Energy N Commerce Octubre no. 38

Año 3 Edición 38 Oct 2020

@energyncommerce

Transporte y almacenamiento de hidrocarburos

Columnistas /Columnists:

Entrevistas /Interviews:

Almacenamiento, el eslabón endeble en la cadena de suministro

El impacto permanente en la industria petrolera

Storage, the weak link in the supply chain

Permanent impact on the oil industry

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• Yolanda Villegas (Abogada especialista en energía) • Eduardo Andrade (Burns & McDonnell) • Rodrigo Osorio (Agencia de Energía del Estado de Puebla)

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Hydrocarbon transportation and storage

• Marbellys Beatriz Chacón Socorro • Rosanety Barrios • Alonso de Llanes • Dip. Manuel Rodríguez • Fluvio Ruiz • Gaspar Franco • Inder Rivera • Leonardo Velasco • Luis Vielma • Marcos Ávalos • Sergio Pimentel

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Índice

2 | Almacenamiento y transporte: ámbitos clave para fortalecer la soberanía energética Storage and transportation: key aspects to strengthen energy sovereignty 4 | Algunos factores que impactan la demanda de recursos no renovables Some factors that impact on the nonrenewable resources demand 5 | Energy Outlook 2020 6 | ¿A quién le sobra el gas?

Who has leftover gas?

7 | Las aguas profundas de México Mexico’s deep waters 8 | La reticencia The reticence 9 | Sí existen opciones para fortalecer a Pemex (Parte I)

12 | Innovación en el sector eléctrico 13 | Perspectivas, retos y oportunidades para la industria eléctrica mexicana Perspectives, challenges, and opportunities for the Mexican electricity industry 16 | Con energía renovable, todos ganan With renewable energy, everyone wins 18 | Ciudades sustentables: ¿lujo o necesidad?

Sustainable cities: luxury or necessity?

20 | Yolanda Villegas Nuevas políticas de gas natural, aprovechamiento de recursos y cultura de equidad de género New policies on natural gas, resource utilization, and gender equity culture 24 | Transporte y almacenamiento de hidrocarburos, garantes de la soberanía energética Hydrocarbon transportation and storage, guarantors of energy sovereignty

10 | Estándares europeos en seguridad energética y seguridad privada European standards in energy security and private security 11 | Los retos de la exploración y producción ante el nuevo escenario mundial The challenges of exploration and production in the new world scenario

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Índice

28 | Terminales de almacenamiento, una infraestructura pendiente Storage terminals, a pending infrastructure

45 | Expectativas de crecimiento para las franquicias de Pemex Growth expectations for Pemex’s franchises

30 | Almacenamiento, el eslabón endeble en la cadena de suministro Storage, the weak link in the supply chain

47 | Digitalización, el habilitador de la eficiencia Digitalization, the efficiency enabler

34 | Rodrigo Osorio Puebla, inmejorable estratégicamente para transporte y almacenamiento Puebla, unbeatable regarding transportation and storage strategy

48 | Eduardo Andrade Energía solar y mayor capacidad de almacenamiento, el futuro de la infraestructura energética en México Solar energy and increased storage capacity, the future of energy infrastructure in Mexico

36 | La energía en la plataforma republicana y demócrata de los EUA: ¿diferencias abismales?

Energy in the US Republican and Democratic platforms: abysmal differences?

50 | Indispensable contar con baterías eficientes para eliminar las intermitencias Essential to have efficient batteries to eliminate intermittence

39 | Gas natural y renovables: el futuro de la energía en México Natural gas and renewables: the future of energy in Mexico

52 | Coeur Mining anticipa retomar brillo en 2021 Coeur Mining anticipates regaining brightness in 2021

40 | Impacto permanente en la industria petrolera Permanent impact on the oil industry 42 | Construcción de un laboratorio para recuperación mejorada de petróleo Construction plan for an enhanced oil recovery laboratory 44 | Anticipando riesgos para el transporte de hidrocarburos Anticipating risks for hydrocarbon transport

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53 | Importancia de la caracterización de los fenómenos de adsorción y desorción en la explotación de yacimientos no convencionales de gas.

Importance of adsorption and desorption phenomena characterization in the exploitation of non-conventional gas fields 59 | Discretización de tipos de roca en yacimientos Discretization of rock types in reservoirs 60 | Evaluación petrofísica para formaciones siliciclásticas Petrophysical evaluation for siliciclastic formations

Índice / Directorio

DIRECCIÓN Rubí Alvarado Directora General

Aldo Santillán

Director Editorial y Operaciones

Myrna Franco

Directora Relaciones Institucionales

Ignacio Ortiz Director de Arte

Rocío Quintana Asistente de Dirección

DISEÑO Gonzalo Rivas Diseñador Senior

Ángel Sánchez Pichardo Desarrollo Web

Cristian Martínez Estrategia Digital

Iván Ledezma Estrategia Digital

COMERCIALIZACIÓN Ulises Mejía

Gerente de Ventas

Américo Padilla Director de Ventas Corporativas

Mayra Padilla

Desarrollo de Negocios

EDITORIAL Efraín Mariano Análisis y redacción

Antonio Sandoval Análisis y redacción

Verónica Hernández Análisis y redacción

Miroslava Fuentes Coordinación Editorial

Renata Pérez de la O

62 | Ventajas y desventajas de empacadores hinchables Advantages and disadvantages of inflatable packers 64 | Beneficios de la adquisición de M-WAZ Benefits of M-WAZ acquisition 66 | Evolución de porosidad en yacimientos de Ku, Zaap y Maloob Porosity evolution in Ku, Zaap, and Maloob reservoirs 68 | Válvula secundaria sub-superficial de seguridad Secondary subsurface safety valve 70 | Evaluación técnico-económica del campo Bison Technical-economic evaluation of the Bison field 72 | Caracterización de zonas dolomitizadas mediante inversión sísmica simultánea Dolomitized zone characterization by simultaneous seismic inversion 74 | Campo Ayatsil y su análisis geológico Ayatsil Field and its geological analysis 76 | Beneficios de variación AVO en yacimientos AVO variation benefits in reservoirs 78 | Camino hacia una Tercera Reforma Energética

Coordinación Editorial

Manelick Saldivar

Corrección de estilo y redacción

Martha Ochoa Traducción

AVANMEX TECNOLOGÍA AVANZADA Alexandra Alvarado Presidente Ejecutivo

Aldo Santillán Presidente Ejecutivo

EDICIÓN CERTIFICADA 10,000 EJEMPLARES Tiraje, circulación, distribución, venta y perfil del lector certificado por la Asociación Interactiva para el Desarrollo Productivo A.C.

Edición 38, año 3. Publicación mensual correspondiente a Octibre 2020, editada, diseñada y publicada por Avanmex S.A. de C.V. en Parque Zoquipan 74, Jardines del Alba, Cuautitlán Izcalli, Estado de México, CP 54750. Editor responsable: Aldo Santillán Alonso.

Certificado de Reserva de Derechos de Autor No. 042017-052913045300-01. Reserva de Derechos al uso Exclusivo: 04-2017-083012543300-102 Costo de suscripción: $750.00 (setecientos cincuenta pesos M.N.).

Impresa el 08 de Octubre del 2020. Los artículos son responsabilidad de sus autores y no necesariamente representan el punto de vista u opinión de Energy & Commerce o de Avanmex. Impresa en México por Gem Digital S.A. de C.V. en Calle Hermenegildo Galeana 113, 09300 Ciudad de México. Distribuida por Servicio Postal Mexicano, Ubicada en Av. Ceylán 468, Col. Cosmopolitan, CP 02521.

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Bienvenida

Almacenamiento y transporte: ámbitos clave para fortalecer la soberanía energética La capacidad nacional de almacenamiento y transporte está estrechamente vinculada con la soberanía energética del país. En momentos de crisis, la dependencia a las importaciones y las debilidades en capacidad de transporte representan un riesgo potencial para el abastecimiento, por lo cual es fundamental que ambos rubros estén cubiertos.

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ortalecer dichos ámbitos permitiría tomar decisiones acertadas sobre la generación, consumo y distribución de energía e hidrocarburos sin poner en riesgo el cumpliento de la demanda.

Lo anterior cobra especial relevancia al considerar que México se encuentra entre los principales consumidores de combustibles a nivel mundial y cuenta con proyectos industriales que requieren insumos energéticos para continuar sus operaciones.

A lo largo de 2019 y 2020, con la lucha contra el huachicol y la pandemia, las áreas vulnerables en el almacenamiento y transporte de hidrocarburos han quedado evidenciadas. México requiere renovar sus flotillas y equiparlas con nuevas tecnologías. Por otro lado, es necesario incrementar la capacidad de las plantas de almacenamiento en el país.

En este sentido, entre los cinco proyectos del sector energético que forman parte del Acuerdo Nacional de Recuperación Económica, se encuentra la terminal de etano en el puerto de Pajaritos. Esta construcción, la cual se llevará a cabo por medio de una alianza estratégica entre Pemex y el sector privado, busca aumentar la capacidad nacional de transporte y almacenamiento.

Como consecuencia, en el escenario actual son necesarias las innovaciones tecnológicas y operativas para la infraestructura de almacenamiento y transporte. Las mejoras en capacidad, desarrollo y mantenimiento de infraestructura permitirán reducir gastos operativos e incrementar la seguridad energética nacional. Estos cambios, además de favorecer a la ciudadanía, vuelven al país más atractivo para empresas internacionales del sector energético.

@soyrubialvarado @soyrubialvarado

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Rubí Alvarado

Directora General General Manager

Storage and transportation: key aspects to strengthen energy sovereignty National storage and transportation capacity is closely related to the country’s energy sovereignty.

In times of crisis, import dependence and weaknesses in transport capacity represent a potential risk to supply, so it is essential to cover both aspects.

S

trengthening these areas would enable sound decision-making regarding energy and hydrocarbon generation, consumption, and distribution without jeopardizing the fulfillment of the demand. The above gains particular relevance when considering that Mexico is among the primary global fuel consumers and has industrial projects that require energy supply to continue operating.

Throughout 2019 and 2020, with the fight against huachicol and the pandemic, vulnerable areas of hydrocarbon storage and transportation have become evident.

Mexico needs to renew its fleets and equip them with new technologies. On the other hand, it is necessary to increase the national storage plants’ capacity.

In this sense, among the five projects concerning the energy sector on the National Economic Recovery Agreement is the ethane terminal in the Pajaritos port. This construction, which will be carried out through a strategic alliance between Pemex and the private sector, seeks to increase the national transportation and storage capacity.

As a result, there is a need for technological and operational innovations to improve storage and transportation infrastructure in the current scenario. Enhancements in infrastructure capacity, development, and maintenance will enable reductions in operating costs and increase national energy security. In addition to favoring citizens, these changes increase the country’s appeal to international companies in the energy sector.

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Columna

FRANQUEZA ENERGÉTICA ENERGY FRANKNESS Por / By

Las opiniones expresadas por los columnistas son independientes y no reflejan necesariamente el punto de vista de E&C.

Gaspar Franco Hernández

Algunos factores que impactan la demanda de recursos no renovables Los últimos meses sin duda han sido más retadores de lo que se pensaba para la industria internacional de hidrocarburos. La baja demanda de combustibles por los efectos del COVID-19 ha provocado presiones en el mercado de energía y bajos precios del petróleo.

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or tanto, se ha presentado una reconsideración de la ejecución de proyectos y la consecuente reducción o eliminación de oportunidades para generar más empleos y bienestar. Se espera que al menos en los próximos 15 años el consumo de energía continúe generándose principalmente de fuentes no renovables, como el carbón, petróleo y gas.

Sin embargo, hay que tener en cuenta los factores que pueden provocar una baja demanda de los mismos, por ejemplo: el repunte de la pandemia, que provocaría más aislamiento social y disminución de actividades de alta demanda de energía; presión social significativa en contra del uso del petróleo y en pro del cuidado del medio ambiente; políticas más rígidas para evitar el cambio climático; una transición acelerada hacia el uso de energías renovables; mayor eficiencia en el uso de energía y desinterés de los inversionista en proyectos de hidrocarburos, o mayor interés en aquéllos que demuestren ser más sustentables.

En contraste, también hay muchos factores que pueden incrementar la demanda. Entre los que se pueden mencionar están: el crecimiento poblacional y el incremento de necesidades de confort y, por lo tanto, de consumo de energía, así como algún conflicto político en el que estén involucrados países considerados potencias mundiales. Otros factores son la alta demanda industrial para la fabricación de productos; bloqueo a proyectos de energías renovables; surgimiento de la vacuna que elimine la pandemia y otorgue confianza a millones de personas para incrementar la movilidad.

Entre estas consideraciones, también se debe tomar en cuenta el impacto económico y emocional de cada gobierno, persona o familia, así como la manera de afrontarlo; aspectos que sin duda servirán para redefinir las estrategias en muchos sectores y, por supuesto, en el sector energético mundial.

Some factors that impact on the non-renewable resources demand The last few months have undoubtedly been more challenging than what could have been expected for the international hydrocarbon industry. A reduced fuel demand due to the effects of COVID-19 has put the energy market under pressure and caused low oil prices.

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herefore, the execution of many projects has been reconsidered, and there has been a consequent reduction or elimination of opportunities to generate more jobs and well-being. It is expected that at least in the next 15 years, energy consumption will mainly come from non-renewable sources such as coal, oil, and gas.

However, we must consider the factors that may cause a low demand for them, such as the pandemic’s upsurge, which would lead to increased social isolation and a reduction in high energy-demanding activities. We should also take into consideration the significant social pressure against oil use and in favor of environmental care; more strict policies to avoid climate change; an accelerated transition to renewable energy sources; greater energy efficiency and investors’

disinterest in hydrocarbon projects, or greater interest in those that prove to be more sustainable.

On the other hand, many factors can increase demand. Among these are population growth and increased comfort needs and, therefore, energy consumption and any political conflict involving countries considered world leaders.

Other factors are the high industrial demand for product manufacturing, blockade to renewable energy projects, the emergence of the vaccine that will eliminate the pandemic, and reassures millions of people to increase mobility.

Among these considerations, the economic and emotional impact of each government, person, or family must also be taken into account, as well as the how it is going to be handled; aspects that will undoubtedly be useful to redefine strategies in many sectors and, of course, in the global energy sector.

Para conocer más de Gaspar Franco y leer sus columnas To know more about Gaspar Franco and read his columns

Gaspar Franco Hernández es Profesor de la Carrera de Ingeniería Petrolera en Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México desde el 2011.

Estudia el Doctorado en Economía y Regulación Energéticas en la Universidad Panamericana. Cuenta con una maestría en Habilidades Directivas por la UNACAR y es Ingeniero Petrolero por la UNAM. Trabajó por casi 9 años en la Comisión Nacional de Hidrocarburos y más de 14 años en Petróleos Mexicanos.

Gaspar Franco Hernández is Professor of Petroleum Engineering at the Faculty of Engineering of the National Autonomous University of Mexico (UNAM) since 2011. He is acquiring a PhD in Economics and Energy Regulation from the Universidad Panamericana. He holds a master’s degree in Management Skills from UNACAR and is a Petroleum Engineer from UNAM. He worked for almost 9 years in the National Hydrocarbons Commission and for more than 14 years in Petróleos Mexicanos.

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Columna

Por / By:

Las opiniones expresadas por los columnistas son independientes y

Diputado Manuel Rodríguez González

no reflejan necesariamente el punto de vista de E&C.

Energy Outlook 2020 El reciente reporte Energy Outlook 2020, de la compañía británica BP, establece tres posibles escenarios del desarrollo energético global hasta el año 2050, con base en lo siguiente.

Energy Outlook 2020

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a pandemia del Covid-19 aún está en curso, por lo que no se puede calcular el impacto final sobre la economía y el sector energético. Además, el mundo transita por un camino insostenible y su presupuesto de carbono se está agotando; la transformación de los mercados de energía está enfocándose en las renovables; y la demanda de los hidrocarburos continuará en las próximas décadas, aunque cada vez será más cuestionada. Por lo anterior, no prevé un aumento de la demanda a largo plazo en sus escenarios.

Respecto a una transición rápida, proyecta la disminución de emisiones de carbono en 70% y la demanda de petróleo la ubica en 50 millones de barriles diarios (MMbpd) en 2050. En cuanto al escenario Net Zero, las emisiones de carbono se reducirán en 95% y la demanda de hidrocarburos en 25 MMbpd para 2050. En el escenario Business-as-usual, sin cambios relevantes, calcula para 2050 una reducción de 10% por debajo de los niveles de 2018, y una demanda de petróleo de 90 MMbpd.

La principal lección de la pandemia radica en que es muy probable que nunca más se recuperen los niveles de consumo de 2019 con 100 MMbpd, considerado como el punto máximo de consumo petrolero, el cual se esperaba hasta el 2030. Por lo tanto, el futuro de los hidrocarburos es un misterio sin definir, sobre todo por los recursos que se quedarán enterrados debido a la disminución de la demanda en los próximos años.

De acuerdo con cálculos de Rystad Energy, aproximadamente 282 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente no serán extraidos, cantidad similar a las reservas comprobadas de Arabia Saudita. Ante este panorama, México enfrenta un doble reto: intensificar la explotación de hidrocarburos a través del binomio Pemex-privadas usando todas las tecnologías, y apresurar el paso de la transición energética.

The recent Energy Outlook 2020 report, from the British company BP, establishes three possible global energy development scenarios until 2050, based on the following.

he Covid-19 pandemic is still ongoing, so the final impact on the economy and the energy sector cannot be calculated. Moreover, the world is on an unsustainable path. Its carbon budget is running out, energy market transformation focuses on renewables, and hydrocarbon demand will continue in the coming decades, although it will be increasingly challenged. For this reason, it does not foresee an increase in demand in its scenarios in the long term.

Regarding a fast transition, it projects a 70% reduction in carbon emissions, and oil demand is set to reach 50 million barrels per day (MMbpd) by 2050. For the Net Zero scenario, it estimates that carbon emissions will be reduced by 95% and hydrocarbon demand by 25 MMbpd in 2050.

With no relevant changes, the Business-as-usual scenario estimates an oil demand of 90 MMbpd and a 10% reduction below 2018 levels in 2050.

The pandemic’s main lesson is that it is highly probable that the consumption levels of 2019 with 100 MMbpd, considered the peak of oil consumption and expected until 2030, will never be recovered. Therefore, hydrocarbons’ future is an undefined mystery, mainly because of the resources that will remain buried due to the decrease in demand in the coming years.

According to Rystad Energy’s figures, approximately 282 billion barrels of oil equivalent will not be extracted, an amount similar to Saudi Arabia’s proven reserves. Given this scenario, Mexico faces a double challenge: to intensify hydrocarbon exploitation through the Pemex-privates companies alliance and increase the number of oil companies in the region.

Lee las columnas del diputado Manuel Rodríguez aquí / Read deputy Manuel Rodríguez’s columns here

El Diputado Manuel Rodríguez González es presidente de la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados, abogado por la Universidad Juárez Autónoma de Tabasco (UJAT), y cuenta con tres maestrías en la Universidad de la Sorbona (Universidad Pantheon-Assas, Paris II). Es fundador y militante de Morena, ecologista y defensor del medio ambiente, con más de 25 años de experiencia como servidor público en los tres niveles de gobierno.

Deputy Manuel Rodríguez González is President of the Energy Commission of the Chamber of Deputies, lawyer from the Autonomous Juárez University of Tabasco, and holds three master’s degrees from the Sorbonne University (Pantheon-Assas University, Paris II). He is a founder and activist of Morena, an ecologist, and environmental defender, with more than 25 years of experience as a public servant at all three levels of government.

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Columna

Por / By

Rosanety Barrios

Las opiniones expresadas por los columnistas son independientes y no reflejan necesariamente el punto de vista de E&C.

¿A quién le sobra el gas?

Who has leftover gas?

En mi columna anterior, abordé brevemente la intención de CFE de entrar al negocio del GNL. Esto es, de utilizar los ductos de importación que se construyeron el sexenio pasado para traer el gas, licuarlo y venderlo a Asia. Esta decisión se revela luego de una declaración presidencial, relativa a que “nos sobra mucho gas”. Revisemos un poco las circunstancias nacionales en esta materia.

L

os ductos de importación más relevantes detonados por la CFE, son el ducto marino, con capacidad de 2.6 millones de pies cúbicos diarios (que se usa al 32% de su capacidad); y los dos ductos que permiten a México importar gas desde el hub más barato del mundo: Waha, Texas, que en conjunto tienen capacidad de 2.2 mmpcd y se utilizan únicamente al 18% de su capacidad.

Es decir, lo que tenemos es capacidad ociosa, pero no nos sobra el gas. Desafortunadamente, el gas mexicano solo puede atender el 20% de la demanda nacional. En este triste escenario, la política energética actual se concentra en la producción de barriles de petróleo para refinar y en un consumo de combustóleo por parte de la CFE, para “aprovechar los recursos con los que contamos”.

Por lo visto, nadie le ha explicado al presidente que México requiere del gas importado; que los ductos podrían ser aprovechados por su administración para que el mercado eléctrico cuente con un combustible que dé respaldo a la energía renovable. Y para que la industria nacional tenga un insumo que le permita ganar competitividad y aprovechar el T-MEC. Habría que explicarle también que la CFE podría vender la capacidad que no utiliza, o incluso el gas, pero

dentro del país. Lo cual le permitiría mejorar su balance financiero y contar con recursos para invertir en transmisión y distribución.

Finalmente, hay que explicarle que, al no aprovechar los recursos que le brinda el marco legal actual, para Pemex no hay posibilidad de aprovechar nuestras reservas de gas natural, en virtud de que no existen en la empresa del Estado la capacidad operativa y financiera requerida.

En estas circunstancias, se toma la decisión de convertir a la CFE en un comercializador del gas de nuestros vecinos del Norte (a quienes sí les sobra), para re exportarlo, dejando del lado las necesidades nacionales.

In my previous contribution, I briefly addressed CFE’s intention to enter the natural gas business. That is, to use the import pipelines built in the previous administration to bring the gas, liquefy it and sell it to Asia. This decision comes after the presidential statement that “we have a lot of leftover gas.” Let us briefly review the national circumstances in this matter.

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he most relevant import pipelines that CFE has detonated are the marine pipeline, with a 2.6 million cubic foot daily capacity (which is used at 32% of its capacity); and the two pipelines that Mexico uses to import gas from the world’s cheapest hub: Waha, Texas, which together have a capacity of 2.2 mmscfd and are used at only 18% of their capacity.

In other words, what we have is idle capacity, but we do not have excess gas. Unfortunately, Mexican gas can only meet 20% of national demand. In this sad scenario, the current energy policy focuses on oil barrel production for refining and on CFE’s fuel oil consumption to “take advantage of the resources we have.”

Apparently, no one has told the president that Mexico requires imported gas; that his administration could take advantage of the pipelines to provide the electricity market with a fuel that supports renewable energy. And for the national industry to have an input that would help it gain competitiveness and take advantage of the USMCA. He should also be told that the CFE could sell its unused capacity or even gas but within the country. This would help it improve its financial balance sheet and have resources to invest in transmission and distribution.

Finally, someone should point out that, by not taking advantage of the current legal framework, Pemex cannot benefit from our natural gas reserves since it does not have the operational and financial capacity needed.

Under these circumstances, the current administration decided to convert CFE into a gas marketer for our northern neighbors (who do have a surplus) to re-export it, leaving aside national needs.

Rosanety Barrios cuenta con 35 años de experiencia profesional; dedicó los primeros 15 al análisis del mercado bursátil mexicano. Desde el año 2000 participó en el sector energético, primero en la Comisión Reguladora de Energía y, posteriormente, en la Secretaría de Energía, desde la cual coordinó la política energética para el desarrollo de los mercados de gas natural, gas licuado de petróleo y petrolíferos. Desde diciembre de 2019, es profesional independiente; es licenciada en finanzas, con maestría en finanzas y en regulación económica de industrias de red.

Rosanety Barrios has 35 years of professional experience; she dedicated the first fifteen to the analysis of the Mexican stock market. Since 2000, she has participated in the energy sector, first in the Energy Regulatory Commission, and later in the Energy Secretariat, from which she coordinated the energy policy for the development of the natural gas, liquefied petroleum gas and petroleum products markets. Since December 2019, she is an independent professional; she has a degree in finance, with a master’s degree in finance and in economic regulation of network industries.

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Energía de todos y para todos / Energy from all, and for all Por / By: Sergio Pimentel Vargas

Las opiniones expresadas por los columnistas son independientes y no reflejan necesariamente el punto de vista de E&C.

Las aguas profundas de México Las aguas profundas del Golfo de México son una cuenca petrolera probada, pero desafortunadamente, hasta ahora, sólo del lado estadounidense de la frontera. Es de las más exploradas superficialmente del mundo, con un potencial listo para ser aprovechado del lado mexicano. Con datos del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (fuente oficial en nuestro país), más de una quinta parte de los recursos prospectivos se localizan en aguas profundas con tirantes de agua mayores a 500 metros.

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or sus características y complejidades tecnológicas, estas áreas suelen trabajarse en equipo. Difícilmente una sola empresa de energía está resuelta a sortear en solitario las enormes inversiones requeridas. Las aguas profundas son la Fórmula 1 de la industria. Ahí juegan pocos, y los pocos que juegan, lo hacen en equipo.

A raíz de la implementación de la reforma energética, en México hubo dos licitaciones enfocadas en este tipo de proyectos y una asociación estratégica de Pemex. Como consecuencia de ello, ahora tenemos 27 contratos de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, con 12 operadores de distintos países: Pemex, Shell, Total, Repsol, PCCarigali, Murphy, Equinor, Eni, CNOOC, BP, Chevron y BHP. La actividad comprometida en estos contratos, en términos de perforación de pozos, asciende a 46. A manera de contexto, la empresa estatal ha perforado 52 pozos de 2004 a la fecha.

Por los tiempos que estos proyectos toman, por los requerimientos financieros asociados, por las constantes mejoras tecnológicas; y, en general, por las características implícitas en las actividades de Exploración y Extracción a más de 1,500 metros de tirante de agua, es que la obtención del primer barril de crudo en estos casos suele tomar, al menos, 10 años.

El portafolio de oportunidades exploratorias en nuestro país es amplísimo y las aguas profundas del Golfo de México no escapan a esta realidad. Actualmente existen importantes polígonos que podrían ser objeto de licitación.

Pemex ha señalado, en concordancia con la actual política energética, que, por el momento, no está interesado en incursionar en este tipo de proyectos. Con absoluto respeto a esa decisión, entendible además desde varios puntos de vista, un planteamiento que podría (que debería, en mi concepto, evaluarse) es abrir de nueva cuenta estas áreas a la participación de las grandes empresas de energía; aquellas que están dispuestas a asociarse para afrontar los enormes retos que las aguas profundas y ultraprofundas representan.

La visión, en este caso, debe necesariamente ser de largo plazo. Así lo mandata la Constitución y lo exige la innegable y muy necesaria transición energética.

Sergio Pimentel Vargas es abogado por la Escuela Libre de Derecho. Fue Coordinador de Asesores del Consejero Jurídico del Ejecutivo Federal y Consejero Adjunto de Consulta y Estudios Constitucionales, donde participó en los equipos técnicos que elaboraron las reformas constitucionales en materia energética del 2013. Se desempeñó, también, como asesor del Subprocurador Jurídico y de Asuntos Internacionales de la PGR; asesor del Cónsul General de México en la Ciudad de Houston, Texas, y asesor del Subsecretario de Asuntos Jurídicos y Derechos Humanos de la SEGOB. Pimentel Vargas fue designado por el pleno del Senado de la República como Comisionado de la CNH, hasta el 31 de diciembre de 2020.

Mexico’s deep waters The Gulf of Mexico’s deep waters are a proven oil basin, but unfortunately, so far, only on the American side of the border. It is among the most superficially explored globally and has a potential ready to be exploited on the Mexican side. With data from the National Center of Hydrocarbon Information (official source in our country), more than a fifth of the prospective resources is located in deep waters with water strings greater than 500 meters.

D

ue to their characteristics and technological complexities, these areas are usually handled by teams. A single energy company is hardly determined to single-handedly cover the enormous investments required. Deep waters are the industry’s F1. Few play there, and the few that do so play as a team.

After implementing the energy reform, two tenders in Mexico focused on this type of project and a strategic partnership with Pemex. As a result, we now have 27 Hydrocarbon Exploration and Extraction contracts, with 12 operators from different countries: Pemex, Shell, Total, Repsol, PCCarigali, Murphy, Equinor, Eni, CNOOC, BP, Chevron, and BHP. The activity committed in these contracts, in terms of well drilling, amounts to 46. To set the context, the state-owned company has drilled 52 wells from 2004 until today.

Due to the duration of these projects, the associated financial requirements, the constant technological improvements, and the characteristics implicit in the Exploration and Extraction activities at more than 1,500 meters of water, it usually takes at least

ten years to obtain the first crude barrel in these cases.

The portfolio of exploratory opportunities in our country is extensive, and the Gulf of Mexico’s deep waters are no exception to this reality. Currently, there are important areas prone to bidding.

Pemex has indicated, under the current energy policy, that, for the time being, it is not interested in entering into this type of project.

With absolute respect for this decision, which is also understandable from several points of view, one approach that could be taken ( and which should, in my opinion, be evaluated) is to open up again these areas to the participation of large energy companies; those that are willing to partner and face the enormous challenges that deep and ultra-deep waters represent.

The vision, in this case, must necessarily be long-term. This is what the Constitution mandates and the undeniable and much-needed energy transition demands.

Lee todas sus aportaciones aquí Read all his contributions here

Sergio Pimentel Vargas is a lawyer from Escuela Libre de Derecho. He was Coordinator of Advisors to the Legal Counselor of the Federal Executive and Deputy Counselor of Consult and Constitutional Studies, where he participated in the technical teams that elaborated the constitutional reforms in energy matters in 2013. He also served as advisor to the Assistant Attorney General for Legal and International Affairs of the PGR; advisor to the General Consul of Mexico in Houston, Texas, and advisor to the Undersecretary for Legal Affairs and Human Rights of SEGOB. Pimentel Vargas was appointed by the full Senate of the Republic as Commissioner of the National Hydrocarbons Commission, until December 31, 2020.

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Columna

Por / By

Las opiniones expresadas por los columnistas son independientes y

Fluvio Ruíz Alarcón

no reflejan necesariamente el punto de vista de E&C.

La reticencia / The reticence El pasado 22 de julio, reunido con los principales funcionarios del sector energético, el Presidente de la República hizo explícitos diecisiete objetivos de política energética y preguntó si eran realizables con el marco jurídico vigente. Exactamente dos meses después, en una reunión similar, se anunció que cualquier reforma al marco jurídico del sector se hará después de las elecciones federales de 2021.

On July 22, at a meeting with the top energy sector officials, the President outlined seventeen energy policy objectives and asked if they were achievable within the current legal framework. Two months later, in a similar meeting, it was announced that any reform to the sector’s legal framework would take place after the 2021 federal elections.

E

sta decisión del Ejecutivo Federal llama la atención porque, tanto en el objetivo general implícito en las diecisiete medidas (devolver al Estado su papel central en la gestión energética a través de sus empresas productivas); como en la revisión de cada uno de los diecisiete puntos, parecía evidente la necesidad de analizar, evaluar y modificar la arquitectura institucional, el marco jurídico y la dinámica sectorial derivados de la Reforma Energética.

Tomemos como botón de muestra el segundo de los diecisiete puntos que trascendieron como parte de un supuesto “memorándum” presidencial. Este punto establece como meta “alcanzar la autosuficiencia energética en bien de nuestra soberanía nacional”.

Tan solo un objetivo así de ambicioso requeriría reformar profundamente la reforma energética. Si por autosuficiencia energética se entiende la producción interna de todos los requerimientos energéticos del país, este punto por sí mismo es todo un programa de largo plazo. Y como tal, requiere una profunda revisión del modelo de desarrollo económico y del papel del sector energético en ese modelo en el contexto de la transición energética.

A partir de ahí, sería fundamental repensar el diseño institucional del sector y la importancia y formas de participación en él de las empresas del Estado. Además de la mejor organización de éstas para enfrentar el reto, el lugar de la inversión privada y las políticas industrial, ambiental, económica, fiscal y de desarrollo territorial; que den coherencia de conjunto a este vasto objetivo.

