Pemex apuesta por combustibles limpios

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El Proyecto de Calidad de Combustibles Limpios, aprobado por el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos el pasado 26 de febrero iniciará operaciones en las refinerías de Madero, Minatitlán, Salamanca, Salina Cruz y Tula.

Este proyecto contará con una inversión total de más de 3 mil 400 millones de dólares y su objetivo será producir diesel de Ultra Bajo Azufre (UBA) en las cinco refinerías citadas.

Cabe destacar que, con la implementación de este plan, Petróleos Mexicanos estará cumpliendo con lo establecido en la Norma Oficial Mexicana NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005 (elaborada de manera conjunta por la Secretaría de Energía, la Secretaría de Economía, la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, la Secretaría de Comunicaciones y Transportes, Petróleos Mexicanos y la Secretaría de Salud, además de asociaciones, organizaciones y confederaciones patronales expertas e interesadas en el tema), continuando con lo logrado en la refinería de Cadereyta, Nuevo León que puso en operación su planta de gasolinas UBA en septiembre del año pasado.

El proyecto incluye la construcción de cuatro plantas nuevas, conocidas como HDS, en las refinerías de Madero, Minatitlán y Salamanca; la modernización mayor de cuatro plantas en Salina Cruz y Tula; y la renovación de impacto medio de otras ocho plantas en las refinerías de Salamanca, Salina Cruz y Tula.

Otras dos plantas de las refinarías de Madero y Minatitlán también sufrirán modificaciones menores para su modernización y se construirán nuevas plantas complementarias en las cinco refinerías.

Bajo un riguroso esquema basado en las mejores prácticas del sector petrolero y con la coordinación de un equipo especializado de Pemex-Refinación con amplia experiencia y un grupo externo de supervisión, se planea que las obras estén finalizadas en noviembre de 2017, un plazo total de 45 meses.

Esto surge como parte de un esfuerzo conjunto para mejorar la calidad de los combustibles manufacturados por Petróleos Mexicanos, al que se suman la acreditación de la etapa FEL II del Proyecto de Calidad de Combustibles Fase Disel por el Grupo de Trabajo de Inversión de Pemex y el visto bueno del Consejo de Administración de Pemex Refinación para este proyecto.

¿Por qué es importante la producción de diesel UBA?

Las modificaciones a la Norma Oficial Mexicana NOM-056 y la entrada en vigor de la NOM-086 representan una de las medidas ambientales de mayor trasendencia en la última década, ya que, con esto, se contemplan reducciones en el contenido de azufre de hasta 95.5% en diesel, hasta 88% en gasolina Pemex Premium y de entre 84 y 93 por ciento para la gasolina Pemex Magna.

El diesel, principal emisor de partículas suspendidas en zonas metropolitanas, reducirá su cantidad de azufre de 500 a 15 partes por millón.

Las ventajas de los combustibles UBA, además del aspecto ambiental, son diversas, por ejemplo: garantizan mayor durabilidad a los sistemas avanzados de control de emisiones, que permitirá que las armadoras nacionales manufacturen automóviles con nuevas tecnologías y con niveles sumamente bajos de contaminación.

Fuentes:
http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-016_nacional.aspx#.UyjSbV7qKwY
http://www.ref.pemex.com/octanaje/o66/o.htm

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Nuevos procesos de contratación de Pemex

Retos y oportunidades para las empresas nacionales

 

Lic. Antonio Juárez Alvarado, Asociación Mexicana de Empresas de Servicios Petroleros, A.C. (AMESPAC).

jajuarez@marcos.com.mx

La publicación de la Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento, y de las Disposiciones Administrativas de Contratación en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios de las Actividades Sustantivas de Carácter Productivo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, abren una gran oportunidad para fomentar la participación de las empresas nacionales y el contenido nacional en los procesos de licitación de PEMEX. Los lineamientos enfocados a este propósito incluyen:

  • Tratamiento diferenciado y flexible a las actividades sustantivas de carácter productivo de Pemex y organismos subsidiarios a que se refieren los artículos 3o. y 4o. de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, así como de la petroquímica distinta de la básica respecto la LAASSP1 y la LOPSRM2
  • Incremento de un mínimo de 8.8% del contenido nacional en Pemex para 2019, a partir de la base actual de 35.1%.
  • Requisito mínimo de 10% de contenido nacional para todos los proyectos “integrados mayores”, a partir del último trimestre de 2009.
  • Obligación de los proveedores, bajo protesta de decir verdad, de declarar el grado específico de contenido nacional de las obras, bienes y servicios de que se trate.
  • Preferencias en la calificación y selección, a favor de propuestas que empleen recursos humanos, bienes o servicios de procedencia nacional.
  • Establecimiento por parte de Pemex de un registro de Proveedores y Contratistas con información actualizada de los últimos cinco años de los contratos celebrados, datos sobre contenido nacional, e historial de cumplimiento de los mismos. Esta información servirá para determinar su participación y precalificación en los procedimientos de contratación.
  • En las licitaciones nacionales, los Organismos convocantes deberán adjudicar, en igualdad de circunstancias, a favor de las pequeñas y medianas empresas.
  • Estructuración de un área especializada dentro de Pemex para la promoción e incorporación de nuevos contratistas y proveedores nacionales.
  • Constitución de un Fondo en NAFINSA con objeto de promover el desarrollo de proveedores y contratistas nacionales para la industria petrolera estatal, con especial atención a las pequeñas y medianas empresas.

