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Pronostica IEA que la producción de crudo en EU permanecerá estable hasta finales de 2021

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En las Perspectivas de energía a corto plazo (STEO) de noviembre de la Administración de Información Energética (EIA), se pronostica que la producción de petróleo crudo de Estados Unidos (EE.UU.) permanecerá cerca de su nivel actual hasta fines de 2021.

Tomando en consideración que en noviembre de 2019 se produjo un récord de 12.9 millones de barriles por día (b/d) de petróleo crudo en los EE.UU. y que en marzo de 2020, cuando el presidente declaró una emergencia nacional por el brote de COVID-19, fue de 12.7 millones de b/d, la producción de petróleo crudo cayó a 10 millones de b/d en mayo de 2020, el nivel más bajo desde enero de 2018.

Para agosto, los últimos datos mensuales disponibles en la serie de la EIA, la producción de petróleo crudo había aumentado a 10.6 millones de b/d en Estados Unidos y el precio de referencia estadounidense del petróleo crudo West Texas Intermediate (WTI) había aumentado de un promedio mensual de $17 dólares por barril (b) en abril a $42 b en agosto. La EIA pronostica que el precio del WTI promediará $43 b en la primera mitad de 2021, por encima de nuestro pronóstico de $40 b durante la segunda mitad de 2020.

El pronóstico de producción de petróleo crudo de EE.UU. refleja las expectativas de la EIA de que la demanda mundial anual de petróleo no se recuperará a los niveles previos a la pandemia, 101.5 millones de b/d en 2019, hasta al menos 2021. La EIA prevé que el consumo mundial de petróleo promediará 92.9 millones de b/d en 2020 y 98.8 millones de b/d en 2021.

La recuperación gradual de la demanda mundial de petróleo contribuye al pronóstico de la EIA de precios más altos del crudo en 2021. La EIA espera que el precio del crudo Brent aumente de su promedio de 2020 de $41 b a $47 b en 2021.

El pronóstico del precio del petróleo crudo de la EIA depende de muchos factores, especialmente los cambios en la producción mundial de petróleo crudo. A principios de noviembre, los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y los países socios (OPEP +) estaban considerando planes para mantener la producción en los niveles actuales, lo que podría resultar en precios más altos del crudo. La OPEP + había planeado previamente aliviar los recortes de producción en enero de 2021.

Otros factores podrían resultar en precios más bajos de lo previsto, especialmente una recuperación más lenta de la demanda mundial de petróleo. A medida que los casos de COVID-19 continúan aumentando, algunas partes de los Estados Unidos están agregando restricciones como toques de queda y limitaciones a las reuniones y algunos países europeos están restableciendo las medidas de cierre.

Firman Falck Renewables y ENI acuerdo para adquirir proyecto solar de 30 MW en EU

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Falck Renewables North America y Eni New Energy US, a través de Novis Renewables Holdings, una sociedad con 51% y 49% de acciones respectivamente, firmaron un acuerdo con Savion ​​para adquirir el Proyecto Solar Westmoreland de 30 MW listo para construir ubicado en el condado de Westmoreland, Virginia (EE.UU.).

Novis adquirirá el proyecto una vez que se cumplan ciertas condiciones precedentes, que se esperan para fines de noviembre, y suministrará paneles de puerto seguro, organizará el financiamiento y realizará la administración de la construcción del proyecto. Los costos estimados de desarrollo, construcción y costos de transacción ascienden a 35 millones de dólares. La construcción del proyecto está en línea con el plan industrial.

Una vez que el proyecto alcance las operaciones comerciales, que se espera para el tercer trimestre de 2021, proporcionará energía solar libre de carbono a una empresa de servicios públicos regional que prestará servicios a consumidores e industrias durante décadas, evitando más de 33.000 toneladas de CO2 por año.

“Continuamos nuestro crecimiento en el mercado estadounidense con una cartera diversificada de activos renovables. Novis se centrará en la construcción, la financiación y la gestión eficaz de activos para este nuevo proyecto que ampliará aún más nuestra base de activos operativos en EE. UU. En 2021 y representa un paso más hacia el logro de los objetivos de crecimiento sostenible”, comentó Toni Volpe, director ejecutivo de Falck Renewables SpA.

Por su parte, Massimo Mondazzi, director de operaciones del grupo empresarial Energy Evolution de Eni, declaró que: “Para Eni, este acuerdo representa un paso más en el logro de nuestro objetivo de aumentar la generación de energía a partir de fuentes renovables. Nuestra estrategia es muy clara, así como nuestro compromiso de reducir en un 80% las emisiones directas e indirectas de CO2 y junto a las renovables el desarrollo de biocombustibles y química a partir de renovables y el reciclaje, con el objetivo de ofrecer a nuestros clientes una participación de productos totalmente sostenibles”.