Incluso, si solo se aborda desde una perspectiva productivista o volumétrica, alcanzar la autosuficiencia en la producción de gas, refinados y petroquímicos, requiere de medidas regulatorias y fiscales de gran calado. Un elemento indispensable sería dotar a Pemex de la flexibilidad operativa necesaria para actuar dentro y fuera del país. ¿Cómo imaginar la autosuficiencia en gas natural, partiendo de una dependencia del 90% sin una estrategia nacional que provoque grandes cambios en el sector? ¿Cómo darle viabilidad y sustentabilidad al incremento de la capacidad de producción y al mejoramiento de la calidad de los productos del Sistema Nacional de Refinación, sin un debate serio sobre la fiscalidad social y ambientalmente óptima del consumo de combustibles?

Un objetivo como este requiere del papel activo del Estado, lo que va a contracorriente del lugar que le confiere, en general, la Reforma Energética. Ésta se sustentó en mecanismos de mercado, sin consideraciones geopolíticas y de seguridad nacional o energética.

Por ejemplo, en los eventuales yacimientos transfronterizos solo se considera como obligatoria una participación minoritaria de Pemex que no le garantiza ser el operador. Asimismo, la legislación establece que la comercialización del crudo correspondiente al Estado en los contratos de producción es objeto de una licitación, en vez de entregarle directamente esa responsabilidad a PMI. ¿Por qué un gobierno que le da tanta prioridad al sector energético no da el paso necesario para armonizar política y legislación energética? ¿Por qué la reticencia?

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his decision by the Federal Executive draws attention because, both in the general objective implicit in the seventeen measures (to return the State its central role in energy management through its productive enterprises); and in the review of each of the seventeen points, the need to analyze, evaluate and modify the institutional architecture, the legal framework and the sector dynamics derived from the Energy Reform seemed evident.

Let us take as a reference the second of the seventeen points that transcended in the presidential “memorandum.” This point sets as a goal “to achieve energy self-sufficiency for the sake of our national sovereignty.”

An objective as ambitious as this would require a profound transformation of the energy reform. If energy self-sufficiency means the domestic production of the national energy requirements, this point alone is a long-term program. And as such, it requires a thorough review of the economic development model and the role of the energy sector in that model within the energy transition context.

Based on this, it would be fundamental to rethink the sector’s institutional design and the relevance and participation mechanisms in it by state-owned companies, in addition to the best organization of these companies to face the challenge, the place of private investment and industrial, environmental, economic, fiscal and territorial development policies; that give coherence to this vast objective.

Even if it is only approached from a productivist or a volumetric perspective, achieving self-sufficiency in gas production,

refined products, and petrochemicals requires regulatory and fiscal measures of great significance. Providing Pemex with the operational flexibility needed to operate both inside and outside the country would be an indispensable element.

How can we imagine self-sufficiency in natural gas, starting from a 90% dependency without a national strategy that would involve significant changes in the sector? How can we give viability and sustainability to the increase of production capacity and the quality improvement of the National Refining System’s products, without a serious debate on the social and environmental optimum taxation of fuel consumption?

An objective like this one requires the State’s active role, which goes against the flow of what the Energy Reform gi.

The latter was based on market mechanisms, without geopolitical and national security or energy considerations.

For example, in possible cross-border deposits, only minimum participation of Pemex is mandatory, which does not guarantee that it will be the operator. Likewise, the legislation establishes that the crude commercialization belonging to the State in the production contracts is subject to a bidding process, instead of handing over this responsibility directly to PMI. Why does a government that prioritizes the energy sector so much fails to take the necessary step to harmonize the energy policy and legislation? What is the reason for the reticence?

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Columna

TESTIGO DE MI TIEMPO WITNESS OF MY TIME

Por / By

Luis Vielma Lobo

Las opiniones expresadas por los columnistas son independientes y no reflejan necesariamente el punto de vista de E&C.

Sí existen opciones para fortalecer a Pemex (Parte I) El futuro de la industria petrolera en el mundo está bajo un severo escrutinio. Las principales empresas operadoras privadas y nacionales han sufrido grandes pérdidas y han diferido proyectos asociados a la exploración y producción en varias regiones del mundo. Además, sus relacionados cuestionan su razón de ser como empresas productoras de energía fósil.

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esde el último trimestre del año pasado, el mercado petrolero ya venía presentando signos de debilitamiento, los cuales se acentuaron desde enero de este año debido a los efectos de la pandemia del coronavirus y su impacto global en la economía. Los balances del primer semestre del 2020 de las principales operadoras del mundo presentan cifras negativas en sus rendimientos, liderados por Shell (18,131 MMUSD), BP (16,841), Total (8,369), Chevron (8,270), Eni (7,335), Repsol (1,997), Pemex (1,930), y ExxonMobil (1,080).

Pemex es la segunda compañía nacional de Latinoamérica, después de Petrobras, tomando en consideración su producción, reservas y recursos prospectivos. No obstante, ya lleva tiempo con una declinación importante año tras año, que ubica su producción en cerca de 1.5 MMbpd.

Pemex ha tenido pérdidas desde hace varios años. El tamaño de su deuda, la cual supera los 190 billones de dólares, y su excesiva carga tributaria, la convierten en una empresa al borde de un colapso económico.

Si bien es cierto que su liderazgo técnico ha realizado un gran esfuerzo para detener la declinación de la producción e incrementarla, no es menos cierto que los resultados obtenidos no han sido consistentes. Los campos seleccionados para incrementar la producción no han dado los resultados esperados y han aparecido dificultades en la perforación de los pozos, como consecuencia de varias razones que ya han evaluado y están en proceso de revisión.

Esta situación plantea una interrogante muy delicada, que está asociada al futuro de la empresa: ¿qué hacer para fortalecer a Pemex? Hay muchas preguntas importantes que podemos hacernos respecto a este tema, pero lo fundamental tiene que ver con el tipo de modelo de desarrollo energético que México necesita.

Un tema crítico es entender que la visión energética del país debe ser de largo plazo y

no de sexenios, y esa visión debe incluir todo el ámbito energético, no sólo el sector de los hidrocarburos. Adicionalmente, si hablamos de seguridad y confiabilidad energética, las políticas deben fortalecer al sector sin limitar el aporte que hacen las empresas privadas.

Desde el 2014, México tiene coinversión público-privada en el sector de los hidrocarburos y ésta no ha sido utilizada en todo su potencial.

Dichos esquemas tuvieron una premisa base: abrir espacios de inversión al sector privado, en conjunto con las dos empresas nacionales de energía, tanto Pemex en el sector de los hidrocarburos, como CFE en el sector eléctrico.

En el sector de los hidrocarburos ya hay resultados de algunas empresas o consorcios de empresas que producen petróleo y gas, cuyos efectos se han visto en el incremento de la producción que supera ya los 50 Mbpd.

Igualmente, el impacto se ha reflejado en los ingresos del país, que son más de 4 mil millones de pesos solamente por vía del impuesto, debido a la actividad de exploración y producción de hidrocarburos. A esto hay que agregar un 78% de ingresos en promedio de lo que produce cada contrato que tendrá el Estado (goverment take).

Para que Pemex pueda ser fortalecida dentro de esta visión integral que se plantea para el sector hay varias acciones que pueden abordarse para darle más músculo financiero y capacidad de ejecución: • La ley prevé que PEP puede migrar sus asignaciones a contratos de exploración y extracción (CEE) sin socio, con el visto bueno de la Sener, SHCP y CNH. • Dicha migración permitiría a PEP apalancarse en sus reservas para mejorar su balance financiero, puesto que en un CEE se puede hacer el registro de reservas y, usando las probadas, podría acceder en mejores términos a los mercados de deuda.

• En un CEE, PEP podría financiar sus proyectos directamente, y circunscribir el costo financiero al costo de los proyectos de EyP. Esto le daría una mejor solvencia financiera a Pemex.

• Asimismo, ayudaría a transparentar el flujo de recursos e ingresos en Pemex, pues existe un hoyo negro entre las organizaciones de refinación y finanzas de Pemex y la SHCP. • En la actualidad los proyectos de Pemex EyP se financian al costo corporativo, lo cual implica una tasa de financiamiento más cara, puesto que absorbe el riesgo de todas las unidades de negocio.

• Podría regresar al Estado o compartir reservas de campos en los cuales no invierte u opera eficientemente por falta de tecnologías o recursos financieros; así podría reducir el tamaño de la empresa.

Existen otras opciones importantes asociadas con su estructura para hacerla más pequeña y efectiva: su modernización como empresa digital, su concentración en la producción de petróleo, sus esquemas de capacitación y selección de nuevo personal, a las cuales nos referiremos en otros artículos.

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(*) Luis Vielma Lobo, es Director General de CBMX Servicios de Ingeniería Petrolera, Director del Centro Integral de Desarrollo del Talento (CIDT) y presidente de la Fundación Chapopote, miembro del Colegio de Ingenieros Petroleros de México, Vicepresidente de Relaciones Internacionales de la Asociación Mexicana de Empresas de Servicios, AMESPAC, colaborador de opinión en varios medios especializados en energía, conferencista invitado en eventos nacionales e internacionales del sector energético y autor de las novelas “Chapopote, Ficción histórica del petróleo en México” (2016) y “Argentum: vida y muerte tras las minas” (2019).

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Columna

Por / By: Grupo Multisistemas de Seguridad Industrial®

Las opiniones expresadas por los columnistas son independientes y no reflejan necesariamente el punto de vista de E&C.

Estándares europeos en seguridad energética y seguridad privada European standards in energy security and private security En el mes de junio pasado, la Comisión Europea publicó un informe que identifica buenas prácticas para abordar los riesgos del sector energético asociados con una pandemia. Por ejemplo, la del Covid-19.

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ste documento conjuga la experiencia compartida de expertos de los Estados miembros, empresas energéticas y operadores de redes; así como los ministros de energía de la Unión Europea.

De las veinte buenas prácticas, al menos siete de ellas se encuentran estrechamente relacionadas con los diferentes apoyos que podría realizar una empresa de seguridad privada de calidad: 1. Preservar los flujos de transporte esenciales para garantizar las cadenas de suministro de energía.

2. Diseñar e implementar planes sólidos de preparación ante riesgos en general.

3. Diseñar e implementar planes de respuesta ante la contingencia para asegurar la continuidad del negocio.

4. Fomentar la solidaridad y facilitar la coordinación, a través de la comunicación y el intercambio de información.

5. Establecer medidas higiénicas y sanitarias, además de reforzar la capacitación en protocolos de higiene.

6. Diseñar mecanismos relacionados con las medidas de evacuación y apoyo específico a los trabajadores.

7. Reforzar las medidas de ciberseguridad para evitar que cunda el pánico innecesariamente.

Trabajar de la mano con usted y su equipo en estos temas es una de las muchas labores que puede abordar una empresa de seguridad privada. Estar al tanto de lo que ocurre en otras latitudes, en el afán de proporcionar un servicio de primer orden, sin duda le ofrece una serie de beneficios que contribuirán a la tranquilidad y desarrollo de su empresa en el sector energético.

Un personal capacitado, con tecnología de primer nivel, así como una actualización constante en temas de vanguardia, son elementos que contribuyen a que una empresa de seguridad privada sea considerada un verdadero socio de negocios.

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Last June, the European Commission published a report identifying best practices to address energy sector risks associated with a pandemic, for example, Covid-19.

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his document gathers the shared experience of experts from the Member States, energy companies, and network operators, as well as the Ministers of Energy of the European Union.

Among the twenty best practices, at least seven are closely related to the various types of support that a quality private security company could provide: 1. Preserve essential transport flows to guarantee energy supply chains.

2. Design and implement concrete general risk action plans.

3. Design and implement contingency response plans to ensure business continuity.

4. Promote solidarity and facilitate coordination through communication and information exchange.

5. Establish hygienic and sanitary measures and reinforce training in hygiene protocols.

6. Design mechanisms related to evacuation measures and specific staff support.

7. Reinforce cybersecurity measures to avoid spreading panic unnecessarily.

Working hand in hand with you and your team on these issues is one of the many tasks a private security company can undertake. Being aware of what is happening in other latitudes, in the desire to provide a first-class service, undoubtedly offers many benefits that will contribute to the tranquility and development of your company in the energy sector.

Trained personnel, with first-level technology and a constant update in vanguard topics, are elements that contribute to considering a private security a true business partner.

Más sobre seguridad industria / More on industrial security

Columna Women’s Energy Network (WEN) México

Las opiniones expresadas por los columnistas son independientes y no reflejan necesariamente el punto de vista de E&C.

Los retos de la exploración y producción ante el nuevo escenario mundial Ante el nuevo escenario mundial, la exploración y producción de hidrocarburos se enfrenta a grandes retos, no solamente técnicos, operacionales y de mercadeo, sino también sociales.

Por / By : Marbellys Beatriz Chacón Socorro

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ventos como la caída de los precios, la pandemia y el enfoque en energías alternativas, traen como consecuencia la necesidad de establecer mecanismos más meticulosos para la evaluación de los proyectos de E&P, principalmente en países como México, donde la economía se ha visto muy afectada. En este orden de ideas, la rentabilidad y el riesgo no serán las únicas medidas que nos permitirán decidir si un proyecto se debe ejecutar o no.

Los indicadores para la toma de decisiones deberán ser calculados mediante una metodología rigurosa que incluya múltiples criterios, con la finalidad de hacer una valoración estocástica integral de cada uno de los proyectos que conforman el portafolio de la corporación.

Es así como el valor presente neto, eficiencia de la inversión, meta de producción, incorporación de reservas, inversiones (capex) y costos de operación (opex), deberán considerarse dentro de un indicador multicriterio con su importancia relativa en el plan estratégico de la empresa, ya que ciertamente los objetivos serán diferentes si el negocio está orientado a la exploración o producción de hidrocarburos.

Es por ello que Reliability & Risk Management (R2M) ha desarrollado metodologías debidamente registradas, como Metodología Estocástica Integral de Valoración de Activos (MEIVA)® y Metodología Estocástica de Optimización Multicriterio del Portafolio de Inversiones E&P (MEOMPI)®. Aplicamos estas metodologías en varios países con el objetivo de fortalecer la toma de decisiones en la actualidad.

The challenges of exploration and production in the new world scenario In the new world scenario, hydrocarbon exploration and production face significant challenges, not only technical, operational, and marketing, but also social.

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criteria to do an integral stochastic valuation of each of the projects that make up the corporation’s portfolio. Thus, the net present value, investment efficiency, production goal, incorporation of reserves, investments (CAPEX), and operating costs (OPEX), should be considered within a multi-criteria indicator with its relative importance in the company’s strategic plan, since certainly, the objectives will be different if the business is oriented to the hydrocarbon exploration or production.

That is why Reliability & Risk Management (R2M) has developed duly registered methodologies, such as the Stochastic Integral Methodology of Asset Valuation (MEIVA)® and the Stochastic Methodology for Multi-Criteria Optimization of the E&P Investment Portfolio (MEOMPI) ®. We apply these methodologies in several countries to strengthen the decision-making process today.

vents such as the fall in prices, the pandemic, and the focus on alternative energy bring the need to establish more exact mechanisms for the E&P project evaluation, mainly in countries like Mexico, where the economy has been greatly affected. In this order of ideas, profitability and risk will not be the only measures that will allow us to decide whether a project should be executed or not.

The indicators for decision making should be calculated using a rigorous methodology that considers multiple Lee todas las columnas de WEN

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Marbellys Chacón Socorro es ingeniero industrial y cuenta con una maestría en Gerencia de Proyectos Industriales por la Universidad Rafael Belloso Chacín. En los últimos años ha destacado como líder de proyectos en la estructuración, evaluación y documentación de casos de negocio aplicando la Metodología Estocástica Integral de Valoración de Activos (MEIVA)® y Metodología Estocástica de Optimización Multicriterio del Portafolio de Inversiones E&P (MEOMPI)® en diversas empresas del sector petrolero.

Marbellys Chacón Socorro is an industrial engineer and has a master’s degree in Industrial Project Management from Universidad Rafael Belloso Chacín. In the last years, she has stood out as a project leader in the structuring, evaluating, and documenting business cases applying the Stochastic Integral Methodology of Asset Valuation (MEIVA)® and Stochastic Multicriteria Optimization Methodology of the E&P Investment Portfolio (MEOMPI)® in several companies of the oil sector.

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Por / By

Leonardo Velasco

Innovación en el sector eléctrico Con la introducción de la generación eléctrica masiva a finales del siglo XIX vino una de las épocas de florecimiento y desarrollo humano más pronunciadas en la historia humana. Aunado a su poder de transformación, hemos expuesto los límites planetarios sobre los que podemos operar nuestros procesos antropológicos.

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ajo esa premisa, debemos construir nuevas rutas de avance para el siglo XXI. El reto hoy en día es acelerar la transición energética en torno a las renovables.

Para ello, debemos vencer dos obstáculos: la baja densidad energética de los sistemas eléctricos vs. combustibles convencionales y la intermitencia de las renovables en las redes eléctricas.

La actividad antropológica ocurre de manera síncrona al día y la noche. De hecho, si desglosamos el consumo energético por actividades, observamos que la electrificación del transporte hoy representa la mayor oportunidad de crecimiento y adopción masiva para las renovables.

Ideas relativamente sencillas como la electrificación de las vías de transporte, tendrían la posibilidad de armonizar nuestros horarios de generación y consumo de manera masiva.

Otra idea formidable para aumentar la capacidad de hospedaje de renovables en la red eléctrica es aumentar sustancialmente el alcance geográfico de las vías de trasmisión. Después de todo, la velocidad de la luz le da 7.4 vueltas a la tierra en un segundo.

En Australia, el proyecto ASEAN Power Link plantea el tendido oceánico de 3,500 km de cable; interconectando una de las regiones con mayor radiación solar en el mundo y otra de

gran densidad en consumo eléctrico: Australia y Singapur. Sin duda un logro más destacado por su connotación diplomática que por su aportación tecnológica.

Australia ha demostrado que, a pesar de ser un país dominante en las exportaciones de carbón y gas, tiene la voluntad política de un cambio de fondo y forma. El mismo país es líder en la adopción de baterías de litio en esquemas detrás del medidor a pequeña escala, donde pronto veremos más capacidad instalada en baterías de litio de lo que tenemos en generación distribuida en todo México. Además, tienen programas piloto donde algoritmos de administración energética controlan miles de baterías al unísono para emplearse como servicios a la red eléctrica, específicamente regulación de red y control de demanda.

Por otro lado, Inglaterra está liderando una revolución legislativa. A través de esto, buscan que los operadores de los sistemas de distribución eléctrica encuentren beneficios económicos al crear un perfil de cargas flexible a través de un desfasamiento masivo en los horarios de consumo.

A la par, empresas de alta innovación como Greensync o Gravitricity están rompiendo paradigmas respecto a cómo operar y almacenar

energía eléctrica. De esta forma, maximizan la participación de tecnologías como la solar fotovoltaica en su red eléctrica.

Por último, la comunidad europea está estableciendo varios hitos tecnológicos y legislativos en favor de almacenamiento de hidrógeno. Varios proyectos están aumentando la viabilidad de una adopción masiva de esta tecnología, resolviendo oportunamente el conflicto de densidad energética y almacenamiento de manera integrada.

Estas iniciativas dejan en entredicho la importancia de construir un avance coordinado entre innovación tecnológica e innovación política. A fin de cuentas, toda innovación es una disrupción por definición. La innovación, en sí, no sería nada sin considerar sus consecuencias sociales, políticas, ambientales y económicas.

Quizás, el gran cambio al que debemos aspirar en México, y en el mundo, es permitir que el medio ambiente lidere las prioridades de innovación. Sin duda alguna, nos espera un nuevo orden social cuando determinemos con claridad nuestras prioridades en torno al desarrollo y el florecimiento humano al que tanto hemos aspirado desde finales del siglo XIX. ¿Dónde está en México en términos de innovación?, ¿qué intereses limitan y tergiversan las prioridades hoy en día?

Leonardo Velasco es Ingeniero Mecánico Electricista por el ITESM y máster en Dirección de Empresas por el IPADE. Actualmente es Presidente del Consejo de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica (AMIF) y Director General de Energytec.

Especialista en el ramo de consultoría e integración de proyectos de eficiencia eléctrica y energía renovable.

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Las opiniones expresadas por los columnistas son independientes y

Marcos Ávalos Bracho

no reflejan necesariamente el punto de vista de E&C.

Perspectivas, retos y oportunidades para la industria eléctrica mexicana El 23 y 24 de septiembre se llevó a cabo el seminario virtual de CANAME “Perspectivas, retos y oportunidades para la industria eléctrica mexicana”. A propósito de mi intervención, ocuparé este espacio para hablar sobre mi participación.

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rimero que nada, nuevamente me gustaría agradecer a Hugo Gómez, Presidente de la CANAME, por considerarme por segunda ocasión para inaugurar el evento, así como a Francisco Cervantes, Presidente de la CONCAMIN. En esta ocasión me tocó compartir la inauguración con Sergio Saldaña, responsable de la atención de los asuntos de competencia de la Subsecretaría de Electricidad de la Secretaría de Energía.

Además de reconocer la pertinencia del diálogo entre los actores de la industria, aproveché esta intervención para comentar sobre los impactos que ha ocasionado la propagación del COVID-19 en la industria energética. La caída en la producción y demanda han generado efectos directos en las cadenas de valor en el sector energético a nivel global y nacional. Por ejemplo, la Agencia Internacional de Energía estimó que la demanda mundial de energía se contraerá en 6% en 2020. Esta contracción del consumo energético también es un proxy para estimar la caída de la industria productiva. Por ende, el pronóstico de recuperación no parece ser alentador.

En el segundo trimestre del año, México presentó una disminución del PIB de -18.7% respecto al mismo trimestre del año anterior, la mayor baja del PIB en su historia. En cuanto a la inversión, registró una caída de -34% en ese

Perspectives, challenges, and opportunities for the Mexican electricity industry On September 23 and 24, CANAME’s virtual seminar “Perspectives, challenges and opportunities for the Mexican electricity industry” was held. I will use this space to talk about my participation.

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irst of all, I would like to thank Hugo Gómez, President of CANAME, for considering me for the second time to open the event, and Francisco Cervantes, President of CONCAMIN. On this occasion, I shared the inauguration with Sergio Saldaña, who is responsible for handling matters within the competence of the Under-Secretary of Electricity of the Secretariat of Energy.

In addition to recognizing the relevance of the dialogue among the industry’s actors, I took advantage of this intervention to comment on the impacts caused by COVID-19’s spread

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Por / By

Marcos Ávalos Bracho

mismo periodo. Tan sólo en abril, el Inegi estimó la pérdida de 12 millones de trabajos formales e informales. Además, la OCDE estima que el PIB de México caerá -10.2% en 2020.

Esperemos que ya haya pasado lo peor.

Entonces, considerando este escenario, aproveché para mencionar que la pandemia no sólo tuvo un duro impacto en la caída de la industria proveedora de bienes y servicios de diferentes países, sino que habría que ver cómo esto representa una oportunidad para impulsar una estrategia de colaboración y recuperación regional.

Con la pandemia se ha revalorizado la importancia de los mecanismos para acortar distancias. Es posible verlo tanto en las herramientas de comunicación —cada vez más presentes en nuestras actividades—, como en los beneficios de poseer una cadena de valor cercana a los centros de operación. Es decir, el cierre de fronteras que tuvo como consecuencia la suspensión y el rompimiento de las cadenas de producción nos ayuda a repensar en la relevancia que tiene una cadena de proveeduría local y regional fuerte.

Para esto es necesaria una estrategia que identifique y promueva a las empresas nacionales proveedoras que podrían ocupar el espacio que dejaron las grandes cadenas globales. Igualmente, se precisa pensar en una estrategia de diversificación y transversalización de actividades.

En ese sentido, para nosotros es una noticia alentadora anunciar la próxima publicación de las Estrategias para el Fomento Industrial de Cadenas Productivas para la Industria Hidrocarburos y la Industria Eléctrica. Estos documentos contienen líneas de acción específicas que, alineadas con el decálogo de la nueva Política Industrial, serán implementadas desde la Secretaría de Economía a través de la Unidad de Contenido Nacional.

Como bien recordarán, el decálogo considera como eje prioritario alentar el crecimiento de las pymes y el contenido nacional para la producción de bienes y servicios que demanda el gobierno. Asimismo, contempla incentivar los proyectos industriales en las regiones más rezagadas del

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in the energy industry. The decrease in production and demand has generated direct effects on value chains in the energy sector at the global and national levels. For example, the International Energy Agency estimated that global energy demand would contract 6% by 2020. This contraction in energy consumption is also a proxy for estimating the fall in the production industry. Therefore, the recovery forecast does not seem to be optimistic.

In the second quarter of the year, Mexico presented a -18.7% decrease in the GDP compared to the same quarter of the previous year, the largest GDP drop in its history. As for investment, it registered a decline of -34% in the same period. Just in April, Inegi estimated the loss of 12 million formal and informal jobs. Furthermore, the OECD estimates that Mexico’s GDP will fall -10.2% in 2020. Let’s hope the worst is over.

Considering this scenario, I mentioned that the pandemic had a severe impact on the decline of the industry that provides goods and services in different countries, and that we should see how this represents an opportunity to promote a strategy of regional collaboration and recovery.

The pandemic has re-emphasized how important it is to have mechanisms to reduce distances. This can be seen in the communication tools -increasingly present in our activities- and in the benefits of having a value chain near the operation centers. In other words, the closure of borders resulting from the interruption and breakage of production chains helps us to reconsider the relevance of a strong local and regional supply chain.

This requires a strategy that identifies and promotes national supplier companies that could occupy the place left by the big global chains. Likewise, it is necessary to think about diversification and mainstreaming strategy.

In that sense, it is encouraging to announce the upcoming publication of the Industrial Promotion Strategies for Production Chains for the Hydrocarbon and Electric Industry. These documents contain specific lines of action that, in line with the Decalogue of the new Industrial Policy, will be implemented from the Secretariat of Economy through the National Content Unit.

As a reminder, the Decalogue considers it a priority to encourage the SMEs’ growth and national content to produce goods and services demanded by the government. Likewise, it contemplates promoting industrial projects in the country’s most underdeveloped regions, which

Columna Marcos Ávalos Bracho es Doctor en Economía por la Universidad de Essex. Ha sido consultor en organismos internacionales, entre ellos la OCDE, el BID, la ONU y la CEPAL. Es miembro de la Secretaría de Economía y Jefe de la Unidad de Contenido Nacional y Fomento de Cadenas Productivas e Inversión del Sector Energético.

Marcos Ávalos Bracho has a PhD in Economics from the University of Essex. He has been a consultant to international organizations, including the OECD, the IDB, the UN and ECLAC. He is a member of the Secretariat of Economy and Head of the Unit for National Content and Promotion of Production Chains and Investment in the Energy Sector.

país, que en ocasiones son coincidentes con las actividades petroleras y de generación de energía eléctrica.

Los documentos de las estrategias contendrán siete capítulos que van desde el diagnóstico de la industria, mapeo de actores involucrados e identificación de la demanda potencial, hasta la caracterización de la oferta actual y líneas de acción específicas que consideran los programas de apoyo y de colaboración existentes.

Su realización ha sido un esfuerzo no sólo de identificación y sistematización de información, sino de análisis profundo sobre los elementos más importantes a considerar en la definición de las estrategias. También nos ha ayudado a identificar ciertos aspectos susceptibles de mejora tanto por parte del gobierno como ente regulador, como de las Empresas Productivas del Estado y de nuestras pequeñas y medianas empresas locales.

En ese sentido, dentro de estas estrategias está considerado priorizar la atención hacia las pequeñas y medianas empresas y articular una estrategia para la publicación, transparencia y sistematización de información sobre la demanda esperada de Pemex y CFE. También contempla desarrollar capacidades de la industria nacional a través de la alineación de esfuerzos entre los actores reguladores; promover la innovación de su cultura organizacional a través de la inversión en innovación productiva, tecnología y de recursos humanos; así como incentivar la coordinación, el apoyo y la colaboración de pymes mediante la formación clústeres regionales de la industria.

Entonces, así como está considerada la política de contenido nacional de la industria de hidrocarburos -como elemento determinante para el fomento de la cadena de proveeduría-, será la de la industria eléctrica. La Ley de la Industria Eléctrica establece que la UCN tiene la obligación de emitir una metodología para medir el contenido nacional para las actividades de la industria, por lo que será necesario emitir todo el andamiaje regulatorio que implica 1) la medición de contenido nacional; 2) la recepción de la información, y 3) su respectiva verificación.

Para tal efecto, empezaremos a trabajar tan pronto como publiquemos las estrategias.

El propósito no sólo es brindar certeza y transparencia en las acciones del sector en este rubro específico, sino aumentar las oportunidades derivadas de una política de contenido nacional responsable. Con esta nueva generación de regulaciones y la publicación de estrategias queremos fortalecer nuestras empresas proveedoras de bienes y servicios en toda la cadena de valor de la industria eléctrica, incrementar la productividad y competitividad, y promover el crecimiento del mercado interno. Finalmente, así como lo mencioné en mi intervención, lo menciono ahora: nada de esto será posible sin esfuerzos e inversión tanto del sector público como del privado.

sometimes coincide with oil and electricity generation activities.

The strategy documents will contain seven chapters ranging from the industry diagnosis, stakeholder mapping, and identification of potential demand to the characterization of current supply and specific action principles that consider current support and collaboration programs.

Its realization has been an effort not only to identify and systematize information but also to carry out an in-depth analysis of the most important elements to be considered in the definition of strategies.

It has also helped us to identify specific aspects that can be improved by the government as a regulatory body, and by the State’s productive enterprises and our local small and medium companies.

In this sense, within these strategies, it is considered prioritizing attention to small and medium companies and articulating a strategy for the publication, transparency, and systematization of information on the expected demand of Pemex and CFE. It also contemplates developing the national industry’s capacities by aligning efforts among regulatory actors, promoting innovation in its organizational culture through investment in profitable innovation, technology, and human resources, and encouraging the coordination, support, and collaboration of SMEs through the formation of regional industry clusters.

Then, just as the hydrocarbon industry’s national content policy is considered -as a determining element for the promotion of the supply chain-, it will be the one for the electrical industry. The Electric Industry Law establishes that the UCN is obligated to issue a methodology for measuring the national content for the industry’s activities. Therefore, it will be necessary to publish all the regulatory scaffolding that implies 1) the measurement of national content, 2) the reception of the information, and 3) its respective verification. We will start working on this as soon as we publish the strategies to achieve this.

The purpose is to provide certainty and transparency in the sector’s actions in this specific area, and to increase the opportunities derived from a responsible national policy. With these new regulations and strategies publication, we want to strengthen our goods and services suppliers’ companies in the electric industry’s whole value chain, increase productivity and competitiveness, and promote the internal market growth. Finally, as I mentioned in my speech, I would like to say that none of this will be possible without efforts and investment from the public and private sectors.

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Las opiniones expresadas por los columnistas son independientes y no reflejan necesariamente el punto de vista de E&C.

Por / By: Inder Rivera

Con energía renovable, todos ganan With renewable energy, everyone wins El sector privado está tomando cada vez más acciones para reducir su huella de carbono. Empresas líderes globales en todos los sectores están sumándose a diferentes iniciativas, tales como los objetivos basados en ciencia.

The private sector is increasingly taking action to reduce its carbon footprint.

Leading global companies in all sectors are joining different initiatives, such as science-based targets.

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ntre éstos se encuentran los SBTi, por sus siglas en inglés, con 989 empresas para asumir metas de acción climática; o los que usan en un 100% las energías renovables, como RE100, que cuenta con 250 empresas multinacionales. Las empresas establecidas en nuestro país no son ajenas a esta tendencia, ya que hay una gran integración de las empresas mexicanas a cadenas de suministro globales, y una alta presencia de compañías internacionales en México.

La implementación o compra de energías renovables es una de las principales medidas que ayudan a las empresas a cumplir con sus metas de sustentabilidad. Igualmente, reducen la exposición a cambios en el costo de electricidad (si se negocia un costo fijo) y generan ahorros económicos.

La energía eléctrica puede y deber ser tratada como cualquier commodity: seleccionando a un proveedor y negociando contratos de energía renovable. Los ahorros que se logran están en un rango de entre 8% y 35%, dependiendo del tiempo de contratación (a mayor tiempo, mayores ahorros), el volumen de energía y la ubicación geográfica del consumo. En este sentido, el involucramiento de la dirección y la creación de un equipo interáreas (compras, operación y finanzas) son clave para el éxito de un proyecto de esta índole.

La principal barrera para que las empresas adopten soluciones de energía renovable suele ser el desconocimiento, por lo que WRI México generó una guía de las opciones de compra de ER para el sector C&I, además de acompañar a empresas a lo largo del proceso de contratación (desde el entendimiento hasta la evaluación de propuestas de potenciales proveedores).