Pemex se encuentra en proceso de implementar estos lineamientos, destacando la creación de la Unidad de Desarrollo de Proveedores, Contratistas y Contenido Nacional, la inclusión de requisitos de contenido nacional en los nuevos contratos y la integración del Fondo NAFIN de apoyo a proveedores nacionales.

Sin embargo, para que estas medidas tengan un impacto efectivo, es necesario unificar y difundir entre el personal operativo de PEMEX criterios específicos en lo concerniente a: medición del grado de contenido nacional; fomento a la subcontratación de empresas nacionales; e inclusión de elementos como calidad, eficiencia y beneficio económico de largo plazo, como aspectos adicionales a calificar en las ofertas, además del precio. Ello conlleva una adecuación de la ley sobre responsabilidades de funcionarios para incorporar estos criterios

Finalmente, es urgente acelerar la integración del registro único e independiente de proveedores y contratistas, para contar con mejores herramientas para reconocer, evaluar y precalificar a los proveedores más confiables y facilitar su acceso a las nuevas licitaciones.

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Proyecto de inversión

Nueva planta de cogeneración eléctrica de gran escala en Nuevo Pemex, Tabasco.
Desde 2009, Petróleos Mexicanos impulsa diversos proyectos de infraestructura con el fin de apoyar la economía nacional. Con éstos, la paraestatal busca contribuir a la derrama económica de las regiones donde la empresa labora.

De acuerdo con lo dado a conocer por Pemex, el objetivo es impulsar la actividad económica mediante un plan de inversiones, lo que no sólo contribuirá a la derrama económica sino que es una manera de promover la generación de empleos tanto directos como indirectos.

Así mismo, la empresa ha informado que el volumen de obra que representan sus proyectos de inversión 2009-2012, es más de cuatro veces la actividad de construcción máxima registrada en Pemex Refinación durante los últimos 25 años.

Uno de estos importantes proyectos es la nueva planta de cogeneración eléctrica de gran escala en Nuevo Pemex, Tabasco, de la que hablaremos más a fondo por su dimensión y trascendencia.

¿En que consiste este proyecto?

La planeación de la planta de cogeneración eléctrica se dio a conocer aproximadamente a mediados del año pasado y se espera que arranque con el suministro de energía a Nuevo Pemex en septiembre de 2012.

Esta nueva planta es parte de la estrategia de protección ambiental de Petróleos Mexicanos. Ayudará a que dejen de emitirse a la atmósfera 940 mil toneladas anuales de gases de efecto invernadero. Asimismo, aumentará la eficiencia energética generando 300 MW de electricidad y 800 Ton/hr de Vapor, y traerá importantes ahorros en el gasto operativo.

Esta licitación fue ganada por Abengoa México, S.A. de C.V., de manera conjunta con Abener Energía S.A., elegida por Pemex “por ofrecer las mejores condiciones de contratación para el Estado, desde el punto de vista económico y técnico, además de que cumple con todos los requerimientos legales exigidos en la convocatoria”.

Además de ser el primer proyecto de la paraestatal de cogeneración a gran escala, con capacidad para suministrar vapor y energía eléctrica al centro industrial Nuevo Pemex, permitirá también disponer de excedentes de electricidad para otros complejos de la empresa.

Esta nueva planta, que beneficiará a más de 120 centros de trabajo de los diferentes organismos de Petróleos Mexicanos y cuyo monto de inversión en infraestructura será de 461 millones de dólares, ayudará a generar alrededor de 1500 empleos en las etapas críticas de construcción y tendrá una base de 600 trabajadores.

De acuerdo con Petróleos Mexicanos, una vez que la planta entre en operación permitirá sustituir equipos menos eficientes en algunos de estos 125 centros de trabajo, que recibirán la energía eléctrica vía porteo. Entre estos centros de trabajo se encuentran otros complejos procesadores de gas, 18 hospitales, centros petroquímicos, tres refinerías e instalaciones administrativas en diferentes puntos del país.

Ya que esta energía será generada con tecnología de punta, traerá menos afectaciones al medio ambiente. Pemex estima que con este proyecto se ahorrarán 67.5 millones de pies cúbicos diarios de gas natural y mil barriles diarios de combustóleo, lo que equivale a las 940 mil toneladas de gases de efecto invernadero anuales que dejarán de emitirse a la atmósfera.

