Gasoductos

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El Plan Quinquenal de Expansión del Sistema de Transporte  y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural 2015-2019, contempla la construcción de más de 5,000 km de ductos de gas natural, con una inversión estimada cercana  a los 10,000 millones de dólares. Para su elaboración se tomó como base el Programa Nacional de Infraestructura 2014-2018, en el que se encuentran previstos los proyectos de construcción de gasoductos, con un enfoque que busca orientar la funcionalidad integral de la nueva infraestructura del país.

 

Por otro lado, el objetivo principal del Plan Quinquenal es llevar el gas natural, considerado el combustible más eficiente y de uso intensivo, a distintas zonas del país, entre las que se encuentran Hidalgo, Puebla, Veracruz, Aguascalientes, Durango, Michoacán, Guerrero, San Luis Potosí, Chihuahua, Sonora, Oaxaca, Tamaulipas y Nuevo León, sobre todo en áreas industriales y en aquellas en las que hasta ahora no se ha tenido acceso a este hidrocarburo.

 

Lo anterior se encuentra en consonancia con uno de los objetivos de la  Reforma Energética, consistente en el abasto seguro, confiable y a precios competitivos del gas natural.

 

Estos nuevos gasoductos se sumarán a los más de 10,000 km ya existentes, e incrementarán en un 50% la capacidad de transportación de gas natural.

 

Cabe mencionar que la expansión de la red de gasoductos puede traer consigo una mayor posibilidad de ocurrencia de siniestros, considerando que los ductos son uno de los medios de transporte que presentan mayor frecuencia y severidad de accidentes, debido a que se encuentran expuestos a diversos peligros como: explosión, incendio, fenómenos naturales y actos mal intencionados.

 

Por lo anterior, es muy importante que durante la construcción y operación de los ductos, se cuente con una cobertura de seguros adecuada a la complejidad de este medio de transporte, para lo cual debe tomarse en cuenta que los daños pueden afectar la infraestructura, a las personas, sus bienes y al medio ambiente.

 

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Petróleo está de fiesta; cierra semana con ganancia del 3%

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Agencias

“Los precios del petróleo revirtieron las pérdidas intradía ocasionadas y lograron su primera ganancia semanal en un mes, impulsados por la caída en la cotización del dólar a nivel global.

Más temprano, los contratos cayeron después de conocerse una cifra mayor en la producción de crudo en Estados Unidos, que sigue reduciendo los intentos de la OPEP y de otros grandes exportadores por reducir la sobreoferta global de crudo con recortes en su producción petrolera.

Los futuros del crudo Brent para entrega en julio cayeron 0.13 por ciento, para quedar en 50.84 dólares y cerrar la semana con una ganancia de 3.54 por ciento.

En la Bolsa Mercantil de Nueva York, los precios del WTI de Estados Unidos sumaron un alza de 0.08 por ciento, para quedar en 47.84 dólares, su cierre más alto desde el primero de mayo.

Los futuros se recuperaron un poco esta semana después que la mayor caída en los inventarios de crudo estadounidenses desde diciembre ayudara a disipar las preocupaciones de que la OPEP no será capaz de aliviar un exceso de oferta.

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) aumentó en un 64 por ciento las estimaciones para el crecimiento de los suministros de sus rivales, a medida que los productores estadounidenses de esquisto, Brasil y otros lugares, continúan incrementando la producción.

El 25 de mayo, la OPEP y productores fuera del cartel se reunirán para decidir si amplían el acuerdo. Arabia Saudita, el líder de facto del grupo, ha dicho que espera una extensión hasta fines de 2017 o tal vez más allá.

La producción de crudo en Estados Unidos ha crecido más de 10 por ciento desde sus mínimos de mediados e 2016, a más de 9.3 millones de barriles de petróleo diarios, cercana a los niveles de líderes del mercado como Rusia o Arabia Saudita.»

12.05.2017 Última actualización 12.05.2017

El Financiero

Wall St. rises as oil price jump boosts energy shares

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Tanya Agrawal

 “U.S. stocks opened higher on Monday as a rise in oil prices boosted energy stocks, soothing some nerves following a massive cyber attack that locked up 200,000 computers in more than 150 countries.

Oil hit a three-week high after top exporters Saudi Arabia and Russia said supply cuts needed to last into 2018, a step toward extending an OPEC-led deal to support prices for longer than originally agreed.

