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Reforma a la Ley de Hidrocarburos detendrá las inversiones en el país: IMEF

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De acuerdo con el  Instituto Mexicano de Ejecutivos de Finanzas (IMEF), los cambios en las leyes de la Industria Eléctrica e Hidrocarburos detienen el avance de nuevas inversiones en el país.

“Los cambios propuestos (con ambas iniciativas) representan un retroceso claro en el desarrollo de un mercado competitivo, no garantizan mejores tarifas para las familias y las empresas, afectan la competitividad del país y afectarían negativamente el bienestar de los mexicanos en materia de salud y, por supuesto, impactan directamente en el atractivo de México como destino de inversión”, aseguró Ángel García-Lascurain, presidente Nacional del IMEF.

Durante una conferencia de prensa, García-Lascurain señaló que en la recién aprobada reforma a la Ley de Hidrocarburo no se precisa qué significa seguridad energética para la administración federal; aseguró que esta nueva reforma deja un vacío e incertidumbre jurídica, lo cual convierte al país en un sitio poco atractivo para la inversión.

Finalmente, aseveró que las iniciativas “anti mercado” generan tensiones políticas que afectan la confianza para invertir.

Aprueba CNH Plan de Desarrollo de Jaguar Exploración y Producción en Veracruz

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La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó el Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Jaguar Exploración y Producción, relacionado con el Contrato CNH-R02-L03-VC-02/2017.

Se trata de un Contrato en la modalidad de Licencia. Es un Área contractual terrestre con una superficie de 251.35 km2, localizada en el estado de Veracruz- Llave, entre los municipios de Soledad de Doblado, Cotaxtla y Manlio Fabio Altamirano, aproximadamente a 26 km de la Ciudad de Veracruz. Cuenta con los campos Cópite y Manuel Rodríguez Aguilar, así como con tres pozos, dos de ellos con posibilidades. El tipo de fluido es gas húmedo.

Las causas que justifican el Plan de Desarrollo se deben a la conclusión de la vigencia de la modificación del Programa de Transición con el que cuenta el Operador actualmente, la presentación de un Plan de Desarrollo Multianual, y la continuidad operativa.

De dos Alternativas de Desarrollo presentadas, “1” y “2”, el Operador optó por la Alternativa 1. En ésta, el alcance del Plan al límite económico del área considera un volumen a recuperar 0.33 MMMPC en el periodo del 2021-2023; y actividades de continuidad operativa, que incluyen el abandono de cinco pozos y cuatro líneas de descarga en el año 2024.

El Programa tendrá un costo total de 650.0 MUSD, de los cuales 320.0 MUSD serán para Gasto de operación, y 330.0 MUSD para los gastos de abandono, a erogarse en el año 2024.

Autoriza CNH a Eni trabajos por 80.81 MMUSD en Tabasco

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La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó el Programa de Evaluación, el Programa de Trabajo y el Presupuesto asociado al mismo, presentados por Eni México,. referentes al descubrimiento asociado al pozo Sáasken-1EXP, del Contrato CNH-R02-L01-A10.CS/2017.

Se trata de un Contrato en la modalidad de Producción Compartida, con una superficie de 532.64 km2. El Área Contractual se localiza en aguas territoriales del Golfo de México, a 60 km aproximadamente de las costas del estado de Tabasco, pertenece a la provincia petrolera Cuencas del Sureste Marino y a la provincia geológica Salina del Istmo.

El área total objeto de la evaluación asociada al Descubrimiento es de aproximadamente 8.9 km2. El Programa de Evaluación propone una estrategia de ejecución de actividades en dos escenarios complementarios denominados Escenario Base y Escenario Contingente. El Escenario Base incluye actividades a realizar para la caracterización geofísica y geológica de los yacimientos del descubrimiento Sáasken, consistentes en un estudio de inversión sísmica, mapeo de facies y el modelado estático y dinámico de yacimientos.

Si los estudios realizados en el Escenario Base justifican la perforación de un pozo delimitador que permita confirmar un descubrimiento comercial, en el Escenario Incremental se llevará a cabo la perforación de un pozo delimitador (Sáasken-2DEL), así como una prueba de producción; y en caso de resultar exitoso, se realizará la actualización de los estudios de inversión sísmica, mapeo de facies y modelado estático y dinámico de yacimientos.

