A Triunfo pírrico
l final imperó la cordura, pero el daño ya estaba hecho.
En esta frase puede sintetizarse el conflicto generado por la Comisión Federal de Electricidad (CFE) con las empresas constructoras de la red de gasoductos. La historia empieza en la administración pasada, cuando se buscó incorporar a más regiones del país al desarrollo industrial. Se invitó a compañías expertas a desarrollar una red de ductos que llevaran energía barata al occidente, noroeste y centro del país.
La oportunidad era conectarlas con el mercado de Texas, el mayor y más competitivo del mundo tratándose de gas natural. Transcanada, Ienova, Carso, Fermaca, fueron las empresas ganadoras que invirtieron sus capitales a ser recuperados en el mediano y largo plazo, vía el pago de servicios de transporte del gas.
Pero cuando estaban por empezar a operar, a la nueva administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, vía la CFE, le pareció que los contratos eran “leoninos” para ésta empresa, la principal usuaria.
La diferencia con los privados se convirtió en la amenaza de ir a un arbitraje internacional, que a decir de los especialistas, las probabilidades de ganarlo eran remotas para el gobierno mexicano. La pérdida sería doble: pagar los daños y juicios, más la posposición del usufructo de los gasoductos en tanto se resolvía el litigio. Se impuso la cordura gracias a la intervención de los organismos empresariales con el Presidente López Obrador. La solución es un triunfo pírrico: El país paga menos en el inicio, pero se amplía el plazo 10 años, por lo que pagaremos más. La otra pérdida, es la de la confianza. La señal a los inversionistas es que en México, los contratos con el gobierno no son letra de oro.
La obligación de almacenamiento mínimo… por entrar en vigor
Por Marcial Díaz Ibarra
¿Negociación o estrategia?, acuerdos por gasoductos
El anuncio de un litigio internacional no sentó un precedente favorable para el clima de inversión y el Estado de Derecho.
Inversionistas cautelosos
Impulsar movilidad urbana, para reducir la emisión de GEI
Por Francisco Kim Olguín
Inversionistas cautelosos
24 30 12 16
El comportamiento de la Inversión Extranjera
Directa hace evidente la incertidumbre que existe.
KCSM mantiene ritmo con ducto rodante
Las ventajas del ferrocarril para la importación de combustibles, ha motivado incrementos en su operación.
De empresa pesquera a perforadora petrolera
Marinsa dio un giro a su actividad y ahora es la responsable de perforar siete pozos.
ATIO pone foco en el sector midstream
La disposición de controles volumétricos alcanza a los que distribuyen, almacenan y transportan combustible.
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Energy21, Revista Noviembre-Diciembre 2019. Editor Responsable: Osiel Isaías Cruz Pacheco. Domicilio de la Publicación: Luz Saviñon N° 1707 Col. Narvarte, C.P. 03020, Benito Juárez, Ciudad de México, Tels. (55)5682 3989, 2455 3775 y 5536 9960 e-mail: dramirez@t21.com.mx, Fecha de impresión Octubre de 2019.
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Van por 120 campos petroleros en el sexenio
Para revertir la caída en la plataforma nacional de producción de aceite y gas natural, Petróleos Mexicanos (Pemex) pretende desarrollar al menos 120 nuevos campos petroleros durante el sexenio.
“Estos 20 nuevos campos para el 2019 se va a replicar durante todo el sexenio; año con año vamos a desarrollar por lo menos 20 nuevos campos”, aseguró Octavio Romero Oropeza, titular de Pemex.
Adelantó que los primeros campos arrancarán producción en los próximos meses, e incluso, calculan que la aportación sea del orden de 100 mil barriles al 31 de diciembre de este año.
“Esos mismos 20 nuevos campos, nos van a dar una producción a diciembre de 2020 del orden de 255 mil barriles de aceite”, añadió.
En ese tenor, Francisco Flamenco, S.P.A. de la Dirección General de Pemex Exploración y Producción señaló en conferencia telefónica con inversionistas los nueve campos (Xikin, Cibix , Manik, Mulach, Ixachi, Valeriana, Hok, Cheek y Tlacame) que arrancarían producción este año con una aportación de alrededor de 50 mil barriles por día de aceite y 97 millones de pies cúbicos por día de gas, sin embargo uno de ellos aún no cuenta con plan de desarrollo ingresado a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Por Daniela Loredo.
Eliminarán “gaseleperos” fantasma
Apartir
de 2020, la Secretaría de Energía (Sener) co menzaría con la revocación de permisos a aque llos gaseleperos ‘fantasma’, es decir, aquellos que aun teniendo la licencia para importar y exportar gas LP no lo ejerzan, adelantó Miguel Ángel Maciel Torres, Sub secretario de Hidrocarburos.
“Estamos revisando toda la parte legal para bus car los mecanismos para hacerlo; es preocupante que haya tantos permisos y que no los usen (…) cuando en cuentras a alguien que no ocupa el permiso es una ac tividad inútil: ni le sirve al gobierno, ni al país, ni a ellos”, declaró.
La Sener ha encontrado que casi la mitad de los permisos entregados no se utilizan; asimismo, se han topado con documentos de dudosa procedencia, fir mas apócrifas, permisos de transportistas que no
existen y ejemplificó incluso que existe una empresa lechera que se dedica a transportar crudo y gas.
“La empresa vende leche y tiene una flotilla de 50 camiones y de pronto aparece como empresa
Gasoducto
Texas - Tuxpan
Altamira
IP negocia con CFE y Cenagas por gas natural
La iniciativa privada busca negociar con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y el Centro Nacional de Control de Gas Natural para obtener 0.8 billones de pies cúbicos de gas importado a través del gasoducto Texas-Tuxpan, señaló José María Bermúdez, presidente de la Asociación Nacional de la Industria Química (ANIQ).
“Estamos pidiendo ese diálogo con ambos para negociar, es decir, de todo ese gas que se está trayendo en el gasoducto marino requerimos 0.8 billones de pies cúbicos; esto puede ser una gran diferencia para la industria”, sostuvo en entrevista con Energy21.
La negociación con el Centro sería por los puntos de interconexión con los clientes, mientras que con la empresa productiva subsidiaria, CFEnergía sería por el acceso a la molécula.
Aunque es muy positiva la puesta en marcha del gasoducto marino, aún hacen falta algunas piezas de conectividad para hacerlo llegar al sureste del país, aseveró.
El directivo celebró que la actual administración considere dejarle a la IP el desarrollo del 90% de la industria petroquímica y el 10% al sector público, no obstante, subrayó que el sector energético requiere de un Pemex fuerte y con los recursos para dar un buen servicio.
