Petróleo&Energía

Etiqueta: gas natural

  • Central eléctrica de Tula se reconvertirá a gas natural

    Central eléctrica de Tula se reconvertirá a gas natural

    Actualmente la central eléctrica de la CFE aprovecha el combustóleo elaborado en la refinería de Pemex en la localidad, pero esta producción se reducirá una vez que entre en operación la planta coquizadora del complejo, lo que debería ocurrir este año. 

    Aunque la elaboración de combustóleo de Petróleos Mexicanos (Pemex) en la refinería Miguel Hidalgo de Tula, Hidalgo, lleva el nivel más bajo de los últimos 35 años, en el sexenio pasado se alcanzó la mayor participación: de casi 45%, de este residual en la producción de esta refinería en el 2020, durante la crisis económica por la pandemia del Covid 19.    

    Este sábado, la presidenta Claudia Sheinbaum informó que existe un proyecto para que central termoeléctrica Francisco Pérez Ríos, de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) sustituya el combustóleo por el gas natural, con el fin de aminorar las emisiones de gases contaminantes principalmente óxidos de nitrógeno (NOx) y dióxido de azufre (SO2). 

    Para la generación eléctrica en una capacidad máxima que supera los 1,500 megawatts, la central de la CFE de Tula utiliza cinco plantas que en su arranque, en 1975, proyectaron la interconexión para el uso de productos combustibles -de los que el combustóleo es el más barato- de la refinería vecina de Pemex, que inició operaciones en 1976. Pero desde el 2014, se implementó un plan para que las turbinas en la planta usaran también gas natural, que según la Semarnat tiene un factor promedio de emisión de gases inferior, lo que serviría para reducir las contingencias ambientales en la Zona Metropolitana del Valle de México.   

    Entonces, la elaboración total de combustibles en la refinería de Tula comenzó a descender, por paros programados en infraestructura dañada, así como por la necesidad de bajar la elaboración de residuos en contingencias ambientales y los cambios de equipos, como el acondicionamiento del terreno por un valor de más de 4,250 millones de pesos adjudicado directamente en 2014 a la brasileña Odebrecht (que no fue terminado) y la nueva coquizadora con un valor de 60,000 millones de pesos.   

    Así, la participación del combustóleo en la elaboración total de combustibles en Tula era de 29.8% en noviembre de 2012 y conforme se redujo la producción total, el combustóleo ganó terreno hasta llegar a 39.5% en 2018. Pero al llegar al 2020, la elaboración de combustóleo representó el 44.8% del total de combustibles refinados por Pemex en Tula, en el penúltimo mes de ese año.

    Y de una elaboración de 287,206 barriles diarios de petrolíferos en 2012, se cayó hasta 59,723 barriles por día en Tula en 2020, es decir, en 79 por ciento. En el mismo comparativo, la elaboración de combustóleo de Tula bajó de 85,497 a 26,746 barriles por día, reducción de 68 por ciento.   

    En los años posteriores, la producción de combustóleo aumentó e incluso se llegó a un nivel de 84,944 barriles por día en 2022 y hasta 73,807 barriles por día en promedio durante noviembre de 2023. Dado que estos incrementos fueron acordes a una mayor producción de la refinería, la participación del combustóleo se mantuvo en 36.7% y 35%, respectivamente.   

    Baja producción  

    En su último indicador público, la refinería Miguel Hidalgo de Tula reportó un nivel de elaboración de combustóleo de 24,955 barriles diarios en noviembre de 2024, volumen que significó la menor producción de este combustible en esta planta para un mismo periodo desde que la estatal tiene informes, desde 1990. Pero en el sexenio de Andrés Manuel López Obrador se llegó al nivel del 2022, que fue el segundo más alto de la década, sólo por debajo del primer año de la administración de Enrique Peña Nieto, en 2012, a pesar de los planes vigentes de bajar su producción.   

    Con la operación de la coquizadora, la refinería de Tula debería reducir permanentemente la producción de combustóleo y elevar la elaboración de gasolinas y diésel. 

    A principios de mayo del 2024, el entonces director de Pemex, Octavio Romero Oropeza, afirmó que dicha planta -que procesa el combustóleo para extraer de él más gasolina y diésel y arroja como subproducto el coque- estaría operando en julio de ese mismo año.   

