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Apuesta bp por hidrógeno renovable en Alemania

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bp y Ørsted han firmado una carta de intención (LOI) para trabajar en el desarrollo de un proyecto para la producción a escala industrial de hidrógeno verde, que se produce mediante la electrólisis del agua utilizando energía renovable, lo que produce cero emisiones.

En el proyecto Lingen Green Hydrogen las dos empresas pretenden construir un electrolizador inicial de 50 megavatios (MW) e infraestructura asociada en la refinería Lingen de bp en el noroeste de Alemania. Este será impulsado por energía renovable generada por un parque eólico marino Ørsted en el Mar del Norte y el hidrógeno producido se utilizará en la refinería.

Bajo su LOI, bp y Ørsted ahora trabajarán juntos para definir aún más el proyecto, acordar documentos definitivos y planear tomar una decisión final de inversión (FID) a principios de 2022, sujeto a la implementación de políticas habilitadoras apropiadas. Las empresas anticipan que el proyecto podría estar operativo en 2024.

La electrólisis divide el agua en gases de hidrógeno y oxígeno. Cuando se alimenta con energía renovable, produce hidrógeno «verde», sin generar emisiones directas de carbono. El hidrógeno se usa ampliamente en los procesos de refinería donde, como en Lingen, ahora se produce típicamente reformando el gas natural, lo que genera emisiones de CO2. Esto también se conoce como hidrógeno “gris».

Se espera que el proyecto de electrolizador de 50 MW produzca una tonelada por hora de hidrógeno verde o casi 9.000 toneladas al año. Esto sería suficiente para reemplazar alrededor del 20% del consumo actual de hidrógeno gris de la refinería, evitando alrededor de 80.000 toneladas de emisiones de CO2 equivalente al año, lo que corresponde a las emisiones de unos 45.000 coches en Alemania.

Dev Sanyal, vicepresidente ejecutivo de gas y bajo carbono de bp, dijo: “El hidrógeno tendrá un papel cada vez más importante que desempeñar para satisfacer las demandas de energía de un mundo descarbonizado. Y estamos decididos a construir una posición de liderazgo en esta industria emergente. Al reunir a Ørsted y bp, Lingen Green Hydrogen ofrece la oportunidad tanto de acelerar la reducción significativa de emisiones en nuestra refinería como de desarrollar experiencia en la producción y el despliegue de hidrógeno verde a gran escala. Esto tiene el potencial de jugar un papel importante en el desarrollo de la economía del hidrógeno, en Alemania y más allá ”.

Martin Neubert, vicepresidente ejecutivo y director ejecutivo de energía eólica marina de Ørsted, añadió: “Las industrias pesadas, como las refinerías, utilizan grandes cantidades de hidrógeno en sus procesos de fabricación. Continuarán necesitando hidrógeno, pero reemplazar el actual hidrógeno de origen fósil con hidrógeno producido a partir de energía renovable puede ayudar a estas industrias a reducir drásticamente su huella de CO2. Pero primero, el hidrógeno renovable tiene que ser competitivo en costos con el hidrógeno de origen fósil, y para eso necesitamos proyectos como este con la refinería Lingen de bp, que demostrará la tecnología de electrolizador a gran escala y mostrará la aplicación real de hidrógeno en la energía eólica marina”.

Además de la producción de hidrógeno verde, bp y Ørsted pretenden centrarse en maximizar la eficiencia del sistema de electrólisis del proyecto, incluida la evaluación de usos sostenibles de los principales subproductos del proceso, principalmente oxígeno y exceso de calor de bajo grado.

El proyecto también está destinado a respaldar una ambición a más largo plazo de construir más de 500MW de capacidad de electrólisis con energía renovable en Lingen. Esto podría proporcionar hidrógeno verde para satisfacer toda la demanda de hidrógeno de la refinería y proporcionar materia prima para la posible producción futura de combustible sintético.

bp y Ørsted han solicitado financiación para el proyecto Lingen Green Hydrogen del Fondo de Innovación de la UE, uno de los mayores programas de financiación para tecnologías innovadoras bajas en carbono, que se centra especialmente en las industrias intensivas en energía.

La refinería de Lingen procesa alrededor de cinco millones de toneladas de petróleo crudo al año (c 100.000 barriles por día), produciendo combustibles, combustible para calefacción y materias primas químicas. En 2018, Lingen realizó la primera prueba mundial de hidrógeno verde en una refinería de combustibles.