Que las empresas consuman renovables ayudaría al gobierno mexicano a cumplir con la meta del 35% de generación de energía con fuentes limpias para 2024. También facilitaría la generación de empleos locales, y un aumento de la competitividad de las empresas del país, las cuales probablemente enfrenten una recesión económica el año que viene. WRI México los invita a sumarse a la transición.

A

mong these are the SBTi, with 989 companies to take on climate action goals; or 100% renewable energy use, such as RE100, which has 250 multinational companies. The companies established in our country are also aware of this trend since there is an effective integration of Mexican companies to global supply chains and international companies in Mexico.

The implementation or purchase of renewable energies is one of the main ways to help companies achieve their sustainability goals.

Likewise, they reduce exposure to changes in the electricity cost (if a fixed price is negotiated) and generate economic savings.

Electricity can and should be treated like any other commodity: selecting a supplier and negotiating renewable energy contracts. The savings achieved are in a range of between 8% and 35%, depending on the time of contracting (the longer the time,

the greater the savings), energy volume, and consumption’s geographic location. In this sense, the management’s involvement and the creation of an inter-area team (purchasing, operation, and finance) are keys to the success of a project of this nature.

The main barrier for companies to adopt renewable energy solutions is often lack of information, so WRI Mexico generated a guide to RE acquisition options for the C&I sector and accompanying companies throughout the contracting process (from understanding to evaluating potential suppliers’ proposals).

Having companies using renewables would help the Mexican government reach 35% of energy generation from clean sources by 2024. It would also facilitate local job creation and increase the competitiveness of the country’s companies, which will probably face an economic recession next year. WRI Mexico invites them to join the transition.

Inder Rivera es gerente de energías limpias del Instituto de Recursos Mundiales México (WRI México) Inder Rivera is clean energy manager at the World Resources Institute Mexico (WRI Mexico) Referencias Modalidades de compras de energías renovables para el sector comercial e industrial mexicano, Recuperado de: https://energypedia.info/images/7/7d/Modalidades_Compras_ER_GIZ_2018.pdf Declaración de apoyo a las energías renovables en México, Recuperado de: https://wrimexico.org/bloga/declaraci%C3%B3n-de-apoyo-las-energ%C3%ADas-renovables-en-m%C3%A9xico

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Columna

EN COLOR VERDE in green color Por / By

Las opiniones expresadas por los columnistas son independientes y no reflejan necesariamente el punto de vista de E&C.

Alonso Elí de Llanes

Ciudades sustentables: ¿lujo o necesidad?

Este año se contabilizaron 1,934 ciudades con un número superior a los 300 mil habitantes. Hoy en día hay 2.590 millones de personas en metrópolis, lo cual representa al menos el 60% de la población urbana mundial. Treinta y cuatro metrópolis han superado ya los 10 millones de habitantes.

A

medida que el mundo sigue urbanizándose, el desarrollo sostenible depende cada vez más de la gestión satisfactoria del crecimiento urbano. Las ciudades son responsables de la mayoría de las emisiones mundiales de gases de efecto invernadero, y de gran parte de la actividad para reducir esas emisiones. Al mismo tiempo, son particularmente vulnerables al aumento de la temperatura, las inundaciones, la elevación del nivel del mar y los fenómenos meteorológicos extremos.

Se prevé que el número de personas que vivirán en las metrópolis en 2035 aumentará a 3.470 millones, lo que representa el 39% de la población mundial y el 62,5% de la población urbana global. Además, casi mil millones de personas se convertirán en habitantes metropolitanos y una nueva metrópoli surgirá cada dos semanas en los próximos quince años, para un total de 429.

Si se consigue un desarrollo urbano sustentable y adecuado, las ciudades pueden crear puestos de trabajo y ofrecer mejores medios de vida; aumentar el crecimiento económico; mejorar la inclusión social; promover la separación del nivel de vida y el crecimiento económico del uso de los recursos ambientales; proteger los ecosistemas locales y regionales; reducir la pobreza tanto urbana como rural; y reducir drásticamente la contaminación.

Las inversiones en infraestructura, los sistemas de uso de la tierra urbana y los trazados deben ser sostenibles. Sin una gestión e inversiones adecuadas, los barrios marginales podrían expandirse y las ciudades no generarían los empleos necesarios para mejorar los medios de vida. Como resultado, podrían aumentar las desigualdades, la exclusión y la violencia, incrementando la vulnerabilidad a los cambios climáticos. Crear ciudades sustentables es ya una necesidad. À votre avis ?

Sustainable cities: luxury or necessity?

This year 1,934 cities were counted with several more than 300 thousand inhabitants. Today there are 2,590 million people in metropolises, representing at least 60% of the world’s urban population.

Thirty-four metropolises have already exceeded 10 million inhabitants.

A

s the world continues to urbanize, sustainable development increasingly depends on successfully managing urban growth. Cities are responsible for most of the world’s greenhouse gas emissions, and much of the activity to reduce those emissions. At the same time, they are particularly vulnerable to temperature increases, flooding, sea-level rise, and extreme weather events.

The number of people living in metropolises in 2035 is expected to increase to 3.47 billion, representing 39% of the world’s population and 62.5% of the global urban population. Furthermore, almost a billion people will become metropolitan residents, and a new metropolis will emerge every two weeks over the next 15 years, for a total of 429.

If sustainable and adequate urban development is achieved, cities can create jobs and provide better livelihoods; increase economic growth; improve social inclusion; promote the separation of living standards and economic growth from the use of environmental resources; protect local and regional ecosystems; reduce both urban and rural poverty; and dramatically reduce pollution.

Infrastructure investments, urban land systems, and routes must be sustainable. Without proper management and investment, slums could expand, and cities would not generate the jobs needed to improve livelihoods. As a result, inequalities, exclusion, and violence could grow, increasing vulnerability to climate change. Creating sustainable cities is already a necessity. À votre avis ?

Alonso de Llanes es Abogado con formación de posgrado en el sector energético. Dentro de sus 8 años de experiencia en el sector energético ha sido consultor para el sector privado así como asesor de la Comisión de Energía en la H. Cámara de Diputados del Congreso de la Unión. Actualmente es el Coordinador de asuntos energéticos de la Federación Franco Mexicana.

Alonso de Llanes is a lawyer with postgraduate education in the energy sector. During his 8-year experience in the energy sector, he has been a consultant for the private sector, as well as an advisor to the Energy Commission in the Chamber of Deputies of the Congress of the Union. He is currently the Coordinator of Energy Affairs in the Franco-Mexican Federation.

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Septiembre 30 - 03 Octubre · Monterrey, N.L.

“Soberanía energética “Soberanía energética con Contenido Nacional” con Contenido Nacional”

Comidas-Conferencias • 20,000 m2 de Exposición Industrial Comidas-Conferencias • 20,000 m2 de Exposición Industrial

Cursos Precongreso • Más de 8,000 asistentes Cursos Precongreso • Más de 8,000 asistentes

Conferencias técnicas • Más de 200 compañías expositoras Conferencias técnicas • Más de 200 compañías expositoras

Eventos deportivos Eventossociales, sociales, culturales culturales yydeportivos

ElElForo delalaIndustria Industria Foromás másimportante importante de Petrolera AméricaLatina Latina Petrolera de América Sta inssc ion es ion eses S ta nnds, d s, in crripc ip cion es yy reservac res e r vac ion ww om ww ww . ccoonnggrreess o m eexxiiccaannooddeel pl pe tertor loeloe.oc .ocmo m

Mujeres en la Industria Dra. Yolanda Villegas, abogada especialista en energía

lawyer specialized in energy

Nuevas políticas de gas natural, aprovechamiento de recursos y cultura de equidad de género Actualmente, el sector energético se enfrenta a nuevas perspectivas: la necesidad de mejorar su capacidad de almacenamiento, la proliferación del hidrógeno verde, la llegada de la electromovilidad y la necesidad de cuidar los recursos naturales. Por otro lado, en el aspecto cultural, hay cambios que pueden realizarse para brindar igualdad de oportunidades a las mujeres con deseos de alcanzar puestos de liderazgo. La Dra. Yolanda Villegas, abogada especialista en energía, comparte su perspectiva sobre estos temas.

Por / By : Renata Pérez de la O

C

omo consecuencia de la pandemia se desencadenó una contracción de poco más del 65% en el sector de hidrocarburos a nivel mundial, señala Yolanda Villegas. En el caso de México, explica, esta contracción fue de entre el 55% y 70%. Además, debido a la carencia en infraestructura de almacenamiento, el país no pudo recibir gran parte de las embarcaciones con hidrocarburos y productos refinados.

A su vez, las carencias en infraestructura de almacenamiento ocasionaron una congestión en el mercado, en detrimento de los precios del petróleo.

“Muchas personas me han preguntado cómo es posible que un producto tenga un precio negativo. Bueno, todo es un tema de almacenamiento, logística y transporte”, comenta la especialista.

New policies on natural gas, resource utilization, and gender equity culture The energy sector is currently facing new perspectives: the need to improve its storage capacity, the proliferation of green hydrogen, the advent of electromobility, and the need to care for natural resources. On the other hand, in the cultural aspect, some changes can be made to provide equal opportunities for women seeking leadership positions. Ph.D. Yolanda Villegas, who is a lawyer specializing in energy, shares her perspective on these topics.

A

Una nueva política de gas natural en México es un hito fundamental. Me encantaría que pudiéramos explotar los no convencionales y aprovechar las ventajas geopolíticas con el país vecino”.

“A new natural gas policy in Mexico is a fundamental milestone. I would love it if we could exploit the unconventional resources and exploit the geopolitical advantages with the neighboring country."

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s a result of the pandemic, the global hydrocarbon sector contracted by a little more than 65%, says Yolanda Villegas. Regarding Mexico, she explains, this contraction ranged from 55% to 70%. Besides, due to the storage infrastructure deficiency, the country could not receive a large number of vessels carrying hydrocarbons and refined products.

Thus, the lack of storage infrastructure caused market congestion, which was detrimental to oil prices. "People have asked me how is it possible that a product has a negative price. Well, it is all a matter of storage, logistics, and transportation," says the specialist.

Amid this scenario, she points out that Mexico can strengthen its hydrocarbon sector by generating a new natural gas policy. In her perspective, the country should capitalize on

the geopolitical advantages of neighboring the United States, which offers this resource at a low price. Similarly, she points out, to achieve sovereignty, it is first necessary to reduce energy dependence.

Concerning renewable energies, Yolanda Villegas singles out two issues in vogue for the country: green hydrogen and electromobility. As a consequence, new technologies and regulations related to these issues will be fundamental in Mexico. Also, she said, there is already an electromobility proposal in the Senate.

Innovations in water usage In her book " Proposal to reform the Mexican Law on National Waters for ultra-deep groundwater exploration and extraction," Yolanda

Mujeres en la Industria

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Mujeres en la Industria

Sí creo que las próximas grandes disputas entre los países van a ser, no petroleras, si no de agua”.

“I do believe that the next major disputes between countries will be not about oil, but about water."

En medio de este escenario, señala, una acción que puede tomar México para fortalecer al sector de hidrocarburos es generar una nueva política de gas natural. En su perspectiva, el país debería aprovechar las ventajas geopolíticas de ser vecino de Estados Unidos, que ofrece este recurso a bajo precio. De igual forma, plantea, para alcanzar la soberanía primero es necesario reducir la dependencia energética.

En el ámbito de las energías renovables, explica Yolanda Villegas, dos temas en voga para el país son el hidrógeno verde y la electromovilidad. Como consecuencia, las nuevas tecnologías y regulaciones relacionadas con estos temas serán fundamentales en México. Además, comentó, en el Senado ya existe una propuesta para la electromovilidad.

Innovaciones respecto al aprovechamiento del agua En su libro “Propuesta de reforma a la Ley de Aguas Nacionales en México para la exploración y extracción de aguas subterráneas ultraprofundas”, Yolanda Villegas plantea una nueva perspectiva para aprovechar los recursos hídricos del país. En el texto plasma las tecnologías disponibles a nivel mundial para extraer recursos prospectivos subterráneos de los 3 mil a 5 mil metros de profundidad.

Este tema está relacionado con el sector energético, pues la explotación de recursos no convencionales implica utilizar inyecciones del 98% de agua en campos. Misma cantidad que, al momento de infiltrarse, se pierde y no puede aprovecharse para otros usos como el agrícola, doméstico e industrial.

Obtener nuevas fuentes prospectivas es relevante debido a que actualmente, comenta la experta, México se encuentra en una situación de estrés hídrico. Tan solo la sección Norte y mitad Centro, que genera el 80% del PIB, utiliza una tercera parte del agua dulce del país.

En su perspectiva, la investigación e innovaciones tecnológicas contribuirán al adecuado aprovechamiento de este recurso. Como consecuencia, el país

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Villegas proposes a new perspective to take advantage of the country's hydric resources.

Throughout the text, she outlines the technologies available worldwide for extracting prospective subterranean resources from depths of 3,000 to 5,000 meters.

This topic relates to the energy sector since non-conventional resource exploitation implies using in fields injections that are 98% water. When infiltrated, the same amount is lost and cannot be used for other purposes like agriculture, household, and industry.

Obtaining new prospective sources is relevant because, currently, says the expert, Mexico is in a hydric stress situation. The

northern and central half of the country, which generate 80% of GDP, use a third of the country's freshwater.

In her perspective, research and technological innovations will contribute to an adequate utilization of this resource. As a result, the country will be able to achieve its food safety and equitable water distribution goals.

"This issue cannot be solved unless someone is working on it. That is why the National Water Law must become a milestone where experts on the subject participate," says Yolanda. She added that she has dialogued with the Senate to talk about different proposals in her book.

Mujeres en la Industria

podrá alcanzar sus metas de salud alimentaria y distribución equitativa del agua.

“Es un tema que no puede solucionarse a menos que alguien esté trabajando en él. Por eso la importancia de que la Ley Nacional de Aguas se vuelva un hito en donde los estudiosos de la materia participen”, comenta Yolanda. Destacó que ha tenido diálogos con el Senado para retomar diversos planteamientos de su libro.

Apoyo entre mujeres para crecer en la industria “Creo que estamos mucho mejor que en el pasado”, comenta Yolanda Villegas respecto a la cantidad de mujeres presentes en el sector energético. Entre los aspectos positivos resalta que varias personalidades importantes en este ámbito pertenecen al género femenino. Sin embargo, Lo mejor que puede mantiene presente, los hombres tener una mujer es ser resiliente siguen ocupando la mayoría de ante las adversidades, romper los puestos principales. paradigmas, cruzar obstáculos Como consecuencia, señala, y ayudar a las otras mujeres”. no sólo es cuestión legislar y cubrir cuotas de género. También es necesario cerrar la brecha de “The best thing a woman disparidad en sueldos y oportunican have is to be resilient in dades; además de brindar la eduthe face of adversity, to break cación y condiciones necesarias paradigms, to cross obstacles, para alcanzar un balance entre and to help other women." la vida profesional y personal.

Para lograr lo anterior, opina, es importante educar a las mujeres desde niñas para creer en sí mismas, ser perseverantes y perseguir sus sueños. De igual forma, es positivo contar con un Support among women to ambiente de trabajo que promueva y favorezca el grow within the industry "I think we are much better off now than crecimiento profesional. Finalmente, las mujeres we were in the past," says Yolanda Villegas pueden avanzar rumbo a sus metas al estudiar, prepararse y esforzarse en su trabajo. regarding the number of women in the “Es cierto que hay una disparidad y que muchas energy sector. Among the positive aspects, veces te cuesta el triple, no el doble, tener el mismo she highlights that many important personalities in this field are female. However, rango de puesto que el sexo masculino”. A pesar she points out that men still hold most of de ello, plantea, las nuevas generaciones lograrán derrumbar más obstáculos. Así, quienes alcancen the top positions.

As a result, she notes, it is a matter greater posiciones de liderazgo podrán ayudar a las demás mediante su conocimiento, experiencia y apoyo. than legislating and filling gender quotas. It Por último, la recomendación que Yolanda Villeis also necessary to close the disparity gap in salaries and opportunities, in addition gas hace a otras mujeres en búsqueda de puestos to providing the education and conditions de liderazgo es no tener miedo. “No tengas miedo a hacer el ridículo, a hacer una pregunta que pueda required to achieve a balance between professional and personal life. parecer tonta, a decir tus inquietudes, a aspirar más, a luchar por la posición que tú quieres”.

In order to achieve this, she believes it is vital to educate women to believe in themselves, be persevering, and pursue their dreams since they are young. Likewise, it is positive to have a work environment that promotes and encourages professional growth. Finally, women can advance towards their goals by studying, preparing, and working hard in their jobs.

"It is true that there is a disparity and that it often takes you three times, not twice, the effort to reach the same positions that men have." Despite this, she says, the new generations will manage to overcome more obstacles. Thus, those who reach leadership positions will be able to help others through their knowledge, experience, and support.

Finally, Yolanda Villegas' recommendation to other women seeking leadership positions is to be fearless. "Don't be afraid to embarrass yourself, to ask a question that may seem silly, to voice your concerns, to aspire more, to fight for the position you want."

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Especial Transporte y Almacenamiento de Hidrocarburos

Para un suministro integral de energéticos For an integral energy supply

Terminales de almacenamiento, de hidrocarburos, garantes de la soberanía energética En un país petrolero, la soberanía energética podría definirse como el derecho que poseen los ciudadanos para tomar sus propias decisiones respecto a la generación, distribución y consumo de energía.

Por / By: Efraín Mariano

S

in embargo, esa tesis podría estar lejos de la realidad si no existe una infraestructura suficiente para garantizar el suministro energético en todas sus fuentes. Petróleos Mexicanos se ha encargado por más de ocho décadas de velar por los intereses energéticos del país. En ese periodo, las administraciones al frente de la petrolera han cumplido con el principio básico encomendado: suministro de insumos energéticos.

No obstante, el país está lejos de tener un abasto garantizado, en gran medida por la ausencia de una infraestructura energética suficiente y una estrategia de logística adecuada en toda la cadena de valor. A comienzos del año pasado quedó de manifiesto la fragilidad de México en materia de transporte y almacenamiento de combustibles. El desabasto de gasolina en 11 entidades evidenció la limitada infraestructura energética en ambos rubros.

Se estima que nuestro país cuenta con una capacidad de abastecimiento en reservas de hidrocarburos de sólo tres días. Además, Pemex posee un número ajustado de terminales de almacenamiento y sus unidades de transporte y distribución también son escasas.

Crisis de suministro En los primeros cuatro meses del 2019, Petróleos Mexicanos multiplicó sus recursos en la contratación de pipas y autotanques para proveer hidrocarburos líquidos durante la crisis de suministro. De acuerdo con datos de Pemex Logística, del 1º de enero al 25 de abril de 2019, el costo por desplazamiento de hidrocarburos líquidos sumó 742 millones 826 mil 944 pesos.

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buques tanque de nueva

generación conforman la flota

de Pemex para cumplir con el traslado náutico de productos petroleros.

16 new generation tankers make up Pemex’s fleet for the maritime transportation of oil products.

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Hydrocarbon transportation and storage, guarantors of energy sovereignty In an oil-producing country, energy sovereignty could be defined as the citizens’ right to make their own decisions regarding energy generation, distribution, and consumption.

H

owever, this thesis could be distant from reality if there is insufficient infrastructure to guarantee energy supply from all sources.

For over eight decades, Petróleos Mexicanos has been in charge of looking after the country’s energy interests. During that period, the administrations in charge of the oil company have complied with the basic principle they have been assigned: energy input supply.

However, the country is far from having a secured supply, mainly due to the absence of proper energy infrastructure and an adequate logistics strategy throughout the value chain. At the beginning of last year, Mexico’s fragility in terms of fuel transportation and storage became evident. The gasoline shortage in 11 states showed the weakness of the energy infrastructure in both areas.

Our country has an approximate supply capacity of only three days of hydrocarbon reserves. Besides, Pemex has a short number of storage terminals, and its transportation and distribution units are also scarce.

Supply crisis In the first four months of 2019, Petróleos Mexicanos multiplied its resources in contracting pipes and auto tanks to provide liquid hydrocarbons during the supply crisis. According to data from Pemex Logística, from January 1 to April 25, 2019, the cost of liquid hydrocarbons displacement amounted to 742 million 826 thousand 944 pesos.

The figure represented an increase of 60% compared to the first four months of 2018. At the end of that year, it reported 1,348 million 690,460 pesos in transportation costs. At that time, the federal

Especial Transporte y Almacenamiento de Hidrocarburos

La cifra representó un incremento del 60% en relación con los primeros cuatro meses del 2018. Al final de ese ejercicio reportó mil 348 millones 690 mil 460 pesos por costos de transporte. En ese momento, la estrategia del gobierno federal incluyó la compra de 612 pipas operadas por la Secretaría de la Defensa Nacional para el traslado de combustible. El costo total fue de 84.6 millones de dólares y se agregó una capacidad de 134,500 barriles diarios, es decir, 11% adicional.

Sin embargo, las maniobras son insuficientes si se considera que el consumo diario es de alrededor de 780 mil barriles de gasolina. Al respecto, especialistas advierten que es un riesgo para la seguridad interna no contar con infraestructura energética suficiente y una logística integral suministro. Consideran que el nivel ideal de almacenamiento de combustibles de México debería ser de 21 días.

Países como Estados Unidos y Canadá cuentan con un margen de maniobra de tres y dos meses, respectivamente.

Cadena de suministros de Pemex Como parte de su estrategia para suministrar petrolíferos, la Empresa Productiva del Estado dispone de una flota de naves marítimas para cumplir con el traslado náutico de productos petroleros en los litorales del Golfo y el Pacífico. De acuerdo con su sitio web, posee una flota de 16 buques tanque de nueva generación, que cuentan con una estructura de doble casco reforzado y con sistemas para el control, supervisión y prevención de descargas de aguas oleosas. Los productos que transporta son: gasolinas, crudo, diésel, turbosina y combustóleo pesado.

Asimismo, con base en información proporcionada por Pemex Logística, ésta tiene el compromiso de ofrecer un servicio de transporte eficiente, garantizando la excelencia operativa de sus actividades con apego a la normatividad y regulación nacional e internacional en materia de protección al medio ambiente marino.

“Contamos con una flota segura y de primera calidad que hace posible el transporte marítimo de hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos entre terminales estratégicas; con el recurso humano especializado y comprometido a ofrecer un servicio de calidad”, expone en su sitio web. Según Pemex Logística, sus naves cumplen con los requerimientos del Índice de Diseño de Eficiencia Energética (EEDI por sus siglas en inglés).

Lo anterior se traduce en mejoras para la navegación, incremento de la velocidad, ahorro de combustible y reducción de gastos de operación. Asimismo, brinda costos más competitivos para generar valor económico a sus socios comerciales.

“Gracias a que nuestros navíos están destinados exclusivamente para el servicio de transporte marítimo, se tiene capacidad administrativa y operativa para brindar el servicio. Y, en caso de ser necesario, incrementar el número de unidades de acuerdo a los requerimientos de nuestros clientes, para atender así las demandas puntuales de nuestro mercado”, informa Pemex Logística.

Infraestructura de Petróleos Mexicanos El traslado de hidrocarburos se efectúa a través de diversas rutas nacionales entre las 15 terminales marítimas de Pemex Logística y de sus clientes. En cuanto a ductos, la Empresa Productiva del Estado tiene una red superior a los 17,000 kilómetros en territorio nacional para transportar petrolíferos y petroquímicos. Su infraestructura de transporte por ductos de acceso abierto está conformada por diez sistemas a lo largo del país.

Los sistemas para transportar petrolíferos son: Rosarito; Guaymas; Topolobampo; Norte; Sur-Golfo-Centro-Occidente; Progreso, Zona Sur-Golfo-Centro-Norte para el transporte de crudo; Nacional para de Gas Licuado del Petróleo y Hobbs-Méndez. También tiene un

Pemex cuenta una red de ductos superior a los 17,000 kilómetros en territorio nacional para transporte de petrolíferos y petroquímicos.

Pemex has a pipeline network in national territory greater than 17,000 kilometers to transport oil and petrochemicals.

government’s strategy included purchasing 612 pipes operated by the Ministry of National Defense to transport fuel. The total cost was 84.6 million dollars, and a capacity of 134,500 barrels per day, equivalent to an 11% increase, was added.

However, the maneuvers are insufficient, considering that daily consumption is around 780,000 gasoline barrels. In this regard, specialists warn that the lack of adequate energy infrastructure and integral supply logistics is a risk for internal security. They consider that the ideal level of fuel storage in Mexico should be of 21 days.

Countries such as the United States and Canada have a maneuvering margin of three and two months each.

Pemex supply chain Following its oil supply strategy, the State’s Productive Company has a maritime vessel fleet to carry out the marine transportation of oil products in the Gulf and Pacific coasts. According to its website, it has a fleet of 16 new generation tankers, which have a reinforced double hull structure and systems to control, supervise, and prevent oily water discharges. It transports gasoline, crude oil, diesel, turbosine, and heavy fuel oil.

Likewise, based on information provided by Pemex Logistica, it is committed to offering an efficient transportation service, guaranteeing the operational excellence of its activities in compliance with national and international standards and regulations regarding marine environmental protection.

“We have a safe and first-quality fleet that enables the maritime transportation of hydrocarbons, oil, and petrochemicals between strategic terminals; with specialized personnel committed to offering a quality service,” it states in its website. According to Pemex Logistica, its ships comply with the Energy Efficiency Design Index’s (EEDI) requirements.

This translates into improved navigation, increased speed, fuel savings, and reduced operating costs. It also provides competitive prices to generate economic value for its business partners.

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Especial Transporte y Almacenamiento de Hidrocarburos

“Thanks to the fact that our vessels are exclusively intended for the maritime transportation service, we have the administrative and operational capacity to provide the service. And, if necessary, increase the number of units according to the requirements of our customers, to meet market demands,” reports Pemex Logística.

Petróleos Mexicanos’ infrastructure Hydrocarbon transportation is carried out through various national routes between Pemex Logistica’s and its clients’ 15 maritime terminals. Regarding pipelines, the State Productive Company has a network of more than 17,000 kilometers in national territory to transport oil and petrochemicals. Its transport infrastructure by open access ducts is made up of ten systems throughout the country.

The oil products transportation systems are Rosarito; Guaymas; Topolobampo; North; South-Gulf-Central-West; Progreso, South-Gulf-Central-North Zone for crude oil transportation; National for Liquefied Petroleum Gas and Hobbs-Mendez. It also has a petrochemical transportation system. Regarding Storage and Distribution Terminals, Pemex Logística has 80 TAD units, which amount to an operating capacity of 11 million 971 thousand 619 barrels.

sistema de transporte de petroquímicos. En cuanto a Terminales de Almacenamiento y Distribución, Pemex Logística posee 80 unidades TAD, las cuales suman una capacidad operativa de 11 millones 971 mil 619 barriles.

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sistemas conforman la infraestructura de transporte por ductos de Pemex a lo largo del país.

10 systems make up Pemex’s pipeline transportation infrastructure throughout the country.

Desafíos para el transporte de hidrocarburos El Centro de Investigación Económica y Presupuestaria (CIEP) advirtió que la falta de diversidad en la infraestructura petrolera del país puede afectar en un futuro la seguridad energética de México. Alertó que entre el 2000 y 2017, sólo se construyó un almacén de combustible y la red de unidades de transporte no se modernizó.

Un estudio de la consultora PwC evaluó que las redes de transporte de combustibles y las plantas de almacenamiento deben crecer por razones comerciales, logísticas, estratégicas y de seguridad nacional. Igualmente, analistas estiman que, con la nueva normalidad, Pemex también deberá adaptarse a nuevos patrones de consumo, competencia y eficiencia. Las herramientas tecnológicas deben ser activos imprescindibles en la modernización de la infraestructura.

En palabras de Esteban Rojas Hernández, analista independiente del sector energético, Pemex requiere activar un programa integral para el traslado de combustibles, apoyado en innovaciones tecnológicas, como sistemas de videovigilancia y radares. En ese sentido, considera que el sector privado definitivamente debe ser un aliado estratégico para que la Empresa Productiva pueda garantizar el suministro energético. Pero antes, los particulares deben actualizar sus estrategias de negocios para superar los complejos desafíos de la actual normalidad.

Para transportar hidrocarburos, deberán renovar sus flotillas, equiparlas con nuevas tecnologías y profesionalizar a sus operadores con el fin de garantizar los traslados. Las empresas privadas interesadas en abastecer los mercados de petrolíferos, o en participar en sus cadenas de internación-transporte-almacenamiento-distribución, también deberán generar una visión integral que incluyan estrategias para optimizar la producción nacional de productos refinados.

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Challenges for hydrocarbon transportation The Center for Economic and Budgetary Research (CIEP by its acronym in Spanish) warned that the lack of diversity in national oil infrastructure could affect Mexico’s energy security in the future. It warned that only one fuel storage facility was built between 2000 and 2017, and the network of transportation units was not modernized.

A study by the consulting firm PwC evaluated that the fuel transportation networks and storage plants must grow for commercial, logistical, strategic, and national security reasons. Likewise, analysts estimate that, with the new normality, Pemex will also have to adapt to fresh consumption, competition, and efficiency patterns. The technological tools must be essential assets in infrastructure modernization.

In the words of Esteban Rojas Hernández, an independent analyst of the energy sector, Pemex needs to activate a comprehensive program for fuel transportation, supported by technological innovations, such as video surveillance systems and radars. In that sense, he considers that the private sector should be a strategic ally so that the Productive Company can guarantee the energy supply. But first, individuals must update their business strategies to overcome the complex challenges of the current normality.

To transport hydrocarbons, they must renew their fleets, equip them with new technologies, and professionalize their operators to guarantee deliveries. Private companies interested in supplying the oil markets or participating in their international-transport-storage-distribution chains must also generate an integral vision that includes strategies to optimize the national production of refined products.

Especial Transporte y Almacenamiento de Hidrocarburos

Diez proyectos estarán listos al cierre de 2020 Ten projects will be ready by the end of 2020

Terminales de almacenamiento, una infraestructura pendiente El almacenamiento de hidrocarburos líquidos aún es un tema inconcluso en la agenda de la seguridad energética del país. México cuenta con existencias almacenadas para cubrir sólo tres días en caso de un desabasto, lejos de la proyección ideal de 21 días de existencias estratégicas.

Por / By: Efraín Mariano

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n la actualidad, a lo largo del territorio nacional, Pemex Logística cuenta con 80 Terminales de Almacenamiento y Distribución (TAD), tanto terrestres como marítimas, con una capacidad operativa de 11 millones 971 mil 619 barriles. La capacidad de almacenamiento nominal puede alcanzar los 30 millones de barriles y hasta 5.5 millones de barriles diarios de capacidad de entrega por diferentes medios de transporte.

Sin embargo, México adolece de un déficit de infraestructura de almacenamiento de petrolíferos y, en consecuencia, de un blindaje energético en caso de un desabasto. Expertos consideran que el nivel ideal de almacenamiento de combustibles de México debe ser de al menos 21 días, un nivel que está muy por debajo respecto a sus socios norteamericanos.

Estados Unidos y Canadá cuentan con un margen de maniobra de abasto de tres y dos meses, respectivamente. Esa expectativa, junto con la política energética del país enfocada en la autosuficiencia de combustibles, aumenta la necesidad de retomar y concretar proyectos de infraestructura energética.

Diversos estudios estiman que se requieren al menos 250,000 millones de pesos para

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Storage terminals, a pending infrastructure Liquid hydrocarbon storage is still unfinished business on the country’s energy security agenda. Mexico has stocks stored to cover only three days in case of a shortage, far from the ideal projection of 21 days of strategic stocks.

C

urrently, throughout the national territory, Pemex Logística has 80 Storage and Distribution Terminals (TAD, by its acronym in Spanish), on land and sea, with an operating capacity of 11 million 971 thousand 619 barrels. The nominal storage capacity can reach 30 million barrels and up to 5.5 million barrels per day of delivery capacity by different means of transport.

However, Mexico suffers a deficit in oil storage infrastructure and, consequently, in energy shielding in case of a shortage. Experts consider that Mexico’s ideal fuel storage level should be at least 21 days, which is significantly below compared to its North American partners.

The United States and Canada have a supply margin of three and two months, respectively. Together with the country’s energy policy focused on fuel self-sufficiency, this expectation increases the need to restart and complete energy infrastructure projects.