Por Daniela Loredo.
Pemex va por 1.8 millones de barriles
Laplataforma de producción de crudo cerrará 2019 con un millón 800 mil barriles de aceite, adelantó Octavio Romero Oropeza, director de la petrolera nacional.
“Estamos pensando llegar con una producción puntual de 1,800 mil barriles (sic), 175 mil barriles más que en enero producto de la incorporación de nuevos campos prioritarios de Pemex”, sostuvo ante legisladores durante su comparecencia en Cámara de Diputados.
Romero Oropeza compartió los datos de producción promedio de crudo que Pemex calcula para los próximos cuatro años: un millón 682 mil barriles para 2019; un millón 866 mil barriles para 2020; dos millones 69 mil barriles en 2021 y dos millones 697 mil barriles para 2024.
En cuanto a la producción de gas natural, el funcionario detalló que el incremento, de acuerdo con la proyección de Pemex, será pasar de 3 mil 546 millones de pies cúbicos diarios actuales a 4 mil 916 millones
de pies cúbicos diarios para el cierre de la presente administración.
Oropeza recalcó que las estimaciones presentadas a diputados no son ocurrencias, sino resultado de un trabajo técnico exhaustivo.
Por Daniela Loredo
Naranjos
Tuxpan
Inversionistas cautelosos
La tensa relación comercial entre México y Estados Unidos, así como el aplazamiento de la aprobación del T-MEC continúan frenando a la Inversión Extranjera Directa (IED) dirigida a México. Además, las decisiones de Estado respecto al rechazo a la participación de capital privado en industrias clave como la petrolera y eléctrica también han generado incertidumbre entre los inversionistas extranjeros. En consecuencia, la IED en el sector energético reportó una baja de 62.4% en la primera mitad de 2019. Por Redacción E21. @Energy21Mx
Inversión Extranjera Directa
» La IED captada por México se contrajo 18.7% en el primer semestre del año, se apuntala como la mayor desaceleración en la inversión extranjera desde 2014.
Variación anual*
IED por estados
Principales destinos
*Primer semestre de cada año. Fuente: Secretaría de Economía.
» Cinco estados concentraron 54.3% de la IED en la primera mitad del año, el restante 45.7% de los flujos de inversión se dirigió a otras 27 entidades.
Participación porcentual, primer semestre 2019
Variación anual %, primer semestre 2019
» 18 de las 32 entidades reportaron caídas anuales en IED entre enero y junio de 2019. En Guanajuato y Aguascalientes, polos de inversión para la industria automotriz, se registraron caídas anuales en la IED.
Guerrero Jalisc o Puebla Chiapas Campeche Mor elos Yucatán Tabasco Quintana Ro o N ay arit Ve racruz Ciudad de Mé xico Durango Baja California Sur Chihuahua Hidalgo Tlaxcala Estado de Mé xico Zacatecas Baja California Colima Querétaro Sonora Nue vo León Michoacán Oaxaca Tamaulipas Coahuila San Luis Pot osí Sinaloa Aguascalien te s Guanajua to
IED por sectores
» Los inversionistas extranjeros retiraron los servicios recreativos: cultura y deporte. Por el contrario, el mayor flujo de IED se dirigió a la industria manufacturera y al comercio
Millones de dólares, primer semestre 2019
*Excepto actividades gubernamentales
Sector energético
» La IED en generación y distribución de electricidad perdió 68.5% respecto al primer semestre de 2018 y la realizada en el suministro de gas por ductos cayó 5.7 por ciento. La extracción de petróleo y gas registró una reducción de 25.8% en el mismo periodo.
Millones de dólares, primer semestre de cada año
-1,000 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 0
Tipo de inversión
Generación y distribución de agua, luz y gas Minería S. Financieros y de seguros Comercio Manufacturas
Millones de dólares, primer semestre 2019
» Las inversiones nuevas aumentaron 5.1% anual en el primer semestre y la reinversión de utilidades se incrementó 11.8 por ciento. Sin embargo, la IED vía cuentas entre compañías perdió 98.5% en los primeros seis meses de 2019.
La obligación de almacenamiento mínimo… por entrar en vigor
Marcial Díaz Ibarra marcial.diaz.ibarra@gmail.com
Es Abogado Consultor del Sector Energía, con estudios en Administración Pública. Con 15 años de experiencia dentro del sector, colaboró en la Dirección Jurídica de Pemex por más de 10 años, y como consultor ha colaborado en algunos proyectos como seguridad en ductos.
La Política Pública de Almacenamiento Mínimo de Petrolíferos (PPAMP) representó para la Administración anterior una respuesta del Gobierno a la exigencia de tener seguridad energética y disponibilidad de petrolíferos para hacer frente a situaciones de emergencia.
Sin embargo, ante una nueva Política Energética plasmada en el PND 2019-2024, requieren que la PPAMP se vuelva dinámica y de ser posible permita la flexibilidad en las formas y plazos, adaptándose a la realidad del entorno regulatorio del sector.
El PND en su Capítulo III Economía “Rescate del sector energético”1 desarrolla en cuatro párrafos las bases torales de la Política en la materia:
1. Fortalecimiento a PEMEX y CFE
2. Incorporación de poblaciones y comunidades a la producción energética; y
3. Transición energética a uso de energías limpias.
Por lo anterior puede entenderse que el PND en materia energética va encaminado a una Política Pública Nacionalista, la cual pudiera mermar el libre mercado energético que tanto intentó promover la reforma Constitucional del 2013 y las leyes secundarias en la materia.
Sobre ese mismo rubro, el PND propone en su objetivo 3.52 el de “Establecer una política energética soberana, sostenible, baja en emisiones y eficiente para garantizar la accesibilidad, calidad y seguridad energética”.
En su numeral 3.5.5 determina: Asegurar el abasto sostenible de energéticos de calidad a las personas consumidoras, a precios accesibles.
Ante estas estrategias, es importante plantearnos las siguientes interrogantes:
• ¿Cómo afectará al mercado la regulación que traerá consigo el PND para otorgar certidumbre?
• ¿De qué manera incrementarán la producción del sector y promoverán la inversión?
• Si el aseguramiento al abasto (dígase seguridad energética) ¿podrá mantener una política sostenible a los precios de los energéticos?
Entendemos que el alcance del PND influirá al sector energético ya que su marco regulatorio deberá evolucionar de acuerdo a la dirección y en forma armónica al PND.
