Washington.- El Gobierno de Estados Unidos podría anunciar el miércoles un revisado plan de exploración de petróleo y gas natural mar adentro y dar a conocer su decisión sobre si permitirá por primera vez perforaciones frente a la costa este del país.
El plan podría allanar la vía para un nueva fuente doméstica de energía, ayudando a reducir la dependencia de importaciones de petróleo y a incrementar la cantidad de gas natural usada para reemplazar al carbón en las plantas de energía, en momentos que el país busca recortar sus emisiones.
El mes pasado, el secretario del Interior Ken Salazar, dijo que quería dar a conocer el plan actualizado de perforación para fines de marzo, informó Reuters.
Dos fuentes de la industria dijeron el lunes que se espera que el presidente Barack Obama ofrezca un discurso sobre seguridad energética el miércoles, que podría incluir sus puntos de vista sobre la expansión de la perforación offshore.
El Departamento del Interior y la Casa Blanca declinaron ofrecer comentarios el lunes respecto a si Obama hablaría sobre el tema en un discurso fijado para la mañana del miércoles en la Base Andrews de la Fuerza Aérea en Maryland.
El Gobierno ha estado considerando los pros y los contras de la perforación offshore desde que el presidente Obama asumió el cargo y frenó una propuesta de la era Bush que llamaba a perforar junto a la costa este y frente a la costa de California.
Por más de 20 años, la perforación estuvo prohibida en la mayoría de las áreas offshore de Estados Unidos, excepto en el Golfo de México, por la preocupación de que derrames puedan dañar el medioambiente.
El Congreso permitió que la prohibición expirase en el 2008 y el ex presidente George W. Bush levantó una moratoria de perforación ese año.
Grupos ambientalistas y algunos legisladores continúan planteando dudas sobre el impacto que una mayor perforación tendría en las áreas costeras.
Pero Obama, que desea que el Congreso avance una estancada iniciativa sobre cambio climático, ha buscado un acercamiento hacia los republicanos al indicar que está abierto a permitir la perforación offshore, siempre que las líneas costeras estén protegidas.
El Servicio Geológico de Estados Unidos estima que bajo las aguas estadounidenses del Atlántico podría haber unos 37 billones de pies cúbicos de gas y el equivalente a casi 4.000 millones de barriles de petróleo.
En tanto, bajo el Pacífico estadounidense habría el equivalente de 10.500 millones de barriles de petróleo y 18 billones de pies cúbicos de gas.
Para poner eso en contexto, Estados Unidos importa unos 2.000 millones de barriles de petróleo al año de las naciones de la OPEP y se prevé que importará 2,7 billones de pies cúbicos de gas natural de distintas naciones este año, de acuerdo al Departamento de Energía.
lunes, 29 de marzo de 2010
Plan de exploración y seguridad energética (Reuters)
Washington.- El Gobierno de Estados Unidos podría anunciar el miércoles un revisado plan de exploración de petróleo y gas natural mar adentro y dar a conocer su decisión sobre si permitirá por primera vez perforaciones frente a la costa este del país.
El plan podría allanar la vía para un nueva fuente doméstica de energía, ayudando a reducir la dependencia de importaciones de petróleo y a incrementar la cantidad de gas natural usada para reemplazar al carbón en las plantas de energía, en momentos que el país busca recortar sus emisiones.
El mes pasado, el secretario del Interior Ken Salazar, dijo que quería dar a conocer el plan actualizado de perforación para fines de marzo, informó Reuters.
Dos fuentes de la industria dijeron el lunes que se espera que el presidente Barack Obama ofrezca un discurso sobre seguridad energética el miércoles, que podría incluir sus puntos de vista sobre la expansión de la perforación offshore.
El Departamento del Interior y la Casa Blanca declinaron ofrecer comentarios el lunes respecto a si Obama hablaría sobre el tema en un discurso fijado para la mañana del miércoles en la Base Andrews de la Fuerza Aérea en Maryland.
El Gobierno ha estado considerando los pros y los contras de la perforación offshore desde que el presidente Obama asumió el cargo y frenó una propuesta de la era Bush que llamaba a perforar junto a la costa este y frente a la costa de California.
Por más de 20 años, la perforación estuvo prohibida en la mayoría de las áreas offshore de Estados Unidos, excepto en el Golfo de México, por la preocupación de que derrames puedan dañar el medioambiente.
El Congreso permitió que la prohibición expirase en el 2008 y el ex presidente George W. Bush levantó una moratoria de perforación ese año.
Grupos ambientalistas y algunos legisladores continúan planteando dudas sobre el impacto que una mayor perforación tendría en las áreas costeras.
Pero Obama, que desea que el Congreso avance una estancada iniciativa sobre cambio climático, ha buscado un acercamiento hacia los republicanos al indicar que está abierto a permitir la perforación offshore, siempre que las líneas costeras estén protegidas.
El Servicio Geológico de Estados Unidos estima que bajo las aguas estadounidenses del Atlántico podría haber unos 37 billones de pies cúbicos de gas y el equivalente a casi 4.000 millones de barriles de petróleo.
En tanto, bajo el Pacífico estadounidense habría el equivalente de 10.500 millones de barriles de petróleo y 18 billones de pies cúbicos de gas.
Para poner eso en contexto, Estados Unidos importa unos 2.000 millones de barriles de petróleo al año de las naciones de la OPEP y se prevé que importará 2,7 billones de pies cúbicos de gas natural de distintas naciones este año, de acuerdo al Departamento de Energía.
El plan podría allanar la vía para un nueva fuente doméstica de energía, ayudando a reducir la dependencia de importaciones de petróleo y a incrementar la cantidad de gas natural usada para reemplazar al carbón en las plantas de energía, en momentos que el país busca recortar sus emisiones.
El mes pasado, el secretario del Interior Ken Salazar, dijo que quería dar a conocer el plan actualizado de perforación para fines de marzo, informó Reuters.
Dos fuentes de la industria dijeron el lunes que se espera que el presidente Barack Obama ofrezca un discurso sobre seguridad energética el miércoles, que podría incluir sus puntos de vista sobre la expansión de la perforación offshore.
El Departamento del Interior y la Casa Blanca declinaron ofrecer comentarios el lunes respecto a si Obama hablaría sobre el tema en un discurso fijado para la mañana del miércoles en la Base Andrews de la Fuerza Aérea en Maryland.
El Gobierno ha estado considerando los pros y los contras de la perforación offshore desde que el presidente Obama asumió el cargo y frenó una propuesta de la era Bush que llamaba a perforar junto a la costa este y frente a la costa de California.
Por más de 20 años, la perforación estuvo prohibida en la mayoría de las áreas offshore de Estados Unidos, excepto en el Golfo de México, por la preocupación de que derrames puedan dañar el medioambiente.
El Congreso permitió que la prohibición expirase en el 2008 y el ex presidente George W. Bush levantó una moratoria de perforación ese año.
Grupos ambientalistas y algunos legisladores continúan planteando dudas sobre el impacto que una mayor perforación tendría en las áreas costeras.
Pero Obama, que desea que el Congreso avance una estancada iniciativa sobre cambio climático, ha buscado un acercamiento hacia los republicanos al indicar que está abierto a permitir la perforación offshore, siempre que las líneas costeras estén protegidas.
El Servicio Geológico de Estados Unidos estima que bajo las aguas estadounidenses del Atlántico podría haber unos 37 billones de pies cúbicos de gas y el equivalente a casi 4.000 millones de barriles de petróleo.
En tanto, bajo el Pacífico estadounidense habría el equivalente de 10.500 millones de barriles de petróleo y 18 billones de pies cúbicos de gas.
Para poner eso en contexto, Estados Unidos importa unos 2.000 millones de barriles de petróleo al año de las naciones de la OPEP y se prevé que importará 2,7 billones de pies cúbicos de gas natural de distintas naciones este año, de acuerdo al Departamento de Energía.
miércoles, 24 de marzo de 2010
A propósito del cambio climático.
NUEVA DELHI (AP) - Durante casi 30 años, India y Bangladesh se disputaron el control de un islote rocoso en la Bahía de Bengala. Ahora el nivel creciente del mar ha resuelto la disputa: la isla ha desaparecido.
New Moore, del archipiélago Sunderbans, ha quedado completamente sumergida, dijo el oceanógrafo Sugata Hazra, profesor en la Universidad Jadavpur en Calcuta. La desaparición ha sido confirmada por imágenes de satélite y patrullas marinas, agregó.
"Lo que los dos países no pudieron lograr en años de conversaciones ha sido resuelto por el calentamiento global", dijo Hazra.
Científicos en la Escuela de Estudios Oceanográficos de la universidad notaron un aumento alarmante en la tasa de nivel marino durante la última década en la Bahía de Bengala.
Hasta el 2000, los niveles del mar subían unos 3 milímetros (0,12 pulgada) por año, pero en la última década han aumentado unos 5 milímetros (0,2 pulgada) por año, precisó.
Otra isla cercana, Lohachara, quedó sumergida en 1996, lo que obligó a sus habitantes a mudarse a tierra firme, mientras que la mitad de la isla de Ghoramara quedó bajo las aguas, agregó. Por lo menos otras diez islas en el área están en riesgo de desaparecer, dijo.
"Habrá un mayor número de desplazados de las Sunderbans a medida que más islas queden sumergidas", sentenció Hazra.
Bangladesh, una nación de 150 millones de habitantes sobre un delta en terreno de baja altura, es una de las naciones más afectadas por el calentamiento global. Las autoridades calculan que el 18% del área costera quedará sumergida y 20 millones de personas se verán desplazadas si el mar sube un metro (3,3 pies) para el 2050 según las proyecciones meteorológicas.
India y Bangladesh se disputaban la inhabitada New Moore, de 3,5 kilómetros (2 millas) de largo y 3 kilómetros (1,5 milla) de ancho. Bangladesh la llama Talpatti del Sur.
No había estructuras permanentes en New Moore, pero India envió algunos soldados paramilitares a sus costas rocosas en 1981 para izar la bandera nacional.
La demarcación de los límites marítimos _y el control de las islas restantes_ se mantiene sin solución entre los dos países, y la desaparición del islote no contribuye en absoluto a resolver el asunto, dijo un funcionario en la cancillería india, que habló con la condición del anonimato por no estar autorizado a hablar sobre disputas internacionales.
New Moore, del archipiélago Sunderbans, ha quedado completamente sumergida, dijo el oceanógrafo Sugata Hazra, profesor en la Universidad Jadavpur en Calcuta. La desaparición ha sido confirmada por imágenes de satélite y patrullas marinas, agregó.
"Lo que los dos países no pudieron lograr en años de conversaciones ha sido resuelto por el calentamiento global", dijo Hazra.
Científicos en la Escuela de Estudios Oceanográficos de la universidad notaron un aumento alarmante en la tasa de nivel marino durante la última década en la Bahía de Bengala.
Hasta el 2000, los niveles del mar subían unos 3 milímetros (0,12 pulgada) por año, pero en la última década han aumentado unos 5 milímetros (0,2 pulgada) por año, precisó.
Otra isla cercana, Lohachara, quedó sumergida en 1996, lo que obligó a sus habitantes a mudarse a tierra firme, mientras que la mitad de la isla de Ghoramara quedó bajo las aguas, agregó. Por lo menos otras diez islas en el área están en riesgo de desaparecer, dijo.
"Habrá un mayor número de desplazados de las Sunderbans a medida que más islas queden sumergidas", sentenció Hazra.
Bangladesh, una nación de 150 millones de habitantes sobre un delta en terreno de baja altura, es una de las naciones más afectadas por el calentamiento global. Las autoridades calculan que el 18% del área costera quedará sumergida y 20 millones de personas se verán desplazadas si el mar sube un metro (3,3 pies) para el 2050 según las proyecciones meteorológicas.
India y Bangladesh se disputaban la inhabitada New Moore, de 3,5 kilómetros (2 millas) de largo y 3 kilómetros (1,5 milla) de ancho. Bangladesh la llama Talpatti del Sur.
No había estructuras permanentes en New Moore, pero India envió algunos soldados paramilitares a sus costas rocosas en 1981 para izar la bandera nacional.
La demarcación de los límites marítimos _y el control de las islas restantes_ se mantiene sin solución entre los dos países, y la desaparición del islote no contribuye en absoluto a resolver el asunto, dijo un funcionario en la cancillería india, que habló con la condición del anonimato por no estar autorizado a hablar sobre disputas internacionales.
A propósito del cambio climático.
NUEVA DELHI (AP) - Durante casi 30 años, India y Bangladesh se disputaron el control de un islote rocoso en la Bahía de Bengala. Ahora el nivel creciente del mar ha resuelto la disputa: la isla ha desaparecido.
New Moore, del archipiélago Sunderbans, ha quedado completamente sumergida, dijo el oceanógrafo Sugata Hazra, profesor en la Universidad Jadavpur en Calcuta. La desaparición ha sido confirmada por imágenes de satélite y patrullas marinas, agregó.
"Lo que los dos países no pudieron lograr en años de conversaciones ha sido resuelto por el calentamiento global", dijo Hazra.
Científicos en la Escuela de Estudios Oceanográficos de la universidad notaron un aumento alarmante en la tasa de nivel marino durante la última década en la Bahía de Bengala.
Hasta el 2000, los niveles del mar subían unos 3 milímetros (0,12 pulgada) por año, pero en la última década han aumentado unos 5 milímetros (0,2 pulgada) por año, precisó.
Otra isla cercana, Lohachara, quedó sumergida en 1996, lo que obligó a sus habitantes a mudarse a tierra firme, mientras que la mitad de la isla de Ghoramara quedó bajo las aguas, agregó. Por lo menos otras diez islas en el área están en riesgo de desaparecer, dijo.
"Habrá un mayor número de desplazados de las Sunderbans a medida que más islas queden sumergidas", sentenció Hazra.
Bangladesh, una nación de 150 millones de habitantes sobre un delta en terreno de baja altura, es una de las naciones más afectadas por el calentamiento global. Las autoridades calculan que el 18% del área costera quedará sumergida y 20 millones de personas se verán desplazadas si el mar sube un metro (3,3 pies) para el 2050 según las proyecciones meteorológicas.
India y Bangladesh se disputaban la inhabitada New Moore, de 3,5 kilómetros (2 millas) de largo y 3 kilómetros (1,5 milla) de ancho. Bangladesh la llama Talpatti del Sur.
No había estructuras permanentes en New Moore, pero India envió algunos soldados paramilitares a sus costas rocosas en 1981 para izar la bandera nacional.
La demarcación de los límites marítimos _y el control de las islas restantes_ se mantiene sin solución entre los dos países, y la desaparición del islote no contribuye en absoluto a resolver el asunto, dijo un funcionario en la cancillería india, que habló con la condición del anonimato por no estar autorizado a hablar sobre disputas internacionales.
New Moore, del archipiélago Sunderbans, ha quedado completamente sumergida, dijo el oceanógrafo Sugata Hazra, profesor en la Universidad Jadavpur en Calcuta. La desaparición ha sido confirmada por imágenes de satélite y patrullas marinas, agregó.