En las próximas décadas, se espera que el hidrógeno juegue un papel fundamental en la descarbonización de los sectores de energía, industria y transporte, especialmente aquellos que son difíciles de electrificar o costosos de electrificar. El desarrollo de negocios en tecnologías emergentes como el uso y almacenamiento de captura de hidrógeno y carbono (CCUS) es una parte integral de la estrategia de bp de transformarse en una compañía de energía integrada.

Ya no me des más gasolina, ¿o sí? El Mercado Petrolero Internacional y el Largo Plazo

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Por Jaime Brito, Vicepresidente de Stratas Advisors

 

Un gusto saludarlos nuevamente. Esta es la segunda parte de la serie que comenzamos en la edición del mes pasado, cuando hablamos de las implicaciones que dejaba el COVID en el mercado petrolero internacional.
Como recordará, en aquella ocasión nos enfocamos a temas más específicos del corto plazo. Aquí vamos a explorar algunos cambios que vienen para el largo plazo. Desde luego, por falta de espacio no puedo compartir todos los detalles que se necesitan para comprender las implicaciones y potenciales cambios que vienen, pero, nuestra nota aporta contenido original que sin duda le dará una mejor perspectiva de lo que viene.
Un primer punto de suma importancia es entender que antes del COVID ya se tenía una tendencia mundial enfocada a dedicar más esfuerzos e inversión para el desarrollo de combustibles más limpios. La famosa “transición energética” se había venido cocinando de manera activa desde hace tiempo antes del virus. Al pegar el COVID al mercado petrolero, las fuerzas que impulsaban la transición energética no se interrumpieron, sino más bien se combinaron con los incentivos fiscales o financieros que ofrecieron varios países como respuesta a la pandemia.
El tema va mucho más allá de solamente substituir combustibles y tener un mejor medio ambiente. Toca mucho más variables, y le apuesto que raramente ve usted un análisis de largo plazo completo de los factores que se deben tomar en cuenta.
Como no te voy a querer – el petróleo seguirá presente en el largo plazo
Sin duda por mucho el tema que más se repite en el sector energético es la transición energética y, desgraciadamente muchos hablan de ello sin realmente comprender todas las implicaciones que el tema merece. Como suele suceder con las modas, hay muchas formas de expresar lo mismo: el dejar de quemar combustibles fósiles, reducir gases de efecto invernadero, reducir la “huella de carbono”, el invertir en más energías limpias, o renovables, etc. He escuchado personas que afirman que nos tendríamos que ir despidiendo de una vez del crudo, de una baja en la demanda petrolera en los próximos cinco años, de que ya pasamos el pico en el consumo petrolero, entre otras barbaridades.
¿Es importante la transición energética? ¡Por supuesto!
¿Nos conviene a todos que poco a poco el mundo use menos petróleo? ¡Claro!
¿Vamos a lograrlo pronto, así como que de aquí al 2050? Me temo que no.
Y para muestra basta un ejemplo. En su última perspectiva de largo plazo, la OPEP publica que la participación de los hidrocarburos en el consumo primario energético mundial es del 31.5% en el 2019, y calcula que para el 2045 este será del 27.5%. Si, una caída, pero marginal, si toma usted en cuenta los años de la perspectiva (2019 al 2045). En cuanto a la demanda de petróleo, la OPEP estima que crecerá en 8.5 millones de b/d de aquí al 2045. O sea, eso de que ya llegamos al pico del consumo y de aquí todo va para abajo, como que no es tan correcto. Otras perspectivas de entidades serias tienen números similares.
Desde nuestro punto de vista la perspectiva de la OPEP apunta la dirección correcta, pero nosotros tenemos otros datos… para el largo plazo. Nuestra perspectiva para el consumo de hidrocarburos para el largo plazo es mayor de lo que pronostica la OPEP, en nuestro caso base. Y con ello se pueden identificar oportunidades de inversión importantes en el sector de hidrocarburos de aquí al 2050 al menos. El petróleo será siendo un negocio importante.
Uno de los principales problemas que vemos para el pronóstico de la OPEP y de otras entidades es que subestiman la demanda de refinados de América Latina y África, mientras que irónicamente calculan una disminución menor de lo que nosotros esperamos en el uso de hidrocarburos para Europa.
Ojo, todo esto no significa que la transición energética es algo falso, o que no va a lograr desplazar a los hidrocarburos en el largo plazo. Sí, hay mucha inversión en energías renovables, las cuales ya han desplazado -y seguirán desplazando- al combustóleo, carbón, a la energía nuclear, y hasta al gas natural para la generación de energía eléctrica. Pero, es probable que la utilización de renovables no tendrá el impacto que muchos imaginan al intentar desplazar a los hidrocarburos, no de aquí al 2050.