    Sin embargo, llegado ese mes, el funcionario -actual director general del Infonavit- recalculó y dijo que estaría lista a principios de este 2025, sin embargo, la actual dirección de la empresa estatal, a cargo de Víctor Rodríguez Padilla, no ha anunciado una nueva fecha de inauguración de la obra. 

  • Sener pone atención a biocombustible, los considera relevantes en la estrategia nacional de Hidrocarburos y Gas Natural

    Sener pone atención a biocombustible, los considera relevantes en la estrategia nacional de Hidrocarburos y Gas Natural

    La secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, planteó en la Estrategia Nacional de Hidrocarburos y Gas Natural el fortalecimiento de la planeación y ordenamiento del sector hidrocarburos. De allí se propuso desarrollar un marco normativo para impulsar los biocombustibles (bioenergéticos) y combustibles limpios. Para identificar factores que permitan comprender este interés por parte de la actual administración en la Secretaría de Energía, P&e consultó a Galo Galeana, director general de la Asociación Mexicana para la Movilidad con Biocombustibles (Biomovilidad.org), que impulsa el uso de biocombustibles como una política pública para México a fin de contribuir en el ccumplir con metas y compromisos medioambientales internacionales.

    ¿Cuál sería una de las razones por la que los biocombustibles ocupan un lugar en la Estrategia Nacional de Hidrocarburos y Gas Natural de la Secretaría de Energía?

    A nivel mundial existe preocupación por el cambio climático y tanto go- biernos como industrias están desarrollando planes y políticas públicas para contribuir a mitigar las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). México es particularmente vulnerable a los efectos del cambio climático y se ha comprometido a través d distintos acuerdos interna- cionales a reducir sustancialmente los GEI con sentido de urgencia. El sector de la energía que abarca distintos sectores como el de a industria eléctrica, transporte, petróleo, gas y uso energético de combustibles es el principal responsable de las emisiones totales de GEI, siendo el sector transporte un destacado emisor.

    En este sentido resulta muy relevante que desde el gobierno se esté considerando el impulso de biocombustibles, ya que representan una alternativa real para iniciar la descarbonización del sector transporte en el corto plazo, mientras se posicionan nuevas rutas tecnológicas que permitan reducir la huella de carbono de México.

    Falta conocer más a detalle los alcances que tendrá este nuevo marco normativo, pero estamos seguros que se estarán contemplando biocom- bustibles como el biodiesel, biometano, biogás, bioetanol para mezcla con gasolinas y producción de combustibles sostenibles para la aviación (SAF).

    ¿Qué tipo de biocombustibles son viables para ser utilizados y producidos en México?

    Hay muchos biocombustibles que son viables técnicamente para ser utilizados en nuestro país. Los bio- combustibles se generan a partir de diferentes biomasas, que pueden ser grasas animales o vegetales, desechos orgánicos o de azúcares provenientes de plantas como la caña de azúcar y otros cultivos. La bioenergía que producen los biocombustibles puede ser sólida, gaseosa o líquida.

    Los bioenergéticos sólidos son una alternativa para descarbonizar paulatinamente las fuentes fijas de mayor intensidad energética, por ejemplo, la industria cementera, la siderúrgica.

    Los biocombustibles líquidos como bioetanol y biodiesel pueden ser utilizados como reemplazo de las gasolinas y del diésel respectivamente. Asimismo, el bioetanol puede usarse como oxigenante y detonador de octano con mezclas que van desde el 10%. En varios países alrededor del mundo se usan mezclas en la gasolina con bioetanol al 10, 15 y 25% como parte de las políticas públicas medioambientales. En México, vemos muy viable que se implemente el uso de bioetanol en las gasolinas con una producción a partir de los excedentes de caña de azúcar, que además generaría múltiples beneficios.

     La utilización de los excedentes para la producción de bioetanol representa la primera alternativa para evitar que los productores e industriales pierdan dinero en el mercado exterior, así como reducir la volatilidad de los precios del azúcar.

    La diversificación de la producción de la caña de azúcar hacia biocombustibles puede contribuir a estabilizar los ingresos de los pequeños y medianos productores de caña, que en su mayoría dependen del mercado de exportación para vender sus excedentes de azúcar a precios no competitivos.

    La producción de bioetanol en lugar de destinar los excedentes al mercado internacional proporcionaría una fuente adicional de ingresos, lo que a su vez fomentaría la estabilidad económica en las regiones rurales productoras. Esto también permitiría reducir la volatilidad de los precios del azúcar, proporcionando un ingreso más estable para las comunidades cañeras.