"Lo que los dos países no pudieron lograr en años de conversaciones ha sido resuelto por el calentamiento global", dijo Hazra.
Científicos en la Escuela de Estudios Oceanográficos de la universidad notaron un aumento alarmante en la tasa de nivel marino durante la última década en la Bahía de Bengala.
Hasta el 2000, los niveles del mar subían unos 3 milímetros (0,12 pulgada) por año, pero en la última década han aumentado unos 5 milímetros (0,2 pulgada) por año, precisó.
Otra isla cercana, Lohachara, quedó sumergida en 1996, lo que obligó a sus habitantes a mudarse a tierra firme, mientras que la mitad de la isla de Ghoramara quedó bajo las aguas, agregó. Por lo menos otras diez islas en el área están en riesgo de desaparecer, dijo.
"Habrá un mayor número de desplazados de las Sunderbans a medida que más islas queden sumergidas", sentenció Hazra.
Bangladesh, una nación de 150 millones de habitantes sobre un delta en terreno de baja altura, es una de las naciones más afectadas por el calentamiento global. Las autoridades calculan que el 18% del área costera quedará sumergida y 20 millones de personas se verán desplazadas si el mar sube un metro (3,3 pies) para el 2050 según las proyecciones meteorológicas.
India y Bangladesh se disputaban la inhabitada New Moore, de 3,5 kilómetros (2 millas) de largo y 3 kilómetros (1,5 milla) de ancho. Bangladesh la llama Talpatti del Sur.
No había estructuras permanentes en New Moore, pero India envió algunos soldados paramilitares a sus costas rocosas en 1981 para izar la bandera nacional.
La demarcación de los límites marítimos _y el control de las islas restantes_ se mantiene sin solución entre los dos países, y la desaparición del islote no contribuye en absoluto a resolver el asunto, dijo un funcionario en la cancillería india, que habló con la condición del anonimato por no estar autorizado a hablar sobre disputas internacionales.
martes, 23 de marzo de 2010
UCLM y Elcogas. (ABC)
El rector de la Universidad de Castilla-La Mancha, Ernesto Martínez Ataz, y el consejero director general de Elcogas S.A.,
Alfredo García Aránguez, han rubricado hoy el convenio para la creación de la citada cátedra.
En virtud del acuerdo, la UCLM pondrá en marcha este curso la cátedra Elcogas, que hará posible la realización de actividades de carácter formativo e investigador en temas relacionados con la energía sostenible y el medioambiente.
En lo que respecta a este año, se financiarán dos becas, con una duración de doce meses cada una de ellas y una dotación mensual de 1.000 euros, dirigidas a alumnos de la UCLM que ampliarán su formación práctica en temas relacionados con la ingeniería de proyectos, impacto medioambiental de la generación eléctrica, mantenimiento y operación de centrales termoeléctricas, prevención y seguridad y colaboración en proyectos de I+D+i.
Además, Elcogas aportará 3.600 euros para la realización de prácticas formativas en sus instalaciones de cuatro estudiantes de grado o máster de la UCLM, durante un periodo de tres meses; y 6.000 euros más para el desarrollo de otras actividades formativas que sean de interés común a ambas partes.
La empresa dotará con 7.000 euros las investigaciones relacionadas con la caracterización y posibles aplicaciones de los subproductos generados durante la generación eléctrica en centrales de gasificación integrada en ciclo combinado (GICC).
También servirán para el fomento de jornadas y seminarios de carácter técnico en materia energética y medioambiental, que impartirá el personal docente e investigador de la UCLM y que estarán abiertos a la participación de profesionales y expertos tanto de Elcogás como de otras entidades e instituciones.
En este sentido, Martínez Ataz ha anunciado que la primera de estas jornadas se celebrará en el Campus de Ciudad Real y supondrá un coste de 3.000 euros.
A través de la cátedra las partes firmantes del acuerdo crearán los Premios UCLM-Elcogas, que incluirán las modalidades de Proyecto Fin de Carrera, dotado con 2.000 euros; Tesis Doctoral, con 3.000 euros; y Trayectoria Investigadora, dirigido a investigadores de la institución académica castellano-manchega y dotado con 10.000 euros.
El acuerdo, ha subrayado el rector de la UCLM, también dará continuidad a los proyectos de I+D+i Sphera y PSE-CO2 llevados a cabo conjuntamente entre la UCLM y Elcogas, relacionados con la purificación del H2, y de los procesos de captura y almacenamiento de CO2, respectivamente. EFE 1011007
Alfredo García Aránguez, han rubricado hoy el convenio para la creación de la citada cátedra.
En virtud del acuerdo, la UCLM pondrá en marcha este curso la cátedra Elcogas, que hará posible la realización de actividades de carácter formativo e investigador en temas relacionados con la energía sostenible y el medioambiente.
En lo que respecta a este año, se financiarán dos becas, con una duración de doce meses cada una de ellas y una dotación mensual de 1.000 euros, dirigidas a alumnos de la UCLM que ampliarán su formación práctica en temas relacionados con la ingeniería de proyectos, impacto medioambiental de la generación eléctrica, mantenimiento y operación de centrales termoeléctricas, prevención y seguridad y colaboración en proyectos de I+D+i.
Además, Elcogas aportará 3.600 euros para la realización de prácticas formativas en sus instalaciones de cuatro estudiantes de grado o máster de la UCLM, durante un periodo de tres meses; y 6.000 euros más para el desarrollo de otras actividades formativas que sean de interés común a ambas partes.
La empresa dotará con 7.000 euros las investigaciones relacionadas con la caracterización y posibles aplicaciones de los subproductos generados durante la generación eléctrica en centrales de gasificación integrada en ciclo combinado (GICC).
También servirán para el fomento de jornadas y seminarios de carácter técnico en materia energética y medioambiental, que impartirá el personal docente e investigador de la UCLM y que estarán abiertos a la participación de profesionales y expertos tanto de Elcogás como de otras entidades e instituciones.
En este sentido, Martínez Ataz ha anunciado que la primera de estas jornadas se celebrará en el Campus de Ciudad Real y supondrá un coste de 3.000 euros.
A través de la cátedra las partes firmantes del acuerdo crearán los Premios UCLM-Elcogas, que incluirán las modalidades de Proyecto Fin de Carrera, dotado con 2.000 euros; Tesis Doctoral, con 3.000 euros; y Trayectoria Investigadora, dirigido a investigadores de la institución académica castellano-manchega y dotado con 10.000 euros.
El acuerdo, ha subrayado el rector de la UCLM, también dará continuidad a los proyectos de I+D+i Sphera y PSE-CO2 llevados a cabo conjuntamente entre la UCLM y Elcogas, relacionados con la purificación del H2, y de los procesos de captura y almacenamiento de CO2, respectivamente. EFE 1011007
UCLM y Elcogas. (ABC)
El rector de la Universidad de Castilla-La Mancha, Ernesto Martínez Ataz, y el consejero director general de Elcogas S.A.,
Alfredo García Aránguez, han rubricado hoy el convenio para la creación de la citada cátedra.
En virtud del acuerdo, la UCLM pondrá en marcha este curso la cátedra Elcogas, que hará posible la realización de actividades de carácter formativo e investigador en temas relacionados con la energía sostenible y el medioambiente.
En lo que respecta a este año, se financiarán dos becas, con una duración de doce meses cada una de ellas y una dotación mensual de 1.000 euros, dirigidas a alumnos de la UCLM que ampliarán su formación práctica en temas relacionados con la ingeniería de proyectos, impacto medioambiental de la generación eléctrica, mantenimiento y operación de centrales termoeléctricas, prevención y seguridad y colaboración en proyectos de I+D+i.
Además, Elcogas aportará 3.600 euros para la realización de prácticas formativas en sus instalaciones de cuatro estudiantes de grado o máster de la UCLM, durante un periodo de tres meses; y 6.000 euros más para el desarrollo de otras actividades formativas que sean de interés común a ambas partes.
La empresa dotará con 7.000 euros las investigaciones relacionadas con la caracterización y posibles aplicaciones de los subproductos generados durante la generación eléctrica en centrales de gasificación integrada en ciclo combinado (GICC).
También servirán para el fomento de jornadas y seminarios de carácter técnico en materia energética y medioambiental, que impartirá el personal docente e investigador de la UCLM y que estarán abiertos a la participación de profesionales y expertos tanto de Elcogás como de otras entidades e instituciones.
En este sentido, Martínez Ataz ha anunciado que la primera de estas jornadas se celebrará en el Campus de Ciudad Real y supondrá un coste de 3.000 euros.
A través de la cátedra las partes firmantes del acuerdo crearán los Premios UCLM-Elcogas, que incluirán las modalidades de Proyecto Fin de Carrera, dotado con 2.000 euros; Tesis Doctoral, con 3.000 euros; y Trayectoria Investigadora, dirigido a investigadores de la institución académica castellano-manchega y dotado con 10.000 euros.
El acuerdo, ha subrayado el rector de la UCLM, también dará continuidad a los proyectos de I+D+i Sphera y PSE-CO2 llevados a cabo conjuntamente entre la UCLM y Elcogas, relacionados con la purificación del H2, y de los procesos de captura y almacenamiento de CO2, respectivamente. EFE 1011007
Alfredo García Aránguez, han rubricado hoy el convenio para la creación de la citada cátedra.
En virtud del acuerdo, la UCLM pondrá en marcha este curso la cátedra Elcogas, que hará posible la realización de actividades de carácter formativo e investigador en temas relacionados con la energía sostenible y el medioambiente.
En lo que respecta a este año, se financiarán dos becas, con una duración de doce meses cada una de ellas y una dotación mensual de 1.000 euros, dirigidas a alumnos de la UCLM que ampliarán su formación práctica en temas relacionados con la ingeniería de proyectos, impacto medioambiental de la generación eléctrica, mantenimiento y operación de centrales termoeléctricas, prevención y seguridad y colaboración en proyectos de I+D+i.
Además, Elcogas aportará 3.600 euros para la realización de prácticas formativas en sus instalaciones de cuatro estudiantes de grado o máster de la UCLM, durante un periodo de tres meses; y 6.000 euros más para el desarrollo de otras actividades formativas que sean de interés común a ambas partes.
La empresa dotará con 7.000 euros las investigaciones relacionadas con la caracterización y posibles aplicaciones de los subproductos generados durante la generación eléctrica en centrales de gasificación integrada en ciclo combinado (GICC).
También servirán para el fomento de jornadas y seminarios de carácter técnico en materia energética y medioambiental, que impartirá el personal docente e investigador de la UCLM y que estarán abiertos a la participación de profesionales y expertos tanto de Elcogás como de otras entidades e instituciones.
En este sentido, Martínez Ataz ha anunciado que la primera de estas jornadas se celebrará en el Campus de Ciudad Real y supondrá un coste de 3.000 euros.
A través de la cátedra las partes firmantes del acuerdo crearán los Premios UCLM-Elcogas, que incluirán las modalidades de Proyecto Fin de Carrera, dotado con 2.000 euros; Tesis Doctoral, con 3.000 euros; y Trayectoria Investigadora, dirigido a investigadores de la institución académica castellano-manchega y dotado con 10.000 euros.
El acuerdo, ha subrayado el rector de la UCLM, también dará continuidad a los proyectos de I+D+i Sphera y PSE-CO2 llevados a cabo conjuntamente entre la UCLM y Elcogas, relacionados con la purificación del H2, y de los procesos de captura y almacenamiento de CO2, respectivamente. EFE 1011007
lunes, 22 de marzo de 2010
Gas australiano (Financial times)
La australiana Arrow Energy ha aceptado la oferta de compra mejorada de la alianza formada recientemente por Royal Dutch Shell y PetroChina. El importe de esta operación asciende a 3.500 millones de dólares australianos (3.200 millones de dólares americanos) y supone la entrada de China en el mercado de gas de carbón australiano.
La oferta aceptada supone una mejora hasta los 3,7 dólares en efectivo por título, desde los 3,45 dólares previos. Asimismo, los inversores obtendrán acciones en un nuevo holding de activos gasísticos que Arrow Energy tiene en China, Indonesia, India y Vietnam, y que están valorados en 400 millones de dólares australianos.
La adquisición de Arrow es la mayor en el mercado de gas de carbón en Australia desde que ConocoPhillips pagara 5.000 millones de dólares por una participación en Origin Energy el pasado 2008.
Esta operación representa un paso más en la estrategia china de ampliar sus vínculos energéticos con Oceanía para alimentar la expansión de su economía, mientras que en el caso de la anglo holandesa Shell supone estrechar más las relaciones entre las compañías después de que adquiriera un 30% de los activos de producción de Arrow.
Tal y como apuntaba recientemente el rotativo británico Financial Times, el acuerdo también dice mucho sobre el cambio en la relación entre multinacionales y empresas estatales del sector. Shell tiene el liderazgo tecnológico y las relaciones con su objetivo para actuar de forma unilateral.
Desde que compró el 30% de los intereses gasísticos de Arrow hace dos años, ha efectuado una serie de cambios entre los directivos. Ahora, con esta operación, podría dominar sin problemas a Arrow y canalizar a través de ésta su estrategia regional, como está haciendo BG a una escala más pequeña con Queensland Gas Company.
La oferta aceptada supone una mejora hasta los 3,7 dólares en efectivo por título, desde los 3,45 dólares previos. Asimismo, los inversores obtendrán acciones en un nuevo holding de activos gasísticos que Arrow Energy tiene en China, Indonesia, India y Vietnam, y que están valorados en 400 millones de dólares australianos.
La adquisición de Arrow es la mayor en el mercado de gas de carbón en Australia desde que ConocoPhillips pagara 5.000 millones de dólares por una participación en Origin Energy el pasado 2008.
Esta operación representa un paso más en la estrategia china de ampliar sus vínculos energéticos con Oceanía para alimentar la expansión de su economía, mientras que en el caso de la anglo holandesa Shell supone estrechar más las relaciones entre las compañías después de que adquiriera un 30% de los activos de producción de Arrow.
Tal y como apuntaba recientemente el rotativo británico Financial Times, el acuerdo también dice mucho sobre el cambio en la relación entre multinacionales y empresas estatales del sector. Shell tiene el liderazgo tecnológico y las relaciones con su objetivo para actuar de forma unilateral.
Desde que compró el 30% de los intereses gasísticos de Arrow hace dos años, ha efectuado una serie de cambios entre los directivos. Ahora, con esta operación, podría dominar sin problemas a Arrow y canalizar a través de ésta su estrategia regional, como está haciendo BG a una escala más pequeña con Queensland Gas Company.
Gas australiano (Financial times)
La australiana Arrow Energy ha aceptado la oferta de compra mejorada de la alianza formada recientemente por Royal Dutch Shell y PetroChina. El importe de esta operación asciende a 3.500 millones de dólares australianos (3.200 millones de dólares americanos) y supone la entrada de China en el mercado de gas de carbón australiano.