Shares of oil majors Exxon (XOM.N) and Chevron (CVX.N) rose in early trading.

«On the one hand, this is good news because we are looking at a situation where we would not have to worry oil production and its baggage for some time,» said Naeem Aslam, chief market analyst at Think Markets UK Ltd.

«On the negative side, we think that traders are reading too much into this situation and … the current production cut has not been able to produce any substantial results so far.»

At 9:34 a.m. ET (1334 GMT), the Dow Jones Industrial Average .DJI was up 60.64 points, or 0.29 percent, at 20,957.25, the S&P 500 .SPX was up 5.95 points, or 0.24 percent, at 2,396.85 and the Nasdaq Composite .IXIC was up 11.74 points, or 0.19 percent, at 6,132.97.

Ten of the 11 major S&P 500 sectors were higher, with the energy index’s .SPNY 1.29 percent rise leading the advancers.

Investors seemed to mostly shrug off fears from a successful missile test by North Korea and a cyberattack that disrupted operations at car factories, hospitals, shops and schools.

Shares of cybersecurity firms such as Fireye (FEYE.O), Symantec (SYMC.O), Palo Alto Networks (PANW.N) and Cyberark Software (CYBR.O) were all up.

U.S. stocks slipped on Friday, ending the week lower as tepid economic data weighed on banks and worries deepened over department stores.

Soft retail sales and monthly inflation data on Friday raised concerns about slow economic growth.

The tepid economic data comes on the heels of a strong quarterly earnings season. Earnings at S&P 500 companies are expected to have grown 14.5 percent in the first quarter – the best showing since 2011, according to Thomson Reuters I/B/E/S.

The NAHB Housing Market Index for May, is expected to remain unchanged at 68 from the month before. The data is expected at 10 a.m. ET.

Tesla (TSLA.O) was down 3.6 percent at $313.30 after Morgan Stanley downgraded its rating on the electric-car maker’s stock.

Patheon NV (PTHN.N) soared 33 percent to $34.59 after Thermo Fisher Scientific (TMO.N) said it would buy Dutch drug ingredients maker for about $5.2 billion.

Advancing issues outnumbered decliners on the NYSE by 1,927 to 597. On the Nasdaq, 1,556 issues rose and 664 fell.

The S&P 500 index showed nine new 52-week highs and four new lows, while the Nasdaq recorded 44 new highs and nine new lows.”

Mon May 15, 2017 | 9:54am EDT

REUTERS

Murphy Oil se alista para perforar pozo en México en 2018

/en

Axel Sánchez

“La empresa petrolera Murphy Oil estima invertir alrededor de 20 millones de dólares para perforar el pozo petrolero que ganaron en la pasada licitación de campos de hidrocarburos Ronda Uno, el cual prevén trabajar en 2018.

“Hemos comprado nuevas pruebas sísmicas que nos dan señales positivas sobre la capacidad del campo (petrolero). Esto es lo que vamos a invertir (20 millones de dólares), pues este campo está en un consorcio”, dijo ante analistas Roger Jenkins, presidente y CEO de la compañía.

La estadounidense ganó campos petroleros en aguas profundas durante la licitación 1.4 de Pemex.

“El bloque es muy grande, más de 100 bloques normales del Golfo de México. Estamos muy felices con las imágenes que tenemos, con las perspectivas que tenemos. Fue el bloque más disputado en la venta y estamos buscando perforar el pozo a finales de 2018”, destacó el directivo.

El pasado diciembre, justo cuando se anunciaron los ganadores de la Ronda 1.4, Adam Michael, representante de Murphy Oil, Ophir Energy, PC Carigali y Sierra Exploration (ganadores del quinto campo en la Cuenca Salina), dijo que estaban muy felices por el resultado, pues a pesar de que esperaban ganar más campos, “salimos satisfechos del proceso”.

Sobre otros negocios, Roger Jenkins dijo que en Eagle Ford, Estados Unidos, la producción del primer trimestre de 2017 fue en promedio de 46 mil barriles diarios de gas shale.

“Hemos sido capaces de cumplir con nuestra primera guía de producción con un menor número de pozos en operación, ya que nuestra base de pozos superó las expectativas”, refirió Jenkins.

La petrolera estadounidense Murphy Oil, con sede en Arkansas, es una firma de exploración y producción. Produce petróleo y gas natural en los Estados Unidos, Canadá y Malasia y tiene más de mil 200 empleados en todo el mundo.”