El Programa de Evaluación considera un costo total del orden de 8.64 MMUSD correspondientes al Escenario Base y de hasta 80.81 MMUSD considerando al Escenario Contingente, propuestos a erogarse durante el periodo 2021-2022.

En paralelo, el Órgano de Gobierno aprobó el Programa de Trabajo y su presupuesto asociado, ya que las actividades propuestas incluyen sub- actividades y tareas acordes a los objetivos, alcances y estrategia definidos por el Operador, y son congruentes con respecto al Programa de Evaluación.

Finaliza Cotemar la interconexión de tanque y cabezales de los pozos Quesqui y Tecominoacán

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Anunció Cotemar que el pasado 24 de marzo concluyó los trabajos del Programa Integral para la Interconexión del Tanque FA-100B ubicado en Quesqui 1 y los Cabezales de los Pozos Quesqui 2, 3 y 4, así como la Instalacion de las Líneas de Gas Amargo y Desfogue en la Batería de Separación Tecominoacán.

Las actividades realizadas incluyeron la fabricación e instalación de la línea de entrada de mezcla, línea de salida de aceite, línea de salida de gas y línea de desfogue para la interconexión del tanque separador trifásico FA-100B.

“Los trabajos realizados en el Programa Integral de Interconexión se dividió en prioridades estratégicas, lo que nos permitió concluir unos días antes de los acordados con un rendimiento sobresaliente; trabajamos con base en las mejores prácticas y talento altamente calificado, por lo que optimizamos el desempeño de los proyectos de nuestros clientes, desde la logística hasta proyectos complejos”, señaló una fuente interna de Cotemar.

La ejecución de este proyecto, permitirá incrementar la producción de hidrocarburos en un volumen adicional de hasta 47 Mbpd de aceite, y 175 MMpcd de gas húmedo dulce, así como asegurar que se cuenta con la infraestructura asociada a dicho crecimiento y se aprovecha eficientemente la capacidad de transporte de las líneas existentes. Asimismo, permitirá incorporar el aceite separado al proceso en baja presión, y el gas en alta presión, hacia la descarga de las compresoras de la estación de compresión Tecominoacán.

Con más de 4 décadas de historia, Cotemar es una empresa 100% mexicana comprometida con el fortalecimiento de la industria petrolera nacional, así como con el bienestar de nuestro país, por ello, trabajamos bajo estándares nacionales e internacionales de calidad y seguridad.

Planean Total y Siemens reducir las emisiones del GNL

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Firman Total y Siemens Energy un Acuerdo de Colaboración Técnica para estudiar soluciones sostenibles para la reducción de emisiones de CO2. La colaboración se centrará en las instalaciones de licuefacción de gas natural y la generación de energía asociada.

Cada socio reunirá las mejores tecnologías de su clase y combinará sus conocimientos para ofrecer soluciones de nivel industrial como la combustión de hidrógeno limpio en turbinas de gas, licuefacción totalmente eléctrica competitiva, generación de energía optimizada, la integración de energía renovable en sistema eléctrico de las plantas de licuefacción y mejora de su eficiencia.

“Esta colaboración con Siemens Energy, un actor importante en el sector de tecnología energética, brinda muchas oportunidades para reducir aún más la huella de carbono de nuestras actividades, especialmente en nuestro negocio estratégico de GNL”, dijo Arnaud Breuillac, presidente de Exploración y Producción de Total. “El desarrollo de GNL bajo en carbono contribuirá a satisfacer el crecimiento de la demanda mundial de energía al tiempo que reduce la intensidad de carbono de los productos energéticos consumidos. Reducir su huella de carbono es esencial para que el GNL desempeñe plenamente su papel en la transición energética ”.