    ¿Cuáles son las ventajas de los biocombustibles y qué impacto tendría para México?

    Para México representa una alternativa real para iniciar la descarbonización del sector transporte. En este sentido vemos tres importantes beneficios:

    1. La incorporación del bioetanol inicialmente como mezcla oxigenante al 10% en las gasolinas contribuiría de manera significativa a la reducción de emisiones de GEI en el sector transporte, que es responsable de casi la mitad de la demanda de petróleo en México. Tiene un impacto directo en la mejora de la calidad del aire, y por ende en la salud de la población, ya que la mezcla de bioetanol al 10% en las gasolinas podría reducir el uso de Metil Ter Butil Éter (MTBE), que es el oxigenante que actualmente tiene la gasolina en nuestro país y que es altamente contaminante.
    1. Hay un enorme potencial económico. Hoy en día México importa MTBE, lo que genera una dependencia costosa del exterior. La integración de bioetanol al 10% en las gasolinas permitiría sustituir un producto importado por uno de producción nacional, con lo que se reducirían los costos y se promovería la autosuficiencia energética. Además, se generarían empleos en toda la cadena de valor, desde los productores de caña de azúcar hasta los ingenios azucareros, fortaleciendo la economía local y regional. Déjame darte un dato muy importante, en términos de competitividad, México tiene la capacidad de producir aproximadamente el 31.8% de la demanda nacional de bioetanol, únicamente a partir de los excedentes de caña de azúcar. 
    1. Y finalmente, el beneficio social, pues se estaría creando una nueva Agroindustria Nacional de Bioetanol que impactaría positivamente las regiones productoras de caña de azúcar, una actividad económica que sustenta a más de 170 mil familias en México. 

    Desde su punto de vista, ¿la estrategia de impulsar los biocombustibles puede contraponerse con los proyectos de electromovilidad?

    No. lo que debemos de buscar es una matriz energética diversificada que considere todas las tecnologías posibles, que al final son complementarias en la lucha contra el cambio climático. La electromovilidad avanza hacia una solución a largo plazo que se enfrenta a retos de infraestructura que tomará tiempo para concretarse, mientras que los biocombustibles son una opción viable en el corto plazo, para gasolinas y en el mediano y largo plazo SAF para descarbonizar los cielos.

  • México debe reducir su dependencia del gas natural importado

    México debe reducir su dependencia del gas natural importado

    México debe disminuir las importaciones de gas natural de Estados Unidos para reducir el riesgo que representa la alta dependencia en este energético, con participación de la iniciativa privada e incorporando alternativas sustentables, consideró la consultora e investigadora de mercado Rystad Energy.

    Schreiner Parker, vicepresidente senior y gerente director para América Latina de la empresa, dijo que uno de los riesgos más grandes del País es la dependencia en más de 70 por ciento de gas natural importado para consumo interno, por lo que es necesario diversificar la matriz energética.

    Añadió que actualmente Petróleos Mexicanos (Pemex) está enfocada en una línea de negocio estrictamente petrolero, pero es necesario que se voltee al desarrollo de tecnologías sustentables, donde la empresa del Estado no tiene experiencia.

    Se necesita contar con privados que ayuden a incorporar otras alternativas, expuso.

    “Como opción para mitigar esa sobredependencia de gas de Estados Unidos nos queda el desarrollo de renovables, y la integración de esa energía tiene retos.

    “Siempre se tendrá que comprar gas, pero si se toma la posición de ser inversionista y se crea un sistema adecuado, donde participe no sólo el sector estatal sino empresas privadas para desarrollar energía renovable, se puede resolver uno de los grandes problemas del País, que es la sobredependencia de gas natural importado”, afirmó en entrevista.

    Incluso, explicó el experto, a pesar de que Pemex pretenda transicionar a otras líneas de negocio y de energía, requiere la participación de la iniciativa privada para que le ayude a desarrollar actividades donde la petrolera estatal no tiene experiencia.

    “Hay que recordar que Pemex es una empresa petrolera, antes que todo, y el papel que jugó por décadas fue financiar al Gobierno mexicano, fue el motor de ingresos por muchos años y la cantidad que tenía que pagar al Estado era de las más altas de todo el mundo.