Various studies estimate that at least 250 billion pesos are required to develop 65 logistics, transportation, distribution, and hydrocarbon storage projects in the coming years. It is anticipated that the Infrastructure Plan for Welfare, which will be presented shortly by the Mexican Government -with the participation of private companies-, will include several projects for the hydrocarbon’s storage.

Regardless of the Federal Government’s plans, the Business Coordinating Council (CCE, by its acronym

Especial Transporte y Almacenamiento de Hidrocarburos

desarrollar 65 proyectos de logística, transporte, distribución y almacenamiento de hidrocarburos en los próximos años. Por el momento, se anticipa que el Plan de Infraestructura para el Bienestar, que presentará en breve el Gobierno de México -con la participación de privados-, incluirá una serie de proyectos para el acopio de hidrocarburos.

Independientemente de los planes considerados por el Gobierno Federal, el Consejo Coordinador Empresarial (CCE) estima que el sector energético requiere inversiones por más de 90,000 millones de dólares, de los cuales el 59% estaría dirigido al sector de hidrocarburos.

La iniciativa privada visualiza más de 100 proyectos de transporte, almacenamiento y comercialización, así como otros muy específicos para de exploración y producción de hidrocarburos.

Datos publicados el año pasado por la Secretaría de Energía revelaron que existen 70 proyectos privados de almacenamiento en desarrollo. De esa cantidad, 10 entrarán en operaciones al final del 2020 con una capacidad de 45.5 millones de barriles. La inversión total estimada es de 4,600 millones de dólares.

Data published last year by the Secretariat of Energy revealed 70 private storage projects under development. Of these, ten will be in operation by the end of 2020, with a capacity of 45.5 million barrels.

The total estimated investment is 4.6 billion dollars.

Proyectos en desarrollo A inicios del año, la firma de análisis OPIS estimó que al menos diez terminales de almacenamiento de petrolíferos entrarían en operación al cierre del 2020, incluyendo la terminal construida por IEnova en puerto de Topolobampo, en Sinaloa. Ofrecerá servicio a clientes como Chevron y Marathon Petroleum, y tendrá una capacidad para almacenar hasta 1.6 millones de barriles de gasolina regular, Premium y diésel.

Por su parte, la empresa Enermex Logística y Terminales construye cinco terminales de almacenamiento, con una inversión total de 500 millones de dólares. Los cinco proyectos de infraestructura se ubicarán en el Estado de México; Salina Cruz, Oaxaca; Tuxpan, Veracruz; Dos Bocas, Tabasco, y otro en Jalisco.

Entrarán en operación en el último trimestre de este año y durante el 2021.

Otros proyectos en puerta son los que anunció Grupo México, que invertirá 95 millones de dólares en la construcción de dos terminales de almacenamiento de hidrocarburos líquidos. El conglomerado mexicano comenzará la construcción de las terminales en Monterrey y Guadalajara en este año. Con dichas obras, aumentará la capacidad de almacenamiento en esas ciudades en siete y quince días, respectivamente. Asimismo, contempla que las terminales entrarán en operación en 2021.

in Spanish) estimates that the energy sector requires investments of more than 90 billion dollars, of which 59% would be directed to the hydrocarbons sector. The private initiative visualizes more than 100 transportation, storage, commercialization projects, and others, particularly to hydrocarbon exploration and production.

Projects under development At the beginning of the year, the analysis firm OPIS estimated that at least ten oil storage terminals would be in operation by the end of 2020, including the terminal built by IEnova in Topolobampo port, Sinaloa. It will offer service to clients such as Chevron and Marathon Petroleum and will have a capacity to store up to 1.6 million barrels of regular, premium, and diesel gasoline.

For its part, the company Enermex Logística y Terminales is building five storage terminals, with a total investment of 500 million dollars. The five infrastructure projects will be located in the State of Mexico; Salina Cruz, Oaxaca; Tuxpan, Veracruz; Dos Bocas, Tabasco, and another in Jalisco. They will start operations in the last quarter of this year and during 2021.

Other projects in progress are those announced by Grupo México, which will invest $95 million in the construction of two liquid hydrocarbon storage terminals. This year, the Mexican conglomerate will begin the construction of the terminals in Monterrey and Guadalajara. With such works, it will increase storage capacity in those cities in seven and fifteen days, respectively. It also contemplates that the terminals will begin operations in 2021.

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Una asignatura pendiente en materia energética.

A pending subject in energy matters.

Almacenamiento, el eslabón endeble en la cadena de suministro El trabajo remoto ha moderado la movilidad en las principales ciudades de México, ocasionando un detrimento en el consumo de combustibles.

Sin embargo, el país aún registra un déficit en infraestructura de almacenamiento, un punto crucial para la seguridad energética nacional.

Por / By: Efraín Mariano

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in embargo, esa tesis podría estar lejos de la realidad si no existe una infraestructura suficiente para garantizar el suministro energético en todas sus fuentes. Petróleos Mexicanos se ha encargado por más de ocho décadas de velar por los intereses energéticos del país. En ese periodo, las administraciones al frente de la petrolera han cumplido con el principio básico encomendado: suministro de insumos energéticos.

El gobierno del presidente Andrés Manuel López Obrador ha enfocado gran parte de su política económica en el sector energético. Lo anterior, persiguiendo el objetivo de aumentar la capacidad de refinación nacional y reducir la importación de combustibles.

A pesar de las inversiones en este ámbito, a inicios del año pasado, con la lucha contra el huachicol, quedó evidenciado el déficit de infraestrucutra de almacenamiento. Once estados sufrieron desabasto de gasolina debido al cierre de ductos y fue necesario realizar trasvases de buques a pipas; una maniobra inédita para un país con seis refinerías e infraestructura petrolera de más de 100 años.

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Storage, the weak link in the supply chain Remote working has moderated mobility in the main Mexican cities, causing a detriment in fuel consumption. However, the country still has a deficit in storage infrastructure, a crucial point for national energy security.

T

he current administration has focused a significant part of its economic policy on the energy sector — the above pursuing the objective of increasing national refining capacity and reducing fuel imports.

Despite the investments in this area, at the beginning of last year, during the fight against huachicol, the storage infrastructure deficit was evident. Eleven states suffered a gasoline shortage due to pipeline closure, and it was necessary to carry out ship-to-pipe transfers, an unprecedented maneuver for a country with six refineries and oil infrastructure over 100 years old.

STRENGTHENING THE NORTH AMERICAN ENERGY SUPPLY CHAIN With the new USMCA / T-MEC coming into effect, what are the implications and opportunities in the upstream, midstream, downstream and electricity sectors?

Participate in our free webinar series where industry, government and academic leaders from Mexico, the US and Canada will share knowledge and perspectives in key areas such as: • • • • •

Trilateral Trade Investment Supply Chain Capital Assets Industrial Energy Users

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Especial Transporte y Almacenamiento de Hidrocarburos

Creo que la política

energética del país debe enfocarse más allá de la estrategia de la refinación y voltear hacia la ampliación de la infraestructura de almacenamiento”.

“I believe that the country’s energy policy should aim beyond the refining strategy and focus on expanding storage infrastructure.”

Esteban Rojas, analista independiente del sector energético.

independent energy sector analyst.

La situación se agudiza al considerar que México es uno de los principales consumidores de combustibles a nivel mundial, pues tiene un parque vehicular superior a los 30 millones de automóviles.

Un estudio reciente del Centro de Investigación Económica y Presupuestaria mostró que la capacidad de almacenamiento de hidrocarburos del país creció 0.47% en los últimos 17 años. En contraste, la demanda de combustibles aumentó 40% en ese mismo periodo.

El analista independiente del sector energético, Esteban Rojas, considera que la demanda de hidrocarburos es claramente mayor a la capacidad de suministro del país. Por lo tanto, señala, la infraestructura de almacenamiento de hidrocarburos es un problema que debe resolverse. “A mayor variedad de plantas de refinación, almacenamiento y transporte, mayor seguridad energética”, destaca el especialista.

Sin embargo, considera Esteban Rojas, la infraestructura nacional de refinación, transporte, almacenamiento y distribución de combustibles presenta insuficiencias en su capacidad, desarrollo y mantenimiento; siendo el apartado de almacenamiento el eslabón más endeble de la cadena. “Estos rezagos, junto con la baja capacidad operativa de las seis refinerías del país, agudizan la dependencia de México a la importación de gasolina de mala calidad”, agrega.

Existen aproximadamente 70 proyectos privados de almacenamiento en proceso con una capacidad de acopio de 45.5 millones de barriles. Dichos proyectos contemplan una inversión total de 4,600 millones de dólares. Adicionalmente, apoyarían la capacidad de las 80 Terminales de Almacenamiento y Distribución de Pemex Logística. A pesar de ello, analistas consideran que México debería contar con al menos 250 terminales de almacenamiento para blindar al menos 15 días de capacidad de abastecimiento.

Pemex, y ahora los actores privados, tienen un reto complicado. Ante la actual coyuntura global, deben ocuparse en elegir los proyectos con alta rentabilidad y mayor seguridad energética.

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The fact that Mexico is one of the world’s primary fuel consumers, with a vehicle fleet of more than 30 million vehicles, makes the situation even more severe. A recent study by the Center for Economic and Budgetary Research showed that the country’s hydrocarbon storage capacity grew by 0.47% over the last 17 years. In contrast, fuel demand increased by 40% in the same period.

Esteban Rojas, an independent energy sector analyst, believes that the hydrocarbon demand is greater than the national supply capacity. Therefore, he points out, hydrocarbon storage infrastructure is a problem that must be solved. “The greater the variety of refining, storage, and transportation plants, the greater the energy security,” the specialist points out.

However, Esteban Rojas considers that the national infrastructure for refining, transporting, storing, and distributing fuels is insufficient regarding capacity, development, and maintenance. The storage issue is the weakest link in the chain. “These lags, together with the low operating capacity of the six national refineries, exacerbate Mexico’s dependence on low-quality gasoline imports,” he adds.

There are approximately 70 private storage projects in process with a storage capacity of 45.5 million barrels. These projects contemplate a total investment of 4,600 million dollars. Additionally, they would support the capacity of Pemex Logistic’s 80 Storage and Distribution Terminals.

Nevertheless, analysts consider that Mexico should have at least 250 storage terminals to shield at least 15 days of supply capacity.

Pemex, and now the private actors, have a complicated challenge. Given the current global situation, they must focus on choosing projects with high profitability and increased energy security.

Entrevista E&C Rodrigo Osorio Díaz, Director General de la Agencia de Energía del Estado de Puebla / General Director of the Energy Agency of the State of Puebla

Puebla, inmejorable estratégicamente para transporte y almacenamiento La Agencia de Energía del Estado de Puebla es un órgano dedicado a crear políticas públicas y ejecutar proyectos económicamente viables y sustentables para generar energía renovable, aumentar el almacenamiento de combustibles y ductos de gas natural.

Por / By: Miroslava Fuentes

A

Puebla, unbeatable regarding transportation and storage strategy

través de las inversiones y planes empresariales, la Agencia promueve el contenido local siguiendo cinco ejes: movilidad sustentable para reducir las emisiones; infraestructura logística, que comprende almacenamiento, ductos y coThe Energy Agency of the State of Puebla is an entity focused mercialización; waste-to-energy, mediante on creating public policies and implementing sustainable el cual los residuos se convierten en energéand economically viable projects to generate renewable ticos; atracción de empresas de distribución energy, increase fuel storage, and natural gas pipelines. y generación de energía; y la creación de capital humano con igualdad sustantiva.

“Nuestro objetivo a mediano plazo es hrough investments and incrementar nuestra matriz energética.

Osorio Díaz, General Director of the Hoy somos un estado deficitario, entonces business plans, the Agency Energy Agency of the State of Puebla. ¿cómo podemos volvernos un estado que promotes local content along five Likewise, they encourage collaexporte para aprovechar la globalización? axes: sustainable mobility to reduce boration between residents of the Otra meta es ser el primer estado en el que emissions; logistics infrastructure, entity and companies, because todos tengan la oportunidad y derecho a la which includes storage, pipelines “today, in the energy sector, we need electricidad”, señaló Rodrigo Osorio Díaz, and commercialization; waste-tocivic participation to achieve our Director General de la Agencia de Energía energy, through which waste is medium-term projects, especially del Estado de Puebla. converted into energy; attraction of social ones,” said Rodrigo Osorio. As Igualmente, fomentan la colaboración energy distribution and generation a result, they invest their resources entre los habitantes de la entidad y las companies; and the creation of on education and development for compañías, pues “hoy, en el sector enerhuman capital with gender equality. the countryside and cooperatives. gético, necesitamos la parKeys for transportation ticipación ciudadana para lograr nuestros proyectos a and storage mediano plazo, sobre todo Puebla is a strategic point for los sociales”, mencionó Rofuel distribution and storage, Puebla, logísticamente, es inmejorable. drigo Osorio. Como resultado, as it is close to nine states and Hay nueve estados cerca. Entonces, los recursos se destinan a la has a privileged climate. In the aquí buscamos instalar una terminal de educación y desarrollo del opinion of the General Director almacenamiento que lleve a todas partes”, campo y cooperativas. of the Energy Agency, “Puebla, in terms of logistics, is unbea“Puebla, in terms of logistics, is unbeatable. There are nine states nearby. Therefore, we are seeking Claves para el table,” which increases its to install a storage terminal that will take us transporte y attractiveness for investment. everywhere,” almacenamiento Despite the decline in hydroPuebla es un punto estracarbon demand, which caused Rodrigo Osorio, Director General de la Agencia de Energía del Estado de Puebla. tégico para la distribución a decrease in transportation, General Director of the Energy Agency of the State of Puebla y almacenamiento de comoperations did not stop combustibles, pues está cerca de pletely, and there was no signueve estados y tiene un clima nificant impact. In this sense, privilegiado. En opinión del according to Rodrigo Osorio, the Director General de la Agencia de Energía, biggest challenge is “to ensure that “Puebla, logísticamente, es inmejorable”, lo “Our medium-term objective is to these concessions remain efficient. cual aumenta sus atractivos para invertir. increase our energy matrix. Today Regarding storage, the General A pesar de la caída de la demanda de hidrowe are at a deficit in the state, so how Director of the Agency said that the carburos, que ocasionó una disminución en el can we become an exporting state state “has two groups. One is the transporte, las operaciones no se detuvieron to take advantage of globalization? new Valero and IEnova terminal, en su totalidad y tampoco hubo un impacto Another goal is to be the first state where they are making transfers. significativo. En este sentido, de acuerdo con where everyone has the opportunity As it is still in the final construcRodrigo Osorio, el mayor reto es “que esas and right to electricity,” said Rodrigo tion stage, its large storage facilities concesiones sigan siendo eficientes”.

T

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Entrevista E&C

Siempre tenemos un componente social. En las comunidades estamos alineando las inversiones para que generen un valor comunitario”.

“We always have a social component. In the communities, we are aligning investments so that they generate community value.”

Rodrigo Osorio

Respecto al almacenamiento, el Director General de la Agencia apuntó que el estado “tiene dos grupos. Uno es la nueva terminal de Valero y IEnova, en la cual están haciendo trasvases. Como todavía está en su etapa final de construcción, sus grandes almacenadores y tanques no se están llenado, pero en su estación de trasvase han reducido la cantidad de carro tanques”.

Para incrementar la infraestructura en la entidad, el órgano tiene dos proyectos avanzados para lograr que Puebla sea de los primeros en tener una capacidad de almacenamiento que resista 11 días sin abasto.

“Ahorita estamos haciendo nuestros Ciclos de Proyectos, y estamos buscando empresas que hoy tienen a holders de almacenamiento”, expuso Rodrigo Osorio, quien llamó a que proveedores e inversionistas participen.

El desarrollo local y nacional, así como la creación de proveedores locales, son acciones que comenzaron antes de la pandemia y que han continuado. Esto lo han llevado a cabo con un componente social que permite que los ingenieros e ingenieras de los proyectos sean de Puebla. Asimismo, la Agencia tiene alianzas con universidades para generar capital humano y una economía comunitaria.

and tanks are not being filled, but at its transfer station, the number of tank cars has decreased”.

To increase the entity’s infrastructure, the organization has two advanced projects to locate Puebla among the first ones to have a storage capacity that can last 11 days without supply. “Right now, we are doing our Project Cycles, and we are looking for companies that today have storage holders,” said Rodrigo

Osorio, who called for the participation of suppliers and investors.

Local and national development, as well as the creation of local suppliers, are actions that started before the pandemic and continue up until now. They have carried it out with a social component that seeks project engineers coming from Puebla. The Agency also has partnerships with universities to generate human capital and a community economy.

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Oil & Gas

La energía en la plataforma republicana y demócrata de los EUA: ¿diferencias abismales?

Pese a la opinión de algunos analistas respecto a que el tema de la energía es donde se reflejan las mayores diferencias entre los candidatos a la presidencia de los EUA, Donald Trump y Joe Biden, un cuidadoso escrutinio de las propuestas de sus respectivas plataformas y sus recientes declaraciones muestran fuertes convergencias en los temas más importantes para los EUA. Por / By: Rosío Vargas

E

n otros, la diferencia es de énfasis o de posturas distintas en el partido demócrata. Las mayores discrepancias entre los planteamientos se refieren al cambio climático y la regulación del sector. En el caso del candidato republicano, su propuesta replica la plataforma presentada en el 2016 y la continuación de las políticas de su primera gestión será lo que completará la agenda de desregulación. Igualmente, contempla retirarse formalmente de los Acuerdos de París el día siguiente a las elecciones para la presidencia.

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Energy in the US Republican and Democratic platforms: abysmal differences?

Although some analysts think that the greatest differences between US presidential candidates, Donald Trump and Joe Biden, reflect in the energy issue, scrutiny of their platforms’ proposals and their recent statements show strong convergences on US’s most important topics.

I

n others, the difference is about emphasis or diverged positions in the Democratic Party. The most significant discrepancies between their approaches are related to climate change and regulation of the sector. In the Republican candidate’s case, his proposal replicates the platform presented in 2016, and the continuation of his first term’s policies will complete the deregulation agenda. He also plans to formally withdraw from the Paris Accords the day after the presidential elections.

Throughout his administration, Trump has set a broad deregulatory agenda throughout the energy sector and used his executive

Oil & Gas

A lo largo de su gestión, Trump ha dictado una amplia agenda desregulatoria en todo el sector energético y utiliza el poder del ejecutivo para hacer valer la supremacía federal, sobre todo en materia de infraestructura energética. Ha tenido como objetivo principal eliminar los impedimentos a la producción de carbón, petróleo y gas natural, ya que su meta es convertir a los EUA en una potencia exportadora a través de una política de “dominio energético”.

Su plan también incluye la infraestructura más tradicional, como carreteras, puentes y sistemas de agua, infraestructura inalámbrica y la banda ancha rural.

En materia fiscal, el candidato Trump quiere reducir los impuestos para apoyar las inversiones en energía.

En contraste, la plataforma demócrata declara que “nos volveremos a unir al Acuerdo Climático de París y, desde el primer día, buscaremos una mayor ambición de las naciones de todo el mundo, poniendo a Estados Unidos de nuevo en la posición de liderazgo global a la que pertenecemos”. Biden llama a trazar “un camino irreversible” hacia emisiones netas de carbono cero para 2050, por lo que su plan buscaría lograr un sector energético libre de contaminación por carbón para 2035.

Su propuesta va por ‘trabajos’, empleos sindicalizados bien pagados que pondrán a los estadounidenses a trabajar en el desarrollo de estas energías bajas en carbón. Igualmente, se concreta en invertir 2 mil millones de dólares en infraestructura, con énfasis en la energía limpia.

En correspondencia con lo anterior se encuentra la meta en materia fiscal de aumentar impuestos para financiar el programa de infraestructura. En particular, incrementar los “impuestos al carbono” en industrias como el petróleo y el gas.

power to assert federal supremacy, particularly in energy infrastructure. His main objective has been to eliminate obstacles for coal, oil, and natural gas production since he intends to turn the US into an export leader through an “energy dominance” policy.

His plan also includes more traditional infrastructure, such as roads, bridges and water systems, wireless infrastructure, and rural broadband. On the fiscal front, candidate Trump wants to reduce taxes to support energy investments.

On the other hand, the Democratic platform states that “we will rejoin the Paris Climate Agreement and, from day one, seek greater ambition from nations around the world, placing the United States back in the global leadership position to which we belong.” Biden calls for charting “an irreversible course” toward net-zero carbon emissions by 2050, so his plan would seek to achieve a carbon-free energy sector by 2035.

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Oil & Gas

Donlad Trump

La plataforma republicana no deja fuera a las energías limpias: desarrollos costo-efectivos de fuentes renovables, tales como la eólica, solar, biomasa, biocombustibles, geotérmica y la energía del mar, por parte del capital privado. También apoya el desarrollo de la energía nuclear y la captura y secuestro del carbono.

La diferencia con la plataforma demócrata, que también las incluye, se refiere al despliegue de la energía solar y eólica a través de sistemas comunitarios (descentralizados) y a escala de servicios públicos, incluso en áreas rurales. La convergencia bipartidista ocurre en el desarrollo más importante de los EUA: la fracturación hidráulica o fracking.

Lo anterior no es sorpresa para el caso del candidato republicano quien, como ya señalamos, ha favorecido una gran explotación para todos los combustibles fósiles. Pero sí lo es en el caso del candidato demócrata, Biden, a la luz de la oposición a esta industria de importantes figuras dentro del partido como Berny Sanders, Alejandra Ocasio Cortés, Elizabeth Warren y la candidata a vicepresidenta Kamala Harris.

Sorpresivamente, Joe Biden ha declarado en fechas recientes que no está por prohibir la producción a partir del fracking. Su postura tiene que ver con la consideración de los numerosos empleos que genera esta industria y la creencia de que el gas producido a partir de esta tecnología reduce los gases de efecto invernadero.

Igualmente, está relacionada con una postura realista de la inutilidad que tendría un intento por detener la producción de los hidrocarburos a partir de la fracturación, ya que ésta se encuentra mayormente (90%) en tierras privadas y estatales donde el gobierno federal no tiene injerencia. Sin duda, detrás está la certeza de que con el shale los EUA llegarán a la primacía como productores a nivel mundial, y con ello han fortalecido su reposicionamiento frente a otras potencias.

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Joe Biden

His proposal is for ‘jobs,’ well-paid syndicated jobs that will get North Americans developing these low-carbon energies.

Likewise, it is focused on investing $2 billion in infrastructure, emphasizing clean energy. Accordingly, there is a financial goal to increase taxes to finance the infrastructure program. In particular, to raise “carbon taxes” on industries such as oil and gas.

The Republican platform does not leave clean energy behind: the cost-effective development of renewable sources, such as wind, solar, biomass, biofuels, geothermal, and ocean energy, by private capital. It also supports the development of nuclear energy and carbon capture and sequestration.

The difference with the Democratic platform, which also includes them, concerns the deployment of solar and wind energy through community (decentralized) systems and at public service scale, including rural areas. The bipartisan convergence occurs in the USA’s most important development: hydraulic fracturing or fracking.

This is not a surprise for the Republican candidate who has favored significant exploitation of all fossil fuels, as we have already pointed out. But it is surprising for the case of the Democratic candidate, Biden, as prominent individuals within the party such as Berny Sanders, Alejandra Ocasio Cortés, Elizabeth Warren, and the vice-presidential candidate Kamala Harris have shown resistance towards this industry.

Surprisingly, Joe Biden has recently stated that he is not close to forbidding production through fracking. His argument is based on considering the many jobs that this industry generates and on the belief that the gas coming from this technology reduces greenhouse gases.

Likewise, it is related to a realistic position of the futility that an effort to stop hydrocarbon production through fracking would have since it is mostly (90%) done on private and state lands where the federal government has no interference.

Undoubtedly, behind this is the certainty that with shale, the USA will become a leading worldwide producer, and thus they strengthen their repositioning against other powers.

Rosío Vargas es doctora en Ingeniería Energética. También es consejera independiente de la Comisión Federal de Electricidad e investigadora en el CISAN/UNAM. Rosío Vargas has a Ph.D. in Energy Engineering. She is also an independent advisor to the Federal Electricity Commission and a researcher at CISAN/UNAM.

Oil & Gas 6th México Gas Summit

Gas natural y renovables: el futuro de la energía en México En el 6th México Gas Summit, empresarios y funcionarios públicos señalaron que las energías renovables y el gas natural constituyen la tendencia del sector energético mexicano, a pesar de los factores que limitan su desarrollo.

Por / By: Miroslava Fuentes

M

éxico cuenta con potencial para producir energía eléctrica mediante fuentes renovables y gas natural. Asimismo, este último recurso es esencial para la fabricación de petroquímicos. No obstante, especialistas consideraron que su impulso está obstaculizado debido a largos procesos de evaluación y aprobación de proyectos, y por la falta de una normatividad que genere certidumbre. Igualmente destacaron la necesidad de una diversificación para compensar la dependencia de importaciones.

“En materia de gas tenemos una enorme vulnerabilidad, sobre todo porque importamos de una sola fuente, que es Estados Unidos, y no tenemos capacidad de almacenamiento. Estamos sujetos a que cualquier interrupción del abasto nos colocará en una situación muy difícil”, señaló Rogelio Montemayor, presidente del Clúster de Energía de Coahuila.

Durante su participación, Ruth R. Hughs, secretaria de Estado de Texas, señaló que dicha región produce la mayor cantidad de energía en todo el país. En este sentido, resaltó: “el T-MEC abrirá oportunidades para Texas de crear nuevas sociedades comerciales de energía, especialmente de gas natural. También agiliza el proceso normativo y agrega flexibilidad a reglas de origen y requerimientos de certificación de petróleo y gas entre México y Estados Unidos”.

De acuerdo con Héctor Moreira, comisionado de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, “el futuro de México está muy relacionado con qué tan competitivos somos en el sector manufacturero”, pues nuestro país es un gran exportador y está al nivel de Japón en cuanto a manufactura.

Por esto, señaló que debemos tener disponibilidad y precios capaces de competir en el mercado de gas natural y electricidad.

“El mundo comenzará a disminuir su consumo de carbón y de petróleo, y aumentará más el de gas natural y renovables”, destacó. Por su parte, la directora general de Cenagas, Elvira Daniel Kabbaz, señaló: “El reto de esta administración es el suministro de gas natural a todo el país en igualdad de condiciones, a precios competitivos”. No obstante, en cuanto a distribución, almacenamiento y construcción de infraestructura, el principal reto es la incertidumbre, aunada a las cancelaciones y lentitud de los concursos, de acuerdo con Rocío Cárdenas, directora de Desarrollo de IEnova.

Natural gas and renewables: the future of energy in Mexico During the 6th Mexico Gas Summit, executives and public officials pointed out that renewable energies and natural gas are trends in the Mexican energy sector, despite the factors that limit its development.

M

exico has the potential to produce electricity from renewable sources and natural gas. Likewise, this last resource is essential to manufacture petrochemicals. However, specialists considered that its growth is obstructed by extended evaluation and project approval processes and the lack of regulations to grant certainty. They also highlighted the need for diversification to offset dependence on imports.

“Regarding gas, we are extremely vulnerable, especially because we import from a single source, which is the United States, and we do not have storage capacity. We have the risk that any supply interruption could place us in a complicated situation,” said Rogelio Montemayor, president of the Coahuila Energy Cluster.

During her participation, Texas Secretary of State Ruth R. Hughs

noted that the region is the top energy producer in the country. In this sense, she highlighted: “T-MEC will open opportunities for Texas to create new energy partnerships, especially for natural gas. It also enhances the efficiency of the regulatory process and adds flexibility to origin rules and certification requirements for oil and gas between Mexico and the United States”.

According to Héctor Moreira, commissioner of the National Hydrocarbons Commission, “Mexico’s future is closely related to its competitivity level in the manufacturing sector,” since our country is a significant exporter and is on par with Japan in terms of manufacturing. For this reason, he pointed out that we must have availability and prices capable of competing in the natural gas and electricity market.

“The world will start to decrease its coal and oil consumption, and will increase the natural gas and renewable ones,” he said. On the other hand, the general director of Cenagas, Elvira Daniel Kabbaz, indicated: “The challenge of this administration is supplying natural gas throughout the country in equal conditions, with competitive prices.” However, in terms of distribution, storage, and infrastructure construction, the main challenge is uncertainty, coupled with the cancellations and slowness of the tenders, according to Rocío Cárdenas, Development Director of IEnova.

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Oil & Gas El Covid-19 modifica los patrones del consumo global Covid-19 modifies global consumption patterns

Impacto permanente en la industria petrolera La crisis sanitaria no sólo arrastró a la economía global a su peor contracción desde la Gran Depresión de 1929, sino que prácticamente modificó la estructura del consumo de hidrocarburos en el mundo.

Por / By: Rubí Alvarado

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a demanda mundial de petróleo se ha desplomado un 20% desde sus niveles previos a la crisis sanitaria, cuando oscilaba en los 100 millones de barriles por día. Los responsables de la política energética mundial están analizando que parte de la caída de la demanda provocada por el Covid-19 puede terminar siendo permanente.

La Agencia Internacional de la Energía (AIE) advirtió que la demanda de petróleo caerá en 8.1 millones de barriles hasta 91.7 millones de unidades por día en 2020, la mayor reducción anual en la historia; sin embargo, espera un aumento de 5.7 millones de barriles por día desde ese nivel para 2021, lo que seguirá dejando la demanda por debajo de los niveles vistos en 2019, cerca de los 100 millones de barriles diarios.

Fitch Ratings estimó que las compañías de exploración y producción de petróleo y gas eliminarán hasta 1.8 trillones de dólares en ingresos en 2020, como resultado del colapso de la demanda mundial de crudo.

Permanent impact on the oil industry

Fitch Ratings estimated that oil and gas exploration and production companies would eliminate up to $1.8 trillion in revenues by 2020 due to the global collapse in oil demand.

The health crisis not only dragged the global economy into its worst contraction since the 1929 Great Depression but practically modified the structure of hydrocarbon consumption in the world.

Esto quiere decir que el consumo de crudo no se recuperará por completo hasta, al menos, el 2022, cuando la demanda de hidrocarburos líquidos se reactive por el inicio de las actividades de la industria aérea. No obstante, algunos especialistas anticipan que el consumo de hidrocarburos podría no recuperarse nunca, debido al impacto duradero de la crisis en los fundamentos de la economía global.

Bernard Looney, presidente ejecutivo de bp, advirtió que la crisis sanitaria podría tener un “impacto permanente en la economía global” con un efecto prolongado en la demanda de energía, debido a un menor desplazamiento por aire y tierra de los ciudadanos alrededor del mundo.

En palabras de Ben van Beurden, CEO de Shell, el precario momento de la industria hace muy complicado dirigir a una compañía petrolera, cuando las personas repentinamente han dejado de necesitar petróleo. Para Patrick Pouyanné, presidente y consejero delegado de Total, dado el riesgo de un periodo prolongado de incertidumbre económica y el debilitamiento de los precios del petróleo, las perspectivas son inciertas para la demanda del petróleo.

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orld oil demand has plummeted by 20% from its pre-sanitary crisis levels of 100 million barrels per day. World energy policymakers are analyzing that part of the drop in demand caused

by Covid-19 may be permanent.

The International Energy Agency (IEA) warned that oil demand would fall by 8.1 million barrels to 91.7 million units per day in 2020, the biggest annual reduction in history.

However, it expects an increase of 5.7 million barrels per day from that level by 2021, leaving demand below the levels seen in 2019, close to 100 million barrels per day.

This means that crude oil consumption will not fully recover until at least 2022. At this time, liquid hydrocarbon demand is expected to resume due to air industry

activities. However, some specialists anticipate that hydrocarbon consumption may never recover due to the crisis’s lasting impact on global economic principles.

Bernard Looney, executive president of bp, warned that the health crisis could have a “permanent impact on the global economy” with a prolonged effect on energy demand, due to less air and land travel by citizens worldwide.

According to Ben van Beurden, Shell’s CEO, the industry’s precarious situation makes it very difficult to manage an oil company when people have suddenly stopped needing oil. For Patrick Pouyanné, president and CEO of Total, given the risk of a long economic uncertainty period and weakening oil prices, the outlook is uncertain for oil demand.

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Oil & Gas

Construcción de un laboratorio para recuperación mejorada de petróleo México ha explotado yacimientos petroleros por décadas. Una vez explotado el petróleo “rentable”, los abandona por no tener la tecnología para recuperar el aceite remanente, equivalente del 50% al 80% del volumen original de petróleo.