La oferta aceptada supone una mejora hasta los 3,7 dólares en efectivo por título, desde los 3,45 dólares previos. Asimismo, los inversores obtendrán acciones en un nuevo holding de activos gasísticos que Arrow Energy tiene en China, Indonesia, India y Vietnam, y que están valorados en 400 millones de dólares australianos.
La adquisición de Arrow es la mayor en el mercado de gas de carbón en Australia desde que ConocoPhillips pagara 5.000 millones de dólares por una participación en Origin Energy el pasado 2008.
Esta operación representa un paso más en la estrategia china de ampliar sus vínculos energéticos con Oceanía para alimentar la expansión de su economía, mientras que en el caso de la anglo holandesa Shell supone estrechar más las relaciones entre las compañías después de que adquiriera un 30% de los activos de producción de Arrow.
Tal y como apuntaba recientemente el rotativo británico Financial Times, el acuerdo también dice mucho sobre el cambio en la relación entre multinacionales y empresas estatales del sector. Shell tiene el liderazgo tecnológico y las relaciones con su objetivo para actuar de forma unilateral.
Desde que compró el 30% de los intereses gasísticos de Arrow hace dos años, ha efectuado una serie de cambios entre los directivos. Ahora, con esta operación, podría dominar sin problemas a Arrow y canalizar a través de ésta su estrategia regional, como está haciendo BG a una escala más pequeña con Queensland Gas Company.
La oferta aceptada supone una mejora hasta los 3,7 dólares en efectivo por título, desde los 3,45 dólares previos. Asimismo, los inversores obtendrán acciones en un nuevo holding de activos gasísticos que Arrow Energy tiene en China, Indonesia, India y Vietnam, y que están valorados en 400 millones de dólares australianos.
La adquisición de Arrow es la mayor en el mercado de gas de carbón en Australia desde que ConocoPhillips pagara 5.000 millones de dólares por una participación en Origin Energy el pasado 2008.
Esta operación representa un paso más en la estrategia china de ampliar sus vínculos energéticos con Oceanía para alimentar la expansión de su economía, mientras que en el caso de la anglo holandesa Shell supone estrechar más las relaciones entre las compañías después de que adquiriera un 30% de los activos de producción de Arrow.
Tal y como apuntaba recientemente el rotativo británico Financial Times, el acuerdo también dice mucho sobre el cambio en la relación entre multinacionales y empresas estatales del sector. Shell tiene el liderazgo tecnológico y las relaciones con su objetivo para actuar de forma unilateral.
Desde que compró el 30% de los intereses gasísticos de Arrow hace dos años, ha efectuado una serie de cambios entre los directivos. Ahora, con esta operación, podría dominar sin problemas a Arrow y canalizar a través de ésta su estrategia regional, como está haciendo BG a una escala más pequeña con Queensland Gas Company.
La falta de una adecuada antelación. (CAF)
Represa El Guri | Archivo
El impacto del fenómeno de El Niño no es nuevo para el sector eléctrico en Venezuela. Un estudio de la Corporación Andina de Fomento señala que, en el pasado, generó efectos reducidos debido a la eficiente respuesta oficial, basada en el manejo de información, colaboración entre instituciones del Gobierno y respaldo de generación térmica. El organismo también alertó sobre vulnerabilidades que debían corregirse a futuro, por lo cual realizó 20 recomendaciones.
El presidente Hugo Chávez ha culpado exclusivamente a El Niño de la caída de los niveles del agua del Guri, principal generador de electricidad en el país. Sin embargo, debido al manejo desacertado, como han manifestados expertos en el área, de la crisis eléctrica actual se pone en evidencia que no se han tomado en cuenta las sugerencias de la CAF para aminorar los riesgos del fenómeno natural.
Al menos en dos ocasiones el evento climático tuvo impacto en la generación de electricidad en Venezuela, señala el documento denominado Las lecciones de El Niño y publicado en el año 2000, que también tiene capítulos para Bolivia, Colombia, Perú y Ecuador.
Allí se registra que ha incidido 16 veces en el país desde 1950.
En 14 de esas ocasiones, el caudal anual del Caroní estuvo por debajo de la media y en la mayoría de ellos fueron los más secos de la historia.
El primer antecedente ocurrió en 1992, cuando el embalse del Guri descendió a niveles mínimos históricos. "A raíz de lo anterior, Edelca inició una serie de actividades y adquirió equipos, con el objeto de mejorar su capacidad para predecir con antelación la llegada de este fenómeno, de determinar el posible impacto del mismo sobre los aportes y de poder dar pronósticos hidrológicos confiables".
También se explica que la Oficina de Planificación Sectorial (actualmente Centro Nacional de Gestión) decidió adquirir un modelo de despacho hidrotérmico e iniciar un programa de capacitación del personal para predecir el evento. Otra decisión que se tomó fue la de acelerar los proyectos de parque termoeléctrico.
Efectos controlados. El segundo fenómeno que tuvo gran incidencia en la electricidad fue el que ocurrió entre 1997 y 1998. Golpeó las dos regiones donde se genera hidroelectricidad en el país: Guayana (el complejo del Guri) y los Andes (complejo Uribante-Caparo).
En los Andes se disminuyó la generación de hidroelectricidad en 21,12% entre los meses de febrero a mayo, lo que ocasionó una reducción de los ingresos de Cadafe de 400 millones de bolívares antiguos.
En Guayana, el Guri redujo su aporte de volumen de agua 31% pero no hubo impacto en el usuario final.
En ambos sistemas hidroeléctricos los efectos fueron disminución de los aportes de agua a los embalses; crecimiento de la demanda de electricidad residencial debido a las altas temperaturas y mayor número de incendios; incremento de las salidas forzadas de líneas de transmisión; y aumento de la generación termoeléctrica.
En este caso, el efecto se tradujo en mayores costos de producción energética, debido a un aumento de la generación termoeléctrica para compensar la disminución de generación hidroeléctrica; y la erogación del Estado para subsidiar el fuel oil que se utilizó para el mercado interno. "Se produjeron pérdidas para las empresas, para el país en general y para su balanza de pagos", indica el informe. El daño al sector eléctrico se contabilizó en 17,2 millones de dólares.
El informe concluye con un buen saldo para la Venezuela de entonces. "La adecuada antelación en el aviso acerca de la inminencia del fenómeno, combinada con la muy buena planificación de la operación del Sistema Eléctrico Interconectado (bajo la que se combinó la generación de centrales térmicas e hidráulicas) permitió que el costo originado por El Niño fuese de una magnitud relativamente baja, especialmente al tener en cuenta la vulnerabilidad del sistema ante la ocurrencia de sequías prolongadas. De no haber sido así se habría tenido que recurrir a racionamientos de energía al final de la estación seca, con el consiguiente efecto negativo sobre las actividades que utilizan electricidad".
El impacto del fenómeno de El Niño no es nuevo para el sector eléctrico en Venezuela. Un estudio de la Corporación Andina de Fomento señala que, en el pasado, generó efectos reducidos debido a la eficiente respuesta oficial, basada en el manejo de información, colaboración entre instituciones del Gobierno y respaldo de generación térmica. El organismo también alertó sobre vulnerabilidades que debían corregirse a futuro, por lo cual realizó 20 recomendaciones.
El presidente Hugo Chávez ha culpado exclusivamente a El Niño de la caída de los niveles del agua del Guri, principal generador de electricidad en el país. Sin embargo, debido al manejo desacertado, como han manifestados expertos en el área, de la crisis eléctrica actual se pone en evidencia que no se han tomado en cuenta las sugerencias de la CAF para aminorar los riesgos del fenómeno natural.
Al menos en dos ocasiones el evento climático tuvo impacto en la generación de electricidad en Venezuela, señala el documento denominado Las lecciones de El Niño y publicado en el año 2000, que también tiene capítulos para Bolivia, Colombia, Perú y Ecuador.
Allí se registra que ha incidido 16 veces en el país desde 1950.
En 14 de esas ocasiones, el caudal anual del Caroní estuvo por debajo de la media y en la mayoría de ellos fueron los más secos de la historia.
El primer antecedente ocurrió en 1992, cuando el embalse del Guri descendió a niveles mínimos históricos. "A raíz de lo anterior, Edelca inició una serie de actividades y adquirió equipos, con el objeto de mejorar su capacidad para predecir con antelación la llegada de este fenómeno, de determinar el posible impacto del mismo sobre los aportes y de poder dar pronósticos hidrológicos confiables".
También se explica que la Oficina de Planificación Sectorial (actualmente Centro Nacional de Gestión) decidió adquirir un modelo de despacho hidrotérmico e iniciar un programa de capacitación del personal para predecir el evento. Otra decisión que se tomó fue la de acelerar los proyectos de parque termoeléctrico.
Efectos controlados. El segundo fenómeno que tuvo gran incidencia en la electricidad fue el que ocurrió entre 1997 y 1998. Golpeó las dos regiones donde se genera hidroelectricidad en el país: Guayana (el complejo del Guri) y los Andes (complejo Uribante-Caparo).
En los Andes se disminuyó la generación de hidroelectricidad en 21,12% entre los meses de febrero a mayo, lo que ocasionó una reducción de los ingresos de Cadafe de 400 millones de bolívares antiguos.
En Guayana, el Guri redujo su aporte de volumen de agua 31% pero no hubo impacto en el usuario final.
En ambos sistemas hidroeléctricos los efectos fueron disminución de los aportes de agua a los embalses; crecimiento de la demanda de electricidad residencial debido a las altas temperaturas y mayor número de incendios; incremento de las salidas forzadas de líneas de transmisión; y aumento de la generación termoeléctrica.
En este caso, el efecto se tradujo en mayores costos de producción energética, debido a un aumento de la generación termoeléctrica para compensar la disminución de generación hidroeléctrica; y la erogación del Estado para subsidiar el fuel oil que se utilizó para el mercado interno. "Se produjeron pérdidas para las empresas, para el país en general y para su balanza de pagos", indica el informe. El daño al sector eléctrico se contabilizó en 17,2 millones de dólares.
El informe concluye con un buen saldo para la Venezuela de entonces. "La adecuada antelación en el aviso acerca de la inminencia del fenómeno, combinada con la muy buena planificación de la operación del Sistema Eléctrico Interconectado (bajo la que se combinó la generación de centrales térmicas e hidráulicas) permitió que el costo originado por El Niño fuese de una magnitud relativamente baja, especialmente al tener en cuenta la vulnerabilidad del sistema ante la ocurrencia de sequías prolongadas. De no haber sido así se habría tenido que recurrir a racionamientos de energía al final de la estación seca, con el consiguiente efecto negativo sobre las actividades que utilizan electricidad".
La falta de una adecuada antelación. (CAF)
Represa El Guri | Archivo
El impacto del fenómeno de El Niño no es nuevo para el sector eléctrico en Venezuela. Un estudio de la Corporación Andina de Fomento señala que, en el pasado, generó efectos reducidos debido a la eficiente respuesta oficial, basada en el manejo de información, colaboración entre instituciones del Gobierno y respaldo de generación térmica. El organismo también alertó sobre vulnerabilidades que debían corregirse a futuro, por lo cual realizó 20 recomendaciones.
El presidente Hugo Chávez ha culpado exclusivamente a El Niño de la caída de los niveles del agua del Guri, principal generador de electricidad en el país. Sin embargo, debido al manejo desacertado, como han manifestados expertos en el área, de la crisis eléctrica actual se pone en evidencia que no se han tomado en cuenta las sugerencias de la CAF para aminorar los riesgos del fenómeno natural.
Al menos en dos ocasiones el evento climático tuvo impacto en la generación de electricidad en Venezuela, señala el documento denominado Las lecciones de El Niño y publicado en el año 2000, que también tiene capítulos para Bolivia, Colombia, Perú y Ecuador.
Allí se registra que ha incidido 16 veces en el país desde 1950.
En 14 de esas ocasiones, el caudal anual del Caroní estuvo por debajo de la media y en la mayoría de ellos fueron los más secos de la historia.
El primer antecedente ocurrió en 1992, cuando el embalse del Guri descendió a niveles mínimos históricos. "A raíz de lo anterior, Edelca inició una serie de actividades y adquirió equipos, con el objeto de mejorar su capacidad para predecir con antelación la llegada de este fenómeno, de determinar el posible impacto del mismo sobre los aportes y de poder dar pronósticos hidrológicos confiables".
También se explica que la Oficina de Planificación Sectorial (actualmente Centro Nacional de Gestión) decidió adquirir un modelo de despacho hidrotérmico e iniciar un programa de capacitación del personal para predecir el evento. Otra decisión que se tomó fue la de acelerar los proyectos de parque termoeléctrico.
Efectos controlados. El segundo fenómeno que tuvo gran incidencia en la electricidad fue el que ocurrió entre 1997 y 1998. Golpeó las dos regiones donde se genera hidroelectricidad en el país: Guayana (el complejo del Guri) y los Andes (complejo Uribante-Caparo).
En los Andes se disminuyó la generación de hidroelectricidad en 21,12% entre los meses de febrero a mayo, lo que ocasionó una reducción de los ingresos de Cadafe de 400 millones de bolívares antiguos.
En Guayana, el Guri redujo su aporte de volumen de agua 31% pero no hubo impacto en el usuario final.
En ambos sistemas hidroeléctricos los efectos fueron disminución de los aportes de agua a los embalses; crecimiento de la demanda de electricidad residencial debido a las altas temperaturas y mayor número de incendios; incremento de las salidas forzadas de líneas de transmisión; y aumento de la generación termoeléctrica.
En este caso, el efecto se tradujo en mayores costos de producción energética, debido a un aumento de la generación termoeléctrica para compensar la disminución de generación hidroeléctrica; y la erogación del Estado para subsidiar el fuel oil que se utilizó para el mercado interno. "Se produjeron pérdidas para las empresas, para el país en general y para su balanza de pagos", indica el informe. El daño al sector eléctrico se contabilizó en 17,2 millones de dólares.
El informe concluye con un buen saldo para la Venezuela de entonces. "La adecuada antelación en el aviso acerca de la inminencia del fenómeno, combinada con la muy buena planificación de la operación del Sistema Eléctrico Interconectado (bajo la que se combinó la generación de centrales térmicas e hidráulicas) permitió que el costo originado por El Niño fuese de una magnitud relativamente baja, especialmente al tener en cuenta la vulnerabilidad del sistema ante la ocurrencia de sequías prolongadas. De no haber sido así se habría tenido que recurrir a racionamientos de energía al final de la estación seca, con el consiguiente efecto negativo sobre las actividades que utilizan electricidad".
El impacto del fenómeno de El Niño no es nuevo para el sector eléctrico en Venezuela. Un estudio de la Corporación Andina de Fomento señala que, en el pasado, generó efectos reducidos debido a la eficiente respuesta oficial, basada en el manejo de información, colaboración entre instituciones del Gobierno y respaldo de generación térmica. El organismo también alertó sobre vulnerabilidades que debían corregirse a futuro, por lo cual realizó 20 recomendaciones.