    “Entonces, si Pemex trata de ir fuera de esa (línea de negocio), es decir, participar en proyectos renovables, debe evitar distracciones, porque es evidente que el negocio actual no es tan rentable, entonces añadir responsabilidades a la empresa no tiene sentido, y ese espacio debería ser manejado por privados”, puntualizó Parker.

    En caso de que México quisiera tomar la decisión de aumentar su producción de gas natural, las mayores reservas se encuentran en yacimientos de lutitas, que requieren de fracking (fractura hidráulica) para su explotación, técnica que está prohibida en México desde 2019, recordó.

    “No podrían hacerlo porque el Gobierno está en contra de ese tipo de tecnología”, dijo.

  • Walworth, soluciones verdes ante los nuevos desafíos

    Walworth, soluciones verdes ante los nuevos desafíos

    La inminente transformación en el ámbito de la industria y el sector energético ha provocado que, los prestadores de servicios se obliguen a evolucionar y, en consecuencia, otorgar lo mejor de sí para abonar en dicho desarrollo. En este contexto, el Grupo Walworth, con más de 180 años de existencia y cien por ciento mexicano desde la década de los 60, posee un compromiso con la sustentabilidad y la especialización de proyectos, tal como lo sustenta Salomón Saba, Chief Business Officer de la mencionada compañía.

    Uno de los trabajos más recientes de la empresa es el que realizó para Naturgy, corporativo español que opera en los sectores eléctrico y gasístico.

    Naturgy y el gas natural

    Para Salomón Saba, Naturgy es un cliente visionario que abraza muy bien los proyectos de sustentabilidad.

    “Naturgy distribuye gas natural en diferentes partes del país. Este fue un proyecto en la alcaldía de Azcapotzalco, en la Ciudad de México, en una zona con una densidad importante de población, edificios, residenciales, comercios, tráfico vehicular, servicio público de transporte, etc., donde por esta densidad de población necesitaba reubicar aproximadamente medio kilómetro de uno de sus gasoductos más importantes”.

    El ejecutivo continúa: “Para hacer esto, se hace una operación de rerruteo o retrasado del gasoducto sin afectar el suministro. Quiere decir que se hace sin dejar de fluir gas en ningún momento por el sistema. Es parecido a lo que haría un cirujano de venas, de corazón, un paciente en el quirófano. Él no puede parar la irrigación sanguínea. Aquí no podemos parar el flujo del gas. Tenemos mucho tiempo haciéndolo con clientes como Naturgy y otros”.

    Del mismo modo, el también socio de Walworth, explica cómo realizar tal operación: “Aquí existía el desafío adicional de qué hacer con ese volumen de gas natural que se quedó entrampado en esos 400 o 500 metros de tubería. El reto fue traer una tecnología que fuera, número uno, móvil; número dos, rápida, y número tres, eficiente para darle tratamiento a ese gas natural.

    “La tecnología que nosotros propusimos y que implementamos en México en el mes de agosto con Naturgy se llama recapturar. Básicamente lo que hacemos es succionar y reinyectar el gas natural que en otros tiempos se venteaba a la atmósfera causando un riesgo de seguridad y también contaminación ambiental. Es importante destacar que esto trae ahorros importantes”.

    Walworth y el talento humano

    Desde luego, en una empresa dedicada a prestar servicios enfocados a grandes proyectos, el talento humano es indispensable.

    “Tenemos programas de formación de oficios, muchas veces desde cero: soldadores, tapineros, que son los que perforan las tuberías en línea viva. Hay jóvenes que llegan para ser primero ayudantes de soldador, y van subiendo la escalera, capacitándose, tanto en lo teórico como en el campo.

    “Contamos con un programa de capacitación y certificación, hasta que los llevamos a ser soldadores en línea viva y nivel 3, que sería la máxima calificación. Después de eso existe todavía la posibilidad de volverse inspectores en soldadura, que es prácticamente lo que equivale a una carrera, lo cual también fomentamos dentro de la empresa. Eso nos da muchísima satisfacción y una sólida estabilidad a la fuerza laboral y una rotación de personal muy baja”, explica Salomón Saba.

    ¿Y la inteligencia artificial?

    El ejecutivo de Grupo Walworth señala que la inteligencia artificial en la empresa se desarrolla en dos aspectos: “En principio, está ligada a la perspectiva del sector y la industria La inteligencia artificial, el blockchain, las criptomonedas, todas estas nuevas tecnologías requieren de mucha más demanda energética, y ésa es la primera parte”.