Por / By: Selene Ruteaga Romero

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ara la extracción de dicho aceite remanente, se requiere la implementación adecuada de tecnologías de recuperación mejorada. Por lo tanto, recalco, a estos yacimientos denominados maduros se les podría extraer una cantidad igual o más de la ya extraída. En la actualidad, muchos de estos yacimientos han sido invadidos por el agua asociada al acuífero o por gas desde el casquete, y/o inducidos por inyección de gases, principalmente nitrógeno.

La propuesta es la construcción de un laboratorio especializado capaz de aplicar diferentes esquemas de recuperación mejorada de aceite, para determinar el mejor proceso de recuperación para cada yacimiento seleccionado. Estas instalaciones serán capaces de probar los procesos de recuperación mejorada de aceite a condiciones de yacimiento. Será diseñado, construido y probado con colaboración de socios canadienses y la colaboración directa de técnicos profesionales de México.

Durante su estancia en Canadá, los profesionistas mexicanos tendrán entrenamiento teórico y práctico en las tecnologías relevantes de recuperación mejorada. Subsecuentemente, todas las instalaciones serán trasladadas e instaladas en una locación adecuada en México por expertos mexicanos recién entrenados y por canadienses.

Probé la tecnología de inyección de aire (combustión In Situ) para un yacimiento en el sur de la República Mexicana, el cual cuenta con una reserva probada de 3.6 millones de barriles. Realicé dos pruebas para dicho yacimiento, variando las condiciones y recuperando el 91% del aceite en la primera prueba, y 80% del aceite en la segunda prueba. No se puede revelar el nombre del yacimiento, ya que es confidencial.

Esta tecnología de recuperación mejorada incrementa significativamente la recuperación/producción de aceite de manera sustentable, económica y ambiental, pues moviliza el aceite depositado en la matriz a través de efectos térmicos. Además, es considerado uno de los mejores procesos de recuperación de aceite (±90%).

Es importante mencionar que el tiempo para comenzar a usar procesos nuevos, apropiados y diferentes para México ha llegado. Por ejemplo, la inyección de nitrógeno en Cantarell no es más económicamente viable, ya que actualmente cada barril extraído de ese yacimiento se encarece al tenerle que separar el nitrógeno mezclado con el aceite que

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Construction plan for an enhanced oil recovery laboratory Over the last decades, Mexico has been producing oil from its reservoirs. Once the “profitable” oil has been exploited, it abandons them because it does not have the technology to recover the remaining oil, equivalent to 50% to 80% of the original oil volume.

I

t is required to use the proper Enhanced Oil Recovery (EOR) process to move and extract that residual oil. Therefore, I emphasize, an equal or more of the already extracted oil could be obtained from these mature reservoirs. Most of these reservoirs have been invaded by water from associated aquifers or gas from a secondary gas cap and induced by injecting gases, mainly nitrogen.

Thus, there is an urgent need for undertaking reservoir-specific EOR feasibility studies on a variety of Mexican petroleum reservoirs. It is proposed the construction of a specialized laboratory to solve this issue.

These facilities would be able to test

the EOR process at reservoir conditions. It would be designed, built, and test with Canadian partnership, with the direct collaboration of professional Mexican technicians.

During their stay in Canada, Mexican professionals will have theoretical and practical training (hands-on equipment, assembly, and maintenance) in the relevant EOR technologies.

Subsequently, all the facilities will be moved and installed at an adequate location in Mexico

by Canadians and Mexican experts recently trained.

I tested Air Injection (In-Situ combustion) technology for a reservoir located in the South of Mexico, which has a proven reserve of 3.6 million barrels. I carried out two tests for that reservoir, varying the conditions, recovering 91% of the oil in the first test, and 80% in the second test. The name of the reservoir is not allowed to mention, because it is confidential.

This type of EOR increases the oil recovery significantly in a sustainable, economic, and environmental way, as it mobilizes the oil contained in the matrix through thermal effects. It is also considered one of the best EOR processes (±90%).

It is important to mention that the time has come to start using new,

Oil & Gas se produce. A este yacimiento se le podrían aplicar nuevas formas de recuperación mejorada.

Los yacimientos maduros naturalmente fracturados tienen cantidades enormes de aceite residual (50% al 80% del volumen original de petróleo) en la matriz, pues lo que se ha estado produciendo es el aceite contenido en las fracturas. Para la extracción de dicho aceite remanente, se requiere la implementación de tecnologías de recuperación mejorada, para incrementar significativamente la recuperación/ producción de aceite de manera sustentable, económica y ambiental.

La tecnología que se propone es la inyección de aire (combustión in situ) para movilizar y extraer el aceite ligero y pesado depositado en la matriz, a través de efectos térmicos. Este tipo de tecnología es perfectamente ajustable a los yacimientos de alta presión y temperatura, que son el nuevo tipo de yacimientos descubiertos que comienzan a predominar en México. En adición a la inyección de aire, otras tecnologías mejoradas de recuperación de aceite, como la inyección de gas (nitrógeno, CO2, etc), solventes, vapor, espumas y una combinación de métodos “híbridos” pueden tener un potencial significativo para una producción económica y ambientalmente sustentable.

Es extremadamente importante para México tener las instalaciones de laboratorio apropiadas, así como personal altamente calificado para llevar a cabo los estudios de laboratorio. Actualmente, México no cuenta ni con las instalaciones ni con los profesionistas capacitados. Mediante la construcción de este laboratorio, se obtendrían los técnicos mexicanos calificados/capacitados.

La construcción de un laboratorio de alta presión y alta temperatura en Canadá se realizaría con la participación directa de profesionistas mexicanos (con entrenamiento, colaboración directa en el ensamble y mantenimiento del equipo, comisionados en dicho país con muestras de yacimientos mexicanos. El traslado, instalación, comisión y operación se haría en México). Finalmente, sería trasportado a la República Mexicana para que quede al servicio de este país. El presupuesto aproximado es de $14 millones USD. Actualmente Canadá es el único que cuenta con esta tecnología. Por esto, realiza este tipo de estudios a países como Rusia, Colombia, México, Venezuela (en su momento), Brasil, Estados Unidos, entre otros. Por lo tanto, con la construcción de dicho laboratorio, se puede ofrecer este servicio a clientes de otros países.

El estado del arte de las instalaciones de un laboratorio, en combinación con los profesionistas mexicanos, altamente calificados para la recuperación mejorada de aceite, es de importancia nacional para México y su economía. Permitirá a nuestro país aumentar significativamente la reserva de petróleo en los yacimientos maduros existentes, que son aquéllos que ya han producido y/o han sido explotados, y una gran cantidad de ellos abandonados.

La estrategia propuesta aquí está directamente alineada con el plan mexicano actual de aumentar sus reservas, al recuperar el petróleo remanente, así como el entrenamiento altamente calificado del personal, aumentando la prosperidad nacional de México. Dicho laboratorio puede ser construido en el IMP, en una universidad pública o en instalaciones privadas.

appropriate, and different Mexico processes. For example, the nitrogen injection into Cantarell is no longer economically viable, because currently each barrel extracted from that reservoir is made more expensive by having to separate the nitrogen mixed with the oil produced. New forms of improved recovery could be applied to this reservoir.

Mature naturally fractured reservoirs have huge residual oil quantity (50% to 80% of the original oil volume) in the matrix because it has been produced the oil contained in the fractures. For extracting this remaining oil, the EOR technology implementation is required to significantly increase oil production in a sustainable, economic, and environmental way.

The technology proposed is the Air Injection -In situ Combustion- (Fazleyva

The high pressure and high-temperature laboratory in Canada would be built with Mexican specialists’ direct participation (with training and direct collaboration in the assembly and maintenance of the equipment, and commissioned in that country with Mexican reservoirs samples.

The transfer, installation, commissioning, and operation would be done in Mexico). Finally, it would be transported and installed in the Mexican Republic for its service. The approximate budget is USD 14 million.

Canada is now the only country with this technology. Thus, they carry out tests in countries such as Russia, Colombia, Mexico, Venezuela, Brazil, and the United States. Therefore, with this laboratory construction, we can offer this service to customers from other countries.

2019, University of Calgary) to move and produce the light and heavy oil deposited in the matrix through thermal effects. This type of EOR is perfectly suitable for the high pressure-high temperature reservoirs, which are the new type of discovered reservoirs in Mexico.

In addition to air injection, other EOR technologies/processes, like gas injection (nitrogen, CO2, etc.), solvents, steam, foams, and a combination of “hybrid” methods, may have significant potential for economically and environmentally sustainable production.

It is very important for Mexico to have the proper lab facilities and the highly qualified personnel to develop these laboratory studies. Currently, Mexico has neither the facilities nor the trained professionals. By building this laboratory, the country will obtain trained/qualified Mexican personnel.

The State of Art of lab facilities, with highly qualified Mexican professionals for improved oil recovery, is of national importance to Mexico and its economy. It will allow our country to significantly increase the oil reserves in the mature reservoirs, which are those that have already produced and been exploited, and most of them abandoned.

The proposed strategy described here is directly aligned with the actual Mexican plan of increasing its reserves, with the residual oil recovery, and the highly qualified personnel training, increasing Mexico’s national prosperity.

This laboratory could be installed at the IMP (by its acronym in Spanish), public university, or private facilities.

M. en C. Selene Ruteaga Romero e-mail: selerut@yahoo.com.mx

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Oil & Gas Transportes JSV, tecnología e innovación para la seguridad / Transportes JSV, technology and innovation for security

Anticipando riesgos para el transporte de hidrocarburos Derivado de la estrategia para aumentar la capacidad de refinación en México, y frente a la reactivación de varios sectores, se espera un incremento en el transporte de gasolinas, diésel y combustóleo.

Por / By: Miroslava Fuentes

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ara suministrar hidrocarburos tras la reactivación económica y operativa, será necesaria una mayor participación de transportistas atendiendo a las medidas de seguridad sanitaria. Con el fin de satisfacer la demanda, Transportes JSV ha invertido en el crecimiento de la flota y ha reforzado los protocolos estrictos para el personal.

Sus planes están enfocados en incrementar su participación para el traslado de hidrocarburos, en vista de la meta de refinación nacional y la apertura de varias industrias. Asimismo, la empresa señala que cuentan con “patios en puntos estratégicos del país, continuamente capacitamos a nuestros colaboradores y hacemos uso de las tecnologías más avanzadas del mercado”.

De acuerdo con la compañía, el robo del producto representa un peligro mayor debido a la compleja situación económica, acentuada a raíz de la pandemia. Por esto, desarrollaron

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estrategias para hacer recorridos de ruta e identificar zonas y factores de riesgo antes y durante la prestación del servicio. También realizan rigurosos procesos de reclutamiento, desarrollan y emplean tecnologías para mejorar sus centros de monitoreo logístico y de seguridad.

Respecto a la innovación tecnológica, la empresa señala: “Nuestros colaboradores cuentan con tecnologías de normatividad europea en nuestros camiones, biometría en apoyo a los operadores, cámaras de vigilancia, dispositivos de rastreo y seguros que imposibilitan el desenganche del equipo, así como rastreos y telemetría de vanguardia”.

Además de la seguridad, la compañía busca contribuir a la reducción de la huella de carbono con equipos que disminuyen las emisiones contaminantes de los tracto-camiones. Igualmente, invierten en campañas para usar adecuadamente la energía, tener un consumo correcto de combustibles y fomentar el reciclaje.

Anticipating risks for hydrocarbon transport Derived from the strategy to increase the refining capacity in Mexico, and given several sectors’ reactivation, it is expected to increase the transportation of gasoline, diesel, and fuel oil.

T

o supply hydrocarbons after the economic and operational reactivation, greater participation of transportation companies will be necessary, considering the sanitary safety measures. To satisfy the demand, Transportes JSV has invested in the fleet’s growth and has reinforced the personnel’s strict protocols.

Its plans are focused on increasing its participation in hydrocarbon transportation, because of the national refining goal and several industries’ opening. Likewise, the company points out that they have “yards in strategic points of the country. We continuously train our collaborators and make use of the most advanced technologies in the market.”

According to the company, product theft represents a greater danger due to the complicated economic situation, accentuated by the pandemic. For this reason, they developed strategies to route and identify areas and risk factors before and during service delivery. They are also conducting rigorous recruitment processes, developing and employing technologies to improve their logistics and safety monitoring centers.

Regarding technological innovation, the company points out: “Our collaborators have European standard technologies in our trucks, biometrics in support of operators, surveillance cameras, tracking and insurance devices that make it impossible to unhook the equipment, as well as advanced tracking and telemetry.”

In addition to safety, the company seeks to decrease the carbon footprint with equipment that reduces the trucks’ polluting emissions. Likewise, they invest in campaigns to use energy properly, correct fuel consumption and promote recycling.

Estaciones de Servicio Reactivación del sector gasolinero para 2021 Reactivation of the gas station sector by 2021

Expectativas de crecimiento para las franquicias de Pemex Actualmente, gracias a su sistema de franquicias, Pemex cuenta con cerca de 9,000 estaciones de servicio en el territorio mexicano. Esto se traduce en 25% menos gasolineras que antes de la apertura del mercado. Sin embargo, su participación podría aumentar en 2021, con el impulso de la actual política energética y la reactivación de la economía mexicana.

Por / By: Rubí Alvarado

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a nueva normalidad ha cambiado los patrones de consumo y frenado las inversiones del sector gasolinero. Miles de personas alrededor del mundo están trabajando vía remota y millones de niños están tomando clases online. Lo anterior, en detrimento de la demanda de combustibles y, por lo tanto, del negocio de las estaciones de servicio.

Considerando que la economía global regresará a su previo ritmo de crecimiento una vez que se consoliden las vacunas contra el COVID-19, hay expectativas tangibles respecto a la recuperación de los sectores más afectados. Por su parte, la empresa de consultoría PwC estima que el consumo de gasolinas en México y la expansión de las redes de estaciones de servicio volverán a su ruta de crecimiento hacia el segundo trimestre de 2021.

Esa expectativa se suma a la política energética de la actual administración, enfocada a impulsar el contenido nacional, renovar el protagonismo de Pemex y aumentar la autosuficiencia de refinados.

Como consecuencia, se fortalecen las previsiones de que las franquicias de Pemex podrían retomar un gradual protagonismo en el segmento de las estaciones de servicio.

Sin embargo, la reactivación sostenida de este sector no será sencilla. Resultará clave reinventar el modelo de negocios, ampliar la oferta de productos y servicios, y profesionalizar a sus socios. Además, es esencial tomar en cuenta que empresas privadas, nacionales e internacionales, están reforzando sus estrategias para posicionar sus marcas en un segmento cada vez más competitivo y desafiante.

PwC considera que el mercado gasolinero en México ha entrado en una segunda fase de desarrollo caracterizada por la consolidación. No obstante, aclara que, los retos ante esta nueva normalidad serán complejos. Habrá obstáculos relacionados con costos, competencia, posicionamiento, servicios, abasto y políticas gubernamentales.

Lo anterior, tomando en cuenta la inteligencia en asociaciones, inversiones en infraestructura, calidad del producto y la volatilidad de precios.

En México operan 12,792 estaciones de servicio, de las cuales 8,881 pertenecen a la franquicia Pemex y 3,774 a otras marcas (137 gasolineras aún están en etapa de selección entre las diferentes opciones de marca). Dichos negocios tendrán que transformarse para crecer y mantenerse vigentes.

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Growth expectations for Pemex’s franchises Currently, thanks to its franchise system, Pemex has approximately 9,000 service stations throughout Mexico.

This means 25% fewer gas stations than it had before the market opening. However, with the momentum of the current energy policy and the Mexican economy’s reactivation, its share could increase in 2021.

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he new normality has changed consumption patterns and slowed down investments in the gas station sector.

Thousands of people around the world are working remotely, and millions of children are attending online school. The above has been detrimental to the fuel demand, and therefore, to the gas station business.

Considering that the global economy will return to its previous growth rate once vaccines against COVID-19 consolidate, there are tangible expectations regarding the most affected sectors’ recovery. The consulting firm PwC estimates that gasoline consumption in Mexico and service station network expansion will return to their growth path by 2021’s second quarter.

This expectation adds to the current administration’s energy policy, which focuses on promoting national content, renewing Pemex’s

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Estaciones de Servicio

México cuenta con un parque de 34 millones de vehículos, la mayoría a base de gasolina.

Mexico has a fleet of 34 million vehicles, most of them gasoline-powered.

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de cada 10 litros de combustible que se venden en el país los suministra Pemex.

9 out of every 10 fuel liters sold in the country are supplied by Pemex.

Actualmente, incluyendo a Pemex, existen en México 67 marcas, entre las cuales sobresalen BP, ExxonMobil, Repsol, Shell,Total, Chevron, OxxoGas, Hidrosina y G500. De estas marcas, 16 cuentan con más de 100 estaciones de servicio; 59, aún se encuentran en desarrollo y 40 de éstas últimas, poseen menos de 20 estaciones de servicio.

En conclusión, se estima que la expansión de estaciones de servicio, incluyendo las de franquicia Pemex, se reactivará de manera gradual y sostenida en los próximos meses, pese a la coyuntura por la volatilidad del mercado petrolero. En este contexto, habrá algunas oportunidades legítimas de negocio y expansión: los estados con baja densidad de gasolineras por vehículo y por kilómetro cuadrado y los 170 municipios sin estaciones de servicio en el país.

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leadership, and increasing refined products’ self-sufficiency. The above strengthens the forecast that Pemex franchises could gradually resume a leading role in the service station segment.

However, the sustained reactivation of this sector will not be easy. It will be essential to reinvent the business model, expand the product and service offering, and professionalize its members. Besides, it is crucial to consider that private companies, both national and international, are reinforcing their strategies to position their brands in an increasingly competitive and challenging segment.

PwC believes that the gasoline market in Mexico has entered a second development phase characterized by consolidation. However, it clarifies that the challenges of this new normality will be complicated. There will be obstacles related to costs, competition, positioning, services, supply, and government policies—the above considering the intelligence in partnerships, investments in infrastructure, product quality, and price volatility.

12,792 gas stations operate in Mexico, out of which 8,881 belong to the Pemex franchise and 3,774 to other brands (137 gas stations are still in the selection stage among the different brand options). These businesses have to transform themselves to grow and continue operating.

Currently, including Pemex, there are 67 brands in Mexico, among which BP, ExxonMobil, Repsol, Shell, Total, Chevron, OxxoGas, Hidrosina, and G500 stand out. Sixteen of these brands have more than 100 service stations; 59 are still in development, and 40 of them have less than 20 service stations.

In conclusion, the expansion of service stations, including those of Pemex franchises, is likely to gradually and steadily reactivate steadily in the next few months, despite the oil market’s volatility. There will be particular legitimate business and expansion opportunities in this context: the states with a low density of gas stations per vehicle and square kilometer and the 170 municipalities without service stations in the country.

Energías Power Alternativas Industry Suministro de energía con menores riesgos Energy supply with lower risks

Digitalización, el habilitador de la eficiencia Digitalization, the efficiency enabler En las actuales instalaciones eléctricas, particularmente las del segmento de baja tensión, la tecnología digital debe ser una herramienta obligatoria para garantizar la continuidad de las actividades esenciales de ese rubro In today’s electrical installations, particularly those in the low voltage segment, digital technology must be a mandatory tool to ensure the continuity of essential activities in this area.

Por / By: Efraín Mariano

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n México, la infraestructura eléctrica presenta varios problemas que permanentemente ponen en riesgo el suministro de energía. La modernización, digitalización y mantenimiento de las instalaciones podrían resolver la mayoría de los contratiempos.

En la infraestructura eléctrica, la digitalización en el segmento de baja tensión es clave para apoyar, por un lado, el óptimo funcionamiento de muchas fábricas y empresas; y por el otro, para garantizar el suministro en comercios y viviendas. Expertos coinciden en señalar que la digitalización ayuda no sólo a garantizar la continuidad de las operaciones y actividades empresariales, comercios y fábricas, sino que también contribuye a reducir las pérdidas por interrupciones no programadas.

Para Tania Kalinka, vicepresidente de la División de Digital Energy de Schneider Electric, la digitalización mejora la eficiencia y aumenta la confiabilidad de las instalaciones de baja tensión. “La digitalización de la red y sus equipos proporciona soluciones predictivas que evitan millones de pesos en pérdidas”, observa.

La baja tensión es la empleada en el alumbrado público, el hogar y las industrias. Se usan tensiones de 220 y 440 volts de corriente alterna, y en las viviendas son de entre 110 y 220 volts. En la perspectiva de Isaías Vitela, gerente regional de industria en Endress+Hauser, la digitalización, junto con otras herramientas, tales como la automatización, ayudan a garantizar el suministro y proteger las instalaciones de baja tensión.

Algunas de las tecnologías que están ayudando a muchas empresas a prevenir fallas y mantener intacta su operatividad se encuentran en los interruptores inteligentes, así como en los compresores de última generación y en soluciones de precisión.

I

n Mexico, electricity infrastructure has several problems that permanently endanger the energy supply. The modernization, digitalization, and maintenance of the facilities could solve most of the setbacks.

In the electricity infrastructure, digitalization in the low voltage segment is critical to support, on the one hand, the optimum operation of many factories and companies; and on the other hand, to guarantee the supply in stores and homes. Experts agree that digitalization helps to ensure the continuity of operations and business activities, stores and factories, and reduces losses due to unscheduled interruptions.

For Tania Kalinka, vice president of Schneider Electric’s Digital Energy Division, digitalization improves efficiency and increases low-voltage installations’ reliability. “Network and

equipment digitalization provide predictive solutions that avoid millions of pesos in losses,” she observes.

Low voltage is used in public lighting, home, and industry. They use 220 and 440 volts of alternating current, and in homes are between 110 and 220 volts. In Isaías Vitela’s perspective, regional industry manager at Endress+Hauser, digitalization, together with other tools, such as automation, help guarantee the supply and protect low voltage installations.

Some technologies that are helping many companies prevent failures and keep their operation intact are found in smart switches, and the most advanced compressors and precision solutions.

Beneficios de la digitalización en la baja tensión: optimización de la red, menores paradas de producción, reducción de pérdidas y riesgos, así como menor impacto ambiental.

Digitalization benefits in low voltage: network optimization, fewer production stops, reduction of losses and risks, and lower environmental impact.

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Entrevista E&C

Eduardo Andrade, Director General de Burns & McDonnell en México.

General Director of Burns & McDonnell in Mexico

Energía solar y mayor capacidad de almacenamiento, el futuro de la infraestructura energética en México El aprovechamiento de la energía solar y el incremento en la capacidad de almacenamiento de energías renovables son algunas tendencias que la firma de Ingeniería, Procura y Construcción Burns & McDonnell vislumbra a futuro en el país.

Eduardo Andrade, Director General de la empresa en México nos cuenta al respecto.

Solar energy and increased storage capacity, the future of energy infrastructure in Mexico The utilization of solar energy, combined with an increased renewable energy storage capacity are among the trends that the Engineering, Procurement and Construction firm Burns & McDonnell envisions for the country. Eduardo Andrade, General Director of the company in Mexico, tells us more about it.

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ccording to Eduardo Andrade, projects in the Mexican electrical sector have walked in three different directions due to the current crisis. On the one hand, several initiatives underway have been canceled, while others continued developing. Finally, some projects emerged during the crisis, resulting from identifying electrical connections as critical points in the infrastructure. Regardless of the path taken, he says, it is crucial to make such decisions with a long-term vision.

The General Director of Burns and McDonnell in Mexico identifies different strengths within the country to continue innovating in this area. One of Por / By: Renata Pérez de la O them is the National Energy e acuerdo con Eduardo Andrade, como Control Center (CENACE by its resultado de la crisis actual, los proyecacronym in Spanish). “Accessing tos del sector eléctrico mexicano han the CENACE stations is like enteCreo que el orden y caminado en tres direcciones distintas. Por un ring any other electricity dispatcuidado que, tanto CENACE lado, varias iniciativas que ya estaban en marcha cher in the world. It has the most como CFE, ponen en la se han cancelado, mientras algunas más contiadvanced technology and the procuración de servicios, nuaron su desarrollo. Finalmente, hay proyectos most trained personnel,” he says. seguimiento de permisos, y surgidos durante la crisis, los cuales provienen Additionally, regarding opporrecepción de instalaciones es de identificar a las conexiones eléctricas como tunity areas, he points out, it is el correcto”. puntos críticos en la infraestructura. Sin importar vital to carry out effective project el camino tomado, señala, es importante tomar planning. To achieve this, com“I believe that the order and dichas decisiones con visión a largo plazo. munication between the adminiscare that both CENACE and CFE El Director General de Burns and McDonnell trator of the electrical service and put into service procurement, permit follow-up, and reception en México identifica distintas fortalezas dentro the contractor is necessary. In this of installations is the right one.” del país para continuar innovando en este ámbiway, they will be able to ensure to. Una de ellas es el Centro Nacional de Control effectiveness from the consde Energía (CENACE). “Entrar a las estaciones truction to the start-up and the del CENACE es como entrar a las estaciones de service’s arrival to the end-user. cualquier despachador eléctrico en el mundo, In his opinion, another improtiene la tecnología más avanzada y el personal más cavement to speed up the creation of electric infrastructure would pacitado”, comenta. be to shorten the duration of previous procedures. However, Adicionalmente, en el ámbito de las áreas de oporit is necessary to prioritize the system’s quality and reliabitunidad, señala, es clave realizar una planeación efeclity since the project development process is very complex. tiva de los proyectos. Para lograrlo, es necesaria la

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Entrevista E&C

comunicación entre el administrador de los servicios eléctricos y la empresa desarrolladora. De esta manera, podrán asegurar la efectividad desde la construcción, hasta la puesta en marcha y la llegada del servicio al usuario final.

En su opinión, otra mejora para agilizar la creación de infraestructura eléctrica sería reducir los tiempos en los trámites previos. Sin embargo, comenta, esto debe hacerse priorizando la calidad y confiabilidad del sistema, pues el proceso de desarrollo de proyectos es muy complejo.

Coexistencia entre renovables y convencionales En la perspectiva del Director General de Burns and McDonnell en México, el país debe equilibrar el desarrollo de las energías convencionales y renovables para garantizar el suministro eléctrico. En el ámbito de las primeras, señala, es fundamental continuar desarrollándolas pues brindan confiabilidad.

Por otro lado, explica, México es especialmente atractivo en proyectos de energía térmica debido a la gran cantidad de radiación. De tal forma, opina, dicho elemento debe considerarse en la planeación de sistemas eléctricos a futuro en combinación con las renovables. Mediante la integración, será posible garantizar el suministro. “Creo que estas dos energías, la térmica y las renovables juntas pueden ayudar a configurar un futuro muy brillante para la energía eléctrica en el país”, dijo.

A pesar del amplio potencial nacional, Eduardo Andrade opina que es necesario aumentar la capacidad de almacenamiento de energía eléctrica renovable para otorgar mayor confiabilidad al sistema.

Otro aspecto al que debe prestarse atención, comenta, es la eficiencia energética para consumir menos energía y cuidar al medio ambiente sin sacrificar el confort.

Coexistence between renewables and conventional

From the perspective of the General Director of Burns and McDonnell in Mexico, the country must balance conventional and renewable energies to guarantee the electricity supply. Regarding the first ones, he points out; continued development is essential as they provide reliability.

On the other hand, he explains, Mexico El proyecto de Burns & is especially attractive in thermal energy Sin duda la energía McDonnell en México projects due to a large amount of radiarenovable viene hacia A raíz de la pandemia, la empresa ha tion. Therefore, he believes that this adelante. Y de la mano de identificado áreas de oportunidad en element should be considered when planlas renovables, viene el el desarrollo de proyectos de ingeniería ning future electrical systems combined almacenamiento”. para contribuir a mejorar el estilo de vida with renewable energies. Through such “Without a doubt, renewable desde casa y cuidar el medio ambiente. an integration, it will be possible to guaenergy is coming forward. And Adicionalmente, han colaborado con sus rantee supply. “I believe that these two hand in hand with renewable clientes mediante plataformas en línea energies, thermal and renewables togeenergy comes storage.” para continuar desarrollando iniciativas. ther, can help shape a very bright future “Los planes de Burns & McDonnel en for electric power in the country,” he said.

México son servir al país. Ser la ingeniería Despite the vast national potenmás grande formada por mexicanos y tial, Eduardo Andrade believes that con mexicanos”, comenta Eduardo Andrade. Rumbo it is necessary to increase the storage capacity of renewaa este objetivo, se vincularán con entidades nacioble electric energy to improve the system’s reliability. nales de ingeniería y universidades para fomentar Another important aspect, he says, is energy efficiency, la innovación. which will contribute to consume less energy and take care of the environment without sacrificing comfort.

The Burns & McDonnell project in Mexico As a result of the pandemic, the company has identified opportunity areas in engineering projects to improve the domestic lifestyle and care for the environment. Additionally, they have collaborated with their clients through online platforms to continue developing initiatives.

“Burns & McDonnell’s plans in Mexico are to serve the country. To be the largest engineering company formed by Mexicans and with Mexicans,” said Eduardo Andrade. In pursuit of this goal, they will link up with national engineering entities and universities to promote innovation.

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Energías Alternativas Tecnología verde de almacenamiento Green storage technology

Indispensable contar con baterías eficientes para eliminar las intermitencias La irrupción de la pandemia está acelerando la transición energética a nivel mundial. La cuenta regresiva de la era de las energías fósiles parece haber comenzado una década antes de lo previsto. El mundo avanza con decisión hacia las energías limpias; sin embargo, aún hay que resolver con claridad el crucigrama del almacenamiento de energía.

Por / By: Efraín Mariano

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os avances tecnológicos han permitido que las energías renovables sean cada vez más comunes y eficientes.

Hoy en día, un porcentaje significativo de la electricidad que se emplea a nivel mundial proviene de las fuentes verdes. En este sentido, el almacenamiento a gran escala es uno de los principales retos para su aprovechamiento, y es que el acopio de energía verde permitirá disponer de electricidad cuando no sople el viento, no salga el sol o las presas no tengan agua.

Está claro que las tecnologías para el almacenamiento acelerarán el aprovechamiento de las energías verdes, disminuirán la intermitencia de la generación y garantizarán el suministro puntual. No obstante, uno de los mayores desafíos en ese camino es desarrollar baterías capaces de guardar la Si bien el energía excedente de origen realmacenamiento novable para utilizarla cuando es la clave para un mayor sea necesaria. De momento, crecimiento de las son poco eficientes, ocupan mucho espacio y tienen una energías renovables, las autonomía limitada. baterías efectivas y de La ventaja es que las inverbajo costo son el futuro”, siones y proyectos para las tecnologías de almacenamiento “While storage is the key to parecen no tener obstáculos further growth in renewable por los efectos de la pandemia energy, effective and lowy la recesión económica. Para cost batteries are the future,” Eduardo López, Director de Solar Power México, las baterías Le Xu, analista de Wood Mackenzie.

Wood Mackenzie analyst. de litio son una tecnología de almacenamiento con mayor potencial en la industria.

“El litio es uno de los elementos más eficientes para el almacenamiento y ahorro de energía solar. México, con el reciente descubrimiento de un gigantesco yacimiento de litio en Sonora, podrá aprovechar más esos beneficios”, destacó.

La tecnología de la batería de litio es la más conocida a nivel mundial, pero existe una gama de diferentes tecnologías de baterías que ofrece una capacidad de almacenamiento similar.

Las más comunes son las térmicas; de plomo ácido; las de Níquel-Cadmio; las de Níquel-Hidruro metálico Ni-OOH; las ion Litio (LiCoO2); las ion Litio (LIfePO4) y las de polímero de litio. Todas efectivas para moderar las intermitencias en la red. Las térmicas, por ejemplo, pueden almacenar electricidad en forma de calor para convertirlo de nuevo en electricidad. Dicha tecnología puede ser una solución rentable para al autoconsumo de electricidad fotovoltaica en las viviendas.

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Essential to have efficient batteries to eliminate intermittence The outbreak of the pandemic is accelerating the global energy transition. The countdown to the fossil fuel era appears to have begun a decade earlier than anticipated. The world is moving decisively towards clean energy; however, we have to solve the energy storage puzzle.

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echnological advances have allowed renewable energies to become increasingly common and efficient.

Today, a significant percentage of electricity used worldwide comes from green sources. In this sense, large-scale storage is one of the main challenges for its use. The green energy storage will make electricity available when the wind does not blow, the sun does not rise, or the dams do not have water.

It is clear that storage technologies will accelerate green energy use, reduce generation intermittency, and ensure timely supply. However, one of the biggest challenges in that path is to develop batteries capable of storing excess energy from renewable sources to use it when needed.

At the moment, they are not very efficient, take up a lot of space, and have limited autonomy.