Así, haré un breve análisis al apartado 3.5.5. “Asegurar el abasto sostenible de energéticos de calidad a las personas consumidoras, a precios accesibles”; versus la Política Pública de Almacenamiento Mínimo de Petrolíferos (PPAMP)3 ; el porqué de su análisis deriva de la crisis consistente en la falta de combustibles para automóviles en los meses de noviembre y diciembre del 2018 en gran parte del País, que se generó debido a una estrategia de seguridad nacional, la cual fue sacar de operación los ductos de distribución de petrolíferos (gasolinas y diésel), debido al incremento descontrolado de robo de combustibles llevado a cabo por la delincuencia organizada en contubernio con personal de la EP Pemex.
Nuestro país es el quinto mercado de gasolinas más grande a nivel mundial, el cual está al alza; pronósticos sugieren que en aproximadamente 10 años el con-
Nuestro país es el quinto mercado de gasolinas más grande a nivel mundial, el cual está al alza
sumo de gasolina a nivel nacional aumentará un 28% esto impulsado por un incremento en el número de vehículos automotores de todo tipo que se concentrarán particularmente en las regiones del golfo, sur y sureste del país.
No obstante, México adolece de un problema en materia de seguridad energética que se llama “falta de infraestructura de almacenamiento”, ya que no cuenta con capacidad para tal efecto y sólo cuenta con tres días de almacenamiento de petrolíferos, de acuerdo con la capacidad de las 77 Terminales de Almacenamiento y Distribución (TAD) de Pemex Logística.
El permisionario de expendio al público de petrolíferos en estaciones de servicios es consciente de la escasez de infraestructura de almacenamiento, ya que México debería contar con al menos 240 terminales que le proporcionen al menos una reserva de entre 10 y 15 días de capacidad.
Por esa razón, la PPAMP busca evitar que contingencias como las referidas en líneas anteriores, pongan en total riesgo la seguridad energética de México y se asegure el suministro de combustible en el país.
Está por iniciar la Fase II “Implementación de la obligación de almacenamiento mínimo”, de la PPAMP la cual obligará a mantener inventarios mínimos de almacenamiento y será aplicable a los comercializadores y distribuidores que vendan a gasolineras o usuarios finales a partir del 1º de enero de 2020, por lo que deberán contar con infraestructura de almacenamiento y en caso de no contar con ella, la Política permite que puedan adquirir derechos financieros conocidos como tickets, con lo que podrán almacenar combustible en otras plantas, dando una ventana de oportunidad a la inversión para aperturar una nueva unidad de negocio, la de construcción y administración de plantas de almacenamiento para tickets.
¿Cuándo inicia la Política de Almacenamiento?
El 15 de diciembre del presente año, los permi-
la Política permite que puedan adquirir derechos financieros conocidos como tickets, con lo que podrán almacenar combustible en otras plantas
sionarios de comercialización y distribución deberán registrar ante la CRE sus 5 días de inventario.
¿Cuáles son las principales dudas que prevalecen en el sector respecto de la Política de Almacenamiento?
• Desconocimiento de la PPAMP;
• Falta de infraestructura para cumplir con la obligación de volúmenes mínimos de almacenamiento;
• Falta de incentivos para efectuar la inversión;
• Contradicción de criterios entre los Órganos Reguladores del Sector;
• Desconocimiento del mercado sobre infraestructura de almacenamiento;
• Desconocimiento general sobre la política de tickets y aún más de su mercado alterno;
• Incertidumbre en cuanto a los precios del servicio de almacenamiento, tanto para los propietarios y operadores de terminales, como de los pocos permisionarios que tienen conocimiento de la obligación;
• Incertidumbre del mercado petrolífero sobre la afectación comercial en cuanto a costos del combustible por el cumplimiento de la política.
Nos acercamos a la fecha y existen proyecciones en el sentido de que no se podrá cumplir la PPAMP en su Fase II “Implementación de la obligación de almacenamiento mínimo”. Algunos comercializadores y distribuidores han incursionado en proyectos de construcción de plantas de almacenamiento, sin embargo para llevar a cabo un proyecto de esa naturaleza se requiere de una inversión millonaria, dependiendo de la capacidad; llevar a cabo estudios de viabilidad del uso de la tierra, hidrológicos, geológicos y mecánicas de suelo básicas; la factibilidad del proyecto económico y financiero, así como las evaluaciones de impacto social y ambiental; sin contar con los permisos municipales y estatales.
Ante este escenario, la pregunta obligada es: ¿Los permisionarios ya están listos para cumplirla?
Nos acercamos a la fecha y existen proyecciones en el sentido de que no se podrá cumplir la PPAMP en su Fase II “Implementación de la obligación de almacenamiento mínimo”
1 Plan Nacional de Desarrollo, páginas 50 a 51.
2 Ídem. PND, página 163.
3 Política Pública de Almacenamiento Mínimo de Petrolíferos, documento emitido por la secretaría de energía, Gobierno Federal, 2017. https://www.gob.mx/sener/documentos/diagnostico-de-la-industria-de-petroliferos?idiom=es
Francisco Kim Olguín franciscokim@itesm.mx
Doctorante en Seguridad Internacional por la Facultad de Estudios Globales de la Universidad Anáhuac Norte. Maestro en Logística y Negocios Internacionales por la Universidad Anáhuac del Sur. Profesor de Cátedra en la Escuela de Negocios, Campus Estado de México del Instituto Tecnológico de Estudios Superiores de Monterrey.
Impulsar movilidad urbana, para reducir la emisión de GEI
La transportación es una actividad inherente a las necesidades del ser humano, e históricamente ha constituido uno de los mayores factores de su desarrollo, pero ¿en qué momento se ha vuelto en su contra?
El crecimiento demográfico, las grandes concentraciones humanas, el creciente consumo, el uso indiscriminado de la energía y la falta de planeación urbana, son algunas de las razones de que el transporte que solía ser el aliado del desarrollo y evolución humana, se esté constituyendo como un acérrimo ene -
migo que ataca y es posible que en un corto plazo estará amenazando los sistemas de convivencia tal y como actualmente los conocemos.
El Holoceno es una etapa geológica en la que se dieron todas las condiciones para el desarrollo desde el punto de vista productivo, climático y ambiental, es la “primavera” de la evolución; sin embargo, el propio desarrollo de la humanidad está generando condiciones adversas de tal impacto, que, si l a propia sociedad, las instituciones, las autoridades locales e internacionales no toman acciones de mitigación y adaptación inmediatas, el asunto podría que dar fuera de control.
El considerar la convivencia de las concentraciones urbanas con las vías de comunicación como c arreteras, vías primarias, corredores urbanos, centros de distribución y parques industriales con el transporte de personas y mercancías; se está convirtiendo en una tendencia para definir la movilidad, pero no se podrá considerar como tal, si estas actividades no vienen acompañadas de programas y estrategias institucionales dirigidas a combatir el incremento de emisiones contaminantes.