El presidente Hugo Chávez ha culpado exclusivamente a El Niño de la caída de los niveles del agua del Guri, principal generador de electricidad en el país. Sin embargo, debido al manejo desacertado, como han manifestados expertos en el área, de la crisis eléctrica actual se pone en evidencia que no se han tomado en cuenta las sugerencias de la CAF para aminorar los riesgos del fenómeno natural.
Al menos en dos ocasiones el evento climático tuvo impacto en la generación de electricidad en Venezuela, señala el documento denominado Las lecciones de El Niño y publicado en el año 2000, que también tiene capítulos para Bolivia, Colombia, Perú y Ecuador.
Allí se registra que ha incidido 16 veces en el país desde 1950.
En 14 de esas ocasiones, el caudal anual del Caroní estuvo por debajo de la media y en la mayoría de ellos fueron los más secos de la historia.
El primer antecedente ocurrió en 1992, cuando el embalse del Guri descendió a niveles mínimos históricos. "A raíz de lo anterior, Edelca inició una serie de actividades y adquirió equipos, con el objeto de mejorar su capacidad para predecir con antelación la llegada de este fenómeno, de determinar el posible impacto del mismo sobre los aportes y de poder dar pronósticos hidrológicos confiables".
También se explica que la Oficina de Planificación Sectorial (actualmente Centro Nacional de Gestión) decidió adquirir un modelo de despacho hidrotérmico e iniciar un programa de capacitación del personal para predecir el evento. Otra decisión que se tomó fue la de acelerar los proyectos de parque termoeléctrico.
Efectos controlados. El segundo fenómeno que tuvo gran incidencia en la electricidad fue el que ocurrió entre 1997 y 1998. Golpeó las dos regiones donde se genera hidroelectricidad en el país: Guayana (el complejo del Guri) y los Andes (complejo Uribante-Caparo).
En los Andes se disminuyó la generación de hidroelectricidad en 21,12% entre los meses de febrero a mayo, lo que ocasionó una reducción de los ingresos de Cadafe de 400 millones de bolívares antiguos.
En Guayana, el Guri redujo su aporte de volumen de agua 31% pero no hubo impacto en el usuario final.
En ambos sistemas hidroeléctricos los efectos fueron disminución de los aportes de agua a los embalses; crecimiento de la demanda de electricidad residencial debido a las altas temperaturas y mayor número de incendios; incremento de las salidas forzadas de líneas de transmisión; y aumento de la generación termoeléctrica.
En este caso, el efecto se tradujo en mayores costos de producción energética, debido a un aumento de la generación termoeléctrica para compensar la disminución de generación hidroeléctrica; y la erogación del Estado para subsidiar el fuel oil que se utilizó para el mercado interno. "Se produjeron pérdidas para las empresas, para el país en general y para su balanza de pagos", indica el informe. El daño al sector eléctrico se contabilizó en 17,2 millones de dólares.
El informe concluye con un buen saldo para la Venezuela de entonces. "La adecuada antelación en el aviso acerca de la inminencia del fenómeno, combinada con la muy buena planificación de la operación del Sistema Eléctrico Interconectado (bajo la que se combinó la generación de centrales térmicas e hidráulicas) permitió que el costo originado por El Niño fuese de una magnitud relativamente baja, especialmente al tener en cuenta la vulnerabilidad del sistema ante la ocurrencia de sequías prolongadas. De no haber sido así se habría tenido que recurrir a racionamientos de energía al final de la estación seca, con el consiguiente efecto negativo sobre las actividades que utilizan electricidad".
Cogeneración biogás en las EDAR de Comunitat Valenciana permite obtener 23,3 GWh energía
Esta cifra equivale al consumo de 2.000 toneladas de petróleo y aprovecha el biogás como fuente de energía, reduciendo el consumo de energía de la red eléctrica y contribuyendo, por tanto, al ahorro de energía procedente de otras fuentes primarias.
La Entitat de Sanejament d'Aigües, dependiente de la Conselleria de Medio Ambiente, Agua, Urbanismo y Vivienda, dispone de un total de 20 motores que, asociados al proceso de digestión de los lodos de las depuradoras de aguas residuales, producen energía eléctrica.
Las EDAR de Sagunt, Pobla de Farnals, Cuenca del Carraixet, Quart, Pinedo, Alzira, Gandía, Ontinyent, Alcoi, Benidorm, Novelda, Elx y Rincón de León disponen de esta tecnología Durante el proceso de depuración de las aguas residuales se producen fangos o lodos que, sometidos en tanques y en ausencia de oxígeno, producen gases (biogás), uno de ellos metano.
Este gas puede ser utilizado como combustible de motores que llevan acoplados un generador de energía eléctrica.
Durante 2010, la EPSAR pretende incrementar la producción de energía eléctrica a partir del biogás generado en las depuradoras y mediante la incorporación a estos procesos de productos que equilibran el balance de nutrientes y la humedad.
De esta manera, se aumentará el rendimiento de la producción del biogás.
A este respecto ya se han realizado diversas pruebas a escala piloto y en las que se han obtenido incrementos en la producción de biogás superiores al 50%.
Otra fuente de energía renovable que en 2009 ha contribuido al menor consumo energético de las EDAR es la solar fotovoltaica. La EDAR de Pilar de la Horadada dispone de una planta de este tipo que en el año 2009 generó un total de 167.000 kW/h.
El conjunto de todas estas instalaciones de aprovechamiento de recursos energéticos logró un ahorro equivalente a la energía consumida por 5.400 hogares o un municipio equivalente a 16.000 habitantes.EFE
La Entitat de Sanejament d'Aigües, dependiente de la Conselleria de Medio Ambiente, Agua, Urbanismo y Vivienda, dispone de un total de 20 motores que, asociados al proceso de digestión de los lodos de las depuradoras de aguas residuales, producen energía eléctrica.
Las EDAR de Sagunt, Pobla de Farnals, Cuenca del Carraixet, Quart, Pinedo, Alzira, Gandía, Ontinyent, Alcoi, Benidorm, Novelda, Elx y Rincón de León disponen de esta tecnología Durante el proceso de depuración de las aguas residuales se producen fangos o lodos que, sometidos en tanques y en ausencia de oxígeno, producen gases (biogás), uno de ellos metano.
Este gas puede ser utilizado como combustible de motores que llevan acoplados un generador de energía eléctrica.
Durante 2010, la EPSAR pretende incrementar la producción de energía eléctrica a partir del biogás generado en las depuradoras y mediante la incorporación a estos procesos de productos que equilibran el balance de nutrientes y la humedad.
De esta manera, se aumentará el rendimiento de la producción del biogás.
A este respecto ya se han realizado diversas pruebas a escala piloto y en las que se han obtenido incrementos en la producción de biogás superiores al 50%.
Otra fuente de energía renovable que en 2009 ha contribuido al menor consumo energético de las EDAR es la solar fotovoltaica. La EDAR de Pilar de la Horadada dispone de una planta de este tipo que en el año 2009 generó un total de 167.000 kW/h.
El conjunto de todas estas instalaciones de aprovechamiento de recursos energéticos logró un ahorro equivalente a la energía consumida por 5.400 hogares o un municipio equivalente a 16.000 habitantes.EFE
Cogeneración biogás en las EDAR de Comunitat Valenciana permite obtener 23,3 GWh energía
Esta cifra equivale al consumo de 2.000 toneladas de petróleo y aprovecha el biogás como fuente de energía, reduciendo el consumo de energía de la red eléctrica y contribuyendo, por tanto, al ahorro de energía procedente de otras fuentes primarias.
La Entitat de Sanejament d'Aigües, dependiente de la Conselleria de Medio Ambiente, Agua, Urbanismo y Vivienda, dispone de un total de 20 motores que, asociados al proceso de digestión de los lodos de las depuradoras de aguas residuales, producen energía eléctrica.
Las EDAR de Sagunt, Pobla de Farnals, Cuenca del Carraixet, Quart, Pinedo, Alzira, Gandía, Ontinyent, Alcoi, Benidorm, Novelda, Elx y Rincón de León disponen de esta tecnología Durante el proceso de depuración de las aguas residuales se producen fangos o lodos que, sometidos en tanques y en ausencia de oxígeno, producen gases (biogás), uno de ellos metano.
Este gas puede ser utilizado como combustible de motores que llevan acoplados un generador de energía eléctrica.
Durante 2010, la EPSAR pretende incrementar la producción de energía eléctrica a partir del biogás generado en las depuradoras y mediante la incorporación a estos procesos de productos que equilibran el balance de nutrientes y la humedad.
De esta manera, se aumentará el rendimiento de la producción del biogás.
A este respecto ya se han realizado diversas pruebas a escala piloto y en las que se han obtenido incrementos en la producción de biogás superiores al 50%.
Otra fuente de energía renovable que en 2009 ha contribuido al menor consumo energético de las EDAR es la solar fotovoltaica. La EDAR de Pilar de la Horadada dispone de una planta de este tipo que en el año 2009 generó un total de 167.000 kW/h.
El conjunto de todas estas instalaciones de aprovechamiento de recursos energéticos logró un ahorro equivalente a la energía consumida por 5.400 hogares o un municipio equivalente a 16.000 habitantes.EFE
La Entitat de Sanejament d'Aigües, dependiente de la Conselleria de Medio Ambiente, Agua, Urbanismo y Vivienda, dispone de un total de 20 motores que, asociados al proceso de digestión de los lodos de las depuradoras de aguas residuales, producen energía eléctrica.
Las EDAR de Sagunt, Pobla de Farnals, Cuenca del Carraixet, Quart, Pinedo, Alzira, Gandía, Ontinyent, Alcoi, Benidorm, Novelda, Elx y Rincón de León disponen de esta tecnología Durante el proceso de depuración de las aguas residuales se producen fangos o lodos que, sometidos en tanques y en ausencia de oxígeno, producen gases (biogás), uno de ellos metano.
Este gas puede ser utilizado como combustible de motores que llevan acoplados un generador de energía eléctrica.
Durante 2010, la EPSAR pretende incrementar la producción de energía eléctrica a partir del biogás generado en las depuradoras y mediante la incorporación a estos procesos de productos que equilibran el balance de nutrientes y la humedad.
De esta manera, se aumentará el rendimiento de la producción del biogás.
A este respecto ya se han realizado diversas pruebas a escala piloto y en las que se han obtenido incrementos en la producción de biogás superiores al 50%.
Otra fuente de energía renovable que en 2009 ha contribuido al menor consumo energético de las EDAR es la solar fotovoltaica. La EDAR de Pilar de la Horadada dispone de una planta de este tipo que en el año 2009 generó un total de 167.000 kW/h.
El conjunto de todas estas instalaciones de aprovechamiento de recursos energéticos logró un ahorro equivalente a la energía consumida por 5.400 hogares o un municipio equivalente a 16.000 habitantes.EFE
sábado, 20 de marzo de 2010
Ecuador suspende negociaciones con China para construir hidroeléctrica.
El presidente de Ecuador, Rafael Correa, aseguró hoy que no olvidará la posición de China en la fallida negociación de un crédito que busca su país para la financiación de uno de los mayores proyectos hidroeléctricos de la nación.
Esta semana la ministra de Finanzas de Ecuador, María Elsa Viteri, anunció que el Gobierno suspendió las negociaciones que adelantaba con China sobre un crédito de financiación de casi 2.000 millones de dólares para el proyecto hidroeléctrico, denominado Coca Codo Sinclair.
Correa dijo hoy en su informe semanal de labores que en las negociaciones China se excedió en sus solicitudes.
“Hemos dado por terminado esas negociaciones con China frente al maltrato, la grosería, con que nos han tratado. No olvidaremos esto, no lo olvidaremos”, advirtió.
El problema en la negociación consistió en que el banco que habría de otorgar el crédito, Eximbank, solicitaba activos en garantía para desembolsar el mismo, lo que no permite la ley ecuatoriana y que nunca antes ningún organismo había solicitado jamás, por lo que al Gobierno de Ecuador le pareció una “grosería”.
“Nosotros siempre hemos sido muy solidarios con China, la política de una sola China, el respaldo a China, no olvidaremos cómo nos han tratado”, reiteró el jefe de Estado.
“Creíamos que las relaciones con China tenían otro nivel. Si nos van a tratar como una trasnacional más, con más rigor que el Fondo Monetario en términos comerciales, no en términos políticos, bueno, buscaremos el financiamiento en otro lado”, comentó,
“Nosotros no vamos a claudicar nuestra soberanía ante nadie, ni siquiera ante un país tan querido como China, y no vamos a olvidar esto, cada día de atraso de Coca Codo Sinclair son dos millones de dólares que pierde el país”, añadió el mandatario.
Adelantó, no obstante, que se han adoptado “todas las medidas” del caso para no perder más tiempo en la realización del proyecto.
Al respecto aseguró que hay otras alternativas para financiar el proyecto, tras recordar que las fallidas negociaciones con el banco chino duraron ocho meses.
Ecuador requiere 1.979 millones de dólares para financiar el proyecto Coca Codo Sinclair, de los cuales un 15 por ciento los pondría el Estado ecuatoriano y el resto se financiaría con recursos extranjeros.
La planta hidroeléctrica generará una potencia de 1.500 megavatios de energía y su construcción fue adjudicada a la empresa china Sinohydro. Sin embargo, la ejecución de la planta estaba atada a la negociación del crédito.
Esta semana la ministra de Finanzas de Ecuador, María Elsa Viteri, anunció que el Gobierno suspendió las negociaciones que adelantaba con China sobre un crédito de financiación de casi 2.000 millones de dólares para el proyecto hidroeléctrico, denominado Coca Codo Sinclair.
Correa dijo hoy en su informe semanal de labores que en las negociaciones China se excedió en sus solicitudes.
“Hemos dado por terminado esas negociaciones con China frente al maltrato, la grosería, con que nos han tratado. No olvidaremos esto, no lo olvidaremos”, advirtió.
El problema en la negociación consistió en que el banco que habría de otorgar el crédito, Eximbank, solicitaba activos en garantía para desembolsar el mismo, lo que no permite la ley ecuatoriana y que nunca antes ningún organismo había solicitado jamás, por lo que al Gobierno de Ecuador le pareció una “grosería”.
“Nosotros siempre hemos sido muy solidarios con China, la política de una sola China, el respaldo a China, no olvidaremos cómo nos han tratado”, reiteró el jefe de Estado.
“Creíamos que las relaciones con China tenían otro nivel. Si nos van a tratar como una trasnacional más, con más rigor que el Fondo Monetario en términos comerciales, no en términos políticos, bueno, buscaremos el financiamiento en otro lado”, comentó,
“Nosotros no vamos a claudicar nuestra soberanía ante nadie, ni siquiera ante un país tan querido como China, y no vamos a olvidar esto, cada día de atraso de Coca Codo Sinclair son dos millones de dólares que pierde el país”, añadió el mandatario.
Adelantó, no obstante, que se han adoptado “todas las medidas” del caso para no perder más tiempo en la realización del proyecto.
Al respecto aseguró que hay otras alternativas para financiar el proyecto, tras recordar que las fallidas negociaciones con el banco chino duraron ocho meses.