11.05.2017 Última actualización 12.05.2017

El Financiero

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Exxon, Petrobras Said to Have Discussed Strategic Partnership

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Sabrina Valle

“Exxon Mobil Corp. and Petrobras have held talks on a strategic partnership that could involve multiple assets in Brazil and overseas in different segments of the industry, similar to the $2.2 billion deal signed with Total SA in December, said people familiar with the conversations.

Such a deal could give Exxon access to oil fields and infrastructure in Brazil while state-controlled Petroleo Brasileiro SA could gain from Exxon’s expertise in production, refining and distribution, the people said. The company clarified in a statement Tuesday that there is no ongoing negotiation aiming at a strategic alliance with Exxon.

“Petrobras stresses, however, that it’s constantly in touch with companies in the oil and gas sector to evaluate opportunities and share experience,” the company said in the statement.

International oil companies are taking a closer look after Brazil eased nationalist regulations and opened the market to more competition. Carla Lacerda, Exxon’s country chief, said earlier this month that the U.S.-based oil giant sees great opportunities in Brazil. Last week, Petrobras Chief Executive Officer Pedro Parente met in Houston with both Lacerda and BP Plc’s head of Latin America, Felipe Arbelaez, the people said, asking not to be named because the discussions were private.

Arbelaez confirmed that he and Parente had talked in “a number of meetings.” He said that with the policy changes being undertaken by Brazil’s government, “all companies are reviewing their Brazil strategy.”

Lauren Kerr, an Exxon spokeswoman, declined to comment. “As a matter of practice we don’t comment on rumors or speculation,” she said.

In December, France-based Total agreed to buy stakes in Brazilian oil fields and energy infrastructure in a $2.2 billion deal that is expanding its presence in Latin America’s largest economy.

Total’s Deal

That agreement included stakes in the Iara and Lapa offshore prospects, and gives Petrobras the option to buy into a field in the Gulf of Mexico, the Rio de Janeiro-based company said at the time. Total also acquired 50 percent of two thermoelectric plants in the Bahia area and the right to use a regasification unit in the city. It may study more purchases from Petrobras, Total Chief Executive Officer Patrick Pouyanne said when the deal was announced.

Other European oil producers have also moved to grab a share of the deep-water discoveries that are driving Brazil’s production growth. Statoil ASA bought Petrobras’s stake in the Carcara find last year in a $2.5 billion deal, and Royal Dutch Shell Plc expanded in the pre-salt region through its acquisition of BG Group Ltd.

In recent months Michel Temer’s government has removed Petrobras’ exclusivity to operate in the pre-salt, and eased buy-in-Brazil requirements for platforms and equipment. Only one pre-salt field, the giant Libra discovery, has been auctioned in this decade, and under terms that guaranteed Petroleo Brasileiro SA, as it is formally known, control of operations.

While single wells in the pre-salt region can produce more than 40,000 barrels a day, among the most productive in the world, Exxon previously had a rare case of exploration failure in at a concession it abandoned in 2012.

«We are here to say we are going to try again,» Lacerda said at an event in Houston last week. «Exxon Mobil sees great opportunities in Brazil.»

9 de mayo de 2017 12:43 GMT-5 9 de mayo de 2017 23:01 GMT-5

Bloomberg

Exxon

Terminales de Almacenamiento

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El almacenamiento es la actividad consistente en depositar y resguardar hidrocarburos y/o sus derivados en instalaciones para ese fin específico, las cuales pueden ubicarse en la superficie, el mar y el subsuelo.

 

Hasta hace poco tiempo, Petróleos Mexicanos era la única empresa que llevaba a cabo esta actividad, para lo cual cuenta con terminales terrestres y marítimas de almacenamiento y despacho, ubicadas a lo largo del territorio nacional, con una capacidad superior a los 30 millones de barriles.

 

En el corto y mediano plazo, se prevé que la infraestructura de almacenamiento será una de las que más demanda tendrá, derivado de dos hechos principalmente:

  • La libre comercialización de combustibles, que desde el año 2016 permite a la iniciativa privada importar gasolina y venderla a través de sus propias marcas en las estaciones de servicio, lo cual supone la entrada de una cantidad importante del combustible que de manera previa a su venta para consumo final, requerirá ser almacenada.
  • El incremento en la producción de hidrocarburos, derivada de las actividades de exploración y extracción que realizarán los operadores petroleros, para lo cual necesitarán contar con instalaciones de almacenamiento, para el resguardo de los hidrocarburos, antes de su traslado a las zonas de refinación o de transporte.