Suministrará Iberdrola electricidad 100% renovable a Bayer en España

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Iberdrola y Bayer en España suman esfuerzos en la transición hacia una economía verde con la firma del primer contrato de compraventa de electricidad a largo plazo (PPA, Power Purchase Agreement) entre una energética y una farmacéutica en España, generada por fuentes de generación limpia.

Iberdrola suministrará electricidad 100 % renovable para cubrir la totalidad del adquisitivo de electricidad de los 9 centros de Bayer en España, entre los que se encuentran 3 fábricas, 5 centros de investigación y desarrollo (I+D) y las oficinas centrales de la compañía para Iberia.

Esta iniciativa será efectiva en el 100% de estos centros a partir de 2022 y durante diez años, con la energía generada por la planta fotovoltaica Francisco Pizarro -la planta fotovoltaica más grande proyectada en la actualidad en Europa– que Iberdrola levantará en Extremadura y de la que ya tiene la aprobación del impacto medioambiental (DIA).

Hasta ese momento, el acuerdo contempla un ‘contrato puente’ con el que Bayer realiza desde ahora un consumo eléctrico total sin emisiones, con garantía de origen renovable (GDO). Con este acuerdo, Iberdrola y Bayer siguen contribuyendo juntas a la transición de una economía verde, después del PPA acordado recientemente por ambas compañías en México, por el que la farmacéutica consume energía verde generada por el parque eólico terrestre Santiago (105 MW), ubicado en el estado de Guanajuato.

La alianza refuerza la estrategia renovable de Iberdrola, que contempla la firma de contratos bilaterales que promuevan un suministro de energía a precios competitivos y estables con grandes clientes, comprometidos con un consumo sostenible.

“A través de los PPA, se abren muchas oportunidades para el desarrollo de los proyectos renovables que están transformando el presente y el futuro energético en nuestro país, contribuyendo a la transición de una economía verde. Estos contratos de compra venta de energía a largo plazo aportan estabilidad a las inversiones de la compañía y se han convertido, asimismo, en una herramienta óptima para la gestión del suministro eléctrico de grandes consumidores, comprometidos con un consumo limpio y sostenible. Los PPA demuestran la competitividad de las renovables y su capacidad para suministrar energía a precios asequibles y estables a largo plazo”, explica Eduardo Insunza, director global de Grandes Clientes de Iberdrola.

Por su parte Bayer, que a finales del año pasado anunciaba su compromiso por conseguir una huella neutral de emisiones en todo el mundo para 2030, avanza localmente con este acuerdo que supone un gran paso en su contribución a la neutralidad climática. Adicionalmente, la compañía está analizando y adaptando sus instalaciones para tener espacios más eficientes y que favorezcan un mejor uso y aprovechamiento de los recursos, como otra de las prioridades en las que Bayer está centrado su inversión y esfuerzos en este sentido.

En palabras de Laura Dieguez, directora de Comunicación, Asuntos Públicos Corporativos y Sostenibilidad, “medidas como ésta nos ayudan a avanzar en el compromiso de Bayer por la sostenibilidad con medidas concretas que contribuyen a reducir nuestro impacto medioambiental. La colaboración con expertos como Iberdrola hace efectivo este compromiso de una forma casi inmediata al tiempo que contribuimos al desarrollo de la infraestructura necesaria en el país para construir un futuro más verde y respetuoso con el medio ambiente”.

La energía 100% renovable que Iberdrola suministrará a las instalaciones de Bayer en España procederá del proyecto Francisco Pizarro, la planta fotovoltaica más grande proyectada en la actualidad en Europa, con una potencia instalada de 590 MW.

Ubicada entre los municipios extremeños de Torrecillas de la Tiesa y Aldeacentenera, en Cáceres, el proyecto ya cuenta con la aprobación del impacto medioambiental (DIA) y generará energía limpia suficiente para abastecer anualmente a una población equivalente de 375.000 personas, cifra superior a las poblaciones de las ciudades de Cáceres y Badajoz. Una vez operativa, en 2022, la planta evitará cada año la emisión a la atmósfera de 245.000 toneladas de CO2, reforzando la competitividad de esta tecnología para la protección del entorno y la mitigación del calentamiento global.

Más allá de su contribución medioambiental, la nueva inversión en este proyecto fotovoltaico -que se elevará a unos 300 millones de euros- contribuirá a reactivar la cadena de valor y el empleo en la comunidad, con la involucración de hasta más de 1.000 profesionales. Francisco Pizarro, forma parte del plan de inversión en renovables de Iberdrola en Extremadura, que prevé la instalación de unos 2.000 MW verdes a 2022, convirtiendo a la región en uno de los ejes centrales de su estrategia renovable en España.