    Saba añade: “La segunda es respecto a la implementación de estas tecnologías dentro de las empresas que conforman al Grupo Walworth. Nosotros somos meramente tierreros. Nuestra área de acción tiene mucho que ver con el acero, con el fierro en el campo, en los ductos, en las refinerías y en las plataformas. Sin embargo, utilizamos cada vez más herramientas en nuestros procesos de inteligencia artificial, en los procesos administrativos, en los business intelligence, en nuestro esfuerzo de internacionalización, expansión y diversificación del negocio”.

    Finalmente, el Chief Business Officer comparte que las metas de Grupo Walworth a mediano y largo plazos se relacionan con la expansión, que de por sí forma parte de su naturaleza, pues están presentes en más de 50 países en el mundo.

  • Eni reduce a la mitad emisiones de metano en seis años; proyecta cero para 2030

    Eni reduce a la mitad emisiones de metano en seis años; proyecta cero para 2030

    Durante el evento IEA-COP29, sobre la conversión de compromisos en acciones con relación al metano, celebrado en Nueva York, Eni presentó su primer “Informe sobre metano 2024”, en el cual destaca su compromiso con la transparencia y la reducción de emisiones globales de este gas.

    El informe de la empresa italiana subraya la importancia de reducir las emisiones de metano en la industria del petróleo y gas como una medida clave para combatir el cambio climático.

    Además, detalla las acciones implementadas por la compañía para disminuir las emisiones en todas sus operaciones, así como la forma en que comparte sus experiencias con otras empresas del sector.

    En este contexto, el reporte resalta que Eni considera al gas natural como un actor clave en la transición energética hacia 2050, gracias a su asequibilidad, fiabilidad, versatilidad y menor contenido de carbono en comparación con otros combustibles fósiles.

    Siguiendo las directrices internacionales, Eni informó que utiliza las tecnologías más avanzadas disponibles, muchas de las cuales aprovechan las características ópticas del metano, como su absorción de luz en el espectro infrarrojo, para medir su concentración en el aire y calcular el caudal emitido con base en datos meteorológicos locales.

    Como resultado, las emisiones directas de metano del Grupo Eni se redujeron a más de la mitad en los últimos seis años, con una proporción de emisiones del 0.06 por ciento en sus operaciones upstream.

    Asimismo, la empresa logró una reducción del 95 por ciento en las emisiones fugitivas de metano desde 2014 y proyecta eliminarlas por completo para 2030.

    Te puede interesar:

    Refinería de Dos Bocas opera al 25% de su capacidad en agosto

  • Precios del crudo caen 2%; gas natural repunta ante huracán Helene

    Precios del crudo caen 2%; gas natural repunta ante huracán Helene

    Este miércoles, los precios del petróleo se desplomaron más de un dos por ciento, a medida que disminuyeron las preocupaciones sobre las interrupciones en el suministro de Libia, mientras continuaban las inquietudes sobre la demanda.

    De esta manera, los futuros del crudo Brent cayeron 1.71 dólares, o un 2.27 por ciento, hasta establecerse en 73.46 dólares por barril. Por su parte, el estadounidense West Texas Intermediate (WTI) cayó 1.87 dólares, o un 2.61 por ciento, para cerrar en 69.69 dólares por barril.

    En contraste, los futuros del gas natural subieron alrededor de un tres por ciento, alcanzando un máximo de 12 semanas, debido a las previsiones de una mayor demanda y a la continua reducción de la producción antes de la llegada del huracán Helene.

    S&P 500 y Dow Jones cierran a la baja

    Simultáneamente, en Wall Street, el promedio industrial Dow Jones y el S&P 500, que agrupa 500 valores, cerraron a la baja, perdiendo los recientes máximos impulsados por el amplio paquete de estímulo económico en China. Los inversores también aguardaban indicadores económicos y señales sobre posibles recortes en las tasas de interés por parte de la Reserva Federal de Estados Unidos (Fed).

    Los índices principales se perfilan para ganancias mensuales, luego de que el recorte de tasas de la Fed el 18 de septiembre reforzara las esperanzas de un aterrizaje suave. Sin embargo, un débil informe sobre la confianza del consumidor suscitó preocupaciones sobre la salud del mercado laboral.