 

Como una muestra de lo anterior, en el primer trimestre del2017, se tiene previsto el inicio de operaciones de la primera terminal privada en el estado de San Luis Potosí, para el almacenamiento y reparto de gasolinas y diésel con una capacidad aproximada de 300,000 barriles, con lo que se abre la competencia para Pemex en esta actividad.

 

En este contexto, las empresas requieren contar con los seguros que les permitan llevar a cabo de manera segura la construcción y operación de las terminales de almacenamiento. Entre los principales seguros que deberán contratar se encuentran los siguientes: Todo riesgo de Construcción y Montaje, Responsabilidad Civil, Responsabilidad Ambiental, Daños Materiales e Interrupción de Negocios.

 

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Barril sube por segundo día ante posible extensión de recorte de OPEP

/en

Redacción

«El petróleo operan mantienen las ganancias de la sesión previa, con los inversores actuando con cautela ya que datos resientes de una recuperación en la actividad de perforación en Estados Unidos contrarrestaban reportes sobre una extensión del pacto de reducción de bombeo que firmaron la OPEP y otros exportadores, como Rusia.

Sin embargo, el mercado limitaba los avances ante un dólar a nivel global en alza de hasta el 0.40 por ciento.

A las 8:45 horas local del centro de México, el barril del crudo Brent  de Londres, sube 0.12 por ciento y se cotiza en 49.16 dólares en el Intercontinental Petroleum Exchange (ICE).

El West Texas Intermediate (WTI) de referencia en Nueva York, gana 0.02 por ciento, en la 46.22 dólares. Más temprano el contrato tocó un máximo de sesión de 46.98 dólares.

Ambos contratos, que se desplomaron más de un seis por ciento la semana pasada, acumulan una caída de hasta el 10 por ciento en el último mes.

Los contratos no recibieron son agrado las declaraciones del ministro de energía de Arabia Saudita, Khalid Al-Falih, quien dijo en Kuala Lumpur que, si bien el rebote en los Estados Unidos de esquisto de petróleo ha frenado los esfuerzos de la OPEP, el grupo probablemente mantendrá los recortes de producción este año y posiblemente en 2018. El Ministerio de Energía de Rusia dijo que apoya la idea.

La Organización de Países Exportadores de Petróleo se reúne el 25 de mayo y se espera que discuta la extensión de su pacto de reducción del bombeo hasta el final de año, aunque analistas estiman que una prolongación de seis meses no sería suficiente.

Rusia comentó el lunes que estaba en conversaciones con otros productores sobre prolongar los recortes más allá de 2017, una posibilidad a la que también se refirió el ministro de Energía saudí.

Sin embargo, la semana pasada las plataformas petroleras activas aumentaron en Estados Unidos por decimosexta semana seguida, según datos de Baker Hughes publicados el viernes.

Desde sus mínimos de mayo del año pasado, los productores petroleros en ese país han sumado 387 plataformas, incremento cercano al 123 por ciento, señaló Goldman Sachs.

La producción de crudo en Estados Unidos promedió 9.3 millones de barriles de petróleo por día en la semana terminada el 28 de abril, el nivel más alto desde agosto de 2015, según datos oficiales.»

08:02 AM 8 de Mayo 2017

El Financiero

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Mexico’s Pemex says March crude oil exports hit record low

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Reporting by David Alire Garcia; Editing by Andrew Hay

«May 5 Mexican national oil company Pemex said on Friday that March crude exports fell to a record low of just above 1 million barrels per day (bpd), while oil output for the month also dipped.

Pemex’s March crude shipments averaged 1.001 million bpd, the lowest level of monthly exports going back to at least 1990 when records began. March exports were down nearly 6 percent compared with the same month last year.

Meanwhile, crude production during the month fell 9 percent to average 2.018 million bpd.

Pemex’s oil output hit a peak of 3.38 million bpd in 2004, but since then has steadily declined.

A four-year-old energy overhaul that ended Pemex’s decades-long monopoly on production led to the first-ever competitive oil auctions and joint venture partnerships, but fresh output streams from new entrants in the market are not expected for several years.