Ecuador requiere 1.979 millones de dólares para financiar el proyecto Coca Codo Sinclair, de los cuales un 15 por ciento los pondría el Estado ecuatoriano y el resto se financiaría con recursos extranjeros.
La planta hidroeléctrica generará una potencia de 1.500 megavatios de energía y su construcción fue adjudicada a la empresa china Sinohydro. Sin embargo, la ejecución de la planta estaba atada a la negociación del crédito.
Ecuador suspende negociaciones con China para construir hidroeléctrica.
El presidente de Ecuador, Rafael Correa, aseguró hoy que no olvidará la posición de China en la fallida negociación de un crédito que busca su país para la financiación de uno de los mayores proyectos hidroeléctricos de la nación.
Esta semana la ministra de Finanzas de Ecuador, María Elsa Viteri, anunció que el Gobierno suspendió las negociaciones que adelantaba con China sobre un crédito de financiación de casi 2.000 millones de dólares para el proyecto hidroeléctrico, denominado Coca Codo Sinclair.
Correa dijo hoy en su informe semanal de labores que en las negociaciones China se excedió en sus solicitudes.
“Hemos dado por terminado esas negociaciones con China frente al maltrato, la grosería, con que nos han tratado. No olvidaremos esto, no lo olvidaremos”, advirtió.
El problema en la negociación consistió en que el banco que habría de otorgar el crédito, Eximbank, solicitaba activos en garantía para desembolsar el mismo, lo que no permite la ley ecuatoriana y que nunca antes ningún organismo había solicitado jamás, por lo que al Gobierno de Ecuador le pareció una “grosería”.
“Nosotros siempre hemos sido muy solidarios con China, la política de una sola China, el respaldo a China, no olvidaremos cómo nos han tratado”, reiteró el jefe de Estado.
“Creíamos que las relaciones con China tenían otro nivel. Si nos van a tratar como una trasnacional más, con más rigor que el Fondo Monetario en términos comerciales, no en términos políticos, bueno, buscaremos el financiamiento en otro lado”, comentó,
“Nosotros no vamos a claudicar nuestra soberanía ante nadie, ni siquiera ante un país tan querido como China, y no vamos a olvidar esto, cada día de atraso de Coca Codo Sinclair son dos millones de dólares que pierde el país”, añadió el mandatario.
Adelantó, no obstante, que se han adoptado “todas las medidas” del caso para no perder más tiempo en la realización del proyecto.
Al respecto aseguró que hay otras alternativas para financiar el proyecto, tras recordar que las fallidas negociaciones con el banco chino duraron ocho meses.
Ecuador requiere 1.979 millones de dólares para financiar el proyecto Coca Codo Sinclair, de los cuales un 15 por ciento los pondría el Estado ecuatoriano y el resto se financiaría con recursos extranjeros.
La planta hidroeléctrica generará una potencia de 1.500 megavatios de energía y su construcción fue adjudicada a la empresa china Sinohydro. Sin embargo, la ejecución de la planta estaba atada a la negociación del crédito.
Esta semana la ministra de Finanzas de Ecuador, María Elsa Viteri, anunció que el Gobierno suspendió las negociaciones que adelantaba con China sobre un crédito de financiación de casi 2.000 millones de dólares para el proyecto hidroeléctrico, denominado Coca Codo Sinclair.
Correa dijo hoy en su informe semanal de labores que en las negociaciones China se excedió en sus solicitudes.
“Hemos dado por terminado esas negociaciones con China frente al maltrato, la grosería, con que nos han tratado. No olvidaremos esto, no lo olvidaremos”, advirtió.
El problema en la negociación consistió en que el banco que habría de otorgar el crédito, Eximbank, solicitaba activos en garantía para desembolsar el mismo, lo que no permite la ley ecuatoriana y que nunca antes ningún organismo había solicitado jamás, por lo que al Gobierno de Ecuador le pareció una “grosería”.
“Nosotros siempre hemos sido muy solidarios con China, la política de una sola China, el respaldo a China, no olvidaremos cómo nos han tratado”, reiteró el jefe de Estado.
“Creíamos que las relaciones con China tenían otro nivel. Si nos van a tratar como una trasnacional más, con más rigor que el Fondo Monetario en términos comerciales, no en términos políticos, bueno, buscaremos el financiamiento en otro lado”, comentó,
“Nosotros no vamos a claudicar nuestra soberanía ante nadie, ni siquiera ante un país tan querido como China, y no vamos a olvidar esto, cada día de atraso de Coca Codo Sinclair son dos millones de dólares que pierde el país”, añadió el mandatario.
Adelantó, no obstante, que se han adoptado “todas las medidas” del caso para no perder más tiempo en la realización del proyecto.
Al respecto aseguró que hay otras alternativas para financiar el proyecto, tras recordar que las fallidas negociaciones con el banco chino duraron ocho meses.
Ecuador requiere 1.979 millones de dólares para financiar el proyecto Coca Codo Sinclair, de los cuales un 15 por ciento los pondría el Estado ecuatoriano y el resto se financiaría con recursos extranjeros.
La planta hidroeléctrica generará una potencia de 1.500 megavatios de energía y su construcción fue adjudicada a la empresa china Sinohydro. Sin embargo, la ejecución de la planta estaba atada a la negociación del crédito.
José Manuel Aller: Insensatos. (EUD)
De alto riesgo para el país consideró el profesor de la Universidad Simón Bolívar, José Manuel Aller, las proyecciones del Ejecutivo nacional de operar el Guri por debajo de los 240 metros, considerado el nivel crítico, porque es un punto "inestable" para la operación de la sala de máquinas clase II.
De llegar a este extremo, Aller dijo que es un "suicidio" porque se dejarán de percibir unos 5.000 megavatios, cuando la necesidad del país se ubica en 15.000 megavatios. Además, que en las condiciones como están previstas se podría dañar la maquinaria.
Cree que lo oportuno en todo caso es apagar las máquinas clase II y seguir operando con las de tipo I, que pueden funcionar incluso a 196 metros, con los riesgos que implica en la reducción de generación eléctrica.
"Son unos insensatos (...) Si hay un mínimo de accidente todo Guri está comprometido", señaló Aller, al insistir que operar en 240 y 238 metros, como están proponiendo desde el Gobierno, se está arriesgando el futuro del país.
Según indicó a EL UNIVERSAL, la región de Guayana, sobre todo las empresas básicas, sufriría el mayor impacto, porque verá reducidas sus actividades en 70 por ciento. "Ellos ya tienen los planes de qué van hacer con esos 10.000 megavatios que le van a quedar", agregó.
Extremadamente irresponsable
A juicio de Aller, el Gobierno cae en el terreno de la "insensatez", al decir que no va a haber un colapso. "Claro que no va a haber un black out general, perderemos 30 por ciento de la energía del país y ellos saben que es así".
Exhortó al Gobierno asumir su responsabilidad y hablarle "claro" a los venezolanos sobre los riesgos en caso de que el país llegue a un colapso, sin que esta situación signifique que se va a perder la electricidad en todo el país, sino la tercera parte de generación.
Aller reiteró que en la medida que se cumpla el racionamiento eléctrico y que se incrementen las obras, el país saldrá de la crisis eléctrica.
De llegar a este extremo, Aller dijo que es un "suicidio" porque se dejarán de percibir unos 5.000 megavatios, cuando la necesidad del país se ubica en 15.000 megavatios. Además, que en las condiciones como están previstas se podría dañar la maquinaria.
Cree que lo oportuno en todo caso es apagar las máquinas clase II y seguir operando con las de tipo I, que pueden funcionar incluso a 196 metros, con los riesgos que implica en la reducción de generación eléctrica.
"Son unos insensatos (...) Si hay un mínimo de accidente todo Guri está comprometido", señaló Aller, al insistir que operar en 240 y 238 metros, como están proponiendo desde el Gobierno, se está arriesgando el futuro del país.
Según indicó a EL UNIVERSAL, la región de Guayana, sobre todo las empresas básicas, sufriría el mayor impacto, porque verá reducidas sus actividades en 70 por ciento. "Ellos ya tienen los planes de qué van hacer con esos 10.000 megavatios que le van a quedar", agregó.
Extremadamente irresponsable
A juicio de Aller, el Gobierno cae en el terreno de la "insensatez", al decir que no va a haber un colapso. "Claro que no va a haber un black out general, perderemos 30 por ciento de la energía del país y ellos saben que es así".
Exhortó al Gobierno asumir su responsabilidad y hablarle "claro" a los venezolanos sobre los riesgos en caso de que el país llegue a un colapso, sin que esta situación signifique que se va a perder la electricidad en todo el país, sino la tercera parte de generación.
Aller reiteró que en la medida que se cumpla el racionamiento eléctrico y que se incrementen las obras, el país saldrá de la crisis eléctrica.
José Manuel Aller: Insensatos. (EUD)
De alto riesgo para el país consideró el profesor de la Universidad Simón Bolívar, José Manuel Aller, las proyecciones del Ejecutivo nacional de operar el Guri por debajo de los 240 metros, considerado el nivel crítico, porque es un punto "inestable" para la operación de la sala de máquinas clase II.
De llegar a este extremo, Aller dijo que es un "suicidio" porque se dejarán de percibir unos 5.000 megavatios, cuando la necesidad del país se ubica en 15.000 megavatios. Además, que en las condiciones como están previstas se podría dañar la maquinaria.
Cree que lo oportuno en todo caso es apagar las máquinas clase II y seguir operando con las de tipo I, que pueden funcionar incluso a 196 metros, con los riesgos que implica en la reducción de generación eléctrica.
"Son unos insensatos (...) Si hay un mínimo de accidente todo Guri está comprometido", señaló Aller, al insistir que operar en 240 y 238 metros, como están proponiendo desde el Gobierno, se está arriesgando el futuro del país.
Según indicó a EL UNIVERSAL, la región de Guayana, sobre todo las empresas básicas, sufriría el mayor impacto, porque verá reducidas sus actividades en 70 por ciento. "Ellos ya tienen los planes de qué van hacer con esos 10.000 megavatios que le van a quedar", agregó.
Extremadamente irresponsable
A juicio de Aller, el Gobierno cae en el terreno de la "insensatez", al decir que no va a haber un colapso. "Claro que no va a haber un black out general, perderemos 30 por ciento de la energía del país y ellos saben que es así".
Exhortó al Gobierno asumir su responsabilidad y hablarle "claro" a los venezolanos sobre los riesgos en caso de que el país llegue a un colapso, sin que esta situación signifique que se va a perder la electricidad en todo el país, sino la tercera parte de generación.
Aller reiteró que en la medida que se cumpla el racionamiento eléctrico y que se incrementen las obras, el país saldrá de la crisis eléctrica.
De llegar a este extremo, Aller dijo que es un "suicidio" porque se dejarán de percibir unos 5.000 megavatios, cuando la necesidad del país se ubica en 15.000 megavatios. Además, que en las condiciones como están previstas se podría dañar la maquinaria.
Cree que lo oportuno en todo caso es apagar las máquinas clase II y seguir operando con las de tipo I, que pueden funcionar incluso a 196 metros, con los riesgos que implica en la reducción de generación eléctrica.
"Son unos insensatos (...) Si hay un mínimo de accidente todo Guri está comprometido", señaló Aller, al insistir que operar en 240 y 238 metros, como están proponiendo desde el Gobierno, se está arriesgando el futuro del país.
Según indicó a EL UNIVERSAL, la región de Guayana, sobre todo las empresas básicas, sufriría el mayor impacto, porque verá reducidas sus actividades en 70 por ciento. "Ellos ya tienen los planes de qué van hacer con esos 10.000 megavatios que le van a quedar", agregó.
Extremadamente irresponsable
A juicio de Aller, el Gobierno cae en el terreno de la "insensatez", al decir que no va a haber un colapso. "Claro que no va a haber un black out general, perderemos 30 por ciento de la energía del país y ellos saben que es así".
Exhortó al Gobierno asumir su responsabilidad y hablarle "claro" a los venezolanos sobre los riesgos en caso de que el país llegue a un colapso, sin que esta situación signifique que se va a perder la electricidad en todo el país, sino la tercera parte de generación.
Aller reiteró que en la medida que se cumpla el racionamiento eléctrico y que se incrementen las obras, el país saldrá de la crisis eléctrica.
viernes, 19 de marzo de 2010
OPEP: la inestabilidad del precio de la energía (financial times)
OPEP: la inestabilidad del precio de la energía
Publicado el 18-03-2010 , por Lex Column
Los medios de comunicación preocupados por informar no sólo del “qué” y el “cuándo” sino también del “por qué” de los giros del mercado, a veces no aprecian la realidad tal y como es. Así que los 160 periodistas que han viajado a Viena para cubrir la 156 cumbre de la OPEP, el cártel del petróleo, vincularon diligentemente la subida del precio del petróleo el miércoles a la decisión del grupo de no modificar las cuotas de producción.
Aunque no ha pasado tanto tiempo desde que las bruscas declaraciones de un delegado de la OPEP bastaban para precipitar la actuación de los operadores, las únicas palabras que importaron esta semana fueron pronunciadas por la Reserva Federal de EEUU: “periodo extendido”. Los rumores desde Pekín sobre un enfriamiento del crecimiento podrían haber tenido el efecto contrario. El recuerdo de los problemas de suministro de los años 70 dan a la OPEP demasiado crédito en un mercado que se mueve ahora por el estatus del petróleo como una reserva de valor y por el impacto de la menor demanda de los países en vías de desarrollo.
Después de que las reservas de barriles se redujeran y aumentaran los precios entre 2005 y 2008, los ministros del Petróleo reconocieron su incapacidad para contener las subidas de precios. Ahora, que produce 2 millones de barriles diarios más de su cuota de 26,8 millones de barriles, la OPEP prácticamente muestra la misma falta de mordiente. Entre los engaños de algunos de sus miembros y las dificultades para cumplir con las cuotas de otros, sólo la pragmática Arabia Saudí es un productor fiable. El miedo que despierta la OPEP también es menor teniendo en cuenta que los países desarrollados sacan el doble de provecho a cada barril de crudo que en los años 70.
Otro de los motivos por los que la OPEP ha perdido influencia es el desarrollo tecnológico que han ayudado a impulsar los sucesivos sustos provocados por los precios. Fuentes poco convencionales como las arenas petrolíferas o los biocarburantes suponen una válvula de seguridad si las petroleras creen que los precios se mantendrán por encima de los 65 dólares el barril. De rebasar ese límite, hay otras tecnologías viables como el gas o el carbón líquido. Con el control de tres cuartas partes de la reservas convencionales, la OPEP se asemeja hoy a los viejos miembros de un elegante club de caballeros –ricos pero, en gran medida, irrelevantes–.
The Financial Times Limited 2010. All Rights Reserved.
Publicado el 18-03-2010 , por Lex Column
Los medios de comunicación preocupados por informar no sólo del “qué” y el “cuándo” sino también del “por qué” de los giros del mercado, a veces no aprecian la realidad tal y como es. Así que los 160 periodistas que han viajado a Viena para cubrir la 156 cumbre de la OPEP, el cártel del petróleo, vincularon diligentemente la subida del precio del petróleo el miércoles a la decisión del grupo de no modificar las cuotas de producción.