    El Dow cayó 293.47 puntos, o un 0.70 por ciento, a 41,914.75 unidades. El S&P 500 perdió 10.67 puntos, o un 0.19 por ciento, para situarse en 5,722.26 unidades, mientras que el Nasdaq Composite, de perfil tecnológico, ganó 7.68 puntos, o un 0.04 por ciento, cerrando en 18,082.21.

    Mercado local retrocede

    Durante la jornada, la Bolsa Mexicana de Valores retrocedió un 0.9 por ciento, cerrando en 53,191 puntos, con Industrias Peñoles liderando las pérdidas; la minera cerró con una caída del 6.0 por ciento, alcanzando los 280.5 pesos por acción. Le siguió la aseguradora Qualitas, que bajó un 5.5 por ciento a 154.6 pesos por título.

    En contraste, Genomma Lab cerró con una ganancia del 6.4 por ciento, alcanzando su precio más alto en los últimos cuatro años, a 22.5 pesos por acción. La empresa está cotizando a un múltiplo EV/EBITDA de 7.7 veces y a un múltiplo P/U de 18.2 veces, frente a sus promedios de los últimos cinco años, de 7.6 y 15.4 veces, respectivamente.

    Te puede interesar:

    Calificación especulativa de Pemex estará bajo revisión: Moody’s
  • Incertidumbre en el mercado del gas natural: Precio estable y producción en riesgo por tormenta Beryl

    Incertidumbre en el mercado del gas natural: Precio estable y producción en riesgo por tormenta Beryl

    El precio del gas natural (XNG/USD) ha mostrado una estabilidad relativa después de un rebote observado el pasado lunes, cotizando en un rango estrecho sin poder extender significativamente su recuperación. El mercado del gas natural enfrenta una serie de desafíos que mantienen a los comerciantes en alerta, especialmente tras la interrupción de la producción en la planta de Freeport, Texas, debido a la tormenta Beryl.

    A principios de esta semana, el gas natural alcanzó un nivel clave de 2.29 USD/MMBTU, manteniéndose a flote desde entonces. Actualmente, cotiza en 2.35 USD/MMBTU, con los mercados esperando un catalizador que pueda desencadenar un movimiento significativo en los precios. La reducción drástica en la producción de la planta de Freeport, que opera solo al 20% de su capacidad debido a la tormenta, ha generado incertidumbre sobre las entregas de gas a Europa y otras regiones, afectando potencialmente el suministro global.

    La situación se ve exacerbada por la demanda contenida de China, donde los comerciantes solo muestran interés en comprar contratos de gas por debajo de los 2.00 USD/MMBTU. Esto podría limitar el apoyo a los precios del gas en el corto plazo. Mientras tanto, el índice del dólar estadounidense (DXY) enfrenta problemas, ya que el presidente de la Reserva Federal, Jerome Powell, no ofreció novedades en su testimonio semestral ante el Congreso de Estados Unidos, reiterando que aún es pronto para recortar las tasas de interés.

    Proyecciones y desafíos para el mercado del gas natural

    Según informes de Reuters, la capacidad de la planta de Freeport para reanudar su operación completa sigue siendo un factor clave que los comerciantes observan de cerca. La extensión de la autorización del Departamento del Tesoro de Estados Unidos para exportar y reexportar Gas Licuado de Petróleo (GLP) a Venezuela hasta 2025 añade otra capa de complejidad al escenario global del gas.

    En el ámbito técnico, el rebote del precio del gas natural en el nivel de soporte de 2.29 USD/MMBTU, junto con el promedio móvil simple (SMA) de 100 días y una línea de tendencia ascendente, es notable. Sin embargo, los precios se han movido lateralmente desde entonces. La SMA de 200 días, ubicada cerca de 2.51 USD/MMBTU, y la SMA de 55 días, cerca de 2.62 USD/MMBTU, son niveles al alza a tener en cuenta. Por el contrario, si el soporte de 2.29 USD/MMBTU no se mantiene, el próximo nivel crítico es 2.13 USD/MMBTU.

    Por otro lado, Texas enfrenta un reto significativo en su capacidad de generación de energía para 2030. El Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas (ERCOT) ha advertido sobre un déficit de capacidad de generación, que podría requerir hasta 150,000 MW para 2030, un incremento notable respecto a los 85,000 MW actuales. Esto subraya la necesidad de inversiones adicionales en fuentes de generación de energía, incluyendo gas natural, carbón, energía nuclear, solar y eólica.