On Wednesday, despite lower oil production, Pemex reported its first quarterly profit in five years on higher sales and rising prices, gaining some $4.7 billion during the January-March period.»

Fri May 5, 2017 | 1:33pm EDT

REUTERS

Pemex busca inversionistas para sus refinerías, pero ¿hay algún interesado?

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Por Jessica Resnick-Ault y David Alire Garcia

«La reforma energética ha convertido a México en uno de los prospectos costa afuera más atractivos del mundo, pero un segmento en particular no está despertando el interés de los inversionistas estadounidenses: las viejas refinerías.

Los esfuerzos de la petrolera estatal Pemex para atraer cerca de 5,000 millones de dólares que ayuden a la modernización de sus dos refinerías más grandes han sido inútiles, dijeron a Reuters dos fuentes familiarizadas con el proceso que pidieron no ser identificadas.

La empresa está buscando un socio para su refinería en Salina Cruz en el sur del país, así como un inversionista para completar la construcción de una unidad de coquización para procesar crudo pesado en su refinería de Tula, al norte de la capital mexicana.

Entre aquellos que han rechazado propuestas de Pemex durante el último año se encuentran las gigantes refinadoras estadounidenses Valero Energy Corp y Tesoro Corp. Ambas firmas declinaron hacer comentarios.

Estas y otras compañías se frenaron por preocupaciones operacionales, políticas y de mercado, de acuerdo con las fuentes.

Ejecutivos de Pemex niegan «categóricamente» que enfrentan problemas para encontrar inversionistas. «Ha habido interés,» dijo un portavoz de la empresa el jueves. «Hemos tenido conversaciones con muchas empresas cuyos nombres no podemos revelar», añadió.

Pemex ha dicho públicamente que está buscando inversiones de firmas coreanas, japonesas y chinas. La empresa contrató a Bank of America el año pasado para buscar socios potenciales.

El sector de refinación ha contribuido significativamente a las pérdidas de Pemex. Sus seis refinerías locales han acumulado pérdidas operativas anuales por alrededor de 5,000 millones de dólares en los últimos años. Los márgenes han sido duramente impactados por los precios de los combustibles -fijados por el Gobierno-, una serie de accidentes y paros no programados.

Durante años, Pemex dio prioridad a inversiones en proyectos de perforación, abandonando otras áreas. Como resultado, las refinerías construidas hace décadas para procesar crudo ligero de campos en aguas someras no pueden procesar eficientemente crudo pesado de los yacimientos actualmente en producción.

La conclusión: hoy México importa de Estados Unidos más de 60 por ciento de su consumo de gasolina y diésel, mientras que sus refinerías operan a la mitad de su capacidad.

Este desequilibrio parecería una oportunidad de negocio. Sin embargo, las refinerías de Pemex se han vuelto un tópico difícil para los inversionistas.

Algunos socios potenciales están nerviosos de las sumas necesarias para poner las plantas viejas al nivel deseado, de acuerdo con las fuentes. Además están los empleados, protegidos por un fuerte sindicato.

En promedio, Pemex usa 3,000 trabajadores de tiempo completo para operar cada refinería, el triple que en plantas de Estados Unidos con operaciones de tamaño similar, de acuerdo con cifras de Pemex y empresas norteamericanas.

«Las refinerías no son competitivas: su catálogo de productos no satisface las demandas del país», dijo Dave Hackett, consultor de energía en Stillwater Associates, en California.

MAYOR RETO

Las refinerías podrían ser el mayor reto de José Antonio González Anaya, nombrado director general el año pasado, para atraer inversiones a la compañía más importante de México. El gigante petrolero ha tenido dificultades con la producción, bajos precios y una creciente deuda.

González Anaya, un tecnócrata educado en Estados Unidos, ha conseguido algunas victorias; supervisó ahorros por más de 5,000 millones de dólares el año pasado y se ha esforzado por atraer socios a proyectos de exploración y producción.

El primero de ellos, en un bloque en aguas profundas, se firmó en febrero entre Pemex, el gigante estadounidense Chevron y la japonesa Inpex.

La reforma constitucional de hace cuatro años acabó con el monopolio de casi 80 años de Pemex en el sector, pero le permitió conseguir su primera asociación en su historia. También abrió la puerta para que otras empresas operen campos.