Invertirá IEnova 2,000 mdd a proyecto de licuefacción en BC

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Infraestructura Energética Nova, S.A.B. de C.V. (“IEnova”) informó que su filial ECA Liquefaction, el negocio conjunto con Sempra LNG LLC, tomó la decisión final de inversión para el desarrollo, construcción y operación del proyecto ECA Licuefacción en Ensenada, Baja California, el cual agregará el proceso de licuefacción de gas natural (transformación del estado gaseoso a líquido) a la terminal existente de almacenamiento y regasificación de gas natural licuado de Energía Costa Azul, subsidiaria de IEnova.

Con una inversión aproximada de 2,000 millones de dólares y una capacidad de licuefacción de aproximadamente 3 millones de toneladas por año, ECA Licuefacción será el primer proyecto de licuefacción de gas natural en la costa norte del Pacífico.

Dada su ubicación estratégica en la costa oeste de México, el proyecto está posicionado geográficamente para conectar Asia, la cuenca del Pacífico y los mercados internacionales de GNL, así como mercados potenciales en la costa oeste de México, con abundantes suministros de gas natural de los estados del oeste de los Estados Unidos, incluido Texas. Wyoming, Utah y Nuevo México.

Interrumpe CFE suministro eléctrico en zonas inundadas de Tabasco

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La Comisión Federal de Electricidad (CFE), a solicitud del Instituto de Protección Civil del Estado de Tabasco (IPCET), ha llevado a cabo la interrupción del suministro eléctrico en zonas inundadas de Tabasco y Chiapas para salvaguardar a la población y evitar accidentes, como cortocircuitos, descargas o accidentes eléctricos.

En los municipios Centro y Macuspana, en Tabasco, se concentran 4 mil 039 usuarios sin servicio eléctrico y en Mezcalapa, Chiapas, mil 558 usuarios, para un total de 5 mil 597 en las dos entidades, los cuales serán restablecidos una vez que las anegaciones sean atendidas y las autoridades indiquen que existen las condiciones para los trabajos.

Para las tareas de apoyo a la población civil damnificada en Tabasco, la CFE ha desplegado 39 vehículos y 4 lanchas para el traslado y entrega de víveres, agua potable e insumos de limpieza, así como colchonetas y recorridos en albergues en zonas de difícil acceso.

A través del puente aéreo que la Secretaría de Marina y el Gobierno del estado han instalado, los trabajadores electricistas que brindan auxilio humanitario han centrado sus actividades en las poblaciones Cuitláhuac y Shotal, del municipio de Tacotalpa; en los municipios Centro, Jalpa, Jonuta, Macuspana, Nacajuca y Tacotalpa. Además, han realizado el drenado de la Subestación Tamulté II para evitar afectaciones al suministro de energía eléctrica.

Mantenimiento predictivo, la apuesta de Grupo R para garantizar la continuidad de las operaciones

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Grupo R, al igual que muchas empresas, está enfrentando los retos que ha conllevado la pandemia del COVID-19; sin embargo, los desafíos principales para la compañía en el sector oil & gas han sido la caída en los precios del petróleo a principios de año y una serie de cambios gubernamentales que han impactado de forma directa tanto a los contratos existentes como a los que se tenían previstos.

Jonathan Salazar, CTO de Grupo R, aseguró que esto ha llevado a la compañía a hacer varios cambios estructurales tanto para seguir en activo como para tener la eficiencia operativa y administrativa que han logrado en años anteriores.

En entrevista para Global Energy, indicó que esta situación ha empujado a la empresa a voltear a la tecnología para hacer el análisis de los cambios que se tienen que aplicar para afrontar estos retos.

“En Grupo R estamos orientando la tracción a la industria privada. Prácticamente ya comenzamos el contrato con Shell, que consiste en desplazar una plataforma semisumergible para el pozo en el que tenemos el contrato; de hecho van a ser tres pozos, y esto conlleva una serie de retos porque se trata de trabajar con una de las empresas más grandes y representativas de la industria oil & gas en el mundo”, explicó.

Para conocer más detalles sobre los contratos adquiridos por Grupo R y la forma en la que el Internet de las Cosas, así como la inversión en tecnologías de la información están ayudando a la compañía a diferenciarse de sus competidores, los invitamos a consultar la edición de noviembre de Global Energy, la cual está próxima a publicarse.

Anuncia Volvo Trucks pruebas con camiones de gas natural licuado

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En Sudáfrica, Volvo Trucks pondrá a prueba dos camiones de gas natural licuado (GNL). Estos camiones de gasolina se han desarrollado específicamente para operaciones pesadas regionales y de largo recorrido.

«Muchos de nuestros clientes ya trabajan duro para reducir su huella medioambiental. Por tanto, vemos un claro potencial para las unidades de GNL como una parte vital de la solución. Nuestra visión es que los camiones de Volvo eventualmente tengan cero emisiones, aunque la forma de lograrlo no es mediante una única solución, sino a través de varias soluciones en paralelo”, dijo Marcus Hörberg, vicepresidente de Volvo Group Sudáfrica .