    En resumen, el mercado del gas natural sigue enfrentando un entorno de alta volatilidad e incertidumbre, con múltiples factores globales y regionales influyendo en los precios y la producción. Los próximos desarrollos en la planta de Freeport y la demanda de China serán determinantes para el comportamiento del mercado en el corto y mediano plazo.

    TE PUEDE INTERESAR:

    Pemex descubre yacimiento subsalino con gran potencial en Veracruz
  • Carlos Slim apuesta por gas natural en el Golfo de México: 1,000 millones de dólares para revivir Lakach

    Carlos Slim apuesta por gas natural en el Golfo de México: 1,000 millones de dólares para revivir Lakach

    El magnate de las comunicaciones, Carlos Slim Helú, busca reactivar el campo Lakach con una inversión de más de mil millones de dólares; se trata del primer proyecto de extracción de gas natural a mil 200 metros de profundidad en el golfo de México.

    Cabe recordar que dicho yacimiento fue descubierto en 2006, sin embargo, debido a la falta de recursos de Petróleos Mexicanos (Pemex) y a falta de interés de inversionistas, el proyecto se vio truncado en más de una ocasión.

    No obstante, el presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO), busca que en estos últimos meses de su administración se reactive la capacidad productiva de Lakach, por lo que invitaron a Carlos Slim a participar en una sociedad mixta con Pemex a fin de extraer gas.

    Apenas el viernes pasado, el primer mandatario declaró que “es un campo de gas que dejaron tirado en el pasado gobierno.  Se invirtieron como 2 mil millones de dólares y estamos buscando que todas esas instalaciones se aprovechen y parece que una empresa de Slim va a participar, ya lo están viendo”.

    Por su parte, Luis miguel Labardini, experto en temas energéticos explicó que la actividad de extracción en este campo se truncó debido a elevados costos en el desarrollo del proyecto, sumado a los precios competitivos del gas natural de Estados Unidos, toda vez que, de acuerdo con cifras oficiales, la inversión para reanudar operaciones supera los 1.100 millones de dólares, “una cifra que solo Carlos Slim podría asumir. 

    “Me parece una excelente noticia. Slim maneja muy bien las relaciones gubernamentales, y en estas administraciones, es un factor muy importante”, dijo Labardini

    Finalmente, se puede destacar que las inversiones de Slim en el sector energético se han ido acumulando, pues participa en la construcción de gasoductos, renta de plataformas petroleras y exploración de crudo, principalmente en los yacimientos de Zama, Ichalkil y Pokoch y más recientemente, la compra del 100 por ciento del capital social de Petro Bal Operaciones Upstream.

  • Recibe New Fortress autorización para exportación de Gas Natural

    Recibe New Fortress autorización para exportación de Gas Natural

    New Fortress Energy Inc. (NASDAQ: NFE) anunció que ha recibido un permiso de exportación para su instalación Altamira Fast LNG de la Secretaría de Energía (SENER) de México.

    Según el permiso otorgado por SENER, NFE ahora está autorizada a exportar hasta 7,8 millones de toneladas métricas hasta abril de 2028, otorgando amplia capacidad para las operaciones de la instalación de Fast LNG de 1,4 millones de toneladas por año (MTPA) durante el período permitido.  Adicionalmente, como se anunció anteriormente, NFE ha recibido autorización del Departamento de Energía de los Estados Unidos para exportar GNL de origen estadounidense a México y otros países con los que se tiene Tratados de Libre Comercio (TLC).

    “Este permiso es la pieza final del rompecabezas para lanzar nuestro primer Fast LNG en Altamira”, dijo Wes Edens, Presidente del Consejo y CEO de New Fortress Energy. “Obtener esta autorización no solo allana el camino para que comiencen las operaciones en nuestro nuevo centro de LNG en el tercer trimestre de este año, sino que también impulsa nuestros esfuerzos para ampliar el acceso a energía más limpia, barata y confiable para clientes de todo el mundo”.

    La construcción de la primera unidad de 1.4 MTPA Fast LNG tiene un avance de más del noventa por ciento y se espera que el despliegue en Altamira comience este mes. Con las operaciones programadas para comenzar en el tercer trimestre de 2023, NFE está en camino de establecer su nuevo centro de LNG, avanzando sus esfuerzos para proporcionar soluciones energéticas asequibles y confiables a clientes de todo el mundo.

    New Fortress Energy Inc.