Grandes petroleras como Exxon Mobil Corp, Total SA y Statoil han ganado contratos costa afuera a través de licitaciones.

Sin embargo, modernizar el sector de refinación en México ha probado ser más desafiante.

A diferencia de la producción costa afuera, donde se puede traer nuevas plataformas y los operadores pueden tomar sus propias decisiones, las refinerías arrastran problemas.

Los inversionistas potenciales deben conformarse con la infraestructura existente, que en muchos casos data de la década de 1970, además de lidiar con intrincadas relaciones con funcionarios gubernamentales y líderes sindicales.

Durante la colocación de un gigantesco tambor de coquización, González Anaya estuvo presente, acompañado no por inversionistas extranjeros, sino por el líder del poderoso sindicato petrolero de México: Carlos Romero Deschamps, también senador por el PRI, el partido del presidente Enrique Peña.

Si los inversionistas en refinerías «son forzados a seguir el modelo de trabajo que ha usado Pemex en el pasado, claramente nadie vendrá», dijo Carlos Petersen, un analista del Eurasia Group para América Latina.

El clima político de México es otra preocupación. Por ley, Peña Nieto, quien encabezó la reforma energética, tiene un único periodo de gobierno de seis años, que culmina a finales del próximo año.

La decisión del Gobierno de abrir su industria petrolera a productores externos y vender algunos activos de Pemex recibió una fuerte oposición por parte de muchos mexicanos y políticos de izquierda. Entre ellos, Andrés Manuel López Obrador, un populista que actualmente encabeza la carrera presidencial hacia los comicios del 2018.

La empresa financiará la mitad de los 2,200 millones de dólares que costará la primera etapa de su proyecto de coquizadora en Tula en tanto consigue socios para completarla, dijo a analistas el director del brazo industrial de Pemex, Carlos Murrieta, durante una conferencia telefónica a inicios de la semana.

Jake Fuller, analista petrolero en Houston, duda que otros proyectos de refinación de Pemex le sigan en el corto plazo.

«Sería un cambio monumental», dijo Fuller, experto de IHS.»

viernes 5 de mayo de 2017 16:03 CDT

REUTERS MÉXICO

 

Pemex Likely to Return Very Small Amount of Fields to State: CEO

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By Adam Williams and Lucia Kassai

«Petroleos Mexicanos plans to develop most of the 120 oilfields the government granted the state-owned company, returning «only a very low percentage,» according to the company’s chief executive officer.

The production regions were given to Pemex, as the company is known, when Mexico’s oil industry opened to private competition in 2014. Pemex had three years to invest in the fields or return them to the regulator to be auctioned in future bidding rounds.

As the three-year deadline nears, Pemex is likely to maintain the majority of these fields, Jose Antonio Gonzalez Anaya, the company’s CEO, said in a Bloomberg Television interview from Houston.

«We are trying to make progress to make sure we meet the regulator’s requirements, especially the ones where we know there is oil and where there is production,» he said. «I think we will develop the fields that have been assigned to us.»

Appointed as Pemex’s CEO last year, Gonzalez Anaya’s impact on the company’s ailing financial standing has been immediate. After four years of losses, Pemex yesterday reported first-quarter earnings of 87.9 billion pesos ($4.6 billion).

«The last time we posted a profit the price of oil was $100 per barrel. To post a profitable result when the price of oil is around $40 is important,» Gonzalez Anaya said. «This is no small achievement.»

Production Growth

Pemex, which has seen oil output fall every year since 2004, hopes production will stabilize this year and possibly increase as soon as 2018, he said. In addition to joint ventures planned in onshore, shallow and deep waters fields, Pemex is also looking to «cluster small allocations and small fields so that we can migrate them together,» he said.

The company is counting on a recently implemented oil price hedge — independent of the Mexican government’s hedging program — to give Pemex «some degree of certainty to our investment and to our planning,» Gonzalez Anaya said. Pemex, which hadn’t hedged independently from the government in 11 years, will likely use the tool again next year, he said.

Pemex will also seek additional hydrogen unit joint ventures at its refineries, similar to the partnership signed with Air Liquide SA in February at the Tula refinery, he said.

“This model will be replicated for other refineries, and I think things will run much better,” Gonzalez Anaya said of the additional partnerships planned for refineries.»

4 de mayo de 2017 13:04 GMT-5

Bloomberg