovable para formar el llamado hidrógeno verde. Esta flexibilidad en su producción, le da al hidrógeno un carácter sostenible si se eligen adecuadamente las tecnologías para ello. Una vez obtenido, el hidrógeno es un intenso portador de energía (119.93 kJ/g), conteniendo más del doble de energía que el diésel, la gasolina o el gas natural. Como portador energético puede mezclarse y alimentarse a ductos de gas natural incrementando su contenido energético.

Siemens asevera que la red de GN en Alemania podría transportar 130 Terawatts hora de energía eléctrica en forma de hidrógeno, lo que representa casi el 25% de las necesidades anuales de energía en ese país. Incluso, puede ya utilizarse en turbinas de hidrógeno para generación de electricidad descarbonizando este sector. En México, PEMEX tiene una capacidad operativa de transportar 6.78 millones de barriles diarios que pueden recibir contenidos de hidrógeno en diversas proporciones.

En aplicaciones móviles como el transporte, el sector con mayor consumo de energía en nuestro país y uno de los más contaminantes, el hidrógeno se convierte electroquímicamente en electricidad para vehículos eléctricos cero emisiones móviles, usando celdas de combustible con ventajas sobre las baterías, en algunos nichos de mercado como el transporte pesado.

El empleo del hidrógeno en el sector de energía, significa también un uso más eficiente y limpio de la energía, considerando que su contenido energético es mayor comparado con combustibles convencionales y su uso generalmente tiene como emisiones vapor de agua.

Este gas puede emplearse como materia prima para numerosas industrias que ya lo consumen, la metalúrgica, electrónica, fertilizantes, alimentaria e incluso como refrigerante en la misma industria eléctrica y hasta las plantas de refinación de hidrocarburos. Estas industrias podrían descarbonizarse a través de transformar excedentes de energía renovable en hidrógeno, en lugar del hidrógeno que hoy se produce a partir del gas natural principalmente con grandes emisiones y consumos energéticos. En la industria de los fertilizantes, el camino verde en la producción de hidrógeno, utilizado para la producción de amoniaco, evita altos pagos por energía térmica y las emisiones nocivas nada despreciables.

El hidrógeno puede almacenarse durante mucho tiempo, muchos meses o incluso más, prácticamente sin pérdidas de energía. Existen retos relacionados al almacenamiento del hidrógeno ya que éste existe en forma de gas a condiciones ambientales y su compresión requiere energía para tener sistemas de almacenamiento con densidad energéticas prácticas y económicas.

A pesar de ello, vehículos como el Mirai de Toyota almacenan hidrógeno a 700 bar con densidades energéticas de 1.59 kWh/kg ofreciendo autonomías mayores a 600km. Un paquete de baterías de litio generalmente suele rondar en valores de 0.2 kWh/kg, lo que hace necesario un mayor peso para autonomías similares. Aplicaciones en transporte, deberán ser evaluadas con detalle, incluyendo análisis de ciclo de vida para determinar ventajas energéticas, ambientales y viabilidad económica en cada nicho de mercado. Otros mercados de hidrógeno que requieren una grande infraestructura de almacenamiento podrían significar altos costos de inversión, pero atractivos ingresos a lo largo de la vida útil de un proyecto de aplicación o beneficios en reducción de emisiones.

La llegada del hidrógeno al escenario energética mundial plantea diversas opciones que incluyen servicios a la red eléctrica. Estos servicios incluyen el soporte a la integración de fuentes renovables, especialmente nivelando la intermitencia y asistiendo en el balance de la red. Así es, la producción de hidrógeno mediante electrolisis del agua (descomposición mediante electricidad) permite a los electrolizadores absorber excedentes eléctricos de fuentes renovables que no pueden inyectarse a la red o bien, generación de la red que no requiere la demanda. Esto es, los electrolizadores pueden actuar como cargas adicionales cuando existe mucha generación en la red o en plantas de renovables. Este es el concepto llamado Potencia-a-Gas (P2G), y se refiere a la posibilidad de almacenar energía eléctrica cuando ésta está disponible y no puede ser enviada a la red eléctrica para ser consumida por la demanda. En su lugar, esta energía es transformada en un combustible útil como el hidrógeno para su uso posterior, ya sea en el mismo sector eléctrico o en alguna otra actividad económica, evitando costosas pérdidas.