The advantage is that investments and projects for storage technologies appear to be

unhindered by the pandemic’s effects and the economic downturn. For Eduardo Lopez, Director of Solar Power Mexico, lithium batteries are a storage technology with significant industry potential.

“Lithium is one of the most efficient elements for storing and saving solar energy. Mexico, with the recent discovery of a huge lithium reservoir in Sonora, will be able to take more advantage of these benefits,” he said. Lithium battery technology is the best known globally, but there is a range of different battery technologies that offer similar storage capacity.

The most common are thermal; lead-acid; nickel-cadmium; nickel-metal hydride Ni-OOH; lithium-ion (LiCoO2); lithiumion (LIfePO4) and lithium polymer. All of them are effective for moderate network intermittency.

Thermals, for example, can store electricity in the form of warmth to convert it back into electricity. Such technology can be a cost-effective solution for the self-consumption of photovoltaic electricity in homes.

Minería Augura una mayor producción en su mina Palmarejo en Chihuahua It predicts a production increase at its Palmarejo mine in Chihuahua

Coeur Mining anticipa retomar brillo en 2021 El productor estadounidense de metales preciosos proyecta una importante recuperación de sus negocios en los próximos 18 meses. Los altos precios del oro y la plata en el mercado internacional contribuirán a incrementar sus ingresos en ese periodo.

Por / By: Efraín Mariano

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oeur Mining Inc., al igual que las principales mineras del mundo, experimentó un segundo trimestre complicado debido al impacto global de la pandemia. Sin embargo, la minera anticipa un resurgimiento de sus negocios en el actual semestre y durante 2021.

La firma, con sede en Chicago, Illinois, tiene cinco minerías en América del Norte. Sus propiedades incluyen el complejo de plata y oro Palmarejo en México, que representa su principal activo. Por otro lado, cuenta con la mina de oro y plata Rochester en Nevada y la mina de oro Kensington en Alaska.

Además, es propiertaria de la mina de oro Wharf en Dakota del Sur y la mina de plata, zinc y plomo Silvertip en Columbia Británica.

La mina Palmarejo estuvo cerrada durante

Coeur Mining produjo 46,801 onzas de oro en su mina Palmarejo en el primer semestre de 2020, equivalente a una caída interanual del 9%. En esa misma mina, la producción de plata disminuyó 10% con relación a los primeros seis meses de 2019.

Coeur Mining produced 46,801 gold ounces at its Palmarejo mine in the first half of 2020, equivalent to a 9% annual decline. In that same mine, silver production decreased by 10% compared to the first six months of 2019.

45 días en el segundo trimestre cuando el sector minero cesó operaciones como parte de las medidas contra la pandemia. “Como la mayoría de las compañías, nuestros resultados del segundo trimestre fueron impactados negativamente por el COVID-19. Más notablemente en Palmarejo, nuestro activo de mayor rendimiento en el primer trimestre”, comentó Mitchell Krebs, presidente y director ejecutivo de Coeur.

A pesar de las dificultades, resaltó Mitchell Krebs, sus rendimientos aumentarán en los siguientes meses debido al regreso de las actividades y producción en Palmarejo y en sus otras minas, sumado al alto precio de los metales preciosos. “Con el viento de cola de los precios más altos del oro y la plata, anticipamos un fuerte segundo semestre de 2020.

Esperamos continuar con este impulso en 2021 “.

En el segundo trimestre, la compañía reportó una pérdida neta por operaciones continuas de 1.2 millones de dólares. Sin embargo, la pérdida por acción se ubicó en 1 centavo, menor a la merma de 4 centavos por acción prevista por el mercado.

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Coeur Mining anticipates regaining brightness in 2021 The American precious metal producer projects a significant business recovery in the next 18 months. High gold and silver prices in the international market will contribute to increasing its revenues within that period.

L

ike other major global mining companies, Coeur Mining Inc. experienced a challenging second quarter due to the pandemic's global impact. However, the mining company anticipates a business resurgence during the current semester and in 2021.

The firm, based in Chicago, Illinois, has five mining operations in North America. Its properties include the Palmarejo silver-gold complex in Mexico, which is its main asset. On the other hand, it has the Rochester gold and silver mine in Nevada and the Kensington gold mine in Alaska. It also owns the Wharf gold mine in South Dakota and the Silvertip silver, zinc, and lead mine in British Columbia.

The Palmarejo mine closed for 45 days during the second quarter when the mining sector ceased operations

in response to the pandemic. "Like most companies, COVID-19 affected the results of our second quarter.

Most significantly in Palmarejo, our highest-performing asset in the first quarter," said Mitchell Krebs, Coeur's President, and Chief Executive Officer.

Despite the difficulties, Mitchell Krebs noted, their yields will increase in the coming months due to resumed activities and production at Palmarejo and its other mines, coupled with high precious metal prices.

"With the tailwind of higher gold and silver prices, we anticipate a strong second half of 2020. We expect to keep up this momentum in 2021".

In the second quarter, the company reported a 1.2-million-dollar net loss from continuing operations.

However, the loss per share was at 1 cent, less than the 4 cents per share decline that the market forecasted.

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Método para modelar de forma práctica en yacimientos no convencionales de gas Method for practical modeling in non-conventional gas fields

Importancia de la caracterización de los fenómenos de adsorción y desorción en la explotación de yacimientos no convencionales de gas.

En años recientes, con la incorporación masiva a producción de los yacimientos no convencionales de gas con alta complejidad de explotación, debido a que generalmente presentan propiedades de la roca muy pobres, una caída de presión muy alta durante sus primeros meses de vida, aunado a que se presentan en la formación fenómenos de adherencia y separación de las partículas de gas, los cuales en la industria petrolera se han modelado de forma práctica mediante la isoterma de Langmuir.

Por / By : Francisco Castellanos Páez, Jorge Arévalo Villagrán, Néstor Martínez Romero y Abimael Avila Torres

S

in embargo, existen yacimientos que presentan variaciones a los pronósticos realizados con este modelo y para los cuales se requiere un estudio más profundo. Lo anterior, con el propósito de caracterizar de forma adecuada la adsorción y desorción del gas en las formaciones y obtener resultados satisfactorios en la estimación de los volúmenes a recuperar.

De acuerdo con lo anterior, en este trabajo se presenta el modelo más común de Langmuir y el BET (Brunauer, Emmett y Teller) que permiten modelar de forma práctica en los yacimientos no convencionales de gas que presentan contenido de materia orgánica y altos volúmenes de gas adsorbido y desorbido que se incorpora al gas libre para ser producido. Se muestra el comportamiento típico de las curvas de Langmuir y BET en las formaciones, así como las diferencias en los volúmenes a producir de acuerdo con el comportamiento de cada modelo y de sus consideraciones.

Además, se muestran los ajustes de la historia de producción y sus pronósticos utilizando los modelos Arps, PLE, Valko, Duong y Crecimiento logístico. Así como las diferencias

Importance of adsorption and desorption phenomena characterization in the exploitation of nonconventional gas fields In the last 20 years, the global oil industry has added a great amount of non-conventional deposits to production, recovering high hydrocarbon volumes.

Mexico has a potential higher than 60 billion of crude oil equivalent, which exceeds the volume produced in all conventional fields since 1938.

T

he physical phenomenon of gas adsorption and desorption during exploitation occur in shale gas fields. This phenomenon makes them different from conventional resources since it modifies the storage, transport, and production mechanisms.

Adsorption and desorption models in shale gas fields are represented by isotherms, which can be single-layer, such as Langmuir’s. On the other hand, for high pressures in fields with more than one gas layer, the multilayer model from Brunauer, Emmett, and Teller (BET) is used.

In unconventional gas fields, which have organic matter content, the storage mechanism that makes them different is the phenomenon of adsorption (sticking) of gas molecules in the rock walls.

Adsorption model for YNCG The adsorption model for YNCG (Langmuir and BET) is adapted to the adsorption characteristics and production conditions of shale formations, so it is the model most commonly applied in the oil industry. It is represented as a Type I isotherm.

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en los resultados de cada modelo utilizando los pronósticos de gas desorbido con los modelos de Langmuir y BET, para determinar cuáles son los modelos adecuados a utilizar para la estimación de reservas y toma de decisiones de un proyecto de explotación en yacimientos no convencionales.

Introducción En los últimos 20 años, la industria petrolera mundial ha incorporado a producción una gran cantidad de yacimientos no convencionales, donde también sean recuperado altos volúmenes de hidrocarburos y se estima existen grandes cantidades de reservas remanentes. Lo anterior se puede constatar en el éxito que han tenido los Estados Unidos de América (E.U.A.), en la explotación de este tipo de yacimientos.

En los yacimientos de gas de lutitas se presenta la adsorción y desorción del gas durante su explotación. Fenómeno que los hace diferentes de los recursos convencionales, ya que modifica los mecanismos de almacenamiento, transporte y producción, que son de suma importancia en actividades como la estimación de reservas, determinación de los gastos de producción y la conceptualización apropiada del modelo de yacimiento.

En este trabajo se presenta como actualmente se conceptualiza el fenómeno de adsorción y desorción de gas, donde se considera un modelo que combina un sistema de libre almacenado en los micro-poros de la matriz y fracturas naturales y otro que representa el gas adherido en las paredes de la materia orgánica de las formaciones de lutitas. Además, se conceptualiza el modelo de producción del gas que se desadhiere de la formación y se incorpora al gas libre que posteriormente se produce.

Además se presentan los tipos de isotermas mediante los cuales se puede representar matemáticamente el fenómeno físico de la desorción y adsorción, en los casos en los que se tiene una mono capa de gas en los yacimiento, como es el caso de la Isoterma de Langmuir y otro caso en los que se tienen altas presiones en los yacimientos y se presentan más de una capa de gas en el yacimiento, isoterma BET, lo que ocasiona que existan diferencias en los pronósticos de producción de los yacimientos.

Para estimar los pronósticos de producción se utilizaron los modelos de declinación de Arps, PLE, Valko, Duong y Crecimiento logístico, teniendo como resultado del ajuste de los datos de producción con desorción y sin ésta, tanto de los simulados como los reales, que existen diferencias significativas en la estimación de parámetros y volúmenes de gas a recuperar, así como en general del comportamiento de declinación del pozo analizado, debido a los efectos del gas adsorbido/desorbido en la materia orgánica de la formación de la roca. Adicionalmente se pudo observar que al considerar los efectos del gas adsorbido combinando los modelos de Langmuir y BET se observan diferencias significativas en la estimación de los volúmenes finales a recuperar de gas.

Mecanismos de almacenamiento (adsorción) y producción (desorción) de los yacimientos no convencionales de gas en lutitas.

Para los yacimientos no convencionales de gas que presentan contenido de materia orgánica, el mecanismo de almacenamiento que los hace diferentes de un yacimiento típico de gas, donde el gas se encuentra comprimido en los poros y fracturas de la formación, es el fenómeno de adsorción (adherencia) que presentan las moléculas de gas en las paredes orgánicas de la roca.

Las principales formas de almacenamiento del gas: 1) Gas libre en los poros de la matriz y fracturas de la roca y 2) Gas adsorbido que se encuentra en la superficie de las

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The considerations of the Langmuir Isotherm are: 1. A gas molecule is adsorbed in one place.

2. One adsorbed molecule does not affect neighboring molecules.

3. The gas molecules do not distinguish sites for adhesion.

4. Adsorption is on an open surface, and there is no resistance to gas access to adsorption sites.

At high pressures in the field, the natural gas may be adsorbed on the surfaces of the organic matter forms multi-molecular layers, a situation that prevents the Langmuir isotherm from being representative and a good approximation of the amount of gas adsorbed in the field.

When multilayer adsorption occurs in the organic matter of the formation, the adsorption isotherm model that best fits its behavior is Type II. Field case Regarding the field, there is a horizontal dry gas producing well drilled at a depth of 2,200 meters, with a displacement length of 1,200 meters and 14 fracture stages.

In this case, the considerations are: - Instantaneous desorption where there are no reactions between the free gas and the desorbed gas, - This is a physical phenomenon in which the chemical nature of the attached gas is not changed.

- It assumes that all of the gas released from the field is produced.

Finally, production decline adjustments were made using the free gas plus desorbed gas data with the Langmuir isotherm, and the free gas plus desorbed gas with the BET model. The models used for declination adjustment were Arps, Power Law, Peter Valko, Logistic Growth, and Duong.

Conclusions 1. The proper selection of the gas adsorption and desorption model for non-conventional shale fields is of utmost importance, since deviations between 15% and 20% in gas volumes and recoveries can be obtained, which could represent

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partículas de la matriz orgánica de la roca (Lane, Waston y Lancaster, 2009).

Para considerar todo el gas que se encuentra almacenado en las formaciones que presentan contenido de materia orgánica, se considera un modelo que resulta de la combinación de un sistema que conceptualiza que el gas libre almacenado en los micro-poros de la matriz y fracturas naturales, más de adsorción, que no se encuentra libre y en el espacio poroso, sino adherido a las paredes de la materia orgánica de la formación y que se cuantifica a través de las isotermas de adsorción.

En el caso del gas que se desorbe al disminuir la presión (producción), las moléculas tienen un potencial para moverse y difundirse en el espacio poroso de las partículas de las superficies. La duración de la difusión (tiempo de difusión) en los poros, que son muy pequeños está en una microescala, que generalmente se considera despreciable.

Una vez que el gas se libera de la superficie de los poros de la roca y de la materia orgánica, se convierte en gas libre y seguirá los mismos mecanismos de transporte dentro de los poros de la matriz y el sistema de fracturas al igual que el gas libre original del yacimiento (Song, 2010).

Los mecanismos de almacenamiento (adsorción) y producción (desorción) en los yacimientos no convencionales de gas en lutitas, es son de suma importancia para la conceptualización y caracterización del modelo de yacimiento apropiado, ya que de esta información depende en buena medida la estimación de reservas, determinación de los pronósticos de producción y la evaluación económica de los proyectos.

La adsorción es esencialmente un fenómeno de superficie donde las moléculas de un adsorbato o soluto se concentran en una superficie sólida, por la acción de fuerzas intermoleculares de Van der Waalls entre el soluto y el sólido. Debido a estas fuerzas el fenómeno es fácilmente reversible (desorción). Para el caso del gas adsorbido en los yacimientos no convencionales de gas se presenta la adsorción física o fisorción, en la que la especie adsorbida conserva su naturaleza química.

Modelo de adsorción para yacimientos no convencionales de gas en lutitas.

Como se mencionó anteriormente la adsorción en la interfaz gas/sólido que se refiere a como se enriquece de uno o más componentes en una capa interfacial.

La materia orgánica en las lutitas tiene un alto potencial de adsorción, ya que posee una amplia área de superficie y afinidad del gas. Para simular el almacenamiento y producción de gas en los yacimientos de lutitas es importante contar con un buen modelo de adsorción de gas.

De acuerdo con la Unión Internacional de Química Pura y Aplicada, UIPAC por sus siglas en inglés, la clasificación estándar de los sistemas de interfaz gas/ sólido, tiene seis diferentes tipos adsorción (Sing et al., 1985), Fig. 01, en los que la forma de la isoterma de adsorción/desorción, está estrechamente relacionada con las propiedades del adsorbato y el sólido adsorbente, así como de la geometría de los espacios porosos (Silin y Kneafsey, 2012).

significant differences in the investments, technical and economic benefits expected from a project.

2. In the case study (well A), the following observations are made: a) By not considering the gas adsorbed in the initial production, there were deviations compared to the free gas in the accumulated production with the Langmuir isotherm of 12% and with the BET model 19%. b) For the well’s production period, there is a variation of 6% in gas recovery (free gas plus absorbed gas) of the BET model in relation to the Langmuir isothermal model. c) The Power Law represented the best method to make production forecasts, observing a deviation greater than 17% in the final gas recovery of the BET model compared to the Langmuir isothermal model.

3. It is recommended to make the corresponding adjustments and regressions for each field case, to obtain the best model of the declination and production forecasts.

Figura 1. Tipos de isotermas de sorción física de acuerdo con la clasificación del IUPAC (Sing et al., 1985).

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Tipos de isotermas: Tipo I • Adsorbentes típicos con una microestructura predominante.

• Corresponde a una adsorción unimolecular.

• Presenta un límite máximo en la cantidad adsorbida.

• Gases a temperaturas superiores a su temperatura crítica.

Tipo II • Adsorción física de gases en sólidos no porosos.

• Corresponde a una BET de adsorción multimolecular (Tiene una monocapa de cubierta seguida de multicapas a presiones relativamente altas).

• Gases a temperaturas por debajo de su temperatura crítica y presiones por abajo, pero cercanas, a la presión de saturación.

• La temperatura o calor de adsorción para la primera capa adsorbida is más grande que las subsecuentes capas.

Tipo III • Convexa donde la extensión de la adsorción es baja, excepto presiones altas.

• Característica de las interacciones débiles entre adsorbato-adsorbente.

• Corresponde a la adsorción multimolecular.

• El calor de adsorción de la primera capa adsorbida es menor que el de capas sucesivas.

• Ejemplo: adsorción de vapor de yodo sobre gel de sílice.

Tipo IV • La máxima extensión de la adsorción se produce antes de la alcanzar la presión de saturación.

• Un ciclo de histéresis, que se asocia comúnmente con la presencia de mesoporosidad.

• La condensación capilar da lugar a un ciclo de histéresis.

Tipo V • Convexo al eje de presión relativa.

• Característica de las interacciones débiles entre adsorbato-adsorbente a bajas presiones relativas.

• Sólidos microporosos o mesoporosos.

• Histéresis en regiones de adsorción multimolecular.

• Versión de condensación capilar de Tipo III.

Isoterma de Langmuir Bumb y McKee demostraron que el modelo de Langmuir puede adaptarse a las características de adsorción y condiciones de producción de las formaciones de CBM y gas lutitas, por lo que es el modelo más comúnmente aplicado en la industria petrolera y que se representa como una isoterma Tipo I, basada en la suposición que existe un equilibrio dinámico a una temperatura y presión entre el gas adsorbido y el no adsorbido, además, de que asume que sólo existe una sola capa (monocapa) de moléculas cubriendo la superficie sólida. Fig. 2.a.

Además, considera que existe un equilibrio instantáneo entre la capa adsorbente y la capacidad de almacenamiento en el espacio poroso (Freeman et al., 2012). Gao et al. (1994) demostraron que el equilibrio instantáneo es una suposición razonable, debido a que la ultra baja permeabilidad en las lutitas permite un gasto de flujo muy limitado a través del kerógeno de la lutita.

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La isoterma de Langmuir, además de las consideraciones listadas más adelante, presenta un límite para el total de gas adsorbido en una superficie, situación que se ajusta bien para determinado tipo de yacimientos. Consideraciones de la Isoterma de Langmuir.

1. Una molécula de gas se adsorbe en un solo lugar.

2. Unamoléculaadsorbidanoafectaalasmoléculasvecinas.

3. Las moléculas de gas no distinguen los sitios para su adherencia, y 4. La adsorción es en una superficie abierta, y no hay resistencia al acceso de gas a sitios de adsorción.

La expresión matemática que describe el comportamiento de la isoterma de Langmuir es la siguiente:

donde Va es el volumen total de gas adsorbido por unidad de volumen en equilibrio en el yacimiento a una presión p; VL es el volumen de Langmuir o el volumen máximo adsorbido por unidad de volumen en el yacimiento a una presión infinita.

Isoterma BET Se ha observado en varios estudios que a presiones altas en el yacimiento se puede presentar que el gas natural adsorbido en las superficies de la materia orgánica forme capas multimoleculares, situación que ocasiona que la isoterma de Langmuir ya no sea representativa y una buena aproximación de la cantidad de gas adsorbido en el yacimiento.

Cuando se presenta una adsorción multicapa en la materia orgánica de la formación el modelo de isoterma de adsorción que mejorar ajusta su comportamiento es la del Tipo II, la cual a menudo se presenta en materiales sin poros o con macroporos.

Stephen Brunauer, Paul Hugh Emmett y Edward Teller (BET, 1938) presentaron su teoría de la isoterma generalizada para múltiples capas de adsorción, Fig. 2.b., que se representa por al Ec. 02 a continuación:

donde Va es el volumen de gas desorbido por unidad de volumen en equilibrio en el yacimiento a una presión p; Vm es el volumen máximo adsorbido cuando la superficie completa de adsorción se encuentra cubierta por una monocapa de gas y C es la conatante relacionada con el calor neto de adsorción que se define como:

donde E1 es el calor de adsorción de la primera capa y EL es el calor de licuefacción a partir de la segunda hasta la última capa de gas. El modelo BET asume que una superficie homogénea, que no existe interacción lateral y con las capas superpuestas entre las moléculas de gas.

Tomando los datos obtenidos por Yu (2014) de diferentes mediciones experimentales de gas adsorbido en las lutitas de Marcellus, se observa que existe comportamiento de isoterma Tipo II (BET), que difieren en los volúmenes de gas si utiliza un modelo de isoterma Tipo I de Langmuir, como se muestra en la Fig. 03 y Fig. 04.

Caso de campo Para mostrar la importancia de los efectos de la correcta caracterización y modelado de la adsorción y desorción en las formaciones de lutitas, a continuación, se muestra el ejemplo de la declinación de la producción del pozo A y los valores del gas desorbido, en los cuales se muestran las diferencias en los pronósticos de producción que se pueden obtener, al utilizar los modelos BET y Langmuir del gas desorbido en el yacimiento. En el caso del pozo A, se tiene que sé perforó de forma horizontal a 3500m de profundidad, con una

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Figura 04. Esquema de adsorción de gas (a) monocapa y (b) multicapa.

Figura 06 . Comportamiento del gas adsorbido del Pozo A utilizando los modelos de isoterma Tipo II (BET) y Tipo I (Langmuir).

Para la historia de producción de los tres escenarios se calculó la producción acumulada obteniendo los resultados mostrados en la Tabla 01.

Tabla 01. Producción acumulada de gas gas libre y desorbido con las isotermas de Langmuir y BET.

Figura 04. Comportamiento del gas adsorbido para la muestra (a) y la (b) utilizando los modelos de isoterma Tipo II (BET) y Tipo I (Langmuir).

sección horizontal de 1,200 m desarrollados y con una terminación con 14 etapas de fracturamiento, el cual produce gas natural en formaciones de lutitas.

En la Fig. 05 se observa la historia de producción del pozo y en la Fig. 06 se muestra el gas adsorbido con las isotermas BET y Langmuir.

Se considera una desorción instantánea donde no existen reacciones entre el gas libre y el gas desorbido, debido a que se trata de un fenómeno físico en el que no se modifica la naturaleza química del gas adherido, además que se asume que se produce la totalidad del gas desadherido del yacimiento.

Para obtener el volumen de gas que se incorpora a la fase libre se supone que, al disminuir la presión las moléculas adheridas en la materia orgánica de la roca se desprenden e incorporan a la fase de gas libre en la formación que se está produciendo. El gas que se libera en la formación se puede representar por la Ec. 04.

donde: (VD) es el volumen de gas desorbido a una presión j (pj); (Vai) es el volumen de gas adsorbido inicial a la presión inicial (pi); (Vaj) es el volumen de gas adsorbido a una determinada presión j (pj).

Se realizaron los ajustes de la declinación de la producción utilizando los datos del gasto de gas libre más gas desorbido con la isoterma de Langmuir y el gas libre más desorbido con el modelo BET. Los modelos utilizados para el ajuste de la declinación fueron los de Arps, Ley de potencias, de Peter Valkó, Crecimiento Logístico y de Duong, Anexo A, obteniéndose para el caso de análisis los mejores coeficientes de correlación con el modelo de Ley de Potencias de acuerdo con los resultados mostrados en la Tabla 02.

Tabla 02. Coeficientes de correlación de los modelos de declinación ajustados.

Una vez obtenido el ajuste de los modelos de declinación se realizaron los pronósticos de producción a 1,000 días, para cada uno de los escenarios e identificar las diferencias en la recuperación final del pozo. Fig. 07 y Tabla 02.

Figura 05. Historia de Producción Pozo A considerando los modelos de isoterma Tipo II (BET) y Tipo I (Lagmuir).

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Conclusiones

Figura 07. Pronóstico de producción de gas libre y desorbido considerando la isoterma de Langmuir.

Del análisis de realizado al Pozo A se pudo observar que existe una variación en la producción acumulada del gas, debido al gas adsorbido en el yacimiento y al tipo de isoterma que se utilice para la estimación del gas desorbido producido.

Tabla 03. Producción acumulada de gas estimada considerando desorción con la Isoterma de Langmuir y BET y el modelo para declinación de Ley de potencias.

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1. Se observó que al no considerar el gas adsorbido en el caso de estudio del Pozo A, se tuvo un error en la producción acumulada del 12% con la isoterma de Langmuir y 19% con la BET, al no considerar el gas adsorbido.

2. Al comparar el gas desorbido de la producción acumulada total entre el modelo de isoterma de Langmuir y el BET, se observó que existe una variación del 6%.

3. Para realizar los pronósticos de producción se utilizó el modelo de Ley de Potencias, debido a que presentó el menor error en el ajuste de la historia de producción y mejor coeficiente de correlación, sin embargo, para cada caso de análisis es necesario realizar las regresiones correspondientes para determinar cual es el mejor modelo de ajuste de la declinación de la producción.

4. Paraelcasodelospronósticosdeproducciónseobservóqueladesviación total en la producción acumulada final, utilizando el modelo de isoterma de Langmuir y el BET fue del 17%.

5. Se comprobó que para los casos de yacimientos que presentan mas de una capa de adsorción de gas a altas presiones, el modelo BET representa mejor el comportamiento de la adsorción/ desorción, a diferencia del modelo monocapa de Langmuir que subestima el gas a producir.

6. DeacuerdoconlosresultadosobtenidosdelestudiodelPozoA,seconcluye que es de suma importancia la selección adecuada del modelo de adsorción y desorción del gas de los yacimientos no convencionales de lutitas, ya que desviaciones del 15% al 20% pueden representar grandes diferencias en las inversiones y beneficios esperados de un proyecto.

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Rocas en campos Ku, Zaap y Maloob Types of rocks in Ku, Zaap, and Maloob fields

Discretización de tipos de roca en yacimientos El trabajo describió la metodología para determinar el número y características de los tipos de roca de los yacimientos del Jurásico Superior Kimmeridgiano, en los campos Ku, Zaap y Maloob. La base fue la distribución de las facies sedimentarias y unidades diagenéticas.

Discretization of rock types in reservoirs The article describes the methodology for determining the number and characteristics of rock types in the Upper Jurassic Kimmeridgian reservoirs in the Ku, Zaap, and Maloob fields. The basis was the distribution of sedimentary facies and diagenetic units.

Por / By : Hurtado Ordoñez Alejandro Omar, María de Jesús Correa López y Leida S. Abreu Galue

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l equipo aplicó la metodología propuesta por Windland y Pittman, basada en datos obtenidos de registros geofísicos convencionales; petrofísica básica que se obtuvo de laboratorio a partir de núcleos y datos de pruebas de inyección de mercurio.

La permeabilidad se determinó mediante correlaciones de datos obtenidos con mediciones realizadas en muestras de roca en laboratorio.

Esta información se integró con la interpretación sedimentológica y diagenética. Finalmente, se caracterizaron los tipos de roca desde el punto de vista petrofísico y geológico. Además, como resultado del estudio se determinaron cinco tipos de rocas.

El sistema de porosidad es principalmente primario, aunque identificamos un tipo de roca dolomitizada y recristalizada con alta capacidad de almacenamiento y flujo. La influencia del tipo de depósito determinado como bancos oolíticos mixtos de Grainstone y Boudstone, además de los procesos diagenéticos, determinó la distribución de los tipos de roca de estos yacimientos. Por esto, debe modelarse mediante la integración de los datos petrofísicos, sedimentológicos y diagenéticos.

Para los yacimientos del Jurásico Superior de los campos KMZ, se determinaron cinco tipos de roca, cuyo rango de porosidad varió entre 5% y 19%. En el tipo de roca de mejor calidad, la permeabilidad fue de 2 mD a 739 mD y la garganta de poro, de 35 micrones. Igualmente, se identificó un tipo de roca no dolomitizada con baja capacidad de almacenamiento y flujo y unidad netamente arcillosa.

T

he team applied the methodology proposed by Windland and Pittman, based on data obtained from conventional geophysical records; basic petrophysics derived from laboratory cores and mercury injection test data.

Data correlations obtained with laboratory measurements of rock samples determined the permeability.

This information was integrated with sedimentological and diagenetic interpretation. Finally, the rock types were characterized by petrophysical and geological perspectives.

Also, five-rock types were determined as a result of the study.

The porosity system is mainly primary, although we identified a type of dolomite and recrystallized rock with high storage and flow capacity. The influence of the reservoir type determined as Grainstone and Boudstone mixed oolitic banks, and the diagenetic processes, discovered the rock type distribution of these reservoirs. Therefore, it must be modeled by integrating petrophysical, sedimentological, and diagenetic data.

Five rock types were determined for the Upper Jurassic reservoirs in the KMZ fields, with porosity ranging from 5% to 19%. In the best quality rock type, the permeability was from 2 MD to 739 MD, and the pore throat was 35 microns.

Likewise, we identified a non-dolomitized rock type with low storage and flow capacity and a net clay unit.

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Método para ahorrar tiempo Time-saving method

Evaluación petrofísica para formaciones siliciclásticas La evaluación petrofísica para formaciones siliciclásticas con ecuación de salinidad variable para pozos de inyección de vapor permite ahorrar tiempo.

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Por / By : Alfonso González García

a necesidad de realizar un cálculo preciso para la saturación de agua (Sw) a nivel terciario recae en la capacidad de manejar una salinidad variable en un tramo del pozo a evaluar.

Dicho tramo debe ser considerablemente largo (mayor a 200 metros) y responder al comportamiento normal de salinidad presente en el agua.

Para el proyecto fueron seleccionados 19 pozos con el fin de realizar una evaluación petrofísica enfocada al programa de inyección de vapor en el campo. Los pozos elegidos tuvieron los siguientes registros disponibles: rayos gamma, resistividad, litodensidad–neutrón compensado, sónico digital/ dipolar y recuperación térmica de petróleo.

Petrophysical evaluation for siliciclastic formations The petrophysical evaluation for siliciclastic formations with variable salinity equation for steam injection wells helps to save time.

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he need for an accurate water saturation (Sw) calculation at the tertiary level lies in the ability to handle variable salinity in the section of the well that will be evaluated. This section must be considerably long (over 200 meters) and respond to the normal salinity behavior present in the water.

Nineteen wells were selected for the project to carry out a petrophysical evaluation focused on the steam injection program. The wells chosen had the following available logs: gamma-ray, resistivity, compensated lithodensity/neutron, digital/dipolar sonic, and thermal oil recovery.

It is possible to obtain an accurate water saturation calculation in the formation, considering

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the application of a variable zone salinity equation. Such information can be reproduced along the stage to evaluate long sections without damage from the variation.

The proper calculation of water saturation in zones for steam injection was aimed at selecting intervals with the best properties, flow capacity, and oil content.

The acquisition of RST records was proposed to confirm the presence of oil in proposed RMA areas. Applying a validated workflow will save time in the petrophysical evaluation of future wells or the re-evaluation of a specific zone.

Considerando la aplicación de una ecuación variable de salinidad por zona, es posible obtener un cálculo preciso para la saturación de agua en la formación. Dicha información se puede reproducir en tramos largos a evaluar sin recibir afectaciones por la variación a lo largo de la etapa.

El cálculo adecuado de saturación de agua en zonas para inyección de vapor tuvo como objetivo la selección de intervalos con las mejores propiedades, capacidad de flujo y contenido de aceite.

Se propuso la adquisición de registros RST para confirmar la presencia de aceite en zonas propuestas para RMA. Aplicar un flujo de trabajo validado ahorrará tiempo en la evaluación petrofísica a pozos futuros o en la reevaluación de alguna zona en específico.

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Propiedades en agua y aceite Properties in water and oil

Ventajas y desventajas de empacadores hinchables Los empacadores hinchables ayudan a incrementar la eficiencia en la perforación de pozos en zonas productoras, las cuales son afectadas por la explotación masiva de los campos.

Dicha explotación ocasiona una disminución de la presión de formación, limitando el éxito de la cementación de las tuberías de revestimiento que permitan aislar zonas de interés.

Por / By : Helder López Maglioni, Roberto Solano de la Cruz y Luis Vidal Díaz Gonzalez

U

na de las soluciones es utilizar Liner Ranurado equipado con empacadores hinchables, los cuales deben ir centrados para incrementar su eficiencia. El empacador se hincha cuando entra en contacto con los fluidos del pozo, y crea una barrera y sello anular entre la tubería de revestimiento y el agujero descubierto.