“Nos complace asociarnos con Total como uno de los principales actores en la cadena de valor del GNL para explorar cómo podemos reducir competitivamente la huella de carbono de los proyectos de GNL brownfield y greenfield”, dijo Thorbjörn Fors, vicepresidente ejecutivo de la División de Aplicaciones Industriales en Siemens Energy. “El acuerdo es un siguiente paso, luego de nuestro anuncio en junio pasado de colaborar juntos y realizar estudios que exploren posibles diseños de plantas de licuefacción y generación de energía para ayudar a descarbonizar la producción de GNL”.

Proyecta Hokchi Energy obtener 14 mil barriles de petróleo crudo equivalente por día

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La empresa petrolera, Hokchi Energy, dio a conocer que comenzó con las operaciones en su segunda plataforma en el campo de producción Hokchi, tras su apertura el pasado 6 de abril. La producción del campo ascendió de 2 mil a 8 mil barriles de petróleo crudo equivalente por día.

«Hokchi Energy refrenda su compromiso con México, participando directamente en el fortalecimiento de su soberanía energética y ejecutando todas las actividades aprobadas de acuerdo con las normas establecidas por quienes regulan a la Industria Petrolera”, aseguró la compañía través de un comunicado.

Hokchi Energy cumplió con su plan de desarrollo y construyó e instaló dos plataformas de producción. Asimismo, siguiendo sus objetivos, la empresa petrolera trabaja en la perforación de 14 pozos; en la construcción de una planta de proceso en tierra, ubicada en el municipio de Paraíso, Tabasco, y una planta de inyección de agua.

Para junio de 2021, la empresa busca comenzar con la producción del pozo Hokchi-11, el cual ya ha sido perforado; después de esto, planea iniciar operaciones en la Planta de Proceso Hokchi, donde se medirá el volumen total de crudo y gas obtenidos y entregarlo a instalaciones de Petróleos Mexicanos (Pemex).

A finales de este año, la compañía operará seis pozos, de los cuales cuatro serán productores; por ende, la empresa proyecta obtener cerca de 14 mil barriles de petróleo crudo equivalente por día. Para 2022, Hokchi Energy mantendrá la actividad de perforación planeada en el campo Hokchi.

Trabajan bp y BMW Group en impulsar el uso de vehículos eléctricos

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Trabajan bp, BMW Group y Daimler Mobility AG en extender y mejorar significativamente la electrificación, haciendo que la carga de vehículos eléctricos sea más conveniente, más simple y sin problemas para los conductores.

Según su acuerdo, bp se convertirá en un socio del 33,3% junto con BMW Group y Daimler Mobility AG en Digital Charging Solutions GmbH (DCS), uno de los principales desarrolladores europeos de soluciones de carga digital para fabricantes de automóviles y operadores de flotas de vehículos. La adquisición de bp de la participación en DCS estará sujeta a la aprobación regulatoria. Los términos de la transacción no se divulgan.

Los servicios de DCS son importantes para las estrategias de electrificación de la industria automotriz. La empresa trabaja con los fabricantes de equipos originales para integrar sus soluciones de carga en los sistemas operativos del vehículo, ofreciendo Plug & Charge para que el vehículo y el cargador se comuniquen sin problemas sin necesidad de autenticación adicional del cliente. Por ejemplo, DCS ya opera los servicios «Mercedes me Charge», «BMW Charging» y «MINI Charge”.

DCS ya ofrece acceso a 228.000 puntos de carga en 32 países, lo que brinda a los fabricantes de equipos originales, clientes de flotas y conductores de vehículos eléctricos un amplio acceso a la infraestructura de carga en toda Europa.

Esta colaboración permite un acceso adicional a una red creciente de cargadores en toda Europa.

Como parte del acuerdo, las redes de carga europeas de bp se integrarán en el sistema de software de DCS, así como Fuel & Charge para los clientes de flotas, como primer paso. La electrificación está en el corazón de la estrategia de conveniencia y movilidad de bp y la compañía tiene como objetivo hacer crecer su red de puntos de carga de vehículos eléctricos públicos para 2030 a más de 70,000 en todo el mundo. Actualmente tienen alrededor de 8.700 puntos de carga en Europa y su pulso de pb de la red del Reino Unido ya es la red de carga para vehículos eléctricos más utilizada en el Reino Unido1. La compañía también está haciendo crecer rápidamente su red de cargadores ultrarrápidos y planea tener alrededor de 250 cargadores ultrarrápidos operando en sitios minoristas bp en el Reino Unido y 500 puntos de carga ultrarrápidos en sus sitios minoristas Aral en Alemania para fin de año. Los clientes de DCS obtendrán acceso a estos puntos de recarga adicionales y bp tendrá acceso a una base de clientes más amplia.