La paraestatal ha manifestado que con el desarrollo del Proyecto de Cogeneración Nuevo Pemex, se verán beneficiados por una producción de electricidad más limpia, eficiente y económica. Además de que se reducirá el consumo de combustibles que se utilizan para generarla. Asimismo, consideran que aumentará la confiabilidad del suministro eléctrico necesario para sus procesos de producción y, por lo tanto, mejorará la competitividad de la empresa.
Fuente: Petróleos Mexicanos

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El camino hacia una nueva refinería

Presentamos un recuento de cómo se tomó la importante decisión de construir una nueva refinería para el beneficio de México.

Etapa 1. El plan y las primeras posibles sedes

El 18 de marzo de 2008 el Presidente de la República, Felipe Calderón Hinojosa, instruyó a la Secretaría de Energía y a Petróleos Mexicanos a iniciar los estudios y analizar la factibilidad técnica, financiera y logística que permitiese construir una nueva refinería en el territorio nacional, la primera en 30 años.

El 30 de julio de 2008 Pemex presentó al Congreso de la Unión el Estudio de viabilidad para construir una nueva refinería en México. Los contenidos de dicho estudio se alinearon específicamente con los requerimientos del Congreso. No pretendía ser un dictamen definitivo.

Dicho estudio consideró potenciales localizaciones tomando en cuenta criterios como la cercanía a los centros con mayor demanda de combustibles y la facilidad de acceso al suministro de materia prima.

Al ser un estudio preliminar, se determinó evaluar la rentabilidad de cada una de las potenciales localizaciones por separado. No se incluyó una evaluación de los beneficios potenciales del aprovechamiento de residuales, ni el contexto de la modernización integral del Sistema Nacional de Refinación.

Etapa II. Evaluación de las sedes definitivas

De agosto de 2008 a marzo de 2009, Pemex recibió nuevas solicitudes para ser incorporadas en el análisis, así como estudios adicionales de parte de gobiernos estatales ya considerados en el estudio de julio de 2008.

En respuesta a todas estas solicitudes, Pemex realizó una nueva revisión de cada una de las propuestas, con objeto de hacerlas comparables.

El 25 y 27 de marzo se llevaron a cabo las presentaciones públicas de los diez estados interesados. Además de resultar un ejercicio inédito de transparencia que permitió a la sociedad conocer cada una de las propuestas, técnicos de Pemex, del IMP e independientes, pudieron realizar preguntas específicas sobre diversos temas a los equipos técnicos de cada estado.

Dicho ejercicio permitió enriquecer el análisis de Pemex con detalles no conocidos como los planes de desarrollo de los gobiernos estatales, las dificultades esperadas, así como los diferentes tipos de apoyo que los gobiernos estarían en posibilidad de ofrecer a Pemex para el mejor desarrollo del proyecto.

Una vez concluidos los eventos públicos se incorporó toda la información de los diez estados interesados (Hidalgo, Guanajuato, Oaxaca, Veracruz, Tlaxcala, Puebla, Michoacán, Campeche, Tabasco y Tamaulipas) en el esquema metodológico general y se procedió a calcular la rentabilidad de cada una de las alternativas en lo individual.
De acuerdo con esta nueva evaluación individual (abril de 2009), las localizaciones con mayor rentabilidad son las que permiten aprovechar residuales.

Al aprovechar los residuales se capturan las economías de escala de un proyecto integral, lo que genera rentabilidades adicionales, del orden de mil millones de dólares de VPN en promedio, sobre refinerías sin integración.

Basta comparar el VPN de Tula en julio de 2008 y abril de 2009 para corroborar el sustancial incremento que sufre la rentabilidad de ambos proyectos al incorporar el aprovechamiento de residuales.

Ello es así porque el aprovechamiento de residuales permite abaratar el costo de la materia prima mediante la sustitución de crudo por residuales, generar economías de escala y aumentar la disponibilidad de crudo para exportación.

Algunos de los criterios incorporados al modelo de evaluación de rentabilidad son:

  • el tipo de tecnología para el proyecto
  • la configuración de las plantas
  • el tamaño de la nueva refinería
  • la distancia a las fuentes de crudo
  • la distancia a las zonas de consumo
  • la disponibilidad de materia prima
  • la calidad del crudo disponible
  • la eficiencia operativa con la que se planea operar la infraestructura
  • el análisis geográfico
  • el análisis ambiental
  • el análisis social de campo
  • la infraestructura existente (carretera, ductos, refinación)
  • el aprovechamiento existente de residuales
  • el costo de los terrenos, entre otros.

Etapa III. El resultado final

Finalmente, y para concebir con el análisis, se analizó el portafolio completo de proyectos de refinación de manera integral, a fin de garantizar que el suministro futuro de la demanda sea eficiente para el SNR y contribuya a mejorar la situación financiera de Pemex Refinación.

Para ello, se evaluaron combinaciones de proyectos buscando elevar, aún más, la rentabilidad de ese proyecto.

El portafolio que incluye construir nueva capacidad en Tula con aprovechamiento de residuales (P-1) y la reconfiguración de Salamanca resultó el más rentable.

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Twitter: vivetuempresa

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