Contigo aprendí- explorando varios cambios en el horizonte
Vamos a suponer por un instante que lo que dicen muchos respecto a la transición energética es cierto y de aquí a diez años ya se redujo la demanda de crudo en, digamos, un 30% (algo con lo cual, repito, no estamos de acuerdo ni es realista). Veamos qué implicaciones económicas y geopolíticas tendría:
  • De entrada, a nivel países-geopolítica: el rol de la OPEP ya no sería igual de importante. Ahora se tendría que hablar de un cartel nuevo, donde estuvieran Zimbawe, Canadá, Filipinas (todos aquellos países que producen cantidades importantes de níquel, silicio, litio, cadmio, y tantos otros materiales importantes para la aplicación de tecnologías limpias). Y lo más importante, un buen porcentaje de reservas naturales de este tipo de materias primas están en China o bien, han sido adquiridas en los últimos 10 años por China en varias regiones, sobre todo en África, lo cual tiene implicaciones geopolíticas importantes.
  • Europa, por ejemplo, dependería en el largo plazo más de importaciones de este tipo de materias primas y de manera inherente tendrá más relaciones económicas y políticas con China que con los Estados Unidos.
  • Además de todo esto, a nivel corporativo, varias empresas petroleras nacionales y privadas que fueron creadas originalmente para explotar la riqueza de reservas de hidrocarburos en sus respectivos países, ahora resulta que estarán enfocadas en energías renovables en el largo plazo, según hemos visto varios anuncios. Con ello, tendrían que comprar reservas de materias primas necesarias para la fabricación de baterías, paneles o motores de tercera generación, entre otros.
  • Es decir, algunos países que hasta el momento producen un barril de crudo en $12/bl y lo venden a $45/bl van a tener que asegurar ganancias similares comprando y vendiendo litio u otras materias primas utilizadas para energías renovables. La riqueza de algunas naciones en el norte de Europa, por ejemplo, podría cambiar de manera radical debido a este tipo de temas.
Por si fuera poco, un crecimiento gigantesco en el uso de renovables y el desplazamiento de hidrocarburos en economías como las africanas no es consistente con lo que hemos visto en los últimos 40 años. Es decir, este continente verá un desarrollo enorme en su consumo durante los siguientes 30 años. La población poco a poco irá comprando más vehículos, y consumiendo más combustible a nivel residencial e industrial. Y si lo disponible, inmediato y barato para ellos funciona ya sea gasolina o diésel, ¿usted cree que van a retrasar su consumo hasta que puedan comprar un auto con hidrógeno azul o verde?
Considerando todos estos puntos ¿cómo cree usted que se acomodaría el mundo para esta nueva realidad? ¿Qué va a pasar con la OPEP, con la OTAN, como viene el nuevo papel de China con mucho más peso geopolítico que el que ha tenido a la fecha, cómo reaccionarían los EEUU, Rusia, cómo van a funcionar los presupuestos federales en Europa, qué tipo de alianzas geopolíticas y económicas tendrían que surgir?
Mi punto es: el análisis de largo plazo nunca es lineal, y la perspectiva de la sustitución de hidrocarburos por energías limpias no es simple, no es como cambiar de auto y ya. Estamos al borde de un gran cambio económico y geopolítico, pero aun en ello, el sector petrolero seguirá siendo importante, ya que en sí mismo representa una relativa estabilidad.
Hay escenarios que podrían acelerar por mucho la transición energética, e incluyen una gran cantidad de subsidios, pero las economías mundiales tendrán dificultad para implementarlos en gran escala, ya que la prioridad va a ser la recuperación post-COVID.
Y aún hay mucho de que hablar para el largo plazo, independientemente de la transición energética, pero eso lo cubriremos en otra ocasión.
Como le comentaba, por cuestiones de espacio me es imposible cubrir todos estos puntos en tan pocas palabras, pero si estos temas son importantes para usted, le comento que tenemos un nuevo servicio, llamado Policy Assessment and Ratings. En él cubrimos información de cada país que anuncia regulaciones para apoyar la transición energética, pero analizamos también con nuestra lupa analítica qué tan realista es que el país las implemente, y rastreamos su progreso.
En pocas palabras, tenemos el mejor servicio para dar seguimiento a la transición energética. Un servicio único y tan completo que solo Stratas Advisors podría ofrecerlo. Comuníquese con un servidor si requiere más información de cómo subscribirse.