Aunque no ha pasado tanto tiempo desde que las bruscas declaraciones de un delegado de la OPEP bastaban para precipitar la actuación de los operadores, las únicas palabras que importaron esta semana fueron pronunciadas por la Reserva Federal de EEUU: “periodo extendido”. Los rumores desde Pekín sobre un enfriamiento del crecimiento podrían haber tenido el efecto contrario. El recuerdo de los problemas de suministro de los años 70 dan a la OPEP demasiado crédito en un mercado que se mueve ahora por el estatus del petróleo como una reserva de valor y por el impacto de la menor demanda de los países en vías de desarrollo.
Después de que las reservas de barriles se redujeran y aumentaran los precios entre 2005 y 2008, los ministros del Petróleo reconocieron su incapacidad para contener las subidas de precios. Ahora, que produce 2 millones de barriles diarios más de su cuota de 26,8 millones de barriles, la OPEP prácticamente muestra la misma falta de mordiente. Entre los engaños de algunos de sus miembros y las dificultades para cumplir con las cuotas de otros, sólo la pragmática Arabia Saudí es un productor fiable. El miedo que despierta la OPEP también es menor teniendo en cuenta que los países desarrollados sacan el doble de provecho a cada barril de crudo que en los años 70.
Otro de los motivos por los que la OPEP ha perdido influencia es el desarrollo tecnológico que han ayudado a impulsar los sucesivos sustos provocados por los precios. Fuentes poco convencionales como las arenas petrolíferas o los biocarburantes suponen una válvula de seguridad si las petroleras creen que los precios se mantendrán por encima de los 65 dólares el barril. De rebasar ese límite, hay otras tecnologías viables como el gas o el carbón líquido. Con el control de tres cuartas partes de la reservas convencionales, la OPEP se asemeja hoy a los viejos miembros de un elegante club de caballeros –ricos pero, en gran medida, irrelevantes–.
The Financial Times Limited 2010. All Rights Reserved.
OPEP: la inestabilidad del precio de la energía (financial times)
OPEP: la inestabilidad del precio de la energía
Publicado el 18-03-2010 , por Lex Column
Los medios de comunicación preocupados por informar no sólo del “qué” y el “cuándo” sino también del “por qué” de los giros del mercado, a veces no aprecian la realidad tal y como es. Así que los 160 periodistas que han viajado a Viena para cubrir la 156 cumbre de la OPEP, el cártel del petróleo, vincularon diligentemente la subida del precio del petróleo el miércoles a la decisión del grupo de no modificar las cuotas de producción.
Aunque no ha pasado tanto tiempo desde que las bruscas declaraciones de un delegado de la OPEP bastaban para precipitar la actuación de los operadores, las únicas palabras que importaron esta semana fueron pronunciadas por la Reserva Federal de EEUU: “periodo extendido”. Los rumores desde Pekín sobre un enfriamiento del crecimiento podrían haber tenido el efecto contrario. El recuerdo de los problemas de suministro de los años 70 dan a la OPEP demasiado crédito en un mercado que se mueve ahora por el estatus del petróleo como una reserva de valor y por el impacto de la menor demanda de los países en vías de desarrollo.
Después de que las reservas de barriles se redujeran y aumentaran los precios entre 2005 y 2008, los ministros del Petróleo reconocieron su incapacidad para contener las subidas de precios. Ahora, que produce 2 millones de barriles diarios más de su cuota de 26,8 millones de barriles, la OPEP prácticamente muestra la misma falta de mordiente. Entre los engaños de algunos de sus miembros y las dificultades para cumplir con las cuotas de otros, sólo la pragmática Arabia Saudí es un productor fiable. El miedo que despierta la OPEP también es menor teniendo en cuenta que los países desarrollados sacan el doble de provecho a cada barril de crudo que en los años 70.
Otro de los motivos por los que la OPEP ha perdido influencia es el desarrollo tecnológico que han ayudado a impulsar los sucesivos sustos provocados por los precios. Fuentes poco convencionales como las arenas petrolíferas o los biocarburantes suponen una válvula de seguridad si las petroleras creen que los precios se mantendrán por encima de los 65 dólares el barril. De rebasar ese límite, hay otras tecnologías viables como el gas o el carbón líquido. Con el control de tres cuartas partes de la reservas convencionales, la OPEP se asemeja hoy a los viejos miembros de un elegante club de caballeros –ricos pero, en gran medida, irrelevantes–.
The Financial Times Limited 2010. All Rights Reserved.
Publicado el 18-03-2010 , por Lex Column
Los medios de comunicación preocupados por informar no sólo del “qué” y el “cuándo” sino también del “por qué” de los giros del mercado, a veces no aprecian la realidad tal y como es. Así que los 160 periodistas que han viajado a Viena para cubrir la 156 cumbre de la OPEP, el cártel del petróleo, vincularon diligentemente la subida del precio del petróleo el miércoles a la decisión del grupo de no modificar las cuotas de producción.
Aunque no ha pasado tanto tiempo desde que las bruscas declaraciones de un delegado de la OPEP bastaban para precipitar la actuación de los operadores, las únicas palabras que importaron esta semana fueron pronunciadas por la Reserva Federal de EEUU: “periodo extendido”. Los rumores desde Pekín sobre un enfriamiento del crecimiento podrían haber tenido el efecto contrario. El recuerdo de los problemas de suministro de los años 70 dan a la OPEP demasiado crédito en un mercado que se mueve ahora por el estatus del petróleo como una reserva de valor y por el impacto de la menor demanda de los países en vías de desarrollo.
Después de que las reservas de barriles se redujeran y aumentaran los precios entre 2005 y 2008, los ministros del Petróleo reconocieron su incapacidad para contener las subidas de precios. Ahora, que produce 2 millones de barriles diarios más de su cuota de 26,8 millones de barriles, la OPEP prácticamente muestra la misma falta de mordiente. Entre los engaños de algunos de sus miembros y las dificultades para cumplir con las cuotas de otros, sólo la pragmática Arabia Saudí es un productor fiable. El miedo que despierta la OPEP también es menor teniendo en cuenta que los países desarrollados sacan el doble de provecho a cada barril de crudo que en los años 70.
Otro de los motivos por los que la OPEP ha perdido influencia es el desarrollo tecnológico que han ayudado a impulsar los sucesivos sustos provocados por los precios. Fuentes poco convencionales como las arenas petrolíferas o los biocarburantes suponen una válvula de seguridad si las petroleras creen que los precios se mantendrán por encima de los 65 dólares el barril. De rebasar ese límite, hay otras tecnologías viables como el gas o el carbón líquido. Con el control de tres cuartas partes de la reservas convencionales, la OPEP se asemeja hoy a los viejos miembros de un elegante club de caballeros –ricos pero, en gran medida, irrelevantes–.
The Financial Times Limited 2010. All Rights Reserved.
jueves, 18 de marzo de 2010
Brasil invertirá 400 millones en Colombia (EFE)
BOGOTA
Petroleumworldbo.com 18 03 2010
A Petrobras planeja investir cerca de US$ 400 milhões na Colômbia nos próximos três anos, apesar da restrição no exterior anunciada pela empresa para este ano, publica nesta quarta-feira a imprensa local.
Assim assegurou ao diário "Portafolio", o presidente da subsidiária da companhia na Colômbia, Abílio Paulo Pinheiro Ramos. Ele explicou que "a Petrobras está atenta aos negócios que aparecem a cada dia e analisa se são de seu interesse. Quando se apresentam, concreta essas oportunidades".
"Todo o dinheiro que geramos na Colômbia investimos aqui. Todos os negócios do período 2010-2014 ainda estão para ser anunciados, porque dependemos das decisões da matriz. Mas nos planos de negócio do período 2009-2013, os investimentos orçados chegam aos US$ 400 milhões", detalhou.
Embora a Petrobras tenha anunciado para este ano uma restrição no exterior para assim conseguir um fluxo de caixa muito mais sólido para respaldar seus projetos internos, Pinheiro ressaltou que o plano de quatro anos para a Colômbia está sendo executado segundo o previsto, tanto em atividades de exploração como de produção.
Para este ano, a empresa prevê explorar na Colômbia de quatro a cinco poços e trabalhar entre três e quatro poços em desenvolvimento. Além disso, ela acaba de conseguir uma licitação para fornecer, a partir de abril, combustíveis e lubrificantes para maquinaria e para o parque automotivo de Cerrejón, em La Guajira (norte da Colômbia).
Segundo Pinheiro, a subsidiária Petrobras Colombia Ltd. trabalha no país com cerca de 40 mil barris por dia, com uma participação líquida em uma quarta parte deles e dispõe de uma rede de 74 postos de gasolina no território colombiano e uma fábrica de produção em Bogotá.
Reportage por EFE
EFE 17/03/2010
Petroleumworldbo.com 18 03 2010
A Petrobras planeja investir cerca de US$ 400 milhões na Colômbia nos próximos três anos, apesar da restrição no exterior anunciada pela empresa para este ano, publica nesta quarta-feira a imprensa local.
Assim assegurou ao diário "Portafolio", o presidente da subsidiária da companhia na Colômbia, Abílio Paulo Pinheiro Ramos. Ele explicou que "a Petrobras está atenta aos negócios que aparecem a cada dia e analisa se são de seu interesse. Quando se apresentam, concreta essas oportunidades".
"Todo o dinheiro que geramos na Colômbia investimos aqui. Todos os negócios do período 2010-2014 ainda estão para ser anunciados, porque dependemos das decisões da matriz. Mas nos planos de negócio do período 2009-2013, os investimentos orçados chegam aos US$ 400 milhões", detalhou.
Embora a Petrobras tenha anunciado para este ano uma restrição no exterior para assim conseguir um fluxo de caixa muito mais sólido para respaldar seus projetos internos, Pinheiro ressaltou que o plano de quatro anos para a Colômbia está sendo executado segundo o previsto, tanto em atividades de exploração como de produção.
Para este ano, a empresa prevê explorar na Colômbia de quatro a cinco poços e trabalhar entre três e quatro poços em desenvolvimento. Além disso, ela acaba de conseguir uma licitação para fornecer, a partir de abril, combustíveis e lubrificantes para maquinaria e para o parque automotivo de Cerrejón, em La Guajira (norte da Colômbia).
Segundo Pinheiro, a subsidiária Petrobras Colombia Ltd. trabalha no país com cerca de 40 mil barris por dia, com uma participação líquida em uma quarta parte deles e dispõe de uma rede de 74 postos de gasolina no território colombiano e uma fábrica de produção em Bogotá.
Reportage por EFE
EFE 17/03/2010
Brasil invertirá 400 millones en Colombia (EFE)
BOGOTA
Petroleumworldbo.com 18 03 2010
A Petrobras planeja investir cerca de US$ 400 milhões na Colômbia nos próximos três anos, apesar da restrição no exterior anunciada pela empresa para este ano, publica nesta quarta-feira a imprensa local.
Assim assegurou ao diário "Portafolio", o presidente da subsidiária da companhia na Colômbia, Abílio Paulo Pinheiro Ramos. Ele explicou que "a Petrobras está atenta aos negócios que aparecem a cada dia e analisa se são de seu interesse. Quando se apresentam, concreta essas oportunidades".
"Todo o dinheiro que geramos na Colômbia investimos aqui. Todos os negócios do período 2010-2014 ainda estão para ser anunciados, porque dependemos das decisões da matriz. Mas nos planos de negócio do período 2009-2013, os investimentos orçados chegam aos US$ 400 milhões", detalhou.
Embora a Petrobras tenha anunciado para este ano uma restrição no exterior para assim conseguir um fluxo de caixa muito mais sólido para respaldar seus projetos internos, Pinheiro ressaltou que o plano de quatro anos para a Colômbia está sendo executado segundo o previsto, tanto em atividades de exploração como de produção.
Para este ano, a empresa prevê explorar na Colômbia de quatro a cinco poços e trabalhar entre três e quatro poços em desenvolvimento. Além disso, ela acaba de conseguir uma licitação para fornecer, a partir de abril, combustíveis e lubrificantes para maquinaria e para o parque automotivo de Cerrejón, em La Guajira (norte da Colômbia).
Segundo Pinheiro, a subsidiária Petrobras Colombia Ltd. trabalha no país com cerca de 40 mil barris por dia, com uma participação líquida em uma quarta parte deles e dispõe de uma rede de 74 postos de gasolina no território colombiano e uma fábrica de produção em Bogotá.
Reportage por EFE
EFE 17/03/2010
Petroleumworldbo.com 18 03 2010
A Petrobras planeja investir cerca de US$ 400 milhões na Colômbia nos próximos três anos, apesar da restrição no exterior anunciada pela empresa para este ano, publica nesta quarta-feira a imprensa local.
Assim assegurou ao diário "Portafolio", o presidente da subsidiária da companhia na Colômbia, Abílio Paulo Pinheiro Ramos. Ele explicou que "a Petrobras está atenta aos negócios que aparecem a cada dia e analisa se são de seu interesse. Quando se apresentam, concreta essas oportunidades".
"Todo o dinheiro que geramos na Colômbia investimos aqui. Todos os negócios do período 2010-2014 ainda estão para ser anunciados, porque dependemos das decisões da matriz. Mas nos planos de negócio do período 2009-2013, os investimentos orçados chegam aos US$ 400 milhões", detalhou.
Embora a Petrobras tenha anunciado para este ano uma restrição no exterior para assim conseguir um fluxo de caixa muito mais sólido para respaldar seus projetos internos, Pinheiro ressaltou que o plano de quatro anos para a Colômbia está sendo executado segundo o previsto, tanto em atividades de exploração como de produção.
Para este ano, a empresa prevê explorar na Colômbia de quatro a cinco poços e trabalhar entre três e quatro poços em desenvolvimento. Além disso, ela acaba de conseguir uma licitação para fornecer, a partir de abril, combustíveis e lubrificantes para maquinaria e para o parque automotivo de Cerrejón, em La Guajira (norte da Colômbia).
Segundo Pinheiro, a subsidiária Petrobras Colombia Ltd. trabalha no país com cerca de 40 mil barris por dia, com uma participação líquida em uma quarta parte deles e dispõe de uma rede de 74 postos de gasolina no território colombiano e uma fábrica de produção em Bogotá.
Reportage por EFE
EFE 17/03/2010
Dr. Gustavo Coronel, Crimen ecológico en Ecuador. (editorial en Petroleumworld)
La noticia de prensa de la Agencia France Press dice lo siguiente:
“La OPEP apoyó el miércoles en Viena el plan de Ecuador destinado a evitar la extracción de 850 millones de barriles de crudo en el parque amazónico Yasuní a cambio de una compensación internacional, afirmó el ministro de Recursos Naturales ecuatoriano, Germánico Pinto. La OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) siente que es un proyecto muy importante que se corresponde con su visión sobre el manejo de los recursos naturales, dijo Pinto, presidente en ejercicio del cartel al final de una reunión ministerial celebrada en la capital austríaca. Ecuador espera recibir unos 3.500 millones de dólares en compensación por no explotar un yacimiento de 850 millones de barriles de petróleo en el parque amazónico Yasuní-ITT (Ishpingo-Tiputini-Tambococha)”.