Existen diferentes tipos de elastómeros que se pueden hinchar en agua, en aceite o en ambos fluidos. Están construidos de forma integral a la TR y proveen el máximo volumen de espesor de caucho para el hinchado. En tanto, el tiempo requerido para el contacto con la pared y para proveer la máxima diferencia depende de varios factores. La temperatura del fluido y el grosor del volumen del caucho son elementos comunes para cauchos hinchables en agua, aceite o híbridos.

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Advantages and disadvantages of inflatable packers Inflatable packers help increase the well drilling efficiency in producing areas, affected by the massive exploitation of the fields. Such exploitation causes a decrease in formation pressure, limiting the success of pipe casing cementing to isolate areas of interest.

O

ne solution is to use Grooved Liners equipped with inflatable packers, which must be centered to increase their efficiency. The packer swells when coming into contact with well fluids, and creates a barrier and annular seal between the casing and the exposed hole.

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Una de las ventajas es que se ajusta a agujeros descubiertos con formas irregulares de pozo. Igualmente, la interfaz del sello se desarrolla mediante la exposición del elemento elastómerico en fluidos base aceite o agua.

Asimismo, proporciona aislamiento a corto y largo plazo.

También se puede realizar una terminación selectiva, aísla zonas de alto corte de agua, no posee partes móviles, no tiene herramientas o accesorios internos, y optimiza los tiempos en la última etapa de perforación y terminación del pozo. Las desventajas son una mala selección de ubicación del empacador, y agujeros sin calibrar mayores al diámetro máximo de expansión. Además, es necesaria la centralización para garantizar su desempeño.

Different types of elastomers can swell in water, oil, or both. They are built integrally to the TR and provide the maximum volume of rubber thickness for swelling. Meanwhile, the time required for contact with the wall and to give the maximum difference depends on several factors. Fluid temperature and rubber volume thickness are common elements for water, oil, or hybrid inflatable rubbers.

One of the advantages is that it adjusts to bare holes with irregular well shapes. Similarly, the seal interface is developed by exposing the elastomeric element in oil or water-based fluids. It also provides short- and long-term insulation.

It can also be performed selective completion.

It isolates high water cut zones, it has no moving parts, no internal tools or accessories, and optimizes times in the last stage of well drilling and completion. The disadvantages are improper packer location selection, and uncalibrated holes larger than the maximum expansion diameter. Also, centralization is required to ensure performance.

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Mejoramiento de la imagen sísmica en zonas complejas Seismic image improvement in complex areas

Beneficios de la adquisición de M-WAZ El uso de conjuntos de datos M-WAZ con largos desplazamientos (> 8 km) y una distribución azimutal más completa y uniforme, aumenta la posibilidad de mejorar la imagen sísmica en zonas muy complejas del GOM.

Por / By : Bin Yu, Shu Dai, Paola Godinez y Arnulfo Diaz Marin

E

l cinturón de pliegues perdidos del GOM es una de las áreas prolíficas del mundo donde se han hecho descubrimientos en los últimos años. El área de perdido revela una geología compresiva con un complejo sistema salino a gran escala. Adicionalmente, tiene láminas de empuje que fluyen sobre gruesas capas de sedimento altamente plegadas.

Los desplazamientos largos y la distribución azimutal amplia permiten que los procesos sísmicos, como la demultiplicación (3D SRME), se beneficien de los datos de M-WAZ. Esto ocurre cuando los conjuntos de datos se utilizan conjuntamente.

Utilizamos un estudio sintético para demostrar los beneficios de los datos adicionales de azimut de WAZ en la obtención de imágenes. Empleando los datos reales, demostramos los beneficios de los datos M-WAZ para pre procesar y construir modelos. Para lo cual se utilizan tecnologías como la Inversión de Forma de Onda Completa (FWI), que utiliza las ondas de inmersión registradas en los desplazamientos lejanos.

La sondas de inmersión se utilizan para generar modelos de alta definición y para sacar a relucir indicios de desviaciones de sal. Además, funcionan para definir mejor los salientes, la sal sucia y diferenciar los geobodas con una velocidad menor o mayor que la de los alrededores.

En este trabajo, hemos mostrado los beneficios de los estudios de M-WAz para el pre-procesamiento de la demultiple, la construcción de modelos y la imagen sísmica. El SRME 3D, el cual utilizó las encuestas de M-WAz, mostró beneficios para predecir los múltiplos relacionados con la superficie. Por lo cual, permitió una mejor sustracción.

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Benefits of M-WAZ acquisition The use of M-WAZ data sets with large displacements (> 8 km), and a complete and uniform azimuthal distribution, increases the possibility of improving the seismic image in very complex areas of the GOM.

T

he GOM Missing Fold Belt is one of the prolific areas of the world where discoveries have been made in recent years. The lost area reveals compressive geology with a complex, large-scale saline system. Also, it has thrust plates that flow over thick layers of highly folded sediment.

The large displacements and wide azimuthal distribution let seismic processes, such as demultiplication (3D SRME), benefit from M-WAZ data.

This occurs when the data sets are used together.

We used a synthetic study to demonstrate the benefits of additional WAZ azimuth data in imaging. Using the actual data, we demonstrate the benefits of M-WAZ data to pre-process and build models. This is done using technologies such as Full Waveform Inversion (FWI), which uses the immersion waves recorded in the distant displacements.

The immersion probes are used to generate high-definition models and reveal signs of salt deviations.

They also work to improve the definition of overhangs, dirty salt, and differentiate geobods with a lower or higher speed than the surrounding ones.

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sismica.com.mx

Aplicamos con éxito la onda de buceo TLFWI para actualizar la sobrecarga, las velocidades de carbonato poco profundas y las estructuras salinas con los datos de la serpentina remolcada M-WAZ. El FWI detectó variaciones laterales detalladas que permitieron diferenciar eficazmente los carbonatos de la minibase y el límite salino en la superficie.

Como consecuencia, la imagen del subsuelo mejoró.

This research has shown the benefits of M-WAz studies for demultiple pre-processing, model construction, and seismic imaging. The 3D SRME, which used the M-WAz surveys, showed benefits in predicting surface-related multiples. Thus, it provided better subtraction.

We successfully applied the TLFWI dive wave to update the overburden, shallow carbonate velocities, and salt structures with the M-WAZ towed coil data. The FWI detected detailed lateral variations that effectively differentiated the carbonates from the mini base and the salt boundary at the surface.

As a result, the subsurface image improved.

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Petrografía avanzada Advanced Petrography

Evolución de porosidad en yacimientos de Ku, Zaap y Maloob El análisis técnico se enfocó en la caracterización de procesos diagenéticos y en la evolución de porosidad de los yacimientos del Eoceno Medio de los campos Ku, Zaap y Maloob. También abarcó estudios diagenéticos orientados a la evolución de la porosidad en la unidad litológica “Calcarenitas del Eoceno Medio”.

Por / By : David Fernando Iracheta Escobedo, Juan Antonio Balleza Correa, María de Jesús Correa López y Ricardo Martínez Ibarra

P

ara tal efecto, el estudio se basó en descripciones diagenéticas megascópicas de 23 núcleos de pozo y descripciones petrográficas diagenéticas de 125 secciones delgadas.

Igualmente, el estudio se realizó empleando la metodología petrográfica conocida en la literatura como “enhanced petrography”, aquí denominada petrografía avanzada.

Dicho método consiste en la aplicación sistemática de las técnicas de petrografía de luz transmitida, petrografía con fluorescencia UV y petrografía de catodoluminiscencia.

A partir del análisis se reconocieron cuatro intervalos determinados por su potencial diagenético para conformar roca almacén de calidad: 1. Calcarenita de alta porosidad (CAP) 2. Calcarenita tectonizada o fracturada (CT) 3. Calcarenita Cementada (CC) 4. Packstone-Mudstone-Arcilla (P-M-A) De los cuatro, las calcarenitas con alta porosidad (CAP) son los intervalos con mejores características de porosidad, permeabilidad e impregnación de hidrocarburos. Por otra parte, en las calcarenitas

Porosity evolution in Ku, Zaap, and Maloob reservoirs The technical analysis is focused on the characterization of diagenetic processes and porosity evolution of the Middle Eocene reservoirs in the Ku, Zaap, and Maloob fields.

It also included diagenetic studies oriented to the porosity evolution in the lithological unit “Middle Eocene Calcarenites”.

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or this purpose, the study was based on megascopic diagenetic descriptions of 23 well cores and petrogenetic diagenetic descriptions of 125 thin sections. Likewise, the study was carried out using the petrographic methodology known as “enhanced petrography”, here called advanced petrography.

This method consists of the systematic application of transmitted light petrography techniques, UV fluorescence petrography, and cathodoluminescence petrography. Four intervals, determined by their diagenetic potential to produce quality storage rock, were identified from the analysis: 1. High porosity calcarenite (HPC) 2. Tectonized or fractured calcarenite (CT) 3. Cemented Calcarenite (CC) 4. Packstone-Mudstone-Clay (P-M-A) Among the four, high porosity calcarenites (HPC) are the intervals with the best characteristics of porosity, permeability, and

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que han experimentado tectonismo y/o fracturamiento intenso (CT) se ha generado porosidad secundaria de brecha y fractura, así como de matriz, donde posiblemente la permeabilidad se ve afectada por la molienda.

Las calcarenitas cementadas (CC) conforman intervalos impermeables a la impregnación de hidrocarburo y, cuando están fracturadas, conectan unidades más permeables. Por último, los intervalos de Packstone-Mudstone-Arcilla (P-M-A) se encuentran confinados entre arcilla expandible, por lo que se comportan como intervalos impermeables a la impregnación de hidrocarburos.

impregnation of hydrocarbons. On the other hand, in calcarenites that have experienced tectonism and/or intense fracturing (TC), secondary porosity of breccia and fracture has been generated, as well as a matrix where possibly permeability is affected by milling.

Cemented calcarenites (CC) form impermeable intervals to hydrocarbon impregnation. When fractured, they connect more permeable units. Finally, the Packstone-Mudstone-clay (P-M-A) intervals are confined between expandable clays, so they behave as impermeable intervals to hydrocarbon impregnation.

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Válvula secundaria sub-superficial de seguridad, una solución tecnológica efectiva Secondary subsurface safety valve, an effective technological solution

Válvula secundaria sub-superficial de seguridad Las prioridades fundamentales de Pemex son salvaguardar la integridad del personal que labora en sus instalaciones marinas y terrestres durante la extracción de los hidrocarburos y maximizar la eficiencia operativa de las mismas.

Por su naturaleza, las instalaciones marinas deben disponer de dispositivos efectivos de seguridad para solventar cualquier eventualidad en caso de una emergencia.

L

a válvula primaria sub-superficial de seguridad denominada de “Tormenta” es una tecnología instalada en la parte sub-superficial del pozo para su cierre operativo inmediato en caso de contingencia. Con frecuencia dicho sistema presenta problemas de funcionamiento para apertura y cierre, por lo que no se alcanza la presión hidráulica requerida en la línea de control por alguna anomalía.

A su vez, impide la operación adecuada de la barrera de seguridad del pozo. El sistema que se instala con línea de acero está integrado por un carrete o un cabezal acondicionados en cada caso al árbol de válvulas, un colgador de línea de control, el aguijón de conexión, y la válvula secundaria sub-superficial de seguridad.

Este trabajo describió las pruebas de banco, que verificaron la funcionalidad de la válvula al probar la hermeticidad del área compartida entre el aguijón sellante y el perfil de sellos en la válvula de tormenta existente. Asimismo, el estudio presentó los resultados de la prueba de la válvula secundaria en un pozo antes y después de su instalación.

Con dicho método se comprobó que la utilización de la tecnología fue satisfactoria, técnica y económicamente, para Petróleos Mexicanos.

La instalación de la válvula secundaria sub-superficial de seguridad restableció la barrera de seguridad que normativamente debe cumplir la válvula primaria sub-superficial en caso de que presente daños operacionales. Igualmente sustituye su función.

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Secondary subsurface safety valve Pemex’s fundamental priorities are safeguarding the personnel working in its marine and landbased facilities during the hydrocarbon extraction process and the maximization of their operational efficiency. Because of their nature, marine facilities must have effective safety devices to deal with any eventuality in an emergency.

T

he “Storm” primary subsurface safety valve is a technology installed in the subsurface part of the well for immediate operational shutdown in case of a contingency. This system often presents operational problems for opening and closing, so that the required hydraulic pressure in the control line is not reached due to some anomaly.

It also prevents the proper operation of the safety barrier of the well. The installed system with a steel line is integrated by a reel or a head conditioned

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in each case to the valve axis, a control line hanger, the connection stinger, and the secondary subsurface safety valve.

This paper described the bank tests, which verified the valve’s functionality by testing the shared area’s tightness between the sealing pin and the seal profile in the established storm valve. The study also showed the secondary valve’s results in a well before and after its installation.

This method proved that the technology was used satisfactorily, technically and economically, for Petróleos Mexicanos. The secondary subsurface safety valve installation reestablished the safety barrier that the primary subsurface valve must comply with operational damage. It also replaces its function.

The tests carried out on the secondary valve Renaissance sub-surface safety system were satisfactory at the bank scale: sting, hinge, and tightness within the primary valve, and external functionality. Therefore, it was proved the technical feasibility of the technology. Finally, the placement of this safety barrier was done without using conventional marine well intervention equipment.

Las pruebas realizadas al sistema Renaissance de válvula secundaria sub-superficial de seguridad fueron satisfactorias a escala de banco: aguijón, charnela y hermeticidad dentro de la válvula primaria, así como la funcionalidad externa. Por lo anterior se comprobó la factibilidad técnica de la tecnología. Finalmente, la colocación de esta barrera de seguridad se realizó sin el uso del equipo convencional de intervención a pozos marinos.

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Estimaciones de volúmenes de reservas Estimates of reserve volumes

Evaluación técnico-económica del campo Bison El w se perforó en Texas en el 2017 para incorporar reservas de las formaciones Frío y Vicksburg. El campo tuvo indicios de hidrocarburos, tales como manifestaciones de gas detectadas durante la perforación, muestras de gas desde la formación Vicksburg y evaluación integrada de la empresa SDE, que sugirieron la presencia de volúmenes importantes de hidrocarburos.

Por / By : Edith del Carmen López Farfán, Fernando Jesús Chacartegui Rodríguez, Lourdes Giovanna Arrazola Cabrera, Joana Cristina García Duarte, César Alexander Rodríguez y Rubén Cruz Veraza.

E

l campo es una trampa estructural delimitada por fallas normales, con orientación NO-SE y buzamiento hacia el este. El equipo de trabajo estimó las propiedades de los yacimientos a partir de los registros geofísicos básicos y especiales obtenidos en el pozo para su análisis e interpretación.

Las proyecciones sugirieron que la zona inferior puede producir en forma natural 3.5 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd).

Considerando el fracturamiento hidráulico, se estima un potencial de producción de gas de 6.2 mmpcd y condensado de 130.7 barriles diarios.

Litológicamente, el yacimiento está compuesto por areniscas con intercalaciones de arcillas, con porosidades y permeabilidades características de yacimientos “Tight Sands”, y con valores de porosidad que varían entre un

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Technical-economic evaluation of the Bison field In 201, the Bison-1 well was drilled in Texas to incorporate reserves from the Frío and Vicksburg formations. The field had hydrocarbon indications, such as gas manifestations detected during drilling, gas samples from the Vicksburg formation, and SDE’s integrated evaluation, which suggested significant hydrocarbon volumes.

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10% y 14%. También posee permeabilidades de entre 0.59 y 0.70 mD y una saturación de agua del 58%. El fluido del yacimiento, analizado por cromatografía de gases, presentó características composicionales de gas húmedo con gravedad específica de 0.6867.

Conclusiones: El campo Bison presentó una prospectiva exploratoria en el área norte de Bloque I y II. La interpretación al norte de México es extrapolable al sur de USA. Por otra parte, realizamos los cálculos y análisis con base en métodos probabilísticos y campos vecinos análogos para considerar el nivel de incertidumbre en la información.

A partir de lo anterior, se estimaron volúmenes de reservas 1P, 2P, 3P y recursos en el campo que permiten establecer planes de exploración y desarrollo con viabilidad técnica y económica. Las proyecciones sugieren que el valor más probable de reservas 1P está en el orden de 2.33 BCF (pozo Bison-1 área mínima de 40 acres).

Las reservas 2P, considerando el área de drenaje del pozo Bison-1 de 320 acres, se estiman para el Bloque I en 5.61 BCF, y de 1.86 BCF para Bloque II. Para las reservas 3P, los valores más probables son de 38.71 BCF para Bloque I y de 11.77 BCF para Bloque II. El valor más probable de los recursos, para el Bloque I es de 75 BCF y de 35.02 BCF para Bloque II. Por último, el valor más probable del gasto de gas inicial del pozo en estado pseudo estable y con fracturamiento hidráulico es de 5.6 mmpcd de gas, 90.3 bpd de condensado y 171.8 bpd de agua.

he field is a structural trap bounded by normal faults, with a NO-SE orientation and dipping to the east. The work team estimated the reservoir properties from the basic and special geophysical records obtained in the well for analysis and interpretation.

Projections suggested that the lower zone can naturally produce 3.5 million cubic feet per day (MMcfd). Based on the hydraulic fracturing, it is estimated a gas production capacity of 6.2 MMcfd and condensate of 130.7 barrels per day.

Lithologically, the reservoir is composed of sandstones with clay intercalations, with porosities and permeabilities characteristic of “Tight Sands” reservoirs, and with porosity values that vary between 10% and 14%. It also has permeabilities between 0.59 and 0.70 MD and water saturation of 58%. The reservoir fluid, analyzed by gas chromatography, presented compositional characteristics of wet gas with a specific gravity of 0.6867.

Conclusions: The Bison field presented an exploratory foresight in the northern area of Block I and II. On the other hand, we carried out the calculations and analysis based on probabilistic methods and analogous neighboring fields to consider the uncertainty level in the information.

Based on the above, we estimated volumes of 1P, 2P, 3P reserves, and resources in the field that allow us to establish exploration and development plans with technical and economic feasibility. The projections suggest that the most probable value of 1P reserves is on the order of 2.33 BCF (Bison-1 well minimum area of 40 acres).

The 2P reserves, considering the Bison-1 well drainage area of 320 acres, are estimated for Block I at 5.61 BCF, and 1.86 BCF for Block II. The most probable values for the 3P reserves are 38.71 BCF for Block I and 11.77 BCF for Block II. The most probable value of the resources, for Block I is 75 BCF and 35.02 BCF for Block II. Finally, the most probable value of the well initial gas expenditure in pseudo-stable state and with hydraulic fracturing is 5.6 MMcfd of gas, 90.3 BPD of condensate, and 171.8 BPD of water.

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Yacimiento cretácico BKS Cretaceous reservoir BKS

Caracterización de zonas dolomitizadas mediante inversión sísmica simultánea La caracterización de zonas dolomitizadas mediante inversión sísmica simultánea en rocas carbonatadas del Mesozoico se emplea para reducir riesgos. El equipo desarrolló el trabajo en un campo localizado en aguas territoriales del Golfo de México, que tiene el yacimiento cretácico (BKS) como principal productor.

Por / By : Rómulo Guédez Chacón, Raúl Hernández Vela, José Roberto Torres Posadas y Liliana López Arredondo

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icho campo es uno de los más importantes en la región marina de Pemex debido a las altas tasas, por lo que actualmente es considerado un campo maduro. Con el objetivo de definir las mejores zonas con calidad de roca almacén y reducir el riesgo geológico, se llevó a cabo un estudio de inversión sísmica simultánea.

La metodología inició con el acondicionamiento del dato sísmico pre-apilado. En paralelo, se utilizó información de registros geofísicos (velocidad de ondas P y onda S, y el registro de densidad) para calcular los parámetros elásticos y correlacionarlos con propiedades petrofísicas de cada pozo para el yacimiento BKS.

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El modelo de baja frecuencia aportó este componente ausente en la traza sísmica y se utilizó como una condición de contorno para los volúmenes elásticos estimados. Además, mediante procesos de aprendizaje automático, el equipo obtuvo registros de electrofacies. Asimismo, a partir de la respuesta de los atributos elásticos resultantes de la inversión sísmica (algoritmo PMLI), se generaron volúmenes de probabilidad de facies y volumen de facies a nivel del yacimiento BKS. Hoy en día, los grupos multidisciplinarios que se desarrollan en los activos de producción de la zona marina han experimentado retos en proponer la ubicación de nuevas oportunidades donde se tengan las mejores propiedades de la roca almacén.

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Dolomitized zone characterization by simultaneous seismic inversion The characterization of dolomite zones by simultaneous seismic inversion in Mesozoic carbonate rocks is used to reduce risks. The team developed the work in a field located in the Gulf of Mexico’s territorial waters, which has the Cretaceous reservoir (BKS) as its main producer.

T

his field is one of the most important in the Pemex marine region due to the high rates, so it is currently considered a mature field. In order to define the best areas with storage rock quality and reduce the geological risk, a simultaneous seismic inversion study was carried out.

The methodology started with the conditioning of the pre-stacked seismic data. In parallel, information from geophysical logs (P-wave and S-wave velocity and density log) was used to calculate the elastic parameters and correlate them with each well’s petrophysical properties for the BKS reservoir.

The low-frequency model provided this missing component in the seismic trace and was used as a boundary condition for the estimated elastic volumes. Furthermore, through automatic learning processes, the team obtained records of electro-physics.

Likewise, based on the elastic attributes response that resulted from the seismic inversion (PMLI algorithm), facies probability volumes, and facies volume at the BKS reservoir level were generated.

Today, the multidisciplinary groups developed in the marine zone production assets have experienced challenges in proposing new opportunities where the best properties of the reservoir rock are available.

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De oportunidad a campo de producción From opportunity to production field

Campo Ayatsil y su análisis geológico El campo Ayatsil se ubica en áreas territoriales del Golfo de México a 130 km al noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche. Geológicamente, el campo se ubica en la porción Nororiental del Pilar de Akal, a un costado de la Fosa de Comalcalco.

Ayatsil Field and its geological analysis Por / By : Madaín Moreno Vidal, Gabriel Martinez Hernández, Aarón Gutiérrez Araiza, Xóchitl Gisela Medellín Pérez, y Alfonso Palacios

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ara los ingenieros, el campo representó un análisis de información geológica y de consistencia en la interpretación sísmica estructural, con base en patrones sísmicos y análisis de velocidades. En un principio se pensó que no había oportunidades en esa área, pues la unidad Brecha Cretácico Superior (BKS) parecía invadida por su diferencia estructural con los campos aledaños: Maloob y Pohp-Tson.

Posteriormente, el grupo de trabajo logró definir el cierre estructural, calculó el recurso prospectivo y realizó la evaluación económica. En marzo del 2007 se perforó el pozo Ayatsil-1 y en junio de 2008 se delimitó con el pozo Ayatsil-DL1. Ambos pozos resultaron productores de hidrocarburos pesados (11.3°API) en BKS. Los pozos incorporaron un volumen de 987 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce). Actualmente, el volumen es de 3,476 MMbpce. El campo entró a producción en febrero del 2015 y se confirmó que los pozos no eran fluyentes. Por esta razón, el desarrollo del campo inició con el sistema artificial de producción bombeo electrocentrífugo (BEC). A la fecha, el proyecto Ayatsil es un campo importante para la nación; en 2018 alcanzó una producción de aceite de 60 mil barriles por día.

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The Ayatsil field is located in the Gulf of Mexico territorial areas 130 km northwest of Ciudad del Carmen, Campeche. Geologically, the field is located in the northeastern portion of Pilar de Akal, next to the Comalcalco Trench.

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or the engineers, the field represented a geological information analysis and consistency in structural seismic interpretation, based on seismic patterns and velocity analysis. At first it was thought that there were no opportunities in this area, since the Upper Cretaceous Breccia unit (BKS, by its acronym in Spanish) seemed to be invaded by its structural difference with the surrounding fields: Maloob and Pohp-Tson.

Later, the work group managed to define the structural closure, calculated the prospective resource and carried out the economic evaluation. In March 2007 the Ayatsil-1 well was drilled and in June 2008 it was delimited with the Ayatsil-DL1 well. Both wells resulted in heavy hydrocarbon producers (11.3°API) in BKS. The wells incorporated a volume of 987 million barrels of crude oil equivalent (MMboe). Currently, the volume is 3,476 MMboe. The field entered production in February 2015 and it was confirmed that the wells were not flowing. For this reason, the field development began with the artificial electrocentrifugal pumping (BEC, by its acronym in Spanish) production system. To date, the Ayatsil project is an important field for the nation; in 2018 it reached an oil production of 60 thousand barrels per day.

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La metodología para la generación de localizaciones partió de analizar información geológica y geofísica alrededor de pozos exploratorios y de campos en producción; identificar y jerarquizar oportunidades exploratorias para posteriormente documentar la localización. Lo que inició como una oportunidad, hoy es un campo en producción con una estrategia de explotación. Por esto, debemos revisar todas aquellas oportunidades en los diferentes horizontes geológicos cercanos a campos con infraestructura.

The methodology for the generation of locations started from analyzing geological and geophysical information around exploratory wells and fields in production, as well as identifying and prioritizing exploration opportunities and then documenting the location. It started as an opportunity, but today it is a field in production with an exploitation strategy. Therefore, we must review all those opportunities in the different geological horizons that are close to fields with infrastructure.

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Migración en tiempo Kirchhoff (KPSTM) Kirchhoff Time Migration (KPSTM)

Beneficios de variación AVO en yacimientos El estudio técnico evaluó los beneficios de la migración en profundidad para análisis de AVO e Inversión. AVO o AVA es la variación de la amplitud de las ondas reflejadas por una interfase con respecto al ángulo de incidencia. Se usa tradicionalmente como indicador de hidrocarburos en yacimientos clásticos.

Por / By : Madaín Moreno Vidal, Gabriel Martinez Hernández, Aarón Gutiérrez Araiza, Xóchitl Gisela Medellín Pérez, y Alfonso Palacios

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l efecto AVA también puede usarse para determinar contrastes en las propiedades elásticas terrestres, además de la Impedancia Acústica. La migración en tiempo Kirchhoff (KPSTM) es considerado tradicionalmente como el dato de entrada adecuado para los análisis de AVO. Los actuales retos geológicos y geofísicos llevan a la necesidad de utilizar la migración (KPSDM) en profundidad para resolver los problemas en zonas complejas, a los cuales la migración no logra alcanzar en tiempo. Los factores que pueden afectar la relación intercepto-gradiente son: velocidad residual, moveout de orden mayor, Strech de NMO, múltiples, ganancia y efecto de la sobrecarga.

El estudio concluyó que los controles de calidad necesarios para una evaluación preliminar del dato para procesos especiales de AVO e inversión mostraron que la migración en profundidad escalada a tiempo es una excelente opción y brinda beneficios adicionales a los obtenidos con una PSTM. Por otra parte, los resultados en controles de calidad a partir de sintéticos de pozo mostraron resultados positivos para ambas versiones de migración, con un beneficio adicional en la respuesta de impedancia estimada en la KPSDM manteniendo un comportamiento similar al sintético. Con esto, se garantizó una respuesta real.

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AVO variation benefits in reservoirs The technical study evaluated the benefits of in-depth migration for AVO and Investment analysis. AVO or AVA is the variation of the wave amplitude reflected by an interface concerning the incidence angle. It is traditionally used as an indicator of hydrocarbons in clastic reservoirs.

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he AVA effect can also be used to determine contrasts in terrestrial elastic properties, in addition to Acoustic Impedance. Kirchhoff Time Migration (KPSTM) is traditionally considered as the appropriate input for AVO analyses.

The present geologic and geophysical challenges cause the necessity to use the migration (KPSDM) in-depth to solve the problems in complex zones, to which the migration does not manage to reach in time. The factors affecting

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the intercept - gradient relationship are residual velocity, higher-order moveout, NMO Strech, multiple, gain, and overload effect.

The study concluded that quality controls for preliminary data evaluation for special AVO and investment processes showed that timely scaled in-depth migration is an excellent option and provides additional benefits to those obtained with a PSTM. On the other hand, quality control results from well synthetics showed positive results for both migration versions, with an additional benefit in the impedance response estimated in the KPSDM, maintaining a similar behavior to the synthetic.

With this, a real response was guaranteed.

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Técnico El impacto de las reformas energéticas en el país a través de los años.

Method for practical modeling in non-conventional gas fields

Camino hacia una Tercera Reforma Energética En la llegada del presidente López Obrador a la presidencia de la República, uno de sus mensajes desde la campaña presidencial, fue el de cancelar la reforma energética del presidente Peña Nieto. En sus inicios, todo pareciera ser una discusión ideológica, pero más que ideológica debe verse en su contexto de la historia de nuestro país.

Por / By : Ing. Alfredo García Mondragón, Ex-VP Operaciones, BP México (2002-2018) Director General, Siete Energy alfredo.garcia@sieteenergy.com.mx

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i bien, siempre se dijo que el abrir la industria de hidrocarburos no era necesario, debido a que no era por razones de tecnologia y experiencia de Pemex, ya que la tecnologia está disponible en el mercado. Pemex demostró que, a lo largo de su historia, siempre afrontó los retos tecnológicos de manera satisfactoria.

México, con sus universidades, dio la lucha de generar los técnicos que la industria había necesitado.

Pero más que eso, sus problemas se reducen a la falta de recursos económicos y capacidad de ejecución para poder desarrollar los nuevos retos que la indistria del siglo XXI de una manera exitosa.

Por esa razón, el presidente Calderón reconoció que no había forma de continuar operando Pemex a base de deuda y más que pensar en un desmantelamiento de Pemex, era evitar seguir endeudando al país. Para cuando llegó el presidente Peña Nieto, las condiciones eran todavía más críticas en las finanzas de Pemex. Y es así como llegamos a una controvertida, pero necesaria, reforma energética.

Las razones por las que se da la expropiación de la industria petrolera en México son del concimiento público. Sin embargo, es importante reconocer que México socialmente vivía la década de los años treinta.

En esta misma década se estaba articulando la Ley Federal del Trabajo; y es en el año de 1931 cuando entra en vigor, aunque los derechos y protección de los trabajadores se establecieron en la constitución de 1917 al igual que la de los hidrocarburos, y al igual

Contexto histórico La industria petrolera desde sus inicios fue promovida por el presidente Porfirio Díaz a inicios del XX. En esa época, México,era un país con menos de 20 millones de habitantes y con una industria incipiente.

Por consecuencia, el petróleo no tenía el valor que hoy en dia tiene, ni generó el desarrollo que hoy ha generado. Por ello, es anacrónico pensar que Porfirio Díaz entregó las concesiones petroleras de una manera irresponsable.

Incluso para la década de los 30´s, México rondaba en su población los 20 millones de habitantes (Fig. 1), y para esa misma década, México contaba con una poblacion de cerca de 13 millones de analfabetas (Fig. 2). Y así llega México a la época de la expropiación petrolera, con no grandes cambios en este respecto.

Para la época en la que México decide realizar la reforma energética del año 2013, contaba con 115 millones de habitantes, cerca del 8 % de analfabetas, 3600 universidades en el país. Lo que, en resumen, son dos épocas y condiciones de decisión de México muy distintas.

Fig, 1. Fuente: Pineda Trujillo, 2013 Fig. 2 Fuerte: INEGI

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Figura 1

Figura 2

Técnico

Cabe recordar que, después de la expropiación, México tuvo un veto internacional, el cual no solo fue comercial, también bloqueó su acceso a proveedores de servicios petroleros. Por lo tanto, muchos equipos con lo que operaba Pemex, eran copiados y construidos de manera artesanal en sus talleres y prácticamente muchos de esos equipos llegaron a finales del siglo XX. Es por esta razón que los técnicos petroleros mexicanos, sienten ese orgullo de haber desarrollado una industria prácticamente carente de tecnologia. Aún así, en el mega complejo petrolero de la región marina, lograron administrar la produccion de Cantarell, el campo megagigante en 1 millón de barriles diarios por más de 20 años.

Presupuesto de la Federación

de la ley del trabajo. Los legisladores tardaron cerca de 20 años en pronunciar las leyes relacionadas de la constitución.