 

¡Nos vemos en la próxima!

En Italia, Cubico adquiere una cartera de energía eólica terrestre de 16 MW

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Rural landscape near Gravina di Puglia, Bari, Apulia, Southern Italy, at summer.

El líder e inversor global en energías renovables, Cubico, ha completado la adquisición de Bisaccia Wind y Torretta Wind, dos parques eólicos terrestres operativos, que tienen una capacidad combinada de 16 MW y que se ubican en Campania y Apulia, Italia.

Cubico completó la refinanciación de los proyectos utilizando el mecanismo de acordeón de un préstamo verde existente con Crédit Agricole Corporate & Investment Bank, Siemens Financial Services a través de Siemens Bank y Société Générale.

David Swindin, Director de EMEA en Cubico, dijo: “Esta fue una buena oportunidad para aumentar el tamaño de nuestra cartera en uno de los países principales de Cubico.El apoyo de nuestros prestamistas fue muy apreciado y permitió una transacción relativamente fácil”.

Alessandro Asperti, Country Head para Italia y Grecia en Cubico, agregó: “Estamos encantados de continuar nuestro crecimiento en el mercado italiano a través de esta nueva adquisición, que eleva nuestra cartera en el país a 250 MW.Esta transacción nos ha permitido beneficiarnos aún más del acuerdo de financiamiento de préstamos ecológicos establecido para tres de nuestros otros proyectos eólicos italianos hace poco más de un año, lo que confirma el fuerte apoyo de nuestros bancos asociados».

Explora Rolls-Royce el potencial de las centrales nucleares compactas

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Rolls-Royce y CEZ han firmado un Acuerdo de Entendimiento para explorar el potencial de las centrales nucleares compactas, conocidas como pequeños reactores modulares (SMR), que se construirán en la República Checa.

Rolls-Royce lidera el Consorcio SMR del Reino Unido que está diseñando este tipo de central nuclear de bajo costo. Sus componentes estandarizados y sus procesos de fabricación reducen los costos; y el montaje de los módulos dentro de un toldo resistente a la intemperie en el sitio de la central eléctrica acelera los horarios.

El Consorcio SMR del Reino Unido está trabajando con sus socios y el Gobierno del Reino Unido para asegurar un compromiso para una flota de centrales nucleares construidas en fábrica en el Reino Unido, y las exportaciones del diseño se están explorando en conjunto.

El consorcio cuenta con lo mejor en ingeniería nuclear, experiencia en construcción e infraestructura en Assystem, Atkins, BAM Nuttall, Jacobs, Laing O’Rourke, National Nuclear Laboratory, Nuclear Advanced Manufacturing Research Center, Rolls-Royce y TWI.

Tom Samson, director ejecutivo interino del consorcio SMR del Reino Unido, dijo: “La energía nuclear es fundamental para hacer frente al cambio climático y la recuperación económica en todo el mundo. La asequibilidad y la velocidad con la que podemos ensamblar toda la central eléctrica sin duda la convertirán en una opción muy atractiva para CEZ, ya que mira hacia su futuro suministro confiable de energía baja en carbono. Espero poder desarrollar esta importante relación para el futuro».

Daniel Beneš, presidente del consejo de administración y director ejecutivo de CEZ, dijo: «Las nuevas soluciones y tecnologías energéticas desempeñan un papel importante en nuestro negocio y nos hemos centrado en pequeños reactores modulares durante bastante tiempo, especialmente en nuestra principal empresa de investigación. En el futuro, pueden ser una alternativa importante que no podemos ignorar. La asociación con Rolls-Royce y otras compañías globales es, por lo tanto, un paso lógico en nuestro esfuerzo”.