Lo que se desprende del “proyecto” Ecuatoriano es que si no le pagan lo que piden, entonces van a perforar y “que se joda el parque”. Esto es una vulgar extorsión y un atentado de Correa contra su propio país. El ha dicho que, o le pagan o perfora. Se ha negado a que el dinero derivado de esta extorsión se deposite en un fideicomiso que garantize el uso del dinero. Correa dice que esa exigencia atenta contra “la soberanía” del Ecuador. Sin embargo, los países a los cuales se les está pidiendo el dinero tienen todo el derecho a demandar transparencia en el uso de esos dineros.
Por qué digo que esto equivale a un acto de extorsión? Porque perforar sería dañino para el medio ambiente en esa zona ecologicamente frágil. Perforar sería un crimen ecológico. Pedir dinero para no perforar es, por lo tanto, pedir dinero para no cometer un crimen. Que otro nombre puede dársele a esta perversa propuesta, ahora apoyada por la OPEP? Creo que algunos miembros de la OPEP, como los del mundo árabe, no han reflexionado sobre esta propuesta. Otros, como Venezuela e Irán, la apoyan con entusiasmo porque sus líderes son extorsionistas comprobados. Este método es viejo. Era utilizado por las pandillas de Chicago para pedir “protection money” a los aterrorizados comerciantes. Es utilizado por las FARC, quienes le dan el nombre de “vacuna”. Y, ahora, por Rafaél Correa en Ecuador, con el apoyo de la OPEP, bajo el pomposo nombre de “compensación internacional”.
“La OPEP apoyó el miércoles en Viena el plan de Ecuador destinado a evitar la extracción de 850 millones de barriles de crudo en el parque amazónico Yasuní a cambio de una compensación internacional, afirmó el ministro de Recursos Naturales ecuatoriano, Germánico Pinto. La OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) siente que es un proyecto muy importante que se corresponde con su visión sobre el manejo de los recursos naturales, dijo Pinto, presidente en ejercicio del cartel al final de una reunión ministerial celebrada en la capital austríaca. Ecuador espera recibir unos 3.500 millones de dólares en compensación por no explotar un yacimiento de 850 millones de barriles de petróleo en el parque amazónico Yasuní-ITT (Ishpingo-Tiputini-Tambococha)”.
Lo que se desprende del “proyecto” Ecuatoriano es que si no le pagan lo que piden, entonces van a perforar y “que se joda el parque”. Esto es una vulgar extorsión y un atentado de Correa contra su propio país. El ha dicho que, o le pagan o perfora. Se ha negado a que el dinero derivado de esta extorsión se deposite en un fideicomiso que garantize el uso del dinero. Correa dice que esa exigencia atenta contra “la soberanía” del Ecuador. Sin embargo, los países a los cuales se les está pidiendo el dinero tienen todo el derecho a demandar transparencia en el uso de esos dineros.
Por qué digo que esto equivale a un acto de extorsión? Porque perforar sería dañino para el medio ambiente en esa zona ecologicamente frágil. Perforar sería un crimen ecológico. Pedir dinero para no perforar es, por lo tanto, pedir dinero para no cometer un crimen. Que otro nombre puede dársele a esta perversa propuesta, ahora apoyada por la OPEP? Creo que algunos miembros de la OPEP, como los del mundo árabe, no han reflexionado sobre esta propuesta. Otros, como Venezuela e Irán, la apoyan con entusiasmo porque sus líderes son extorsionistas comprobados. Este método es viejo. Era utilizado por las pandillas de Chicago para pedir “protection money” a los aterrorizados comerciantes. Es utilizado por las FARC, quienes le dan el nombre de “vacuna”. Y, ahora, por Rafaél Correa en Ecuador, con el apoyo de la OPEP, bajo el pomposo nombre de “compensación internacional”.
Dr. Gustavo Coronel, Crimen ecológico en Ecuador. (editorial en Petroleumworld)
La noticia de prensa de la Agencia France Press dice lo siguiente:
“La OPEP apoyó el miércoles en Viena el plan de Ecuador destinado a evitar la extracción de 850 millones de barriles de crudo en el parque amazónico Yasuní a cambio de una compensación internacional, afirmó el ministro de Recursos Naturales ecuatoriano, Germánico Pinto. La OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) siente que es un proyecto muy importante que se corresponde con su visión sobre el manejo de los recursos naturales, dijo Pinto, presidente en ejercicio del cartel al final de una reunión ministerial celebrada en la capital austríaca. Ecuador espera recibir unos 3.500 millones de dólares en compensación por no explotar un yacimiento de 850 millones de barriles de petróleo en el parque amazónico Yasuní-ITT (Ishpingo-Tiputini-Tambococha)”.
Lo que se desprende del “proyecto” Ecuatoriano es que si no le pagan lo que piden, entonces van a perforar y “que se joda el parque”. Esto es una vulgar extorsión y un atentado de Correa contra su propio país. El ha dicho que, o le pagan o perfora. Se ha negado a que el dinero derivado de esta extorsión se deposite en un fideicomiso que garantize el uso del dinero. Correa dice que esa exigencia atenta contra “la soberanía” del Ecuador. Sin embargo, los países a los cuales se les está pidiendo el dinero tienen todo el derecho a demandar transparencia en el uso de esos dineros.
Por qué digo que esto equivale a un acto de extorsión? Porque perforar sería dañino para el medio ambiente en esa zona ecologicamente frágil. Perforar sería un crimen ecológico. Pedir dinero para no perforar es, por lo tanto, pedir dinero para no cometer un crimen. Que otro nombre puede dársele a esta perversa propuesta, ahora apoyada por la OPEP? Creo que algunos miembros de la OPEP, como los del mundo árabe, no han reflexionado sobre esta propuesta. Otros, como Venezuela e Irán, la apoyan con entusiasmo porque sus líderes son extorsionistas comprobados. Este método es viejo. Era utilizado por las pandillas de Chicago para pedir “protection money” a los aterrorizados comerciantes. Es utilizado por las FARC, quienes le dan el nombre de “vacuna”. Y, ahora, por Rafaél Correa en Ecuador, con el apoyo de la OPEP, bajo el pomposo nombre de “compensación internacional”.
“La OPEP apoyó el miércoles en Viena el plan de Ecuador destinado a evitar la extracción de 850 millones de barriles de crudo en el parque amazónico Yasuní a cambio de una compensación internacional, afirmó el ministro de Recursos Naturales ecuatoriano, Germánico Pinto. La OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) siente que es un proyecto muy importante que se corresponde con su visión sobre el manejo de los recursos naturales, dijo Pinto, presidente en ejercicio del cartel al final de una reunión ministerial celebrada en la capital austríaca. Ecuador espera recibir unos 3.500 millones de dólares en compensación por no explotar un yacimiento de 850 millones de barriles de petróleo en el parque amazónico Yasuní-ITT (Ishpingo-Tiputini-Tambococha)”.
Lo que se desprende del “proyecto” Ecuatoriano es que si no le pagan lo que piden, entonces van a perforar y “que se joda el parque”. Esto es una vulgar extorsión y un atentado de Correa contra su propio país. El ha dicho que, o le pagan o perfora. Se ha negado a que el dinero derivado de esta extorsión se deposite en un fideicomiso que garantize el uso del dinero. Correa dice que esa exigencia atenta contra “la soberanía” del Ecuador. Sin embargo, los países a los cuales se les está pidiendo el dinero tienen todo el derecho a demandar transparencia en el uso de esos dineros.
Por qué digo que esto equivale a un acto de extorsión? Porque perforar sería dañino para el medio ambiente en esa zona ecologicamente frágil. Perforar sería un crimen ecológico. Pedir dinero para no perforar es, por lo tanto, pedir dinero para no cometer un crimen. Que otro nombre puede dársele a esta perversa propuesta, ahora apoyada por la OPEP? Creo que algunos miembros de la OPEP, como los del mundo árabe, no han reflexionado sobre esta propuesta. Otros, como Venezuela e Irán, la apoyan con entusiasmo porque sus líderes son extorsionistas comprobados. Este método es viejo. Era utilizado por las pandillas de Chicago para pedir “protection money” a los aterrorizados comerciantes. Es utilizado por las FARC, quienes le dan el nombre de “vacuna”. Y, ahora, por Rafaél Correa en Ecuador, con el apoyo de la OPEP, bajo el pomposo nombre de “compensación internacional”.
Aníbal Martínez: Nomenclaturas de reservas (Petroleumworldmexico)
CIUDAD DE MEXICO
Petroleumworldmexico.com, 20 02 2009
Una “crasa ignorancia” de los convenios internacionales de nomenclaturas de reservas y recursos de petróleo, y el desconocimiento de principios de geología vigentes hace más de un siglo, causaron una “conmoción indescifrable” en México en el mundo con el anuncio de un supuesto hallazgo gigantesco de reservas, dijo a Petroleumworld el experto en cuantificación de reservas Aníbal R.Martínez, geólogo de la UCV y de Stanford, presidente del comité de nomenclatura del petróleo y las reservas del Consejo Mundial del Petróleo(1980-97); miembro del Comité de las Reservas de Petróleo y Gas de la Sociedad (Internacional) de Ingenieros de Petróleo SPE.
“Debería resultar incompresible que la más crasa ignorancia de los convenios internacionales de nomenclatura de reservas y recursos de petróleo, más principios de geología con siglos de vigencia, esquemas profesionales que hasta la terrible Comisión de Valores de EEUU Securities and Exchange Commission, SEC) acogió en su esencia y sustancia hace menos de dos meses, sea la causa de una conmoción indescifrable, sin fundamento ni razón”, dijo a Petroleumworld el también integrante del Comité de las Naciones Unidas para la armonización de las definiciones de los combustibles fósiles, el petróleo (hidrocarburos) y el uranio, miembro del Comité Conjunto para el Entrenamiento de los Evaluadores de Reservas.
Martínez quien es experto asociado de Petroleumworld y miembro del Comité Ejecutivo de la Conferencia Conjunta Interdisciplinaria de la AAPG y la SPE sobre Reservas y Recursos, Washington DC (2007), di
El pasado martes 17 de febrero el reporte a un “hallazgo” publicado a ocho columnas y grandes titulares por el prestigiado diario El Universal, colocó a México de súbito en un tercer lugar entre los países petroleros del mundo, “sólo después de Arabia Saudita y de Canadá, y por arriba de Irán e Irak”, en un insólito texto basado de la entrevista exclusiva del número dos de Pemex, el director de Producción y Exploración, Carlos Morales Gil.
El reporte indicaba además que ese volumen de hidrocarburos fue certificado por las empresas De Goyler & McNaughton, Netherland & Sewell y Ryder Scott. La cita de autoridad por delante.
“México no se quedará sin petróleo. Un grupo de empresas ha certificado el volumen de reservas en Chicontepec por 139.000 millones de barriles de crudo, 3,8 veces más que el mayor yacimiento en la historia nacional, Cantarell, que hoy está en pleno declive”, celebraban los editores de El Universal.
Ni el diario ni el funcionario indicaron que las “reservas totales” de México hasta diciembre de 2007, último registro disponible, son de 44.500 millones de barriles, de las cuales sólo 14.700 son “reservas probadas” para ilustrar la monstruosa cifra que se añadía.
Sin tener idea de que ese crudo mencionado es sólo POES (Petróleo Original en Sitio) y no reserva, el editorial ignoraba además el decisivo factor de recuperación que se calcula en todos los yacimientos del mundo antes de certificar ese POES como “reservas”, sean estas probadas (con inversión garantizada), probables o posibles. Jamás se extrae 100 por ciento de un reservorio de crudo. Es técnicamente imposible.
El Universal comparaba peras con manzanas. EL POES no son reservas probadas, tampoco probables ni posibles.
Pemex ha dicho que Chicontepec contiene 39% de sus reservas totales (probadas, probables y posibles) y un informe oficial establece esas reservas totales en unos 44.500 millones de crudo equivalente (crudo, gas líquido y seco), nos da 17.000 millones, casi los 18.000 millones que mencionó Morales Gil para 30 años de explotación.
Un 70 por ciento de esas " reservas probadas" es petróleo crudo, lo que arroja un balance de poco más de 9.000 millones de reservas probadas de crudo que alcanzarían para nueve años al ritmo actual de explotación de casi 1.000 millones diarios , como reportó Pemex al Congreso en los debates de una reforma aprobada en 2008 . Esa es la realidad.
Las reservas probadas, probables o posibles son las cantidades de petróleo que, en la incertidumbre de la industria petrolera, conforme a los mejores análisis de la información geológica y de ingeniería de la que se dispone, puede estimarse con “certeza razonable” que será comercialmente recuperable, a partir de una cierta fecha en adelante, desde yacimientos conocidos.
El anuncio hecho por El Universal: “se trata de la conversión instantánea de una honorable cuenca sedimentaria mexicana, a segunda media luna, a medio Canadá, con capacidades y posibilidades de los más altos niveles”, dijo el doctor Martínez.
Nuestro experto explica que “la cuenca de Chicontepec es pequeña, menos de 4.000 kilómetros cuadrados (el área de evaluación del campo Faja del Orinoco trazada en 1977 por Petróleos es de 56.000 km2) y tiene en los paleocanales pequeñas acumulaciones de hidrocarburos de peso específico pesado y medio, nada espectacular”.
La denominación común de la cuenca ha sido siempre Canal de Chicontepec fue descubierta en 1926 y se han perforado más de mil pozos, pero la producción es menor, actualmente de 40.000 barriles, con la expectativa oficial de elevarla a 600.000 barriles diarios en 2020.
El desconcierto llegó hasta a los más conocedores: “Confieso que es difícil de descifrar la nota periodística inicial, de hecho, las propias declaraciones del Director de Exploración y Producción de Pemex (Carlos Morales Gil) son difíciles de analizar”, dijo Martínez.
“Lo que es evidentemente petróleo inicialmente en el sitio (POES), fue calificado por el reporte de prensa como ‘reservas', a partir de lo cual se tejieron las más inverosímiles redes de conclusiones”, reflexiona el analista petrolero, quien dirige los cursos especiales de reservas de hidrocarburos que ofrece Petroleumworld. .
El furor desatado en México es inusual: “Pocas veces se trasponen las realidades naturales, como en la declaración infundada de presumir volúmenes de reservas probadas, reservas probables y reservas posibles por bloques iguales, medidos en años y cuantía de inversiones”.
Las falsas ilusiones creadas con base en verdades a medias: ”Hay terminaciones mágicas y operaciones que al final, me parece, no son nada tenebrosas o necesario de inventar, sólo complementaciones múltiples de un sondeo o pozos horizontales”
El proceso explicado por Pemex a El Universal, que lo sobre dimensionó, prosigue Martínez “en última instancia, parece ser el mismo que conocemos: primero cuantificación del POES (Petróleo Original en Sitio, la cantidad de petróleo estimada que existe en un yacimiento antes de su explotación); segundo certificación de lo cuantificado por firma de buena reputación; y tercero, aplicación por las autoridades a ese volumen de hidrocarburos en el sitio medido; (pero) declarado verdadero por un factor de recuperación impropio”.
