Determinan cinco temporadas abiertas para petrolíferos
La CRE determinó al menos cuatro temporadas abiertas para las siguientes empresas y sus proyectos de transporte o almacenamiento de petrolíferos: Howard Energy Partners, Monterra Energy, Invex Infraestructura y Pemex Logística.
Luis Carriles
Jun 13, 2016 |
23:09
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La Comisión Reguladora de Energía (CRE) determinó al menos cuatro temporadas abiertas para las siguientes empresas y sus proyectos de transporte o almacenamiento de petrolíferos: Howard Energy Partners, Monterra Energy, Invex Infraestructura y Pemex Logística.

Una quinta empresa, Watco Companies, que va a construir una terminal de almacenamiento y recepción en San Luis Potosí, con una capacidad de 300,000 barriles, aún no está contemplada porque es un proyecto en desarrollo.

De los proyectos que ya están en proceso de construcción o en operación destacan los de la empresa Howard Energy Partners, que es la que más tiene, con cuatro terminales de almacenamiento y ductos. De las terminales, dos de ellas están en Estados Unidos -una en Robstown y otra en Laredo- y otras dos en México, en Nuevo Laredo y Santa Catarina.

En ductos, la empresa tiene cuatro, uno que cubre la ruta Robstown-Laredo, 227 kilómetros; otro es Laredo-Río Grande, 16 kilómetros; Río Grande-Nuevo Laredo, 19 km, y Nuevo Laredo-Santa Catarina, 198 km. En total, pueden manejar 72,000 barriles diarios. Entre los ductos y las terminales, la inversión estimada total es de 500 millones de dólares. Watco Companies es una terminal en San Luis Potosí, con una capacidad de almacenamiento de 300,000 barriles y una inversión de 60 millones de dólares, esta empresa aún no tiene temporada abierta con la CRE.

Invex Infraestructrura tiene inversión para un ducto que corre desde Tuxpan hasta el Valle de México, 265 kilómetros, con un costo de 350 millones de dólares. En suma, se tienen 995 kilómetros de ductos y 1 millón 450,000 barriles de almacenamiento.

El que está por definirse en detalles es el proyecto de Monterra Energy, que es un ducto que va de Tuxpan a Tula, con una longitud de 270 kilómetros y una capacidad de 165,000 barriles por día; se calcula que puede costar por lo menos 250 millones de dólares.

luis.carriles@eleconomista.mx

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