Cuando se da la expropiación petrolera en 1938, y las empresas internacionales son expulsadas de México, después de la expropiación, Lázaro Cardenas tiene la necesidad de crear una empresa del Estado, pero en las condiciones del país. También reconoce que prácticamente no existían cuadros técnicos que pudieran tomar el control de la industria y prácticamente dependía del sindicato petrolero; y que no solo debía crear la empresa petrolera del país sin recursos humanos calificados. Aunque ya la UNAM operaba, su historia data del año 1551 como la Real y Pontificia Universidad de México y posteriormente la creación del Instituto Politecnico Nacional y con los años fueron surgiendo universidades que pudieron dar los profesionales que la industria necesitaba.

El problema de Pemex, desde su inicio es que fue concebida como una empresa estatal que explorara, perforara, produjera y refinara sus hidrocarburos para el consumo del país. Pemex dependía del presupuesto de la federación, lo que implicaba que recibía presupuesto como cualquier secretaria de estado. De tal forma, si necesitaba explorar o desarrollar campos o producirlos, debía hacerlo con el limitado presupuesto.

Aún con todas esas carencias, Pemex realizó el reconocimiento geológico de todo el país, desde los años 50 hasta mediados de los 90 realizó campañas sísmicas y se perforaron pozos en prácticamente en todas las cuencas y regiones. Además, se desarrollaron y explotaron campos que hoy en día son los campos maduros y marginales terrestres. De esta forma, llegan a descubrir la región marina a inicios de los 70´s y ya para la década de los 80´s México ya era una empresa petrolera con producción marina. Ya para inicios de los años 90´s la región marina recibía las mayores inversiones en Pemex, como lo hace hoy en dia.

Apertura de la petroquímica secundaria Durante el sexenio de Salinas de Gortari se dieron los primeros intentos de apertura del sector de los hidrocarburos en México. Existen referencias de que los Estados Unidos solicitaron una apertura del

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Técnico

sector durante las negociaciones del tratado de libre comercio. Así que los intentos de recibir inversión extranjera se dieron en la generación de subsidiarias de Petróleos Mexicanos, creando la petroquímica primaria y secundaria, refinación y exploración y produccion siguiendo el modelo de negocios de las grandes operadoras.

Gracias a lo anterior, empezaron a operar unidades de negocio manejando precios de transferencia, pero no contaban con que una operadora nacional, su gobierno corporativo y toma de decisiones son completamente distintos a una que es pública y debe reportar todas sus operaciones. Por otra parte, la fuerza el sindicato petrolero le impedía llegar más lejos en una apertura del sector. Incluso el sindicato tenía la mitad de los asientos en el consejo y se tenía que negociar con el sindicato cualquier cambio.

Pidiregas 1998 En la llegada del presidente Zedillo, que enfrentó los retos del famoso error de diciembre del 1994, su administración inició con una devaluación del más del 100% y una caída de sus reservas y erosión del PIB en un 6.5%. Durante esa debacle económica, México en crisis tuvo que negociar con los Estados Unidos una línea de crédito de $20,000 millones de dólares para afrontar los compromisos financieros en dólares.

Se sabe que los Estados Unidos pidió una garantía soberana, con la que garantizara el pago de este empréstito y no tenía más opción que hipotecar las reservas petroleras, una acción que, el mismo Zedillo sabía, ponía en riesgo el patrimonio de los mexicanos y de la nación misma. Al término de su gestión pagó esa deuda, acción que el Senado y Cámara de Diputados criticaron duramente.

Durante la gestión del Presiente Zedillo fue necesario incrementar la producción petrolera para poder afrontar estos créditos, ya que era la única fuente de ingresos extraordinarios que el estado podía tener. Como el presupuesto de la federación no era suficiente para incrementar la producción, se instrumentaron los llamados Proyecto sde Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público (Pidiregas).

Dichos proyectos funcionaron como una fuente de financiamiento para proyectos estratégicos. Lo cual

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permitió hacer frente a los compromisos adquiridos, logrando incrementar la producción en Cantarell en 1.3 mm bpd en el año 1997, inyectándole Nitrógeno para aumentar la energía del yacimiento. Esta decisión fue criticada por haber triunfado gracias a su bajo costo.

Sin embargo, su impacto más tarde sería desastroso.

Ya en las vísperas de las elecciones del año 2000, el candidato Fox en sus promesas de campaña, ataca fuertemente a Pemex como una caja negra, llena de corrupción e inicia la idea de crear una reforma energética. Por lo cual, a su llegada a la presidencia, crea la ley de transparencia y abre a la sociedad los problemas que existían en Pemex. Aún así, en esa administración, Pemex llega a su produccion máxima histórica de 3.4 mm bpd como un efecto de las inversiones del sexenio anterior.

El gran problema de los proyectos Pidiregas es que, con los flujos que generarían, deberían poder pagar la deuda en el plazo estipulado. Sin embargo, debido a que los ingresos entran por Hacienda, el congreso etiquetó esos ingresos para gasto corriente y solo se cubrió el servicio de la deuda. En el caso de los proyectos de Pemex, los campos que se financiaron de esa manera ya declinaron y la deuda sigue vigente.

Asi que, al no poder lograr la apertura del sector energético, México era el segundo proveedor de petroleo

Técnico

a los Estados Unidos. No tenían que invertir en riesgo y solo compraban el hidrocarburo a precio comercial.

De esta manera, los únicos ganadores de un modelo de monopolio fueron los bancos internacionales.

En 2004, Pemex llega a su máximo histórico de producción: 3.4 mm bpd. Casualmente, la producción de México empieza su declive en 2006. Antes de que Cantarell empezara su caída en producción, los técnicos de Pemex ya sabían que esto sucedería y fue así como se buscó incrementar la producción en campos ya descubiertos que todavía tenían un potencial de producir.

Posteriormente, se desarrolla el proyecto de KuMaloob-Zaap (Fig. 3). Este campo ya había entrado en produccion desde 1985, en la misma región marina, con reservas estimadas de aproximadamente de 7 bn bpce en el año 2004 (Fig. 4).

Durante el redesarrollo de estos campos, en el año 2006, logran reclasificar las reservas en niveles de 14 bn bpce. Y no solo eso, para el año 2007 se estimaba que este complejo declinaría, y pasaron los 700 kbd.

Adicionalmente, para el año 2009 alcanzan una producción arriba de los 800 kbd. Pemex logró mantener esta producción por más de 10 años gracias a una administración muy eficiente.

Fig. 3 Fuente: CNH Fig. 4 Fuente CNH

Figura 3

Contratos de Servicios Múltiples 2004 En la llegada del presidente Vicente Fox, esta administración se distinguió por intentar detener el uso de los Pidiregas. Por otro lado, intentó atraer inversión privada a Pemex, evaluando la estructura legal vigente en ese momento. Así fue como se promocionaron los Contratos de Servicios Múltiples, en los que básicamente se pretendía que las operadoras internacionales brindaran servicios de operación de campos, incluyendo el financiamiento, y se pagaría a precios unitarios con una lista de servicios preestablecida. Aunque se logró atraer inversionistas a estos proyectos, no llegaron las operadoras que Pemex quería

Figura 4

que invirtieran, porque aparte de dar los servicios se buscaba que se diera una transferencia de tecnologia.

En sí, la falta de interés de las operadoras también radicó en que el portafolio que Pemex ofreció para los CSM, eran campos ya explotados y con reservas marginales. Aparte de que no existía el premio de tener acceso a los beneficios de mayor producción, descubrimientos o el precio de los hidrocarburos.

Estos beneficios no se podían dar por la limitante de la ley de obras públicas y la ley del petróleo.

Se anunció mucho una reforma energética, pero nunca se envió la iniciativa al congreso, por lo que los CMS es a lo más que llegó. Cuando ya operaban las empresas ganadoras, hubo proyectos que funcionaron bien. Algunas operadoras dejaron de invertir porque no existía el incentivo de seguir invirtiendo. Algunas contratistas cumplieron con las actividades mínimas de trabajo y regresaron las áreas.

Reforma de Calderón 2008 A la llegada del presidente Calderón, se reconoció la problemática de la necesidad de inversión adicional y anunció una reforma energética. Dejó pasar los primeros dos años de su mandato y en el año 2008 se aprueba la reforma energética; la cual establecía que Pemex se autorregulaba y no existía un control estatal sobre él.

Además, reconocía que la Ley de Adquisiciones no se ajustaba a la operación y le dio más atribuciones al consejo de Pemex para que generara los lineamientos de un autocontrol para la contratación de servicios en un espectro más amplio a lo que llamaron actividades sustantivas. Por otra parte, se dieron atribuciones de contratación estratégica que el consejo podría aprobar, sobre todo para los servicios de contratación por asignación directa o restringida.

En esta administración se dejan ver los efectos de las inversiones creadas con los pidiregas, pero en el año 2006 inicia la declinacion de Cantarell. Ante este escenario, Pemex busca reemplazar esta producción con el complejo Ku-Mallob-Zaap, pero un campo Megagigante es muy difícil de reemplazar. Así, los esfuerzos de Pemex por sustituir la esta produccion, Ku-Mallob-Zaap, tal como se identifica en la gráfica de la Figura 5, mientras se incrementaba la inversión, no lograron compenzar la caída de Cantarell.

Fig. 5 Plan Nacional de Hidrocarburos gobierno Federal 2018-2024

Creación de la CNH Una vez concretada la reforma energética del 2008, surge la necesidad de crear un sentido de industria con estándares internacionales. Por lo tanto, Sener

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Técnico

Figura 5

pasó a ser una secretaría enfocada en la gestión de la industria y la falta de capacidad técnica y se creó la Comisión Nacional de Hidrocarburos, con el objetivo de ser el brazo técnico de Sener, pero con la independencia necesaria.

La CNH comenzó a revisar de una manera más crítica, y con visión de estado, la explotación de campos.

Gracias a esto, inició el control de costos por campo para identificar qué campos estaban destruyendo valor a Pemex. Tal fue el caso de Chicontepec, donde se invirtieron más de $6,000,000,000 de dólares sin llegar a la produccion esperada.

De igual forma, la Comisión Nacional de Hidrocarburos se enfocó en conocer los costos reales de la explotación de los campos, ya que la produccion gigantesca de Cantarell maquillaba los costos reales de exploración y explotación de muchos campos marginales en Pemex. Petróleos Mexicanos anunciaba la perforación de los primeros pozos en aguas profundas y no contaba con una regulación para operar. Fue así como, con CNH, se establecieron las bases para una rectoría de estado; y con Sener, la generación de políticas públicas para controlar el sector energético.

Contratos Incentivados Tras la reforma energética del 2008, tal como se describe previamente, Pemex busca a atraer inversiones de empresas operadoras a través del alcance del marco legal resultante de esta reforma. Se idearon los contratos, llamados incentivados, que resultaron ser una variante de los Contratos de Servicios Múltiples, pero con mayor flexibilidad de contratación. También se crearon nuevos modelos de negocios y contratación, como los laboratorios de tecnología en Chicontepec.

Con los Contratos de Obra Pública Financiada se logró atraer la atención de empresas internacionales.

Sin embargo, el resto de los proyectos continuaban siendo empresas de servicios. Se buscó también, posicionarlos como un contrato incentivado, aunque realmente no tenían nada de incentivo. Por lo cual, esa promoción, aunque generó la atencion de la industria global, no logró que las grandes inversiones llegaran al país, debido a que los proyectos ofrecidos eran marginales en producción, tamaño de áreas y términos contractuales atractivos. Se ofreció la cola del portafolio de Pemex, carente de atractivo.

Reforma de EPN 2013 Para cuando empezaron las discusiones sobre una apertura del sector energético, México ya llevaba 7 años de producción petrolera en declive y los precios del petroleo ya habían dejado de generar la misma abundancia de 5 años atrás. Tal como se muestra en la Figura 5, en el diagnóstico de hidrocarburos para la reforma energética, se identificó que las inversiones de Pemex crecieron de manera paulatina año tras año de manera ascendente desde el año 1996 hasta el año 2014 hasta llegar a los $100 bn usd. Sin embargo, lo más preocupante era que las reservas y la producción estaban en franca caída.

No cabe duda de que, cuando Pemex estuvo desarrollando actividades exploratorias en cuencas terrestres y aguas someras, se tuvieron descubrimientos. Aunque no lo suficientemente grandes como para reemplazar a los campos gigantes de la región marina de Campeche.

Pemex llegó a operar simultáneamente más de 100 equipos de perforación. Pero, sin el éxito de tener reemplazos de la reservas vía descubrimientos, la mayoría de las nuevas reservas eran reclasificaciones

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o extensiones de las ya existentes. En este sentido, la industria internacional, con los resultados de sus actividades en cuencas prolíficas en el mundo, como Brasil, Angola y Golfo de México; en la porción estadounidense principalmente, mostraban sus éxitos. En contraste, la única alternativa para México eran las Aguas Profundas en su porción del Golfo de México.

Fue así como Pemex incursionó con sus primeros pozos exploratorios en Aguas Profundas. Para lograrlo, recibió apoyo de las operadoras internacionales.

Así, mediante un programa agresivo de inmersión tecnológica y practicas operativas, Pemex ganó los conceptos técnicos para operar la perforación de estos pozos en aguas profundas en un periodo del 2004 al 2010 aproximadamente.

Ganaron las operativas de la perforacion, pero la falta de experiencia en el desarrollo y producción de campos representaba el mayor riesgo de la inversión.

Se intentó desarrollar el campo gasífero Lakach, descubierto en el año 2007, invirtiendo cantidades mayores a los $3-4 bn de dólares, sin obtener resultado alguno.

Por otro lado, se intentó reactivar el campo terrestre Chicontepec, invirtiendo más de $7 bn de dólares y tampoco llegaron a los resultados esperados en la producción. El único campo que incrementó la producción tal como se comentó anteriormente fue Ku-Mallob-Zaap. Sin embargo, su produccion no fue lo suficientemente grande como para parar la caída de producción.

Como consecuencia, los bajos precios del gas obligaron a dejar de invertir en Burgos, la única fuente de gas no asociado en México. Todo esto generaba una bomba de tiempo que tarde o temprano estallaría. Así es como en la administración del presidente Peña Nieto, ante estos escenarios, tomó la decisión de hacer una reforma energética de largo alcance, agresiva y cubriendo todos los segmentos del sector energía. A través de ella, buscaba armonizar las leyes creadas en diversos periodos y, a su vez, dar a México el marco legal para cumplir con compromisos internacionales, tales como tratados de libre comercio; también se empezaba a hablar de las negociaciones del TLCAN, que quedaba fuera de este nuevo marco legal y regulatorio en México.

Tal como se señaló en el comienzo de este documento, es importante contar con el contexto del inicio de la industria petrolera en México, ya que se reconocen las premisas de la Constitución de los Estados Unidos Mexicanos, entre ellas, que la propiedad de los hidrocarburos son propiedad de la nación. Y esto no es de sorprender, pues en muchos países del mundo, han reclamado el derecho de propiedad de sus recursos naturales, pero también muchos reconocen que no tienen las tecnologías, experiencia, personal capacitado y, lo más difícil, no cuentan con los recursos financieros para desarrollar una industria de riesgo.

Es así como sus marcos legales los motivan a generar modelos de contratos de producción compartida. En éstos, las operadoras corren con todo el riesgo; ese es su negocio y saben cómo operarlo generando riqueza a los países vía impuestos sin estar expuestos al riesgo de deuda y no lograr los resultados esperados.

Se llega a una reforma energética ampliamente discutida, con especialistas del sector nacional e internacional, académicos, cámaras industriales, asociaciones de profesionales del sector y partidos políticos.

En las discusiones se observó que quienes opinaban en contra, basaban su posicionamiento en los hechos históricos previos a la expropiación petrolera de 1938.

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Los que estaban a favor, sustentaban sus comentarios en la experiencia internacional y una visión de futuro. Ambas visiones eran correctas, sólo que se debía pensar en un cambio, pues las modificaciones estructurales de una nación tardan años en dar los verdaderos frutos.

Sólo para citar un ejemplo, las conversaciones de la industria automotriz en México se dieron a raíz del TLCAN en el sexenio del presidente Zedillo. Después de 25 años, México es el quinto país productor de automóviles en el mundo.

Es por eso que los resultados de la implementación de la reforma energética en este momento no se deben ver como un corto avance. En Brasil, después de haber modificado el marco legal, se tardaron 10 años en realizar sus primeras rondas petroleras. México, en menos de dos años, estaba realizando sus primeras subastas.

Los objetivos de la reforma energética fueron: • Mantener la propiedad de la nación sobre los hidrocarburos que se encuentran en el subsuelo.• Modernizar y fortalecer, sin privatizar, a Pemex y a la Comisión Federal de Electricidad como Empresas Productivas del Estado 100% mexicanas.

• Reducir la exposición del país a los riesgos financieros, geológicos y ambientales en las actividades de exploración y extracción de petróleo y gas.

• Permitir que la nación ejerza, de manera exclusiva, la planeación y control del sistema eléctrico nacional, en beneficio de un sistema competitivo que permita reducir los precios de la luz.

• Atraer mayor inversión al sector energético mexicano para impulsar el desarrollo del país.

• Contar con un mayor abasto de energéticos a mejores precios.

• Garantizar estándares internacionales de eficiencia, calidad y confiabilidad de suministro, transparencia y rendición de cuentas.

• Combatir de manera efectiva la corrupción en el sector energético.

• Fortalecer la administración de los ingresos petroleros e impulsar el ahorro de largo plazo en beneficio de las generaciones futuras.

• Impulsar el desarrollo con responsabilidad social y proteger al medio ambiente (Ver Diagnóstico del sector energético de la Sener).

Claro está que en estas premisas estaba el combate a la corrupción. Tan es así que a Pemex se le puso el candado legal para que no pudiera decidir por decisión de consejo, ni negociación directa; así como es la práctica internacional de una negoción directa entre operadoras.

A la CNH se le prohibió por ley tener conversaciones de cabildeo con las operadoras de manera privada.

No sólo es una cuestión etica, sino que es la misma ley. Entonces está claro que se pensó cómo combatir la corrupción.

Aunque para las operadoras que cotizan en la bolsa de valores con estándares y marcos legales de sus países de origen, los temas de la corrupción ya son penados por la ley desde hace varios años -por ejemplo, en Estados Unidos y el Reino Unido-, estas leyes persiguen a los empleados, no sólo a la empresa.

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Contenido Nacional y Generación de empleos Un tema de mucha trascendencia del sector de los hidrocarburos son los relacionados con el contenido nacional y la generación de empleos. Regresemos a la figura 1 y 2, en la que podemos ver la poblacion de la época del gobierno de Porfirio Díaz, de Lázaro Cárdenas y la época actual. Estamos en momentos diferentes de todas ellas.

Actualmente, la red de universidades del país tiene más de 3600 universidades con la oferta de especialidades más amplia que alguien pudiera imaginar.

También existe una industria madura de proveedores.

Claro está que a una empresa proveedora de servicios le es más atractivo tener 10 clientes que sólo Pemex.

Aunque esto implique certificarse en sus operaciones y prácticas comerciales, es parte de un proceso de crecimiento y desarrollo.

Dentro del marco legal se le otorgó a la Secretaría de Economía la rectoría de estas actividades, y se pensó en replicar el éxito de la industria automotriz. Lo anterior, en las actividades que estaban coordinadas en conjunto con su oficina de ProMéxico, la cual estaba enfocada en la promoción de la industria mexicana y en invitar a invertir en México.

Se realizó el Plan Nacional de Productividad, el cual estaba enfocado en las industrias automotriz, energía, agroindustria y aeroespacial; en los temas de desarrollo de talento, contenido nacional y prácticas de seguridad industrial. En este último se pensó en preparar e impulsar al país para los próximos 20-30 años. Desafortunadamente estos temas quedaron en el tintero.

Asimismo, se identificó que México debería desarrollar más de 100,000 profesionales para el sector de energía. Desafortunadamente, debido a los cambios de administración, estos nuevos profesionales del sector están desempleados, con pocas o nulas oportunidades de integrarse al sector productivo.

Aunque en la industria nunca se debe generalizar, son pocas las empresas que reconocen su compromiso de contratar personal local, a pesar de que esté dictado por la ley de contenido nacional. Éstos desconocen que, en nuestro país, contratar mexicanos en un 90% es un tema de obligatoriedad establecida en la constitución, dejando la opción de traer personal

Técnico

especialista por no contar en México. Sin embargo, no hay que perder de vista que este artículo de la ley está obsoleto porque viene de los años 30, lo cual se ha explicado previamente.

El recurso humano en México es un factor que las operadoras consideran un riesgo, porque de lo contrario tendrían que desarrollar programas de entrenamiento y profesionalización de cuadros técnicos (Fig. 6). México cuenta con suficientes técnicos a lo largo y ancho del país, para poder satisfacer al mercado laboral, aunque no cuentan con prácticas y tecnologías de las operadoras internacionales. No obstante, es responsabilidad de las operadoras dar la capacitación técnica, tal como lo exige la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.

Una de las áreas que el contenido nacional tiene para mejorar, es el reporte de los gastos realizados a lo largo de vida de los proyectos. A la fecha, se puede hacer por medios electrónicos a través de los registros contables: simplemente se configura el reporte de captura y el porcentaje de contenido nacional cumplido. Éste es de gran relevancia para el Estado, porque no se pueden generar políticas públicas con información incompleta.

Por citar un ejemplo, en la actualidad sólo se reporta hasta que se cumple el porcentaje mínimo requerido, digamos que es 3% ó 7%. Después de dicho porcentaje ya no están obligados a seguir reportando.

Si el proyecto llega a término, y el regulador o la Secretaría de Economía detecta que le falta el 97% ó 93% restante, esta información termina siendo una caja negra y no hay manera de saber a qué sectores de la industria se debe atraer para invertir en México y aprovechar las oportunidades para desarrollar a la industria local y, también, dejar de depender de la importación de la proveeduría especializada.

Otro factor importante: las listas de clasificación de servicios y gastos no están completas en los registros de Hacienda, CNH y Economía. Esto traerá deficiencia de información. Incluso tiene un impacto en los contractos de producción compartida, porque existe la recuperación de costos y, al no haber listas completas, muchos gastos caen en misceláneos y dejan de ser válidos para la estructura contable del proyecto.

Incentivo fiscal Siempre que se habla de atraer inversiones a un país, la industria más que sólo pensar en el mercado a abastecer, piensa en lo atractivo que es el país anfitrión.

Todos los elementos en la Fig. 6 son considerados como factores de riesgo con los que se deben realizar planes de mitigación. Ante estas exposiciones, hay empresas que deciden no jugar y prefieren no invertir.

Fig. 6 Fuente: Siete Energy En un proyecto de exploracion y producción en aguas profundas, para este caso, existen cuatro segmentos principales que absorben el gasto, y son: exploración con un estimado promedio del 7%; perforación para el desarrollo de campos con un 60%; equipo submarino, con 25%; y las plataformas de producción del 7%.

Donde México tiene la oportunidad de desarrollar su industria de proveeduría es en los equipos, materiales y servicios de perforación; y empresas proveedoras de equipo submarino y patios y astilleros para construcción de plataformas y FPSO´s. No obstante, la visión de que el mercado es sólo México es errónea y corta; se debe pensar en la proveeduría internacional, aprovechando los tratados de libre comercio suscritos con muchos países.

Estos segmentos son los que realmente generan el empleo, no las operadoras como erróneamente se piensa. Las operadoras terminan siendo los inversionistas y no los que desarrollan las cadenas productivas.

Una operadora en su etapa de máxima produccion, generará más de 500-700 empleados directos, por la política de medición de productividad por empleado.

Así, mantienen sus plantillas al mínimo posible, mientras que un patio de construcción de plataformas genera entre 5000 y 7000 empleos por proyecto (Fig, 7). Si se considera que la industria de equipo submarino podría generar las cadenas de suministro acerero e industria metalmecánica, podrían ser miles de empleos generados en diversas regiones del país.

Fig. 7 Fuente: Siete Energy

Elementos decisivos de inversión Corrupción

Regulación

Mercado de consumo

Información Técnica

Regimen Fiscal

Contenido Local

Seguridad Infraestructura Términos Contractuales

Estabilidad Política

Estabilidad Económica

Marco Legal

Opciones de Inversión

Tipo Proyecto

Recurso Humano

Figura 6

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Técnico

Figura 7

La encrucijada de la atracción de inversiones radica en la competitividad de impuestos (Fig. 8) cuando un gobierno invita a invertir en su país -sobre todo en el sector petrolero-, y cuando las empresas de patios de construcción de plataformas y astilleros, principalmente en Corea del Sur, España, Singapur o Estados Unidos, o la industria metalmecánica para equipo submarino y perforación, que principalmente está en Reino Unido o Estados Unidos, la pregunta obligatoria es: ¿Cuáles son las ventajas económicas de traer esas empresas a México?

Como se puede apreciar en el impuesto sobre la renta corporativo, países como Canadá, Estados Unidos, Reino Unido o Portugal tienen un impuesto impositivo mucho más atractivo que México. En el caso del IVA (Fig. 9), países como Australia, Canadá o Singapur tienen tasas mucho más bajas.

Fig. 8 Fuente: Siete Energy Fig. 9 Fuente: Siete Energy

Por lo que, si México realmente desea desarrollar una industria de tecnología altamente proveedora de bienes y servicios a nivel global, debe pensar en una reforma agresiva de impuestos para las empresas que lleguen e inviertan a largo plazo. Podrían considerarse una tasa de ISR en el rango del 23% al 27% y el IVA entre 8% y 10% para posicionar a México como un gran polo de inversión.

Atraer a empresas líderes de tecnología en estos segmentos debería verse como estratégico, pues podría desarrollar las cadenas de proveeduría y establecer cláusulas de residencia a las operadoras para que desarrollen totalmente sus operaciones en territorio mexicano. Esto, ya que el factor multiplicador de la inversión cuando operan desde sus países de origen es escasamente 1:1, mientras que cuando se opera totalmente en el país anfitrión el factor puede de incrementarse en 4 ó 5 veces. Esta exigencia de residencia existe en muchos países, como Trinidad y Tobago, Egipto, Colombia, Azerbaiyán, por citar algunos.

México tiene la gran ventaja de su población joven y preparada. En un momento dado, debe incrementar sus esfuerzos en la educación media superior, ya que por cada ingeniero que se contrata, hay 7 ó 10 técnicos medios. Es aquí donde están las oportunidades para los jóvenes que no tienen los medios económicos para desarrollar una carrera profesional.

Regulación

Figura 8

Figura 9

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Dentro de las acciones de la reforma, se buscó darle la rectoría al Estado en la industria. Así, fue creada la ley de coordinación de entes reguladores, que permite dar armonía a las operaciones de los regulados. Sin embargo, la industria pasó de no tener una regulación a una sobre regulación, lo cual entorpece y burocratiza las autorizaciones de todas las actividades de los regulados.

Aunque el marco legal es adecuado, México ya pasó la curva de aprendizaje de sus reguladores, como la Comisión Nacional de Hidrocarburos. A la ASEA faltaría darle la autonomía y transformarla en un nuevo ente regulador, así como impulsar una simplificación regulatoria.

Por ejemplo, en los permisos de perforación que antes se solicitaban, el paquete de información era de escasamente 30 páginas.

Con las nuevas prácticas pasaron a ser paquetes de tres y cuatro mil páginas; si hay que hacer modificaciones, se debe volver a emitir todo el paquete de información,

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no sólo el anexo o sección de modificación. Esto debería originar trámites más ágiles, como ventanillas virtuales y la posibilidad para subir la información por internet.

Rondas Petroleras Realizar la implementación de la reforma energética de 2013 necesitó de grandes esfuerzos, comunicación y relación de toda la industria internacional para traer las mejores prácticas. Se desarrollaron las rondas petroleras de acuerdo con el Plan Quincenal del sector de hidrocarburos.

Uno de los aciertos de esta reforma es que contempla la aplicación de todos los modelos petroleros contractuales, tales como servicios, asociación con Pemex, producción compartida y licencia. Todos estos modelos contractuales tienen sus ventajas en la aplicación distinta de determinados tipos de proyecto, buscando el beneficio para México.

Aunque la ley contempla, la subasta con bono de firma, la CNH opto por licitar la variable de porcentaje adicional de la regalía, la cual, al llegar a etapas de producción, el Estado recibe mayores ingresos por la producción que un simple monto en efectivo al inicio. Se debe entender que en México no existe el modelo de concesiones como muchos piensan, porque los hidrocarburos son propiedad de la nación, y esto es inalienable.

Por ley está definido el plan quinquenal, lo cual da sentido, orden y vigencia a las rondas petroleras, y da vida a la industria de hidrocarburos. De esta forma, si las empresas devuelven áreas por cualquier motivo, el Estado puede volver a licitarlas y generar inversiones en el sector de una manera constante en círculo virtuoso.

Se ha dejado fuera de toda acción explorar sus recursos prospectivos del gas de lutitas; el mal llamado Fracking, por la exigencia de grupos ambientales. Pero no se debe perder de vista que la simple evaluación de estos recursos puede llevar entre tres y cinco años. Además, todavía falta la etapa de desarrollo y producción. Tampoco se pierda de vista que es la única fuente abundante de gas que México tiene y no explorarla y explotarla pone al país ante un riesgo de suministro de gas por la dependencia de las importaciones.

Propuestas para la tercera reforma energética Como se discutió a lo largo de este documento, haber pasado por una primera y segunda reforma energética, y dadas las dificultades de negociación entre los partidos políticos, llegar a estas reformas se debe considerar un éxito, a pesar de que la implementación sigue en progreso, como la distribución y almacenamiento de combustibles. Al respecto, llevará años contar con esta infraestructura lista para tener los volúmenes de almacenamiento y reserva esperada.

También aún faltan años para el inicio de la producción en los posibles descubrimientos de las empresas que obtuvieron bloques exploratorios; quizás más de 10 para ver una industria próspera en aguas profundas. Lo mismo sucede para la implementación masiva de energías renovables como beneficio de los basureros en el país, que constituye un elemento para eliminar y reciclar basura de las grandes ciudades, así como los parques eólicos o solares.

En fin, todavía falta mucho por hacer y avanzar.

Para esto una tercera reforma energética es bienvenida, y no sólo para darle viabilidad a Pemex o CFE, sino a toda su industria energética establecida en México, como inversión privada nacional e internacional, para lo cual se sugieren las siguientes mejoras y adecuaciones a la ley: 1. Darle a Pemex la facultad de negociar proyectos abiertamente con las operadoras, con un mecanismo de auditoría de los funcionarios involucrados en el acuerdo. Siempre se podrán conseguir negociaciones satisfactorias para el país.

2. Evitar imponer a Pemex o CFE formar parte de una asociación vía mandato legal. Esto puede poner en riesgo la capacidad de inversión y, más que generar valor, destruiría valor.

3. Reforma fiscal para para hacer más atractivo a México, con tasas impositivas en las que nuestro país resulte ser más atractivo para la inversión.

4. Establecer en la Ley de Hidrocarburos el término de residencia de los operadores, con la finalidad de maximizar las inversiones en el país.

5. Crear la armonía de las listas del registro de gastos en hidrocarburos, lo cual es aplicable para Economía, Hacienda, Sener, CNH y el Fondo Nacional de Hidrocarburos.

6. Fortalecer el ahorro de las generaciones futuras, dando certidumbre al gasto de ese ahorro, ya que dichos ingresos provienen de recursos naturales no renovables.

7. Convertir a la ASEA en un ente regulador e integrarlo en la Ley de Órganos Reguladores Coordinados, con presupuesto propio.

8. Actualizar la ley del trabajo en materia de contratación de personal mexicano, en porcentajes y desarrollo profesional.

9. Redefinir la fórmula de medición de contenido nacional, dando peso a los rubros de gasto en impacto social, tal como transferencia de tecnología en universidades, educación media superior, infraestructura y entrenamiento de personal.

10. Rescatar el Plan Nacional de Productividad, de la administración 2012-2018, en el cual participó la industria y el sector académico.

11. Creación del Plan Maestro de Desarrollo de Proveedores, en el cual se cubra el régimen fiscal bajo la rectoría del Estado.

12. Revisar el marco fiscal para los proyectos de gas, que ante precios bajos los hace inviables.

13. Incrementar la deducibilidad de los costos de inversión en las operaciones petroleras.

14. Aprobar por ley el desarrollo de proyectos de energía limpia a través la basura. Como los basureros son una responsabilidad de los municipios, se deben federalizar los permisos, y la administración, dejarlo a los municipios. De otra manera, no se conseguirá procesar la basura y alinearla a una política cero basura.

15. Proponer una simplificación regulatoria en la que los trámites se realicen vía internet con firma electrónica de recibido.

16. Considerar estratégicas las actividades de exploración y producción en las lutitas gasíferas, ya que es la única fuente disponible para el suministro de largo plazo en México.

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