En Alemania, hasta el 20% de la energía eólica en el mar del norte se desperdicia, ya que la red eléctrica no puede recibir electricidad generada si ésta no es necesaria. En el mediano plazo, este problema se verá aún más agravado no solo en Alemania, sino en muchos otros lugares donde la energía renovable aumentará su cuota de energía. México se ha fijado un objetivo de 35% de participación con fuentes de energía limpias para el año 2024 y se le ha pedido que considere la expansión de la infraestructura de la red al agregar sistemas de almacenamiento de energía para evitar desequilibrios en la misma. El hidrógeno presenta la posibilidad de facilitar el balance entre generación renovable y la demanda a través de opciones que faciliten la gestión de ambos lados del mercado e incorporando almacenamiento de energía.

Además de los beneficios al considerar hidrógeno como una vía de almacenamiento de energía con la posibilidad de diferir cargas y generación, este gas presenta otros atractivos en los siguientes sectores:

• sector transporte: empleando hidrógeno en vehículos a celdas de combustible o para la síntesis de biocombustibles y de metano sintético.

• en la red de gas natural: hidrógeno mezclado con gas natural o metano sintético e inyección en la red de gas natural incrementando su contenido energético y disminuyendo emisiones nocivas durante su utilización

• para electrificación limpia a través de turbinas de hidrógeno y generadores eléctricos de celdas de combustible estacionarias

• comercializando hidrógeno para usos en generación de energía o bien en la industria, especialmente refinerías, industria siderúrgica, manufactura de amoníaco, entre otras.

Considerar al hidrógeno como parte del portafolio de energías de un país como México, en donde de acuerdo con la Agencia Internacional de Energía, podríamos tener costos cercanos a las $2 dólares por kilogramo con fuentes renovables como la solar y la eólica, puede significar grandes beneficios al país como un productor de un combustible sustentable.

La flexibilidad en su producción y sus variados usos en el sector energía y transporte, así como producto de valor agregado, i.e. commodity, hacen prudente considerar a este gas como un elemento que no sólo puede ser integrado al escenario energético en nuestro país, sino que seguramente veremos en un futuro no muy lejano a través de numerosas tecnologías listas para diversos mercados. La cuestión es cuando y qué papel habremos de tener como un país en necesidad de reactivación económica y opciones sustentables para nuestra economía.

Arranca Enel Green Power la operación comercial del parque eólico Dolores

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Enel Green Power ha iniciado la operación comercial del parque eólico Dolores, de 269 MW, en el municipio de China, Nuevo León. Con una inversión aproximada de 290 millones de dólares, esta planta podrá producir 938 GW/h anualmente, que contribuirán al fortalecimiento y crecimiento de la matriz energética en México.


La producción de energía eólica en esta nueva central eléctrica evitará la emisión anual de 525 mil toneladas de CO2 a la atmósfera. Iniciamos con optimismo la operación, después de demostrar el total cumplimiento y apego a la normatividad y regulación existentes, además de superar las causas de fuerza mayor derivadas del COVID-19. Las energías renovables generan beneficios ambientales, económicos y abren las puertas a la innovación, por eso son el camino que el mundo está tomando. Estamos orgullosos de seguir contribuyendo al desarrollo del potencial energético del país”, señaló Bruno Riga, Country Manager de Enel Green Power México.


La instalación de las turbinas eólicas de Dolores se completó en agosto de 2020 y a la fecha, es el mayor parque eólico individual de Enel Green Power en México, así como el primer proyecto de la empresa en Nuevo León.

Dolores fue edificado bajo el modelo de «Sitio de Construcción Sostenible» de Enel, que contempla la medición del impacto socioambiental del proyecto y las acciones dirigidas al uso racional de los recursos, como la gestión del agua, reciclaje de residuos, la reutilización de la madera del sitio para producir muebles ecológicos y contenedores de envío para ser utilizados por la comunidad local. Asimismo, impulsó la creación de más de 400 fuentes de trabajo directas e indirectas en poblaciones aledañas, en beneficio de la economía regional.


Dentro de las acciones con las que la compañía contribuyó a las comunidades cercanas al proyecto destaca la donación de un vehículo tipo van, utilizado para el traslado de equipos deportivos y juveniles representativos del municipio de China. También se apoyaron los trabajos de rehabilitación de 27 kilómetros de camino entre las localidades de El Hueso y Pobladores, así como el mejoramiento de la calle Agualeguas.