Redujo LUKOIL en más de 11 por ciento su producción de hidrocarburos

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Durante los nueve meses de 2020, la producción promedio de hidrocarburos de la grupo ruso, excluido el proyecto West Qurna-2, fue de 2065 kilo barriles equivalentes de petróleo (kbep) por día, lo que representa un 11,6% menos de año en año. En el tercer trimestre de 2020, la producción de hidrocarburos fue de 1.885 kbep por día, un 4,9% menos intertrimestral. La producción se redujo debido al nuevo acuerdo OPEP + y una disminución en el suministro de gas de Uzbekistán a China, que fueron impulsados ​​por un impacto negativo de la pandemia de COVID-19 en la demanda de hidrocarburos. 

La producción de petróleo, excluyendo el proyecto West Qurna-2, fue de 58,5 millones de toneladas durante los nueve meses de 2020, lo que representa un 9,0% menos año con año. En el tercer trimestre de 2020, la producción de petróleo disminuyó un 3,0% intertrimestral, hasta 18,2 millones de toneladas. La dinámica de la producción de petróleo fue impulsada por el acuerdo OPEP + celebrado en abril de 2020, que llevó a limitaciones en la producción de petróleo por parte del Grupo en Rusia y en ciertos proyectos internacionales. En particular, debido al acuerdo, la producción de crudo del Grupo en Rusia se redujo en mayo de 2020 en aproximadamente 310 mil barriles por día, o un 19%, en comparación con el nivel del primer trimestre de 2020. Producción de crudo en Rusia posteriormente se incrementó en aproximadamente 20 mil barriles por día en julio y de forma incremental en 60 mil barriles por día en agosto.     

A pesar de una fuerte caída de los precios del petróleo y las limitaciones externas en los volúmenes de producción, continuó el desarrollo activo de los proyectos prioritarios. En particular, en Siberia Occidental, la producción total de condensado de gas y petróleo durante los nueve meses de 2020 en los campos V. Vinogradov, Imilorskoye, Sredne-Nazymskoye y Pyakyakhinskoye aumentó un 23,6% interanual y superó los 3,1 millones de toneladas.

La producción de petróleo de alta viscosidad en el campo Yaregskoye y el depósito Permian del campo Usinskoye durante los nueve meses de 2020 aumentó en un 5,1% interanual, a 3,9 millones de toneladas.

Implementación de programas de perforación en V. Filanovsky y Yu. Los campos de Korchagin en el Mar Caspio permitieron mantener la producción a los niveles del proyecto. La producción total de condensado de petróleo y gas para los nueve meses de 2020 fue de 5,6 millones de toneladas, un 2,0% más año con año. En septiembre de 2020 se instalaron chaquetas en el Mar Caspio para la plataforma fija resistente al hielo como parte del V.I. Desarrollo del campo Grayfer.

La participación de los proyectos mencionados anteriormente en la producción de petróleo del Grupo LUKOIL excluyendo el proyecto West Qurna-2 ascendió al 21% para los nueve meses de 2020 en comparación con el 18% para los nueve meses de 2019.

Para los nueve meses de 2020, la producción de gas del Grupo LUKOIL fue de 20,8 mil millones de metros cúbicos, que es un 18,9% menor año con año. En el tercer trimestre de 2020, la producción de gas disminuyó un 6,7% intertrimestral, hasta los 6.000 millones de metros cúbicos. La disminución de la producción se debió a la menor demanda de China de gas producido en Uzbekistán en medio de la pandemia de COVID-19. Al mismo tiempo, la producción de gas en Rusia durante los nueve meses de 2020 aumentó un 0,6% interanual impulsada por el lanzamiento de la segunda etapa de la estación de compresores de refuerzo en el campo Nakhodkinskoye en diciembre de 2019.       

Durante los nueve meses de 2020, el rendimiento de las refinerías de las refinerías del Grupo LUKOIL fue de 45,5 millones de toneladas, un 12,1% menos de año en año. La disminución se debió a la optimización del rendimiento en algunas de las refinerías de la Compañía en el segundo y tercer trimestre de 2020 debido a la menor demanda de productos petrolíferos y la disminución de los márgenes de refinación debido a la pandemia de COVID-19, así como debido al mantenimiento programado. trabajos. En el tercer trimestre de 2020, el rendimiento de la refinería se incrementó en un 9,8% intertrimestral.

El rendimiento de la refinería en Rusia durante los nueve meses de 2020 disminuyó un 8,7% interanual, a 30,4 millones de toneladas, debido a los trabajos de mantenimiento programados y la optimización del rendimiento en las refinerías de Nizhny Novgorod y Ukhta en el segundo trimestre de 2020. En el tercer trimestre del rendimiento de la refinería de 2020 en Rusia aumentó un 10,0% intertrimestral.