Richard Bartlett, vicepresidente senior de bp, movilidad y soluciones futuras, dijo: “Nuestro objetivo es hacer que la carga sea tan conveniente como repostar en el surtidor: rápido, confiable y una excelente experiencia para el cliente. Unir fuerzas con BMW Group y Daimler Mobility AG en DCS, combinado con la expansión de nuestra red de carga ultrarrápida, ayudará a que los conductores tengan acceso a una carga conveniente donde la necesiten. También nos da acceso a una base de clientes mucho más amplia, lo que en última instancia aumenta las tasas de utilización de nuestra red “.

«Junto con BMW Group, estamos impulsando constantemente la transición a la movilidad eléctrica. Con bp, estamos obteniendo un socio estratégico que nos ayudará a fortalecer aún más la oferta de DCS para los clientes. La gran red de sitios minoristas de bp ofrece condiciones ideales para la expansión de la infraestructura de carga, precisamente donde los clientes de vehículos eléctricos los necesitan y los esperan. También vemos un gran potencial en la combinación de soluciones de carga y tanque para el creciente grupo de clientes de híbridos enchufables. El compromiso de bp ayudará a DCS a acelerar la implementación de su ambicioso planes «, dice Stephan Unger, director financiero de Daimler Mobility AG, responsable de finanzas y control, gestión de riesgos y soluciones de movilidad digital.

“Una infraestructura de carga suficiente es clave para una mayor aceptación de la electrificación. Con bp, BMW Group y Daimler Mobility AG tienen a bordo un socio que ofrece una marca sólida y un enfoque al cliente con una extensa red europea de carga ultrarrápida, así como sitios minoristas. Apoyamos firmemente una red de carga abierta y de cobertura total, ya que esto es un claro beneficio para nuestros clientes «, agrega Rainer Feurer, vicepresidente senior de inversiones de BMW Group. 

“Nuestra cooperación con bp abre posibilidades completamente nuevas para expandir nuestra cartera de productos, haciendo que la carga sea aún más cómoda para nuestros clientes. Sabemos que las ofertas combinadas de carga y repostaje son fundamentales para los clientes de nuestra flota. Esperamos agregar los sitios minoristas de bp a nuestra red y poder crear conjuntamente servicios integrados innovadores ”, agrega Jörg Reimann, CEO de Digital Charging Solutions GmbH.

Esta colaboración ayudará a tener más vehículos eléctricos en las carreteras y, en última instancia, ayudará a avanzar hacia una movilidad más sostenible.

La Cámara de Diputados aprobó, en lo general, el dictamen que reforma la Ley de Hidrocarburos

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La Cámara de Diputados aprobó en lo general, por 292 votos a favor, 153 en contra y 11 abstenciones, el dictamen con proyecto de decreto que reforma y adiciona diversas disposiciones de Ley de Hidrocarburos, el cual deriva de una iniciativa que el Ejecutivo Federal remitió el pasado 26 de marzo.

El documento reforma los artículos 51; 53, párrafo segundo; 56, fracción XI, y 57, y adiciona una fracción III al artículo 51, una fracción XII, pasando la actual fracción XII a ser fracción XIII, al artículo 56; el artículo 59 Bis, y un párrafo segundo a la fracción II del artículo 86, de la Ley de Hidrocarburos.

En los considerandos de la Comisión, se precisa que el objetivo es lograr el máximo factor de producción de los hidrocarburos y petrolíferos, garantizar el suministro de los mismos, en beneficio de las y los mexicanos, para alcanzar la seguridad y soberanía energéticas y contribuir al desarrollo nacional, teniendo como referencia que Petróleos Mexicanos (Pemex) es una empresa productiva del Estado mexicano.