En el punto anterior encontramos el reordenamiento urbano, la modernización de la flota vehicular, mejorar la calidad de los combustibles, la implementación de esquemas de fomento de la seguridad vial, promover la convertibilidad y conectividad del transporte, para que los distintos modos sean complementarios e integrados estableciendo planes de contingencia y continuidad de negocio para evitar el
El transporte que solía ser el aliado del desarrollo y evolución humana, se está constituyendo en un acérrimo enemigo
desabasto de productos, congestión e inmovilidad de pasajeros o peatones.
La implementación de medidas de mitigación y adaptación tendientes a generar condiciones de movilidad, están consideradas en los compromisos que el gobierno mexicano adquirió al adherirse al Acuerdo de París y los demás instrumentos que conforman l a Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático CMNUCC, así como las Conferencias de las Partes (COP) que se celebran cada año y que en su edición 21, del año 2015, se constituyó el acuerdo de París firmado en 2016.
Uno de los principales compromisos adquiridos por México ante esta institución, es medir, elaborar, mantener y reportar un Inventario Nacional de Emisiones de Gases y Compuestos de Efecto Invernadero, mediante este inventario podremos conocer la eficiencia de las medidas de control que el gobierno se encuentra implementando respecto a la reducción de emisiones de los sistemas de transporte.
Por lo anterior, es muy importante que las autoridades sean muy cuidadosas en no establecer me didas restrictivas de contingencia que aparentemente solucionen el problema ambiental, pero a un plazo muy corto y que constituyan una panacea, que esté implicando consecuencias irreversibles en el largo plazo.
Es muy importante que las autoridades sean muy cuidadosas en no establecer medidas restrictivas de contingencia que aparentemente solucionen el problema ambiental
¿Negociación o estrategia?, acuerdos por gasoductos
El gobierno mexicano y empresas privadas optaron por alcanzar una salida antes de continuar con un litigio internacional que hubiera tomado meses resolver.
Por Daniela Loredo @Da_Loredo
De febrero a agosto el conflicto por siete gasoductos fue tema de debate y sembrador de incertidumbre con relación al respeto del Estado de Derecho en nuestro país, al abrir la posibilidad de que un contrato suscrito durante la administración de Enrique Peña Nieto se puede cuestionar, frenar, modificar e incluso calificarse “leonino”.
La disputa legal que en algún punto se consideró continuar a través de un arbitraje internacional es parte del pasado. Hoy, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y las empresas transportistas involucradas celebran un arreglo basado en disposición y voluntad de partes que bien pudieran ser parte de una justa negociación o una estrategia hacia el futuro.
A tres meses de esta nueva administración, el gobierno mexicano a través de CFE solicitó una reducción de tarifas de servicio de transporte de gas natural; un reembolso de los pagos que la CFE debía hacer sin importar la cantidad de gas natural que se entregara, así como la nulidad de las cláusulas de caso fortuito y fuerza mayor.
Con el anuncio del 27 de agosto, la administración del Presidente Andrés Manuel López Obrador obtuvo una reducción en las tarifas, aumentó el volumen a transportar por la infraestructura y en algunos contratos, el plazo pasó de 25 a 35 años.
Sin embargo, aún es un misterio el dato de las tarifas que tendrán estos nuevos contratos; se desconoce si se concretará el reembolso solicitado por la eléctrica nacional y en lugar de conseguir una nulidad en cláusulas sólo se renegociaron,
Gasoductos que estaban en conflicto
Tuxpan- Tula
• Longitud: 283 kilómetros
• Objetivo: Transportar gas natural del sur de Texas hacia Veracruz, Puebla e Hidalgo
• Capacidad: 886 millones de pies cúbicos diarios
• Empresa: TransCanada
• Fallo de adjudicación: 10/11/2015
Tula- Villa de Reyes
• Longitud: 420 kilómetros
• Interconecta con el gasoducto Tuxpan-Tula y al gasoducto Villa de Reyes-Aguascalientes-Guadalajara. Este sistema abastece de gas natural a las nuevas centrales de generación de la zona.
• Capacidad: 886 millones de pies cúbicos diarios
• Empresa: TransCanada
• Fallo de adjudicación: 08/04/2016
Samalayuca- Sásabe
• Longitud: 650 kilómetros
• El gasoducto se interconecta con el gasoducto Sásabe-Guaymas, y al gasoducto San Isidro-Samalayuca. Este sistema abastece de gas natural a las nuevas centrales de generación de la zona.
• Capacidad: 472 millones de pies cúbicos diarios
• Empresa: Carso Energy
• Fallo de adjudicación: 11/09/2015
Guaymas- El Oro
• Longitud: 328 kilómetros
• Objetivo: Abastecer de gas natural en un futuro a las centrales de generación eléctrica ubicadas y a ubicar en los estados de Sonora y Sinaloa.
• Capacidad: 510 millones de pies cúbicos diarios
• Empresa: Gasoducto de Agua Prieta, filial de IEnova
• Fallo de adjudicación: 02/05/2016
Para saber bien cuál es el ajuste, CFE debería abrir los detalles de tarifas y pagos originales y los nuevos acuerdos con lo que se brindaría máxima transparencia para todos, desde la óptica de David Rosales, Socio de Midstream en Talanza Energy, y quien fue Director de Gas Natural de la Secretaría de Energía (Sener) en la pasada administración de Peña Nieto.
Con respecto a la puesta en marcha del gasoducto marino, Rosales celebró el hecho en virtud de que ningún conflicto debía impedir el acceso al gas natural.
“Con este contrato quien sale más beneficiado es el consumidor que podrá tener acceso al gas natural que viene desde Estados Unidos”, declara.
A la par, Rosales consideró que en esta nueva negociación el valor presente neto del contrato no pudo haberse reducido, de ser así no hubiera sido rentable para las empresas privadas.
Estas aceptaron cambiar a una tarifa plana para dar certeza que les permitiera a la vez tener ingresos fijos por cada contrato del ducto, identifica Ramsés Pech, analista de energía y economía.
“El tiempo aumentado es para tener tarifas que cubran el modelo del negocio del proyecto”, añadió sin olvidar que aún no se precisa qué tarifas se ocuparán aclarando que las tarifas utilizadas no son las que el mercado mexicano tiene actualmente por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), sino que están por debajo de éstas.
El convenio alcanzado contiene una falta de visión financiera al contemplar una reducción en el costo nominal pero no en una línea de largo plazo, destaca Erick
Sánchez Salas, Director Asociado de Desarrollo de Negocios de IHS Markit.