El rendimiento de las refinerías en Europa durante los nueve meses de 2020 disminuyó un 18,3% interanual, hasta 15,0 millones de toneladas, debido a los trabajos de mantenimiento programados en las refinerías de Bulgaria y los Países Bajos, así como a la optimización del rendimiento en las refinerías europeas en el segundo y segundo trimestre. tercer trimestre de 2020. En el tercer trimestre de 2020, el rendimiento de las refinerías en Europa aumentó un 9,4% intertrimestral, a 4,6 millones de toneladas, principalmente debido a la recuperación parcial del rendimiento en las refinerías de Bulgaria e Italia.

Continúa CFE con apoyo a la población damnificada por las inundaciones

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En coordinación con Protección Civil del Estado de Tabasco y la Secretaría de la Defensa Nacional (SEDENA), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha emprendido un operativo especial para apoyar a la población afectada por las inundaciones provocadas por los remanentes de la tormenta tropical Eta y el Frente Frío 11.

Para la atención de la emergencia se han desplegado trabajadores electricistas en 38 vehículos tipo pick up, unimogs, camiones y grúas en los municipios más afectados de la entidad para el traslado de damnificados a albergues y entrega de víveres, colchonetas, cobertores, agua embotellada y material de limpieza.

Las tareas para atender esta emergencia iniciaron desde el pasado 6 de noviembre en los municipios de Centro, Nacajuca, Jalapa, Macuspana y Teapa, principalmente en las rancherías Guineo, La Lima, Banderas, El Sandial, Pastal, Jiménez, Simón Bolívar, Astapa, Progreso y Corriente 2ª Sección.

También, se ha tomado la decisión de suspender el suministro eléctrico en zonas de alto riesgo para salvaguardar a la población y el día de hoy se realizará el bombeo de la subestación Tamulté.

Entre las actividades a emprender están continuar con la coordinación estrecha con Protección Civil estatal y SEDENA para apoyo a la población, y dar seguimiento al traslado de personal y vehículos en trayecto para incorporarlos a las actividades de auxilio.

Profeco registra disminución en el precio promedio de gasolina a nivel nacional

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Durante su participación en la conferencia de prensa del presidente Andrés Manuel López Obrador, el Procurador Federal del Consumidor, Ricardo Sheffield Padilla, informó que tres gasolineras se negaron a ser verificadas en Oaxaca, Sinaloa y Sonora, mientras que otra en Nuevo León, operaba sin sus bombas calibradas.

Al dar el reporte semanal del programa Quién es Quién en los Precios de los Combustibles, el funcionario federal señaló que, del 30 de octubre al 5 de noviembre, se atendieron 202 denuncias presentadas a través de la app Litro por Litro, y se llevaron a cabo 166 visitas.

En estas acciones, señaló, se negaron a ser verificadas las siguientes gasolineras: Cielo Mixteco, en Oaxaca; Estación de Servicio Altares, en Sonora; Servicio Barrancos, en Sonora.

El 8 de octubre pasado entró en vigor la modificación de la Norma Oficial Mexicana NOM-005-SCFI-2017, que establece que las gasolineras del país deberán contar con dispensarios nuevos o actualizados que cumplan con las características y especificaciones establecidas en dicha norma.

Quién es Quién en los Precios

Del 26 de octubre al 1 de noviembre, al considerar los índices de ganancia más altos, por marca y por región, en la gasolina Regular el precio más alto que se detectó fue de $19.78 pesos por litro y margen de $4.08, en Orsan del Norte, de franquicia Mobil, en San Pedro Garza García, Nuevo León. El precio más bajo lo tuvo Petro Laguna, de franquicia del mismo nombre, en Gómez Palacio, Durango, de $16.61 con margen de $0.15.

En gasolina Premium, Valuve, de franquicia Shell, en Naucalpan, Estado de México, registró el precio más alto de $21.69, con margen de $5.29. El precio más bajo de $17.00 y margen de $0.30 estuvo en Estación de Servicio Famgas, de FGS Gasolineras, en Morelia, Michoacán.