El gas natural tiene un potencial prometedor como sustituto del diésel en los camiones, con un buen suministro a nivel mundial y una disponibilidad cada vez mayor a nivel local. Cuando se enfría a bajas temperaturas, el gas se licua (GNL) y reduce su volumen, lo que significa una mayor capacidad para transportar más combustible.

“A través de configuraciones de chasis y líneas de transmisión de bajo consumo de combustible, la gama de GNL de Volvo Trucks hace posible un ahorro significativo de combustible y CO2. El gas natural es obviamente un combustible fósil, pero puede producir un 20% menos de emisiones de CO² que el diesel.  El nuevo Volvo FH LNG propulsado por gasolina se conduce y funciona como el Volvo FH que ya conoce”, dijo Eric Parry, gerente de producto de Volvo Trucks Southern Africa.

El sistema de propulsión de los nuevos camiones a gasolina se basa en nuestra reconocida tecnología de motores diésel. Además, al utilizar GNL en lugar de gas natural comprimido (GNC), es posible transportar mayores cantidades de combustible y, por lo tanto, garantizar el rango operativo necesario para las asignaciones de largo recorrido ”.

Los nuevos camiones de gasolina de Volvo ofrecen la misma eficiencia de combustible que los equivalentes de motor diésel y pueden funcionar a la misma velocidad. Sin embargo, dado que el GNL suele ser más barato, esto ofrece una buena oportunidad para reducir los costos de combustible. Con el tanque de GNL de 205 kg, los operadores europeos están viendo un rango útil de hasta 1000 km, esto depende del terreno y la carga útil transportada. 

En lo que respecta al suministro de GNL a las flotas, los nuevos desarrollos locales y las asociaciones en el segmento han dado como resultado el establecimiento de una infraestructura limitada, específicamente en la carretera N3 entre Durban y Johannesburgo.

El llenado de GNL implica un procedimiento diferente y algunas precauciones de seguridad debido a las bajas temperaturas del combustible líquido, pero en comparación, no es complicado ni requiere mucho tiempo cuando se realiza en una estación de servicio comercial.

“A medida que se amplía la cobertura de GNL, la viabilidad de hacer funcionar los vehículos con esta alternativa de combustible eficiente ciertamente aumentará. Pronto comenzaremos con pruebas locales para establecer cuán viable es esto para nuestro mercado y clientes. Aunque el GNL ciertamente tiene potencial, también debemos tener en cuenta que los camiones de potencia diésel estarán con nosotros en el futuro previsible”, aseguró Eric Parry, gerente de producto de Volvo Trucks Southern Africa.

Volvo Trucks también ayudará con la capacitación de conductores para ayudar a los propietarios de flotas. Hörberg concluyó diciendo que “la reducción de las emisiones de impacto climático del tráfico comercial pesado es un desafío que involucra a políticos y compradores de transporte, empresas de transporte y fabricantes de vehículos. Como Volvo Trucks, estamos decididos a desempeñar un papel de liderazgo en el suministro de soluciones de transporte innovadoras y respetuosas con el medio ambiente, que serán buenas para la industria y el planeta”.

Software y hardware para el despacho de combustibles

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Por Alfredo Orellana Moyao, especialista en regulación energética y ambiental.
Socio fundador de Fuel Experts.

 

Actualmente, los sistemas para medición y despacho de gasolina y otros combustibles líquidos son del tipo computador, los cuales registran el volumen de combustible líquido, el importe de la venta y el precio por litro, mientras el bombeo se realiza con bombas remotas, que proveen un abastecimiento a presión constante. Esa es su definición y su estándar actual y vigente.

Aquí van CINCO CLAVES que todo empresario de los combustibles debe conocer para comprender de mejor manera los desafíos de nuestro tiempo, con la estruendosa vigencia de la NOM-005-SCFI-2017.

  1. El binomio regulatorio: hardware y software

El tema de los dispensarios para el despacho de gasolinas y diésel al público en general se regula mediante dos instrumentos, esto es, dos Normas Oficiales Mexicanas de la Secretaría de Economía:

  1. La NOM-005, que regula los equipos y al dispensario como instrumento físico. Es la regulación del hardware; de los fierros, dicen algunos.
  2. La NOM-185, que regula los programas de cómputo que funcionan en los dispensarios y calculan el volumen de las transacciones, deben guardar los registros y han de permitir las auditorías volumétricas. Es el software: los programas o aplicaciones, les dicen.

 

La vieja NOM-005 anterior es del 2011, aunque su antecedente remoto viene desde 1994. Se trataba -en un principio- de regular bombas básicamente mecánicas, sin un sistema de cómputo integrado. Eran más bien medidores y calculadoras básicas de volumen y de pago, en tanto que las bitácoras mayores estaban en libros y otros sistemas contables.