De igual manera, ante la contingencia por COVID-19, Enel Green Power donó al Hospital General Regional No. 270 de Reynosa, mil 300 cubrebocas KN95, 150 caretas, 10 splitters y tres mascarillas de ayuda respiratoria, con la finalidad de apoyar al personal médico y pacientes contagiados. También se llevó acabo una campaña de información sobre prevención y atención del virus, que llegó a más de 300 beneficiarios directos y siete organizaciones, además de la donación de 148 galones de cloro y 296 de jabón. En el sitio en construcción se implementaron protocolos de sanidad por COVID-19, que evitaron la propagación de contagios y protegieron la salud de quienes participaron en la construcción.

Con este proyecto, Enel Green Power México confirma su compromiso de contribuir a la reactivación económica del país y de proveer de electricidad a la sociedad mexicana a través de energías limpias y accesibles, así como al cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la ONU y de las metas establecidas en el Acuerdo de París.

Realiza Cotemar libranza parcial de la plataforma Akal C-8

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Cotemar informó que durante el período del 20 de marzo al 12 de abril del presente año, se llevó a cabo la libranza parcial de la plataforma Akal C-8 (para mantenimiento a las plantas endulzadora 1 y 2), ubicada en la sonda de Campeche, cuyo objetivo fue realizar la limpieza de las torres contactoras para aumentar la eficiencia en la generación de gas dulce, disminuir la corrosión y reparar los sistemas de tuberías y las plantas de procesos.

La libranza parcial de Akal C-8 contó con la participación directa de 325 personas, considerando al personal operativo, de  calidad, seguridad y de supervisión, así como mandos medios y servicios médicos disponibles en el sitio de la obra.

La libranza parcial de Akal C-8 fue ejecutada en dos etapas desde la embarcación operada por Cotemar Plataforma Semi Sumergible Atlantis e incluyó actividades en dos Etapas.

En la Etapa 1:

  • Instalación de placas de aislamiento mecánico.
  • Paro de la planta endulzadora número 1 y cierre de válvulas para drenado y desfogue del sistema.
  • Inyección de vapor en punto superior de la torre y venteo, punto medio y punto inferior.
  • Arreglos para drenado.
  • Ejecución de 48 horas de vaporizado a la torre desde los 3 puntos.
  • Enfriamiento de la torre por 6 horas para limpieza interna.
  • Sustitución de válvulas en el tanque FA-8411A y corrección de 4 hallazgos.

En la Etapa 2:

  • Retiro de placas de aislamiento mecánico, apertura de válvulas y prueba dinámica del sistema para arranque de la planta endulzadora 1y 2.
  • 160 placas de bloqueo y arreglos brigados instalados y retirados.
  • 235 metros cúbicos de vaporizado.
  • 455 metros cúbicos de agua potable.
  • 45 juntas de soldadura.
  • 26 relevados de esfuerzos.
  • 11 válvulas.
  • 1,564 espárragos en 160 juntas brigadas.

Asimismo, se llevó a cabo el vaporizado de limpieza mecánica interna con agua a presión e inspección de los siguientes equipos: tanques flash FA-8403A y FA-8403B; tanques de balance FA-8404A y FA-8404B; torres contactoras DA-8413A y DA-8413B; sustitución de 11 válvulas y corrección de 4 hallazgos.

“En Cotemar estamos comprometidos con la seguridad en todas nuestras operaciones, por ello, contamos con un equipo altamente especializado que cumple cabalmente con las mejores prácticas a nivel nacional e internacional en la reparación, el diseño y la construcción costa afuera, una característica poco común en la industria. Este proyecto lo ejecutamos sin incidentes o accidentes al personal e industriales y sin impacto a la producción de nuestro cliente”,  señaló una fuente interna de Cotemar.

Con más de 4 décadas de historia, Cotemar continua apoyando en el desarrollo de la industria petrolera nacional y su cadena de valor, renovando su compromiso y optimizando al máximo el desempeño de sus operaciones y servicios, bajo estándares nacionales e internacionales de calidad, seguridad y protección ambiental.