“El pago al inicio puede ser menor, pero el ampliar el plazo a 35 años terminará costándole más a la CFE”, señala.
Mal antecedente
Un ex integrante del Centro Nacional de Control del Gas Natural (Cenagas) consulado por Energy 21 considera negativo el cuestionamiento de CFE, incluso destacó que este organismo podría perder confiabilidad y credibilidad en el mercado.
“Es malo que se dude de CFE como una contraparte seria (…) en un futuro, cuando quiera firmar un nuevo contrato le va a costar mucho más ya que el contratista puede meter una prima de riesgo importante ante algún problema posterior”, apunta.
Hay que recordar que la situación escaló al punto de que la Cámara de Comercio de Estados Unidos hizo un llamado para que CFE repensara su decisión.
A lo anterior se deberá sumar el mensaje del embajador de Canadá en México, Pierre Alarie que criticó el arbitraje del ducto marino Sur de Texas-Tuxpan. “México no desea respetar los contratos de gasoductos”, quedará para el recuerdo en Twitter.
*Fuente: https://www.proyectosmexico.gob.mx
4 empresas privadas involucradas
1. TC Energy Corporation (antes TransCanada)
2. Infraestructura Energética Nova (IEnova)
3. Fermaca Pipeline La Laguna
4. Carso Energy
La Laguna- Aguascalientes
• Longitud: 600 kilómetros
• Este sistema abastece de gas natural a las nuevas centrales de generación ubicadas en los estados de Durango, Zacatecas y Aguascalientes.
• Capacidad: 1,189 millones de pies cúbicos diarios
• Empresa: Fermaca Pipeline La Laguna
• Fallo de adjudicación: 16/03/2016
Villa de Reyes- AguascalientesGuadalajara
• Longitud: 305 kilómetros
• El gasoducto se interconectará con el gasoducto Tula-Villa de Reyes y al gasoducto La Laguna–Aguascalientes. Este sistema abastecerá de gas natural a las nuevas centrales de generación de la zona.
• Capacidad: 886 millones de pies cúbicos diarios
• Empresa: Fermaca Pipeline La Laguna
• Fallo de adjudicación: 29/03/2016
Texas- Tuxpan
• Longitud: 800 kilómetros
• El gasoducto se interconectará con el gasoducto Nueces-Brownsville y al gasoducto Tuxpan-Tula. Este sistema abastecerá de gas natural a las nuevas centrales de generación ubicadas en los estados de Tamaulipas y Veracruz.
• Capacidad: 2,600 millones de pies cúbicos diarios
• Empresa: Transcanada, IEnova
• Fallo de adjudicación: 13/06/2016
José Zozaya, Presidente de KCSM
El movimiento de hidrocarburos vía ferroviaria favorece la logística; KCSM ha logrado ser la alternativa para diversos importadores.
KCSM mantiene ritmo con ducto rodante
Por Irais García Morales @Irale1427
En un análisis realizado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), el ducto es la forma más económica de realizar movimiento de hidrocarburos, vía marítima se tiene un costo dos veces más que el ducto, mientras que el ferrocarril es seis veces más y el autotransporte 14 veces que el tubo.
No obstante, en un análisis de la propia CRE, el ferrocarril tiene como ventaja tener una mayor control y flexibilidad, rapidez en la entrega, facilidad para acceder a los mercados clave, refinerías o lugares cercanos de producción, finalmente, menor requerimiento de capital, debido a que mucha infraestructura ya está construida.
En esta dinámica, Kansas City Southern de México (KCSM) mantiene un avance constante. Con base en su reporte financiero, el manejo de hidrocarburos en 2018 representó para la ferroviaria 6.2% de su operación total, con 37 mil 838 carros de diésel, gasolina y gas LP (aproximadamente 3,813 millones de litros) movilizados.
Para 2019, el estimado de KCSM es cerrar con un manejo de 64 mil 197 carros, 70% más comparado con el año pasado (6,503 millones de litros).
72 a 74
El pasajero más reciente que subió KCSM a ducto rodante fue la petrolera Shell, que comenzó la importación de gasolina desde Houston, Texas, a la terminal de almacenamiento de San José de Iturbide, Guanajuato, a través de dicha ferroviaria.
“Esto es la confirmación de que estamos dando buen servicio en trenes unitarios desde el área de Houston al centro de México”, indica José Zozaya, Presidente de KCSM.
Entre las ventajas que KCSM brinda a sus “pasajeros”, como Shell, destacan que al viajar en un tren unitario, que es mismo producto, mismo origen y mismo destino, arriban a Guanajuato desde Houston a través de un viaje de entre 72 y 74 horas al viajar a una velocidad constante que evita el vandalismo a este producto; además de que con la tripulación internacional de KCSM ya no se realiza el cambio de la mis ma en frontera ahorrando tiempo, para que así el producto arribe a la terminal y de ahí sea distribuido en autotransporte a su destino final.
Con base en información pro porcionada por Shell, estima que la importación del com bustible permitirá abaste cer el 25% de las necesidades de combustible de las estaciones de servicio de la zona del Bajío, y avanzar en la consolidación de una red de más de mil 200 gasolineras proyectada en los próximos años.
“La importación de nuestro propio combusti ble es parte fundamental de
horas es el tiempo de recorrido de un tren unitario entre Houston y Guanajuato
nuestra oferta de valor y representa un factor esencial para apoyar nuestros planes de crecimiento en México durante los próximos años”, aseguró Murray Fonseca, Director de Downstream de Shell México.
Así, el plan de expansión de la empresa incluye una inversión de mil millones de dólares durante los próximos 10 años y está enfocado en tres pilares fundamentales: infraestructura, servicio y producto.
“México es un país muy importante para Shell a nivel global y esta primera e histórica importación demuestra nuestro interés por seguir apostando por este mercado a través de proyectos a largo plazo en donde nuestra tecnología, nuestra experiencia y nuestra gente hagan la diferencia”, comentó Murray Fonseca.
De empresa pesquera a perforadora petrolera
Marinsa tiene la responsabilidad de perforar siete pozos en dos campos prioritarios de Pemex, impulsando la producción de hidrocarburos.
Por Daniela Loredo / Enviada @Da_Loredo
CD. DEL CARMEN, CAMP.- Fue en 1968 cuando la historia de Marinsa comenzó de la mano de José Luis Zavala Navarrete, un hombre visionario que demostró que un barco pesquero hecho de acero podía flotar con una adecuada ingeniería. La innovación llevó a crear un grupo pesquero que además de dedicarse a la construcción de artefactos navieros, exportaba camarón; sin embargo,
la compañía carmelita consiguió su primer contrato con Pemex para el mantenimiento de plataformas.
el arribo de una embarcación americana al astillero y un hallazgo en la Sonda de Campeche cambiaron la visión de la compañía.