La NOM-185 anterior es de 2012. La primera enfocada a regular al dispensario como instrumento inteligente, capaz de medir mucho más que las transacciones y con la expectativa de convertir al dispensario en un instrumento directo de auditoría. La compatibilidad y portabilidad de la información generada directamente en el despacho era la gran intención del surgimiento de esta NOM, junto con la modernización de la NOM-005.

Es importante ubicar el contexto de entonces: ambas fueron creadas y redactadas cuando sólo podía venderse gasolina en franquicias de PEMEX. Desde entonces, la preocupación por la venta honesta (litros de a litro) y el control del mercado negro de combustibles (huachicol) eran la motivación de más normatividad, cargas regulatorias, gastos e inversiones, verificaciones y sanciones, que provocan molestias, litigios y conflictos en los mercados, tanto para empresarios, como para consumidores y autoridades.

Fue en septiembre de 2012 cuando nació el binomio regulatorio en su primera generación. Fue también en ese momento en el que se verificaron los primeros problemas para su implementación. Creo importante reproducir parte del comunicado de la Secretaría de Economía al respecto:

El 26 de octubre de 2012 entrarán en vigor las NOM-005-SCFI-2011 y NOM-185-SCFI-2012. Se tiene conocimiento que se han presentado obstáculos en la distribución de los paquetes de escalamiento para adecuar los dispensarios de gasolina, así como en la sustitución de estos equipos, para cumplir con la nueva normatividad.

Por lo anterior, algunos empresarios gasolineros recibirán la instalación del escalamiento o del dispensario con posterioridad a la entrada en vigor de las normas.

Reconociendo estas dificultades, la Secretaría de Economía (SE) y la Procuraduría Federal del Consumidor (PROFECO), implementarán un esquema de reconocimiento para identificar las estaciones de servicio que se encuentren en esta situación.

Para la aplicación de dicho esquema de reconocimiento será indispensable que las estaciones de servicio que se encuentren en los supuestos mencionados:

  1. Reporten a la SE, directamente o a través de la organización en la que están agremiados, la fecha en que se contrató el escalamiento o remplazo de su dispensario, y esta sea anterior al 26 de octubre de 2012;
  2. Reporten la fecha en que su distribuidor hará la instalación;
  3. Cuenten con la documentación que acredite las fechas mencionadas.

De esta forma, tanto la SE como la PROFECO, podrán garantizar la protección a los consumidores de combustible, sin dejar en estado de indefensión a los empresarios gasolineros que, aun pretendiendo cumplir con la nueva normatividad, han encontrado retrasos no imputables a ellos.

 

  1. Las nuevas NOMs del binomio regulatorio

La segunda generación de la normatividad de ese binomio surgió hace dos años, en septiembre y octubre de 2018:

  1. Software. La nueva NOM-185-SCFI-2017 Programas informáticos y sistemas electrónicos que controlan el funcionamiento de los sistemas para medición y despacho de gasolina y otros combustibles líquidos-Especificaciones, métodos de prueba y de verificación (cancela a la NOM-185-SCFI-2012), fue publicada en el Diario Oficial de la Federación el 6 de septiembre de
  2. Hardware. La nueva NOM-005-SCFI-2017, Instrumentos de medición-Sistema para medición y despacho de gasolina y otros combustibles líquidos con un gasto máximo de 250 L/min-Especificaciones, métodos de prueba y de verificación (Cancela a la NOM-005-SCFI-2011), fue publicada el 10 de octubre de 2018

Ambas entraron en vigor 180 días después de su publicación, es decir, en marzo y abril de 2019, respectivamente. Para implementar la entrada en vigor de esta nueva regulación, se adoptaron las siguientes previsiones transitorias:

  1. En relación con el Software:
  2. Los certificados de los Programas Informáticos emitidos antes de la entrada en vigor de la NOM, se considerarían vigentes y no les aplicará la Evaluación de la Conformidad de la nueva NOM.
  3. Pero a los dos años, todos los sistemas para medición y los programas informáticos y sistemas electrónicos que controlan su funcionamiento deben cumplir con las disposiciones establecidas en la NOM-185-SCFI-2017. Es decir, a partir de septiembre de 2020.
  • Los registros de ajuste a la entrega de volumen en bitácoras NO aplicarán para los sistemas para medición y despacho cuyo mecanismo de ajuste sea exclusivamente del tipo mecánico, aprobados antes de la entrada en vigor de la NOM.
  1. En relación con el Hardware:
  2. La verificación de los siguientes elementos sólo aplicará a los dispensarios comercializados con aprobaciones del modelo o prototipo expedidas a partir del 1 de noviembre de 2012[1]:

Información Comercial. Llevar marcados en forma permanente y visible, los siguientes datos:

  • Alcance de medición del sistema en gasto volumétrico para el cual está diseñado;
  • Número de aprobación del modelo o prototipo;

Elemento primario de medición. Verificar que el alcance del elemento primario de medición está dentro del alcance declarado por el fabricante. La aprobación del modelo o prototipo debe efectuarse con la información proporcionada por el fabricante, en idioma español, la cual debe incluir: Marca, modelo, número de serie, alcance y tipo del elemento primario de medición, forma de identificar el modelo y forma de identificar la serie.