Amplían su acuerdo ExxonMobil y Global Clean Energy; buscan incrementar el uso de diésel renovable

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ExxonMobil y Global Clean Energy han ampliado su acuerdo de cinco años para aumentar la compra de ExxonMobil de diésel renovable hasta 5 millones de barriles por año.

ExxonMobil será el comprador exclusivo de diésel renovable de la biorrefinería de Global Clean Energy en Bakersfield, California, que está programada para comenzar la producción a principios de 2022. El diésel renovable aprovecha la cosecha de camelina patentada de Global Clean Energy, que puede reducir significativamente los gases de efecto invernadero del ciclo de vida. emisiones.

«Nuestro acuerdo ampliado con Global Clean Energy refuerza los esfuerzos de larga data de ExxonMobil para apoyar las ambiciones de la sociedad de combustibles de bajas emisiones», dijo Ian Carr, presidente de ExxonMobil Fuels and Lubricants Company. “A través de nuestra creciente relación, seguimos enfocados en llevar al mercado combustibles renovables que hagan contribuciones significativas para ayudar a los consumidores a reducir sus emisiones”.

Según el análisis de los datos de la Junta de Recursos del Aire de California, el diésel renovable de diversas materias primas distintas del petróleo puede proporcionar reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero durante el ciclo de vida de aproximadamente un 40 a un 80 por ciento en comparación con el diésel a base de petróleo. Cuando se cultiva como cultivo de cobertura en tierras secas de rotación, la camelina puede ayudar a satisfacer la creciente demanda mundial de materias primas distintas del petróleo con menor contenido de carbono.

“Nuestro trabajo en la biorrefinería de Bakersfield es un ejemplo perfecto de lo que se puede lograr cuando un líder de la industria como ExxonMobil apoya a una empresa de energías renovables en crecimiento como Global Clean Energy con contratos a largo plazo”, dijo Richard Palmer, director ejecutivo de Global Clean Energy Holdings. “Al trabajar juntos en las líneas tradicionales de la agricultura, la energía y la cadena de suministro, estamos mostrando cómo la agricultura y la energía, grandes y pequeñas, pueden colaborar para llevar al mercado combustibles con bajas emisiones de carbono”.

La biorrefinería de Bakersfield procesará hasta 15.000 barriles por día de materias primas renovables, incluida la camelina, propiedad de Global Clean Energy. El resto del diésel renovable se producirá utilizando diversas materias primas distintas del petróleo, como aceite de cocina usado, aceite de soja, aceite de maíz de destilería y otras fuentes renovables.

El acuerdo original firmado en agosto de 2020 comprometía a ExxonMobil a comprar 2,5 millones de barriles de diésel renovable por año. Tras el inicio de la producción, ExxonMobil planea distribuir el diésel renovable en California y potencialmente en otros mercados estadounidenses e internacionales.

Preve Fieldwood Energy producción de hasta 58 mil barriles diarios a finales del 2021

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Fieldwood Energy, empresa de exploración petrolera, espera que para finales del 2021 tenga una producción de entre 43 mil y 58 mil barriles diarios como resultado del trabajo de los campos Ichalkil y Pokoch.

Georgina Patiño, gerente legal de Regulación y Relaciones con Gobierno de la empresa, dijo que, para julio de este año, la compañía prevé iniciar el desarrollo de los campos con una producción de 10 mil barriles diarios. Sin embargo, Fieldwood Energy alcanzará una producción de 30 mil barriles diarios en agosto.

«Ha sido muy difícil por la pandemia y estamos esperando ese nivel de producción. Hemos invertido más de 850 millones de dólares desde 2016 cuando iniciamos nuestro período de evaluación, iniciamos en 2019 nuestra fase de desarrollo. Somos de los pocos proyectos que estamos en fase de desarrollo y estamos próximos a iniciar producción”, aseguró durante un evento que organizó la Barra Mexicana de Abogados (BMA).

Detalló que la compañía llegó al país desde hace 5 años y siguen apostando por proyectos a largo plazo. Sin embargo, aseguró que la iniciativa privada está atravesando por momentos complicados con la aprobación de la Ley de Hidrocarburos.

«En el caso de nosotros la inversión es extranjera, de Estados Unidos, y es muy difícil platicar con nuestros directivos y explicar lo que está pasando en nuestro país”.