    New Fortress es una compañía global de infraestructura energética fundada para abordar la pobreza energética y acelerar la transición mundial hacia una energía confiable, asequible y limpia. La compañía posee y opera infraestructura de gas natural y gas natural licuado (GNL) y una flota integrada de buques y activos logísticos para entregar rápidamente soluciones energéticas llave en mano a los mercados globales. En conjunto, los activos y operaciones de la compañía refuerzan la seguridad energética global, permiten el crecimiento económico, mejoran la administración ambiental y transforman las industrias y comunidades locales alrededor del mundo.

  • Sempra Infraestructura y PKN ORLEN firman Contrato de Compraventa para Port Arthur LNG

    Sempra Infraestructura y PKN ORLEN firman Contrato de Compraventa para Port Arthur LNG

    Sempra Infraestructura, una subsidiaria de Sempra, anunció hoy que celebró un contrato de compraventa (SPA, por sus siglas in inglés) a largo plazo con PKN ORLEN, quien recientemente adquirió la Compañía Polaca de Petróleo y Gas (PGNiG), para el suministro de gas natural licuado (GNL) proveniente del proyecto Port Arthur LNG Fase 1 en desarrollo en el condado de Jefferson, Texas. Con este acuerdo, la capacidad de producción de GNL prevista para el proyecto de la Fase 1 queda totalmente comprometida con acuerdos vinculantes a largo plazo.

    De acuerdo con el SPA, PKN ORLEN se compromete a comprar aproximadamente 1 millón de toneladas anuales (Mtpa) de GNL del proyecto Port Arthur LNG Fase 1 sobre una base libre a bordo (FOB) durante 20 años.

    “Estamos muy entusiasmados de asociarnos con PKN ORLEN, el mayor grupo energético de Europa Central, que sigue buscando fuentes de energía seguras, diversificadas y a largo plazo”, declaró Justin Bird, director general de Sempra Infraestructura. “Con la capacidad de producción de GNL a largo plazo para la Fase 1 totalmente vendida por medio de acuerdos vinculantes, esperamos alcanzar la decisión final de inversión (FID por sus siglas en inglés) a finales de este trimestre y comenzar la construcción del proyecto Port Arthur LNG Fase 1 para ayudar a satisfacer la creciente demanda de GNL en toda Europa y el resto del mundo.”

    “Estamos muy complacidos de firmar este acuerdo a largo plazo con Sempra Infraestructura. Se trata de un paso importante para reforzar la posición de PKN ORLEN como piedra angular de la seguridad en el suministro de crudo y combustible en Europa Central y Oriental,” declaró Daniel Obajtek, director general de PKN ORLEN. “El año pasado, durante una situación muy tensa en el mercado energético de la Unión Europea, Estados Unidos se convirtió en uno de los principales proveedores de gas natural en Polonia. Al establecer una asociación con Sempra Infraestructura, estamos aumentando la diversificación de nuestra cartera de importación y estamos asegurando volúmenes adicionales de gas natural, que se utilizarán tanto para satisfacer las necesidades de los clientes polacos como para mejorar la presencia de PKN ORLEN en el mercado internacional de energía.”

    Sempra Infraestructura anunció previamente que suscribió acuerdos a largo plazo con ConocoPhillips, INEOS, ENGIE y RWE para la compraventa de GNL del proyecto de la Fase 1 propuesto. En total, la capacidad de la fase 1 de Port Arthur LNG ya está totalmente suscrita, con 10.5 Mtpa con base en acuerdos vinculantes a largo plazo. La empresa está ahora enfocada en completar los pasos restantes necesarios para alcanzar su objetivo de tomar una decisión final de inversión para el proyecto Port Arthur LNG Fase 1 en el primer trimestre de 2023, con las primeras entregas de carga previstas en 2027.

    El proyecto Port Arthur LNG Fase 1 está autorizado y se espera que incluya dos trenes de licuefacción de gas natural y tanques de almacenamiento de GNL e instalaciones asociadas capaces de producir, en condiciones óptimas, hasta aproximadamente 13.5 Mtpa de GNL. El proyecto de Port Arthur LNG Fase 2, de capacidad similar, es igualmente competitivo y se encuentra en fase activa de comercialización y desarrollo.

    El desarrollo de las Fases 1 y 2 del proyecto de Port Arthur LNG está supeditado a la finalización de los acuerdos comerciales requeridos, a la obtención de todos los permisos necesarios, a la obtención de financiación y a la toma de una decisión final de inversión, entre otros factores.