Respecto al Diésel, el precio más alto que se encontró fue de $20.19, margen de $3.70, en Estación Díaz Ordaz, de franquicia Combustibles BP, en Santa Catarina, Nuevo León; mientras que el precio más bajo lo tuvo Petroáguila, de Eagle Gas, en Mazatlán, Sinaloa, de $17.57 y margen de $0.18.

En promedio por marcas, las más económicas fueron Orsan, G500 y Total; y las más caras fueron Chevron, Redco y Arco.

En cuanto al precio promedio a nivel nacional, el funcionario indicó que del 1 de febrero al 6 de noviembre de 2020, la gasolina Regular pasó de $19.86 a $18.19; la Premium de $20.98 a $18.76; y el del Diésel de $21.34 a $18.92.

Monitoreo de gas LP

El procurador Ricardo Sheffield Padilla dio a conocer que, del 26 de octubre al 1 de noviembre, en la venta de gas Licuado de Petróleo (LP) por litro en tanque estacionario, el precio más alto de $12.50 pesos por litro, con margen de $5.30, estuvo en Gas Flama Azul, en la alcaldía Cuauhtémoc de la Ciudad de México. El precio más bajo fue de $8.35 por litro, margen de $1.59, en J. Jesús Vázquez, en Doctor Mora, Guanajuato.

Respecto al gas por kilo en cilindros, Gas Regio Lerdo, en Nuevo Ideal, Durango, tuvo el precio más alto, de $22.55 por kilo y margen de $7.59; en tanto que J. Jesús Vázquez, de Gas Providencia, en Doctor Mora, Guanajuato, registró el precio más bajo de $15.60 y margen de $2.47.

En cuanto a verificaciones, del 31 de octubre al 6 de noviembre, se llevaron a cabo 52 visitas a gaseras, de las cuales, cinco resultaron con infracción.

Directora General de Cenagas dio positivo a COVID-19

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Elvira Daniel Kabbaz Zaga, Directora General del Centro Nacional de Control del Gas Natural (Cenagas), dio positivo a COVID-19.

“Hace un momento me informaron que di positivo a la prueba de SARS-CoV 2 (COVID –19). Me encuentro bien y en seguimiento médico. Continuaré realizando mis funciones a distancia desde casa”, escribió la Directora General de Cenagas en su cuenta de Twitter.

La actual directora de Cenagas es licenciada en Derecho por la Universidad Anáhuac. Elvira Daniel trabajó en el Gobierno de la Ciudad de México de 2003 a 2006, fue asesora del Jefe de Gobierno en temas como el combate a la corrupción.

La cuenta oficial de Twitter de Cenagas, publicó lo siguiente: “Cenagas informa que la Lic. Elvira Daniel Kabbaz Zaga, Directora General, ha dado positivo a la prueba de Covid-19. Se encuentra bien y, como establece el protocolo sanitario, permanecerá en aislamiento en casa, coordinando a distancia las actividades a su cargo”.

En 2016, Elvira Daniel fue electa para la Asamblea Constituyente de la Ciudad de México, en donde formó parte de la Comisión de Reglamento; de la Comisión de Buen Gobierno, Combate a la Corrupción y Régimen de Responsabilidades de Servidores Públicos.

Presenta ABB la primera solución integral de detección de fugas de gas para empresas de servicios públicos

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Los gobiernos de todo el mundo están tratando de reducir los riesgos inherentes a las fugas de gas para la seguridad pública y el impacto negativo en el calentamiento global. El nuevo  ABB MicroGuard portátil complementa al sistema Mo-bileGuard de ABB, el sistema de detección de fugas de gas basado en vehículos  que actualmente utilizan muchas empresas de servicios públicos en todo el mundo.

En conjunto, proporcionan una solución única para toda una infraestructura de gas natural. MicroGuard puede utilizarse como un dispositivo autónomo, pero se vuelve aún más potente al leer los mapas generados por MobileGuard para permitir a los topógrafos encontrar rápidamente las fugas a pie, generalmente en cuestión de minutos

Explicando cómo funcionan las soluciones, el Dr. Doug Baer, Gerente de la Línea de Productos Globales de ABB para Analizadores Láser, dijo: «Nuestra tecnología de absorción de láser LGR-ICOS™ constituye el motor analítico en el corazón de MobileGuard y MicroGuard, y proporciona mediciones rápidas y altamente sensibles en el aire que nos permiten distinguir de forma rápida y fiable entre el metano que se produce de forma natural – por ejemplo del ganado o de los vertederos-,  y los gases que se escapan de una tubería enterrada o de otra fuente potencialmente peligrosa».