Menciona que la caída de su producción nacional y el desabasto de combustibles de los últimos años, así como otros factores económicos y de salud pública, han ocasionado que el sector energético en México enfrente un momento muy difícil

En ese sentido, añade, es necesario tener un marco jurídico robusto, por lo cual se coincide con la propuesta del Ejecutivo Federal de actualizar y regular en Ley de Hidrocarburos: el almacenamiento mínimo de petrolíferos, negativa ficta en el procedimiento de trámite de los permisos, revocación de permisos en caso de reincidencia en el incumplimiento de diversas disposiciones aplicables en materia de hidrocarburos y petrolíferos, contrabando de combustibles, y suspensión de permisos por peligro inminente para la seguridad nacional, la seguridad energética o para la economía nacional.

Además, la Comisión de Energía, a fin de dotar de certeza y seguridad jurídica respecto al procedimiento que se deberá llevar a cabo, previsto en el artículo 59 Bis, propuso eliminar los términos temporales o definitivos en la figura de la suspensión, salvaguardando el debido proceso.

Con ello, afirma, se dará certidumbre con respecto a las inversiones relacionadas al permiso, lo que coincide con diversas peticiones que realizaron los sectores involucrados durante el proceso de análisis de la iniciativa.

Artículos que se reforman y adicionan

En el artículo 51, se precisa que los permisos se otorgarán a Petróleos Mexicanos, a otras empresas productivas del Estado y a particulares, con base en el Reglamento de esta Ley. El otorgamiento de los mismos, estará sujeto a que el interesado demuestre que, en su caso, cuente con un diseño de instalaciones o equipos acordes con la normativa aplicable y las mejores prácticas; las condiciones apropiadas para garantizar la adecuada continuidad de la actividad objeto del permiso, y la capacidad de almacenamiento que determine la Secretaría de Energía conforme a las disposiciones jurídicas aplicables

El artículo 53 menciona que la Secretaría de Energía o la Comisión Reguladora de Energía, según el permiso de que se trate, deberá resolver la solicitud de cesión dentro de un plazo de noventa días naturales, contados a partir del día siguiente al de la recepción de la solicitud. En caso de no emitirse una resolución por parte de la Secretaría de Energía o de la Comisión Reguladora de Energía, según corresponda, dentro del plazo establecido, ésta se entenderá en sentido negativo.

Mientras que el artículo 56, establece que la Secretaría de Energía y la Comisión Reguladora de Energía podrán, en el ámbito de sus competencias, revocar los permisos expedidos en diversos supuestos a los cuales se agregan: realizar actividades de transporte, almacenamiento, distribución o expendio al público de hidrocarburos, petrolíferos o petroquímicos, que se compruebe hayan sido adquiridos de forma ilícita o por la comisión del delito de contrabando de hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos, y que haya sido así determinado por resolución firme de autoridad competente y, reincidir en las conductas señaladas en los incisos a) y h) de la fracción II del artículo 86 del presente ordenamiento

El artículo 57 señala que en relación con los permisos a que se refiere esta Ley, la autoridad que lo haya expedido podrá llevar a cabo la ocupación temporal, la intervención o la suspensión, a fin de garantizar los intereses de la nación, en el entendido de que quedarán salvaguardados los derechos de terceros.

Para la continuidad en la operación de las actividades que ampare el permiso, la autoridad podrá contratar a empresas productivas del Estado para el manejo y control de las instalaciones ocupadas, intervenidas o suspendidas.

A su vez, el artículo 59 Bis menciona que la Secretaría de Energía y la Comisión Reguladora de Energía podrán, en el ámbito de sus respectivas competencias, suspender los permisos expedidos en los términos establecidos en esta Ley, cuando se prevea un peligro inminente para la seguridad nacional, la seguridad energética o para la economía nacional.

Se especifica que la suspensión requerirá la notificación previa al permisionario indicando las causas que motivan la suspensión, las razones por las cuales se estima procedente y la afectación que podría darse en caso de que continúen los actos que ampare el permiso. Una vez realizada la notificación, el permisionario contará con un plazo de quince días naturales, a partir de la fecha de la notificación, para exponer lo que a su derecho convenga y aportar, en su caso, las pruebas que estime pertinentes.