Procedimiento de verificación electrónica. Registrar por cada sistema para medición y despacho de gasolina y otros combustibles líquidos, entre otros datos, los siguientes:  Indicación del totalizador de ventas realizadas, tanto en volumen, como en dinero, para cada lado del sistema para medición y despacho de gasolina y otros combustibles líquidos y tipo de combustible.

  1. A los sistemas para medición y despacho cuyo mecanismo de ajuste sea exclusivamente mecánico, aprobados antes de la entrada en vigor de la nueva NOM, NO le serán aplicables los registros de calibración electrónica en bitácoras con registro CALI.
  2. Las disposiciones con las que se hayan emitido las aprobaciones del modelo o prototipo anteriores a la entrada en vigor de esta NOM, permanecerán vigentes y no afectarán la Evaluación de la conformidad de los Sistemas para medición, siempre y cuando no contravengan las nuevas disposiciones, o que en su caso impongan la necesidad de cumplir con requisitos adicionales.

Lo anterior significa que existen al menos tres generaciones de dispensarios, a los que corresponden diferentes esquemas de verificación:

  1. Los sistemas con un mecanismo de ajuste exclusivamente mecánico. No les aplica el registro CALI.
  2. Los sistemas que cuentan con dispensarios de modelos y prototipos autorizados antes del 1 de noviembre de 2012, a los que no les aplicarán algunas verificaciones de información comercial, del elemento primario de medición y de verificación electrónica, y
  3. Los sistemas con dispensarios de modelos y prototipos posteriores a noviembre de 2012, para los que no parecen haber excepciones aplicables.

 

  1. Lo que cambia en octubre de 2020

La Secretaría de Economía se dio cuenta que el mercado no estaría listo a tiempo para cumplir con el binomio regulatorio, de modo que el 18 de abril de 2019 modificó la entrada en vigor de ciertos apartados de la NOM-005.

Esa prórroga se estableció para ampliar las capacidades de verificación y desarrollo de sistemas para medición y despacho de gasolina por parte del Centro Nacional de Metrología (CENAM), para poder determinar del grado de cumplimiento de los requisitos establecidos en la NOM-005-SCFI-2017, así como para permitir que los fabricantes de dispensarios puedan cumplir cabalmente con esa NOM.

Con esa publicación, se postergó hasta el 8 de octubre de 2020, la posibilidad de llevar a cabo la Evaluación de la Conformidad de los siguientes apartados de la NOM-005-SCFI-2017:

  1. Las pistas de auditoría o la bitácora de eventos deben registrar de manera consecutiva los eventos de hasta 12 meses de operación normal. La bitácora, debe ser descargada por medio del puerto serial (RS232, USB o MicroUSB), y está condicionada a digitar una contraseña en el panel de control del sistema para medición y despacho de gasolina y otros combustibles líquidos, la cual debe ser entregada a la PROFECO y al Centro Nacional de Metrología para poder realizar las verificaciones correspondientes.

Los eventos que se deben registrar y podrán verificarse a partir de octubre 2020, son, entre otros:

  • Cambio de fecha y hora del sistema, incluyendo la nueva fecha y hora; y
  • Actualización del o los programas de cómputo incluyendo la o las versiones a la que se actualizó.
  1. El registro del evento debe incluir la fecha y la hora de ejecución, en el caso de que la descripción de los eventos esté abreviada, se debe entregar a la PROFECO y al Centro Nacional de Metrología la tabla en donde se indique a qué evento corresponde. Los eventos a verificar a partir de octubre de 2020, entre otros, son:
    • CAMF .-Registro del cambio de fecha y hora del sistema incluyendo la nueva fecha y hora, realizada conforme a especificaciones del fabricante.
    • – Registro de actualización del o los programas del sistema incluyendo la versión a la que se actualizó, realizado conforme a especificaciones del fabricante.

 

  1. Las verificaciones de PROFECO y las características de cada estación

Las nuevas NOM están vigentes desde 2019. Su implementación enfrenta diversos dilemas que tienen que ver con la temporalidad y antigüedad de las instalaciones y su historial de cumplimientos normativos previos.

Las estaciones de servicio más antiguas seguramente contarán con instrumentos mecánicos a los que no puede aplicarse la totalidad de las nuevas NOMs.

Otras seguramente llevaron a cabo un proceso de inversión y actualización a partir de noviembre de 2012 y debe tomarse en cuenta el grado de avance que tienen para determinar el grado de aplicación de las nuevas NOM.

Algunas otras han construido o iniciado operaciones de 2019 en adelante, de modo que seguramente será aplicable el nuevo marco normativo, con más amplitud y menos excepciones.