El equipo es selectivamente sensible al gas natural, midiendo continuamente el metano y el etano, la velocidad del viento y las coordenadas locales. El software propietario incorpora estas mediciones en cálculos detallados de dinámica de fluidos, eliminando virtualmente los falsos positivos y reduciendo drásticamente las áreas de búsqueda para proporcionar a los topógrafos los datos que necesitan para localizar fugas de forma fiable y rápida. Las soluciones pueden generar y compartir informes digitales en tiempo real en un servidor en la nube controlado por el usuario y de forma segura y, lo que es más importante, mantener continuamente protocolos rigurosos de ciberseguridad. Los datos de campo y los informes completos generados permiten a las tripulaciones priorizar inteligentemente los recursos y las reparaciones.

El cumplimiento de los reglamentos pertinentes se hace más fácil porque los datos están disponibles digitalmente, inmediatamente.

MobileGuard puede utilizarse en vehículos que circulan a velocidades de hasta 55 mph (88 km/h). MicroGuard leerá los mapas generados por MobileGuard, lo que permite a los topógrafos dejar su vehículo y buscar a pie para localizar rápidamente las fugas con precisión, cuatro veces más rápido que la tecnología convencional.

La tecnología patentada de ABB también ha sido desarrollada para el HoverGuard™* de ABB que puede ser montado en un avión o en un UAV (vehículo aéreo no tripulado) para inspeccionar lugares que son inaccesibles para vehículos o técnicos, y el EverGuard™* de ABB para lugares fijos que pueden monitorizar continuamente áreas de alto riesgo en plataformas de pozos, líneas de recolección, tuberías, fábricas, estaciones de distribución e instalaciones de almacenamiento.

En conjunto, la completa Plataforma de Detección de Fugas de Gas de ABB permite encontrar fugas en toda la infraestructura de gas natural -upstream, midstream, downstream-  y servicios públicos con una confiabilidad y velocidad mucho mayores que nunca antes, combinando la tecnología de medición cibersegura de vanguardia, con un avanzado análisis de datos.

“Estas tecnologías móviles, utilizadas por separado o en combinación, cambiarán la forma en que los servicios públicos y los proveedores de servicios buscan fugas de gas natural en los oleoductos y gasoductos de distribución y transmisión, en las instalaciones de petróleo y gas y en otros emplazamientos industriales. Detectar y encontrar rápidamente las fugas permite repararlas rápidamente, aumentando la seguridad y disminuyendo las emisiones nocivas para el medio ambiente», añadió Baer.

La completa plataforma de detección de fugas de gas de ABB representa ahora un componente importante dentro de una estrategia industrial o municipal para medir y, en última instancia, reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

Dos Bocas es una “ocurrencia”, asegura Ricardo Anaya; Nahle revira: “Sólo endeudaron a Pemex”

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El ex candidato presidencial del Partido Acción Nacional (PAN), Ricardo Anaya, calificó la construcción de la refinería de Dos Bocas como una “ocurrencia” del gobierno Federal, el cual, según Anaya Cortes, debe tener los ingresos suficientes para gastarlos “en lo correcto y con honestidad”.

A través de un video publicado en sus redes sociales, donde habla sobre su nuevo libro “El pasado, presente y futuro de México”, el excandidato presidencial aseguró que el objetivo del Presidente Andrés Manuel López Obrador debería ser conseguir una “mayor mayor igualdad, pero con movilidad hacia arriba, no hacia abajo”.

“Las 26 personas más ricas del mundo tienen una riqueza equivalente a la mitad más pobre del planeta. Hay mucha desigualdad. El reto es lograr más igualdad, pero con movilidad hacia arriba, no empobreciendo al país como parece querer AMLO. El reto es doble: crecer y redistribuir”, señaló en su cuenta de Twitter.

Ante las críticas del ex candidato presidencial, Rocío Nahle, secretaria de Energía, defendió la obra que se construye en Paraíso, Tabasco.

“Le recuerdo a Ricardo Anaya que los gobiernos de su partido tuvieron los mayores excedentes petroleros de la historia, y sólo endeudaron más a Pemex.Tuvieron la ocurrencia de una barda y la Estela de Luz. Hoy, este Gobierno invierte en una nueva refinería”, dijo la titular de la Sener.