También, indica que la autoridad que haya emitido el permiso se hará cargo de la administración y operación del permisionario, para la continuidad en la operación de las actividades que ampare el permiso, a fin de garantizar los intereses de los usuarios finales y consumidores, quedando a salvo los derechos de terceros. Al efecto, podrá utilizar al personal que el permisionario venía utilizando, contratar a un nuevo operador o una combinación de las anteriores.

Menciona que el permisionario podrá solicitar a la autoridad que haya expedido el permiso la terminación de la suspensión, cuando demuestre que las causas que la ocasionaron ya fueron subsanadas o erradicadas, o han desaparecido, siempre y cuando la causa no tenga origen en un acto ilícito en la comercialización y/o transporte o alteración de los componentes del combustible.

El artículo 86 precisa que “Tratándose de las infracciones previstas en los incisos a) y h) de esta fracción, en caso de reincidencia, además de las sanciones señaladas en la presente Ley, se revocará el permiso respectivo”.

Régimen transitorio

Entre los artículos transitorios, se menciona que la autoridad competente procederá a la revocación de aquellos permisos que, a la fecha de entrada en vigor del presente decreto, incumplan con el requisito de almacenamiento determinado por la Secretaría de Energía conforme a las disposiciones jurídicas aplicables.

Además, a la entrada en vigor del presente decreto se revocarán los permisos respecto de los cuales se compruebe que sus titulares no cumplen con los requisitos correspondientes o que infrinjan las disposiciones de la Ley de Hidrocarburos.

También, la Comisión Reguladora de Energía y el Servicio de Administración Tributaria, en el ámbito de sus respectivas competencias, llevarán a cabo los actos conducentes para verificar el cumplimiento de las disposiciones aplicables en materia de medición de hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos, de conformidad con lo previsto en las disposiciones jurídicas correspondientes.

Artículos reservados para la discusión en lo particular

Para la discusión en lo particular, se presentaron propuestas de modificación a los antecedentes, consideraciones y contenido del dictamen. De igual modo, a los artículos 51, 53, 56, 57, 59 Bis y 86; a los artículos transitorios Primero, Segundo, Tercero, Cuarto, Quinto, Sexto y Séptimo, así como la propuesta de adición de un artículo transitorio.

Schneider Electric nombra a Tania Cerda vicepresidenta de Marketing y Ventas Internas para México y Centroamérica

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Schneider Electric, empresa líder en la transformación digital del manejo de la energía y automatización, y comprometida en invertir continuamente en desarrollar soluciones innovadoras para construir un futuro sostenible, anunció el nombramiento de Tania Cerda como vicepresidenta de Marketing y Ventas Internas para México y Centroamérica.

Tania tendrá como principal responsabilidad salvaguardar la reputación de la marca Schneider Electric, posicionándola en diferentes canales y con distintas audiencias. Además, dirigirá las estrategias e iniciativas de generación de demanda, conectando digitalmente con usuarios finales, distribuidores y grupos de interés.

Finalmente, estará a cargo de las actividades de inteligencia de negocio y ventas internas, contribuyendo para aumentar la participación de la marca en los mercados mexicanos y centroamericanos.

“El nombramiento de Tania es consecuencia de su brillante trayectoria y resultados destacados en Schneider Electric en diferentes áreas; estoy convencido de que desempeñará un extraordinario papel en su nuevo rol que nos permitirá llevar la marca Schneider Electric al siguiente nivel, especialmente en la nueva economía digital. Además, seguimos avanzando en nuestro compromiso de balance de género que incluye aumentar el número de mujeres en posiciones de liderazgo en 30 por ciento para el 2025 a nivel global”, comentó Enrique González Haas, presidente y director general de Schneider Electric México y Centroamérica.

En este sentido, la compañía ha registrado avances importantes en México. En 2020, el 49.7 por ciento de las contrataciones que la compañía hizo en el país fueron de mujeres. Además, avanzó en su objetivo local de balance de género para la toma de decisiones con un 30 por ciento de mujeres ocupando posiciones gerenciales y 22 por ciento en posiciones de liderazgo.