Sin embargo, en materia regulatoria no basta con asumir o acreditar la antigüedad de las instalaciones y equipos, sino que debe acreditarse el cumplimiento de una normatividad anterior, para poder acogerse a ella durante la implementación de nuevas normas. Es decir, que los dictámenes de evaluación de la conformidad anteriores, los certificados de mantenimiento y cumplimiento, los certificados de modelos y prototipos instalados, o cualquier otro instrumento que demuestre el cumplimiento y la conformidad regulatoria, son los documentos adecuados para identificar el grado en el que será exigible la NOM-005 y la NOM-185 durante el resto de 2020.

 

  1. La carga regulatoria y su dimensión múltiple

El denominador común de una multiplicidad de cargas regulatorias es la volumetría y su documentación sistémica y auditable. En el pasado, el cómputo de volúmenes para efectos técnicos podía variar del cálculo de ventas para efectos fiscales, así como del balance entre suministros y despachos.  Incluso la conciliación de ventas por bomba y el total de transacciones de cisterna tenía su propia dinámica para el control interno y externo en términos operativos, contables o fiscales.

Sin embargo, la regulación de los combustibles ha centrado su atención en la trazabilidad y lo auditable de los volúmenes y las transacciones. Los sistemas de la Comisión Reguladora de Energía buscan crear un inventario y un balance nacional en el manejo de gasolinas y diésel en todo el país y en toda la cadena de logística y distribución. Los sistemas de inteligencia del SAT pretenden dar orden a los movimientos transaccionales de esa misma cadena, en tanto que la nueva regulación de los sistemas de despacho y los dispensarios buscan crear un mecanismo automatizado, parametrizado auditable y portable, que evite distorsiones en la venta de menudeo al consumidor (litros de a litro) y limite el mercado negro (huachicol).

Los sistemas regulatorios parecen comunicarse entre sí, aunque de una forma quizás no muy eficiente. Esto significa que no basta con cumplir o intentar cumplir con cada una de las obligaciones normativas, sino que es preciso contar con instrumentos y políticas empresariales para ordenar y sistematizar toda esa información y reportes, para confeccionar “la verdad” del regulado. Es decir, que cada empresario debe asegurarse de tener un buen álbum con los reportes e informes que genera y presenta cada instalación, para evitar accidentes de cumplimiento, tales como contradicciones, falta de sincronización de datos, o ausencia de un relato unificador respecto de todos los datos aislados.

La inminente visita de las autoridades hace necesario también un protocolo legal para atender inspecciones, requerimientos y verificaciones, de forma inteligente, segura y con previsión adecuada.

Un autodiagnóstico es la mejor herramienta para trazar el destino propio. Conocer la normatividad y conocer la instalación y su realidad regulatoria es la mejor práctica en tiempos de cambios y ajustes.

Antes de cambiar los dispensarios o los programas, es imperativo cambiar la práctica interna para operar los cambios regulatorios y para hacer frente a las autoridades cuando ejercen facultades de inspección.

El cumplimiento regulatorio no puede ser pasivo y reactivo. Debe ser parte de la filosofía del negocio y debe dejar de ser un costo para convertirse en un valor de corto y mediano plazo. La primera inversión que se hace necesaria en octubre de 2020 es un corte de caja y un diagnóstico del estado que guarda cada estación de servicio, para confeccionar su propia ruta y relato de cumplimiento y blindaje normativo.

[1] Un listado actualizado en abril de 2017 por la Dirección General de Normas de la Secretaría de Economía, está disponible en:
https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/220436/NOM-005-SCFI-2011_30_de_Abril_de__2017.pdf

Seguridad y Big Data, claves para el crecimiento de la industria de petróleo y gas en México

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Por Antonio Lagunes (*)

Sabemos que el aumento en el consumo energético representa un desafío para que las empresas de la industria de petróleo y gas puedan satisfacer la demanda a nivel mundial, por ello es fundamental implementar las innovaciones de tecnología que permitan el óptimo desarrollo en toda la cadena de suministro en los sectores Upstream, Midstream y Downstream, las tres grandes partes de la industria. Éstas requieren soluciones que den visibilidad y mayor control a los tomadores de decisiones sobre el estatus de los activos y de los procesos en tiempo real, así también incrementan la seguridad, desde el punto de vista operacional y del personal.

La tecnología satelital es una innovadora solución que permite la amplitud de cobertura de las comunicaciones y que ayuda a las empresas a agilizar sus operaciones, por ejemplo, con dispositivos IoT:   dispositivos inteligentes con sistemas que reciben y transfieren datos a través de internet. Así es el caso de Globalstar, empresa líder de telecomunicaciones que habilita la conexión a través de una red satelital en dispositivos IoT y de monitoreo, siendo una combinación perfecta de eficiencia, conectividad y nuevas tecnologías en ámbitos como la seguridad y la mejora de toma de decisiones en las empresas, claro, también para la industria de petróleo y gas.