“Durante la década de los 70 llegaron a nuestros varaderos barcos para ser reparados ya que en el canal frente a Ciudad del Carmen éstos se golpeaban o se dañaban sus ejes; todos ellos venían para apoyar a la industria petrolera tras el descubrimiento del yacimiento Cantarell”, evoca el nieto de Zavala Navarrete, José Luis Zavala Solís.
Tras ese primer contacto con la industria petrolera, la compañía fundada en Ciudad del Carmen se fue adaptando y aprendiendo a nuevas tecnologías, nueva infraestructura y talento humano sin descuidar a la industria pesquera; sin embargo, fue hasta la década de los 90, con Carlos Salinas de Gortari como Presidente de México cuando el negocio pesquero dejó de ser rentable y se tomó la decisión de enfocarse completamente al sector energético.
“En 2004 tomamos la decisión de crear Marinsa al ya tener un conocimiento de varias generaciones atrás. Compramos nuestro primer barco y volver al tema naviero pero a través de una empresa naviera petrolera”, comenta Zavala Solís, actual presidente del consejo de administración de CEMZA, grupo del cual forma parte la firma carmelita.
Marinsa hoy ofrece servicios, suministros y soluciones integrales en las etapas de exploración, perforación y producción de la industria petrolera mediante la renta de embarcaciones especializadas.
Alianza bajo CSIEE
Con el fin de incrementar la plataforma de producción nacional de hidrocarburos, Pemex apostó por el desarrollo acelerado de 22 campos descubiertos bajo un probado mo-
delo de negocio denominado Contrato de Servicios Integrales de Exploración y Extracción (CSIEE).
Con esta estrategia, Pemex Exploración y Producción arrancó un proceso de contratación estilo “llave en mano” donde Marinsa salió avante para perforar dos campos incluidos en el llamado “Clúster 1”: Xikin, ubicado frente al litoral de Tabasco, productor de aceite superligero, y Esah, localizado en aguas someras de Campeche, productor de aceite y gas.
Para ello, la empresa incorporó a su flota dos plataformas autoelevables “Ux-
En 2004 tomamos la decisión de crear Marinsa al ya tener un conocimiento de varias generaciones atrás”
José Luis Zavala Solís
panapa” y “Jap Driller 1” con las cuales se pretende operar y desarrollar siete pozos en los campos prioritarios para Pemex.
“Uxpanapa” se destinó al campo Xikin en Tabasco, con estimaciones de producción por 80 mil barriles diarios, mientras “Jap Driller 1” al campo Esah con estimaciones de producción por 23 mil barriles diarios.
Reducción de tiempos
Durante la visita de Energy21 a la plataforma Jap Driller 1 en Ciudad del Carmen, Sergio Suárez, director de estrategia de la compañía mexicana resaltó que además de una reducción considerable en los costos operativos, otra de las ventajas es que Marinsa reducirá los tiempos de producción de hidrocarburos.
“En primera estamos ganando en cuanto al tiempo, que al final se reduce en dinero;
300 a 500
millones de pesos el monto de inversión para ambas plataformas
en segundo, los precios (de referencia) para Pemex representan ahorros significativos estimados en 35 mil millones de dólares según lo referido por el director de la petrolera, Octavio Romero Oropeza”, abundó Suárez.
ATIO pone foco en el sector midstream
Las disposiciones que entran en vigor en 2020, exigirán a los que distribuyan, transporten y almacenen combustible controles volumétricos.
Por Didier Ramírez Torres @DidierRT
Apartir del 2020, se determinó que quienes fabriquen, produzcan, procesen, transporten, almacenen, incluyendo almacenamiento para usos propios, distribuyan o enajenen hidrocarburos; tendrán que cumplir con las nuevas disposiciones de controles volumétricos de hidrocarburos y petrolíferos.
Así como en 2004 se implementó el proceso
de controles volumétricos para las estaciones de servicio, a fin de controlar la cantidad de petrolíferos que se proveen a las gasolineras, al tiempo de tener mayor identificación sobre los litros despachados, ahora se sumará el resto de la cadena de valor, comenta Pablo Gualdi, Director General de ATIO Group.
Con 25 años en el mercado, ATIO se ha enfocado en el desarrollo de tecnología para la automatización y control del suministro del combustible.
“Transporte, almacenamiento, distribución (actividades del midstream) y el retail, en todos los casos el driver es el cumplimiento de la normatividad en cuanto a los controles volumétricos”, describe Gualdi.
Con base en lo expuesto por el directivo, al tener los mismos lineamientos del Servicio de Administración Tributaria (SAT), se pueden tener diferentes proveedores en cada uno de los eslabones, para poder ofrecer los datos correctos sobre el control volumétrico.
5,000 estaciones de servicio son las que atiende ATIO Group con sus diversas plataformas.
“Es una oportunidad de mercado, ampliando los segmentos que atendemos como marinas, minas, autoconsumos, entre otros, a lo que ahora se suma el transporte y la distribución”, agrega Gualdi.
Uno de los cambios que tiene la nueva disposición de control volumétrico es que lo deben cumplir: “Personas físicas o morales que almacenen petrolíferos para usos propios al amparo de un permiso de la Comisión Reguladora de Energía, siempre que consuman un volumen mayor o igual a 75 mil 714 litros (20 mil galones) mensuales de petrolíferos al año; o que almacenen gas natural para usos propios en instalaciones fijas para la recepción del mismo para autoconsumo”.
Pablo Gualdi, Director General de ATIO Group
Por lo anterior, en ATIO ya están identificando las oportunidades que se puedan dar en este segmento de las empresas de autoconsumo.
Una de las ventajas que puede aprovechar ATIO en las nuevas condiciones del mercado, son los requisitos que se
han impuesto a los proveedores de estos servicios, “entre ellos está el contar con un capital social de 10 millones de pesos, una fianza también por 10 millones de pesos, capacidad técnica y comprobar la experiencia del personal y permitir pruebas de confiabilidad”, describe Gualdi.
Desde 1997, ATIO desarrolló su producto ControlGAS®, una solución de tecnología nacional para optimizar el funcionamiento de las estaciones de servicio, a través de la automatización de los procesos operativos y administrativos y comenzó su instalación y distribución; aplicación por la cual ahora se realiza los controles volumétricos.
El Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH) resguarda y administra más de 11 petabytes de información técnica y de pozos perforados en el país.