Con esta nueva posición, Tania reemplaza a Claudia Gómez Llamas, quien recientemente fue nombrada vicepresidenta global de Marketing para la división de Secure Power, la primera mexicana en ocupar una posición de este rango a nivel global en la compañía.

Anteriormente, Tania se desempeñaba como directora de la división de Digital Energy, unidad de negocios enfocada en el mercado de edificios comerciales, en la cual registró un crecimiento en ventas consistente por tres años consecutivos y amplió la presencia de la oferta de productos Schneider Electric en el mercado.

Tania cuenta con más de 15 años de experiencia en el sector eléctrico, de los cuales diez ha colaborado con Schneider Electric. Es ingeniera Eléctrica Electrónica con especialidad en Potencia por la Universidad Nacional Autónoma de México y cuenta con estudios de posgrado en eficiencia energética, energías limpias y desarrollo sustentable en la UNAM. Schneider Electric reúne casi 76 años de operación en México, atendiendo cinco mercados clave con productos, soluciones y servicios de manejo de la energía y automatización en cinco mercados clave: edificios comerciales y residenciales, centros de datos, industria y energía e infraestructura.

La compañía tiene presencia y actividad manufacturera en ocho Estados de la República Mexicana, comercial y de Investigación y Desarrollo (I+D) a lo largo de todo el país, y emplea a más de doce mil personas.

Ampliará Vestas la capacidad de energía eólica en las Islas Feroe

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Vestas ha obtenido un pedido de suministro de turbinas en el proyecto eólico terrestre Torshavn de 25 MW, ubicado en las afueras de la capital de las Islas Feroe, de Vindrøkt Sp / f, un vehículo de propósito especial propiedad de Røkt y Effo.

Seis turbinas Vestas V117-4.2 MW alimentarán el proyecto Torshavn, que duplicará con creces la capacidad total de energía eólica de las Islas Feroe. Las turbinas se elevarán a una altura de eje de 91,5 my se les aplicará un modo de operación de viento fuerte, debido a las velocidades medias del viento de más de 9 m / s que se encuentran en el sitio. Las turbinas se entregarán y pondrán en marcha a fines de 2021.

Vestas también proporcionará servicio para el proyecto a través de un contrato de servicio Active Output Management 5000 (AOM 5000) a largo plazo de 20 años, que proporciona certeza en el rendimiento energético y la experiencia de Vestas en servicio líder en la industria durante toda la vida útil del proyecto.

«Estamos encantados de trabajar con Røkt y Effo para entregar nuestras turbinas V117 a las Islas Feroe en 2021 para su proyecto Torshavn», dijo Juan Furones, vicepresidente de Ventas Norte y Oeste, Vestas Norte y Centro Europa. “A medida que las Islas Feroe avanzan hacia el objetivo de tener todas las necesidades de electricidad de las Islas Feroe alimentadas con energía renovable para 2030, proyectos como este son marcadores clave de progreso. Vestas se enorgullece de participar en la conversión de energía renovable de las Islas Feroe”.

Jóhan í Niðristovu, director ejecutivo de Røkt, añadió: “Røkt fue la primera empresa en construir turbinas eólicas de forma comercial en las Islas Feroe. En ese entonces, en 2003, decidimos trabajar junto con Vestas, por lo que estamos muy contentos de haber llegado a un acuerdo con Vestas para continuar esa cooperación”.

Janus Thomsen, CEO de Effo, dijo: “Como proveedor de energía en las Islas Feroe durante los últimos 100 años, trabajamos duro para desarrollar e implementar continuamente nuevas soluciones de energía sostenible para nuestros clientes. Por lo tanto, estamos encantados de que este proyecto con Vestas se haya asegurado. Este es un proyecto que llevará la producción sostenible de electricidad en las Islas Feroe del 40 al 67 por ciento”.

Røkt y Effo, a quienes se les adjudicó la capacidad del proyecto a través de la subasta estatal local, están desarrollando el proyecto Torshavn. Anteriormente, Vestas proporcionó turbinas al proyecto Vestmanna, propiedad de Vindrøkt, en las Islas Feroe, que incluye tres turbinas V47-660 kW.