Desde un punto de vista más concreto, el dispositivo SmartOne Solar es un dispositivo IoT que está conectado a la red satelital de Globalstar y que permite conocer el desempeño y estado de activos en todo momento, así como rastrear y monitorear en tiempo real la maquinaria pesada y generadores de energía que se encuentran en las plataformas de exploración y extracción de petróleo del sector Upstream.

A pesar de que habitualmente estos activos operan en zonas remotas, con SmartOne Solar es posible localizarlos y monitorearlos desde diferentes ubicaciones gracias a la cobertura continua de telecomunicación satelital. Para las compañías de servicios de campo, por ejemplo, que alquilan activos en este sector, es una solución ideal no solo para conocer la ubicación de un equipo y tener control sobre ellos, sino también ahorrar costos o mantenimiento y evitar posibles pérdidas.

El personal que se encuentra en las plataformas de exploración y extracción también necesita una línea de comunicación continua y segura en sus operaciones; el equipo SPOT Gen4 de Globalstar es una solución que permite enviar mensajes aún en zonas remotas, enviar su ubicación en tiempo real y activar la función SOS en caso de una eventualidad. Tener este tipo de visibilidad en los activos y con el personal proporciona agilidad y capacidad de respuesta a las demandas que se presentan en esta parte de la cadena.

Los dispositivos IoT que funcionan con telemetría, tecnología que monitorea variables casi en tiempo real desde una posición remota, aportan gran valor especialmente al sector de transporte y almacenamiento de productos de petróleo y gas. En este sector, mejor conocido como Midstream, es fundamental tener acceso a ciertas variables para que las operaciones sean eficientes, como los niveles de abastecimiento de producto o el estado de la infraestructura.

El dispositivo SmartOne Solar es una solución que funciona con telemetría y permite conocer los niveles de corrosión en la infraestructura, medir los niveles de combustible o aceite que se almacenan en los tanques de almacenamiento y detectar fugas o salidas no autorizadas de combustible o de gas. Con ello, las tomas clandestinas de producto es una práctica que puede ser controlada y monitoreada en tiempo real, apoyando a las autoridades a atacar de manera más eficiente esta problemática.

Para el sector Downstream, enfocado en la refinación y distribución a los clientes finales, SmartOne Solar es una solución de monitoreo segura de camiones cisterna que llevan la gasolina refinada a las estaciones, o de gas refinado a los consumidores finales, ya que cuenta con certificaciones vitales para esta industria, entre ellas ATEX/IESEX que lo hace intrínsicamente seguro, es decir, puede ser instalado o implementado en zonas de peligro, ya sea activos que están en las plataformas de despachado o directamente sobre los camiones cisterna, sin provocar algún tipo de incidente asegurando la seguridad del personal que lo opera y de los activos.

Para las compañías del sector, las soluciones IoT de telecomunicación satelital de Globalstar son una solución que optimiza sus operaciones por medio de tecnología que permite recolectar datos fiables y así maximizar la producción de valor. La recolección de información de los activos en campo en tiempo real ayuda a mejorar la velocidad de reacción de los analistas y operadores para la toma de decisiones rápidas e inteligentes, que son necesarias en las operaciones de los tres grandes sectores de la industria energética.

Estas soluciones inteligentes, como SmartOne Solar que recopila y almacena grandes cantidades de datos, conocido como Big Data, posibilitan al cliente transformar los datos en información valiosa para obtener un panorama que conduzca a mejores decisiones empresariales. La tecnología de Globalstar permite a las empresas agilizar sus operaciones conectando a los dispositivos inteligentes que brindan seguridad y automatizan los datos para aumentar la productividad y ser más eficientes.

Contar con las herramientas adecuadas y tener la capacidad de convertir los datos en información de valor, representa contar con una visión global de la cadena de suministro de la industria petrolera en México, y así tomar las decisiones que aseguren su crecimiento en nuestro país.

(*) Antonio Lagunes es Gerente de Canales para México de Globalstar Latinoamérica, con experiencia en el sector comercial de telecomunicaciones, automotriz y retail en empresas multinacionales. Es experto en el análisis financiero del negocio y B2B2C, y ha liderado proyectos de transformación comercial.

 

Arranca HOKCHI Energy producción en aguas someras del Golfo de México

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HOKCHI Energy arrancó su producción en aguas someras del Golfo de México, así lo anunció al secretaria de Energía, Rocío Nahle.

“Hoy la empresa HOKCHI Energy arranca producción en aguas someras del Golfo de México. Es la segunda empresa privada que inicia producción. El GobiernoMX garantiza y reconoce el trabajo e inversión de este consorcio”, escribió en su cuenta de Twitter la titular de la Secretaría de Energía.

HOKCHI Energy es una empresa mexicana dedicada a la exploración y extracción de petróleo y gas.