Por Daniela Loredo @Da_Loredo
C de información del subsuelo CNIH: un siglo
on la publicación de la Ley de Hidrocarburos en 2014, el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH) se convirtió en el guardián de la información del subsuelo mexicano obtenida mediante Actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial (ARES), o bien, por Actividades de Exploración y Extracción llevadas a cabo por las empresas
En unidades de almacenamiento, 1 Petabyte es 1024 veces un Terabyte el cual a su vez es 1024 veces un Gigabyte.
quirió la responsabilidad de recabar, acopiar, administrar, usar, actualizar y publicar dicha información con el objetivo de promover el conocimiento del subsuelo y la evaluación del potencial petrolero del país.
Bajo la premisa de que la información es absolutamente propiedad de la nación, Pemex transfirió al CNIH más de 11 petabytes relacionados a estudios gravimétricos, magnetométricos, electromagnéticos, sísmicos así como datos de más de 30 mil pozos perforados en México, incluyendo datos del primer pozo comercial en territorio mexicano en la comunidad de Ébano, San Luis Potosí, conocido como La Pez-1 descubierto en 1904.
Un dato por sí solo no tiene relevancia; cobra sentido cuando se le da un contexto, destaca Isabel Simón Velázquez, Directora General del CNIH de la CNH. Asimismo, destaca que el poder de la información permite a los operadores reducir el riesgo al momento de perforar un pozo y evitarles una pérdida económica millonaria.
La titular del Centro subraya que la misión no concluye con el acopio, organización y estructuración de lo almacenado en pentabytes, de ahí que la publicación de ésta sea tan importante.
“Empezamos a publicar información que pareciera ser general o básica pero de ahí uno puede empezar a generar información más compleja y tener un concomimiento superior”, afirma.
Para consulta general, el CNIH creó el Portal de Información Técnica en el cual se puede apreciar un mapa de hidrocarburos, una sección de estadísticas, una base de datos relacionada a la producción, reservas y recursos de los campos nacionales, además de un seguimiento puntual del estatus de las Asignaciones, los Contratos y los procesos de licitación en materia de hidrocarburos.
Acceso a la información
Una gran base de datos no sería de utilidad si no se pudiera consultar, por ello, el CNIH brinda los siguientes mecanismos:
Licencias: Diseñada para asignatarios, contratistas o público en general que desee información geofísica procesada o de pozos ya sea para participar en licitaciones o para nutrir el conocimiento.
Convenios: Se realiza con universidades y centros de investigación únicamente con fines académicos.
ARES: Esquema por el cual empresas autorizadas pueden comercializar la información de forma exclusiva por un periodo de 12 años en la modalidad que incluye la adquisición de datos y 6 años en donde no hay adquisición de datos.
Las muestras geológicas son el único dato directo que existe del subsuelo; aportan información sobre la litología, porosidad, permeabilidad, saturación de agua y de aceite.
BP siempre participará en proyectos que hagan sentido al cliente final con el objetivo de que éste tenga el mejor producto, de la mejor calidad y al mejor precio”,
Álvaro Granada Sanz, director general de Combustibles para BP México
A poco más de dos años de haber apostado por México como país de inversión en el mercado de los combustibles, la empresa británica posee más de 470 estaciones de servicio distribuidas en 29 entidades.
clave para el avance de BP Logística,
Por Daniela Loredo @Da_Loredo
Desde su llegada al país en marzo de 2017, British Petroleum (BP) se ha distinguido por ser un referente en la comercialización de combustibles al ser la primera compañía en abrir una estación de servicio con marca y producto diferentes a Pemex; actualmente, el gigante petrolero se ha convertido en el primero en atender a 90% del territorio nacional.
La marca gasolinera avanza en su estrategia de conquistar el 15% del
mercado equivalente a mil 500 gasolineras para inicios de 2022 y en consecuencia, incrementar el número de clientes que atiende diariamente, que oscila en los 65 mil.
“A finales de marzo de este año anunciamos un plan de importación en tres etapas: la primera a través de camiones desde Brownsville, Texas; la segunda, vía terrestre también desde Texas y una tercera que entrará en 2020 la cual será vía marítima”, explica en entrevista con Energy21, Álvaro Granada Sanz, Director General de Combustibles para BP México.
Para hablar del costo-beneficio de cada una de ellas, el directivo subrayó que BP no sólo considera factores económicos sino también operativos y de seguridad, aunque, reconoce que transportar el producto por llanta es más caro que hacerlo mediante barcos donde además se pueden cargar 300 mil barriles y no 60 mil litros como en las pipas.
“Nuestra preferencia, siempre que podamos, será internar producto vía marítima a terminales costeras y de ahí hacia el interior”, revela el directivo quien además destaca que de esta manera se puede tener un segundo beneficio traducido en el control y garantía del combustible.
“Esto te permite perfectamente conocer la procedencia del producto y lo tienes típicamente en un almacén muy grande, mientras que en pipa pueden pasar muchas cosas. Primero consideraremos traer el producto en barco si no en tren y sino en pipa, en ese orden”, recalca Granada.
Sobre el cómo BP trae gasolinas desde Estados Unidos, el directivo indica que la compañía busca hacerlo en trenes unitarios, es decir, sólo en aquellos que transportan combustible.
Capacidad alquilada
De la mano de Infraestructura Energética Nova (IEnova), BP ha apostado por ampliar su campo de inversión en el país al sostener contratos de almacenamiento a largo plazo con los que la firma europea podrá almacenar alrededor de un millón 570 mil barriles en tres terminales: Manzanillo (780 mil barriles diarios); Guadalajara (290 mil barriles diarios) y Baja California (500 mil barriles diarios).
En ese sentido, Álvaro refiere que el último convenio anunciado con IEnova les brinda la opción de ser los propietarios hasta del 25%, es decir, que no sólo es un alquiler sino también de propiedad de la infraestructura para petrolíferos.
“Nosotros ya tenemos terminales de almacenamiento (en construcción) y hasta un 25% ciento es nuestro; construirla o no, es una decisión de quien es más eficiente a la hora de hacerlo”, comenta el directivo. En línea a lo anterior, y sin ahondar en detalles por acuerdos de confidencialidad, Granada confiesa que BP busca otras alternativas para almacenar combustibles en otras partes de la República. “Tenemos varios contratos y varias conversaciones abiertas para otras entidades en estos momentos”, apunta.
Sobre si la firma estaría interesada en invertir en infraestructura tales como ductos, el directivo indica que BP siempre participará en proyectos que hagan sentido al cliente final con el objetivo de que éste tenga el mejor producto, de la mejor calidad y al mejor precio.,
1,570,000
barriles, es la capacidad de almacenamiento de BP en tres terminales, mediante la figura de contratos de almacenamiento.
y su riqueza subterránea Mina San José
Esta instalación tiene una vocación exportadora hacia Europa y Asia.
OAXACA, OAX.- A 50 kilómetros del centro de Oaxaca se encuentra la mina subterránea San José, bautizada así por formar parte de la comunidad de San José del Progreso en aquella entidad del sur. Su riqueza se concentra particularmente en dos minerales (oro y plata) que son extraídos por bajo operación de la Compañía Minera Cuzcatlán, una filial de Fortuna Silver Mines.
Por Daniela Loredo / Enviada @Da_Loredo
Cuzcatlán en lengua náhuatl significa ‘lugar de cosas preciosas’.
La unidad minera comenzó su producción comercial en septiembre de 2011. “La idea original era producir hasta mil toneladas por día y hoy ya vamos en tres mil toneladas de material por día derivado de una veta descubierta”, recuerda Luiz Camargo, Director País de la empresa minera.
La vida útil de la mina está prevista para 2024 por lo que la continuidad de ésta será un gran reto, reconoce Camargo quien además señala, buscará prolongar el negocio
exitoso que mantiene la compañía en la entidad al producir diariamente ocho millones de onzas de plata y 50 mil onzas de oro.
“El 60% es exportado desde el puerto de Manzanillo a Corea del Sur y el 40% restante se va a Alemania”, indicó el directivo.
Sus hitos han llevado a Compañía Minera Cuzcatlán a ser la séptima minera a nivel mundial de relevancia y la cuarta mina a nivel nacional, además de convertir a la minería en la tercera industria más importante de Oaxaca.
Flotación
El proceso que se utiliza en la mina subterránea para separar el mineral de la roca volcánica se llama flotación, el cual ocupa dos reactivos: colector y espumante para obtener la partícula de valor o jal.
En 2019, Compañía Minera Cuzcatlán tiene previsto invertir más de 240 mdp, 40% del presupuesto (90 mdp), se destinará para la exploración de minerales.
“Salen rocas de gran tamaño (16 pulgadas) y nuestras partículas de plata son de 100 micras, la milésima parte de un milímetro”, explica Patricia González, Superintendente de la planta.
Refiere que las rocas deben molerse a través de cilindros giratorios para poder llevarse a tanques gigantes en donde se aplican los reactivos y donde el producto con valor se queda en la superficie mientras que el mineral molido sin contenido se queda en el fondo.
“Cuando acaba ese proceso la materia queda en lodos espesos que deben pasar por otra etapa de filtrado que elimina el exceso de agua para al final obtener un concentrado seco que es el que se carga en los camiones para su venta”, añade.
Planta tratadora
González reconoce que el uso de grandes cantidades de agua es vital para la operación de la Mina San José, por ello, Minera Cuzcatlán desarrolló un ciclo sustentable basado en la operación y administración de una planta de tratamiento de aguas residuales que recolecta todas las aguas negras que desechan alrededor de 20 mil habitantes de Ocotlán de Morelos.
Desde hace 11 años la compañía se ha hecho cargo de la planta que requiere una inversión prome -
dio de 10 mil dólares mensuales para su mantenimiento y funcionamiento, precisa Luis Meléndez, responsable de este complejo.
“La planta tendrá más de 20 años, trabajó entre tres y cuatro años bien, pero la inversión de mantenimiento es alta y el municipio es incapaz de solventarla; actualmente se paga por esta planta 1 dólar por metro cúbico de agua tratada”, refiere Meléndez. “Cuando no llueve la planta procesa entre 600 a 700 metros cúbicos”, comenta.
Cabe destacar que un porcentaje del agua tratada se devuelve al Ayuntamiento para que la utilice en baños públicos y en el riego de jardines. El resto del agua se traslada por una red de tuberías de 15.8 kilómetros hasta la unidad minera San José, donde es utilizada para el proceso minero en un ciclo cerrado, es decir, con cero descargas al entorno.
Esta acción se complementa con las que Minera Cuzcatlán ha emprendido para beneficio de las comunidades aledañas y su compromiso con el medio ambiente.
inversiones en México Enel genera
Entre este y el próximo año, la firma de origen italiano pondrá en marcha tres proyectos de energías limpias.
Por Xanath Lastiri @XanathLastiri
Enel Green Power, la línea de negocio de energía renovable de la firma italiana Enel, se instaló en México hace 10 años con miras a desarrollar proyectos de generación de energía limpia, cinco años antes de que se implementara la reforma energética comenzó a dar pasos firmes en el mercado de las renovables.
A la par de la evolución de este sector en el país, Enel continúa invirtiendo en suelo mexicano con nuevos proyectos de generación, los cuales se verán beneficiados si el Gobierno federal continúa impulsando el desarrollo del sector, optimiza sus procesos y es más transparente.
“Es importante que las reglas en el mercado privado continúen transparentes, claras y que se definan algunos temas que faltaban, esto es importante para que puedan tener una competencia entre todos”, dijo en Paolo Romanacci, Director General de Enel Green Power México.
De acuerdo con el directivo, la firma actualmente trabaja en tres conjuntos de proyectos que iniciarán operaciones entre 2019 y 2020.
El primero que arrancará en los próximos meses es Magdalena II, complejo para la generación de energía solar ubicado en Tlaxcala, el cual proyecta generar 220 MW.
“Vale la pena mencionar que este es un proyecto vendido en el mercado libre, claramente no tiene subasta y es un proyecto donde estamos llevando mucha innovación. Tenemos como primera vez paneles bifaciales. Es un proyecto muy relevante porque siendo en Tlaxcala da energía al centro de México, que es la parte con mayor congestión, es decir, con mayor demanda de energía”, destacó Paolo Romanacci.
El segundo conjunto lo componen tres proyectos eólicos (Amistad II, Amistad III y Amistad IV) que se desarrollan en Coahuila para generar en conjunto más de 550 MW. Una vez que finalicen los tres rumbo al siguiente año, “será entonces el mayor proyecto eólico de México. Lo estamos acabando con mucho adelanto y debe entregar energía la mitad del año que viene”, agregó.
El tercer proyecto se denomina Dolores y se trata de un complejo instalado en Nuevo León el cual prevé iniciar operaciones en 2020 con una generación de 244 MW.
Para el cierre de este año la firma contempla finalizar con una inversión de 825 millones de dólares (mdd), mientras que 2020 tiene proyectados 190 mdd que estarán enfocados para el parque eólico Amistad IV.