Ese “factor de recuperación impropio” que cuestiona Martínez es ni más ni menos considerar que los 139.000 son pasibles de extracción a 100 por ciento.
En México el factor la multiplicación es 15 por ciento para estimar 18.000 millones de barriles que podrían ser extraídos en 30 años (la realidad anda por el 7 por ciento), en el bloque Carabobo 1 de la Faja del Orinoco en Venezuela ha sido 2O por ciento, compara Martínez.
Martínez considera que el error del despliegue noticioso con bombos y platillos no es culpa de las empresas certificadoras, que él mismo conoce en su natal Venezuela: “Valgan las observaciones que el trabajo de la muy seria firma de De Goyler en Chicontepec es de varios años atrás y que Ryder Scott es la firma usada por Petróleos de Venezuela”.
Hay una defensa de los geólogos: “De allí a que alguno de los comentaristas se atreva a insinuar que ‘eso lo dirán los venezolanos en México', es absolutamente inaceptable, por ser un insulto intolerable y una ofensa gratuita para los cientos de petroleros de primera que cumplen allá una labor extraordinaria”.
“No es lo mismo hablar de volumen original que hablar de reservas”, dijo Pemex para ahogar el ruido desatado, en un texto enviado a Petroleumworld que señala un bajo factor de recuperación de 7%. Pero el daño a la credibilidad ya está hecho.
Nota por Víctor Flores García corresponsal de Petroleumworld en México
petroleumworldmx.com 02/20/2009
Petroleumworldmexico.com, 20 02 2009
Una “crasa ignorancia” de los convenios internacionales de nomenclaturas de reservas y recursos de petróleo, y el desconocimiento de principios de geología vigentes hace más de un siglo, causaron una “conmoción indescifrable” en México en el mundo con el anuncio de un supuesto hallazgo gigantesco de reservas, dijo a Petroleumworld el experto en cuantificación de reservas Aníbal R.Martínez, geólogo de la UCV y de Stanford, presidente del comité de nomenclatura del petróleo y las reservas del Consejo Mundial del Petróleo(1980-97); miembro del Comité de las Reservas de Petróleo y Gas de la Sociedad (Internacional) de Ingenieros de Petróleo SPE.
“Debería resultar incompresible que la más crasa ignorancia de los convenios internacionales de nomenclatura de reservas y recursos de petróleo, más principios de geología con siglos de vigencia, esquemas profesionales que hasta la terrible Comisión de Valores de EEUU Securities and Exchange Commission, SEC) acogió en su esencia y sustancia hace menos de dos meses, sea la causa de una conmoción indescifrable, sin fundamento ni razón”, dijo a Petroleumworld el también integrante del Comité de las Naciones Unidas para la armonización de las definiciones de los combustibles fósiles, el petróleo (hidrocarburos) y el uranio, miembro del Comité Conjunto para el Entrenamiento de los Evaluadores de Reservas.
Martínez quien es experto asociado de Petroleumworld y miembro del Comité Ejecutivo de la Conferencia Conjunta Interdisciplinaria de la AAPG y la SPE sobre Reservas y Recursos, Washington DC (2007), di
El pasado martes 17 de febrero el reporte a un “hallazgo” publicado a ocho columnas y grandes titulares por el prestigiado diario El Universal, colocó a México de súbito en un tercer lugar entre los países petroleros del mundo, “sólo después de Arabia Saudita y de Canadá, y por arriba de Irán e Irak”, en un insólito texto basado de la entrevista exclusiva del número dos de Pemex, el director de Producción y Exploración, Carlos Morales Gil.
El reporte indicaba además que ese volumen de hidrocarburos fue certificado por las empresas De Goyler & McNaughton, Netherland & Sewell y Ryder Scott. La cita de autoridad por delante.
“México no se quedará sin petróleo. Un grupo de empresas ha certificado el volumen de reservas en Chicontepec por 139.000 millones de barriles de crudo, 3,8 veces más que el mayor yacimiento en la historia nacional, Cantarell, que hoy está en pleno declive”, celebraban los editores de El Universal.
Ni el diario ni el funcionario indicaron que las “reservas totales” de México hasta diciembre de 2007, último registro disponible, son de 44.500 millones de barriles, de las cuales sólo 14.700 son “reservas probadas” para ilustrar la monstruosa cifra que se añadía.
Sin tener idea de que ese crudo mencionado es sólo POES (Petróleo Original en Sitio) y no reserva, el editorial ignoraba además el decisivo factor de recuperación que se calcula en todos los yacimientos del mundo antes de certificar ese POES como “reservas”, sean estas probadas (con inversión garantizada), probables o posibles. Jamás se extrae 100 por ciento de un reservorio de crudo. Es técnicamente imposible.
El Universal comparaba peras con manzanas. EL POES no son reservas probadas, tampoco probables ni posibles.
Pemex ha dicho que Chicontepec contiene 39% de sus reservas totales (probadas, probables y posibles) y un informe oficial establece esas reservas totales en unos 44.500 millones de crudo equivalente (crudo, gas líquido y seco), nos da 17.000 millones, casi los 18.000 millones que mencionó Morales Gil para 30 años de explotación.
Un 70 por ciento de esas " reservas probadas" es petróleo crudo, lo que arroja un balance de poco más de 9.000 millones de reservas probadas de crudo que alcanzarían para nueve años al ritmo actual de explotación de casi 1.000 millones diarios , como reportó Pemex al Congreso en los debates de una reforma aprobada en 2008 . Esa es la realidad.
Las reservas probadas, probables o posibles son las cantidades de petróleo que, en la incertidumbre de la industria petrolera, conforme a los mejores análisis de la información geológica y de ingeniería de la que se dispone, puede estimarse con “certeza razonable” que será comercialmente recuperable, a partir de una cierta fecha en adelante, desde yacimientos conocidos.
El anuncio hecho por El Universal: “se trata de la conversión instantánea de una honorable cuenca sedimentaria mexicana, a segunda media luna, a medio Canadá, con capacidades y posibilidades de los más altos niveles”, dijo el doctor Martínez.
Nuestro experto explica que “la cuenca de Chicontepec es pequeña, menos de 4.000 kilómetros cuadrados (el área de evaluación del campo Faja del Orinoco trazada en 1977 por Petróleos es de 56.000 km2) y tiene en los paleocanales pequeñas acumulaciones de hidrocarburos de peso específico pesado y medio, nada espectacular”.
La denominación común de la cuenca ha sido siempre Canal de Chicontepec fue descubierta en 1926 y se han perforado más de mil pozos, pero la producción es menor, actualmente de 40.000 barriles, con la expectativa oficial de elevarla a 600.000 barriles diarios en 2020.
El desconcierto llegó hasta a los más conocedores: “Confieso que es difícil de descifrar la nota periodística inicial, de hecho, las propias declaraciones del Director de Exploración y Producción de Pemex (Carlos Morales Gil) son difíciles de analizar”, dijo Martínez.
“Lo que es evidentemente petróleo inicialmente en el sitio (POES), fue calificado por el reporte de prensa como ‘reservas', a partir de lo cual se tejieron las más inverosímiles redes de conclusiones”, reflexiona el analista petrolero, quien dirige los cursos especiales de reservas de hidrocarburos que ofrece Petroleumworld. .
El furor desatado en México es inusual: “Pocas veces se trasponen las realidades naturales, como en la declaración infundada de presumir volúmenes de reservas probadas, reservas probables y reservas posibles por bloques iguales, medidos en años y cuantía de inversiones”.
Las falsas ilusiones creadas con base en verdades a medias: ”Hay terminaciones mágicas y operaciones que al final, me parece, no son nada tenebrosas o necesario de inventar, sólo complementaciones múltiples de un sondeo o pozos horizontales”
El proceso explicado por Pemex a El Universal, que lo sobre dimensionó, prosigue Martínez “en última instancia, parece ser el mismo que conocemos: primero cuantificación del POES (Petróleo Original en Sitio, la cantidad de petróleo estimada que existe en un yacimiento antes de su explotación); segundo certificación de lo cuantificado por firma de buena reputación; y tercero, aplicación por las autoridades a ese volumen de hidrocarburos en el sitio medido; (pero) declarado verdadero por un factor de recuperación impropio”.
Ese “factor de recuperación impropio” que cuestiona Martínez es ni más ni menos considerar que los 139.000 son pasibles de extracción a 100 por ciento.
En México el factor la multiplicación es 15 por ciento para estimar 18.000 millones de barriles que podrían ser extraídos en 30 años (la realidad anda por el 7 por ciento), en el bloque Carabobo 1 de la Faja del Orinoco en Venezuela ha sido 2O por ciento, compara Martínez.
Martínez considera que el error del despliegue noticioso con bombos y platillos no es culpa de las empresas certificadoras, que él mismo conoce en su natal Venezuela: “Valgan las observaciones que el trabajo de la muy seria firma de De Goyler en Chicontepec es de varios años atrás y que Ryder Scott es la firma usada por Petróleos de Venezuela”.
Hay una defensa de los geólogos: “De allí a que alguno de los comentaristas se atreva a insinuar que ‘eso lo dirán los venezolanos en México', es absolutamente inaceptable, por ser un insulto intolerable y una ofensa gratuita para los cientos de petroleros de primera que cumplen allá una labor extraordinaria”.
“No es lo mismo hablar de volumen original que hablar de reservas”, dijo Pemex para ahogar el ruido desatado, en un texto enviado a Petroleumworld que señala un bajo factor de recuperación de 7%. Pero el daño a la credibilidad ya está hecho.
Nota por Víctor Flores García corresponsal de Petroleumworld en México
petroleumworldmx.com 02/20/2009
Aníbal Martínez: Nomenclaturas de reservas (Petroleumworldmexico)
CIUDAD DE MEXICO
Petroleumworldmexico.com, 20 02 2009
Una “crasa ignorancia” de los convenios internacionales de nomenclaturas de reservas y recursos de petróleo, y el desconocimiento de principios de geología vigentes hace más de un siglo, causaron una “conmoción indescifrable” en México en el mundo con el anuncio de un supuesto hallazgo gigantesco de reservas, dijo a Petroleumworld el experto en cuantificación de reservas Aníbal R.Martínez, geólogo de la UCV y de Stanford, presidente del comité de nomenclatura del petróleo y las reservas del Consejo Mundial del Petróleo(1980-97); miembro del Comité de las Reservas de Petróleo y Gas de la Sociedad (Internacional) de Ingenieros de Petróleo SPE.
“Debería resultar incompresible que la más crasa ignorancia de los convenios internacionales de nomenclatura de reservas y recursos de petróleo, más principios de geología con siglos de vigencia, esquemas profesionales que hasta la terrible Comisión de Valores de EEUU Securities and Exchange Commission, SEC) acogió en su esencia y sustancia hace menos de dos meses, sea la causa de una conmoción indescifrable, sin fundamento ni razón”, dijo a Petroleumworld el también integrante del Comité de las Naciones Unidas para la armonización de las definiciones de los combustibles fósiles, el petróleo (hidrocarburos) y el uranio, miembro del Comité Conjunto para el Entrenamiento de los Evaluadores de Reservas.
Martínez quien es experto asociado de Petroleumworld y miembro del Comité Ejecutivo de la Conferencia Conjunta Interdisciplinaria de la AAPG y la SPE sobre Reservas y Recursos, Washington DC (2007), di
El pasado martes 17 de febrero el reporte a un “hallazgo” publicado a ocho columnas y grandes titulares por el prestigiado diario El Universal, colocó a México de súbito en un tercer lugar entre los países petroleros del mundo, “sólo después de Arabia Saudita y de Canadá, y por arriba de Irán e Irak”, en un insólito texto basado de la entrevista exclusiva del número dos de Pemex, el director de Producción y Exploración, Carlos Morales Gil.
El reporte indicaba además que ese volumen de hidrocarburos fue certificado por las empresas De Goyler & McNaughton, Netherland & Sewell y Ryder Scott. La cita de autoridad por delante.
“México no se quedará sin petróleo. Un grupo de empresas ha certificado el volumen de reservas en Chicontepec por 139.000 millones de barriles de crudo, 3,8 veces más que el mayor yacimiento en la historia nacional, Cantarell, que hoy está en pleno declive”, celebraban los editores de El Universal.
Ni el diario ni el funcionario indicaron que las “reservas totales” de México hasta diciembre de 2007, último registro disponible, son de 44.500 millones de barriles, de las cuales sólo 14.700 son “reservas probadas” para ilustrar la monstruosa cifra que se añadía.
Sin tener idea de que ese crudo mencionado es sólo POES (Petróleo Original en Sitio) y no reserva, el editorial ignoraba además el decisivo factor de recuperación que se calcula en todos los yacimientos del mundo antes de certificar ese POES como “reservas”, sean estas probadas (con inversión garantizada), probables o posibles. Jamás se extrae 100 por ciento de un reservorio de crudo. Es técnicamente imposible.
El Universal comparaba peras con manzanas. EL POES no son reservas probadas, tampoco probables ni posibles.
Pemex ha dicho que Chicontepec contiene 39% de sus reservas totales (probadas, probables y posibles) y un informe oficial establece esas reservas totales en unos 44.500 millones de crudo equivalente (crudo, gas líquido y seco), nos da 17.000 millones, casi los 18.000 millones que mencionó Morales Gil para 30 años de explotación.
Un 70 por ciento de esas " reservas probadas" es petróleo crudo, lo que arroja un balance de poco más de 9.000 millones de reservas probadas de crudo que alcanzarían para nueve años al ritmo actual de explotación de casi 1.000 millones diarios , como reportó Pemex al Congreso en los debates de una reforma aprobada en 2008 . Esa es la realidad.
Las reservas probadas, probables o posibles son las cantidades de petróleo que, en la incertidumbre de la industria petrolera, conforme a los mejores análisis de la información geológica y de ingeniería de la que se dispone, puede estimarse con “certeza razonable” que será comercialmente recuperable, a partir de una cierta fecha en adelante, desde yacimientos conocidos.
El anuncio hecho por El Universal: “se trata de la conversión instantánea de una honorable cuenca sedimentaria mexicana, a segunda media luna, a medio Canadá, con capacidades y posibilidades de los más altos niveles”, dijo el doctor Martínez.
Nuestro experto explica que “la cuenca de Chicontepec es pequeña, menos de 4.000 kilómetros cuadrados (el área de evaluación del campo Faja del Orinoco trazada en 1977 por Petróleos es de 56.000 km2) y tiene en los paleocanales pequeñas acumulaciones de hidrocarburos de peso específico pesado y medio, nada espectacular”.
La denominación común de la cuenca ha sido siempre Canal de Chicontepec fue descubierta en 1926 y se han perforado más de mil pozos, pero la producción es menor, actualmente de 40.000 barriles, con la expectativa oficial de elevarla a 600.000 barriles diarios en 2020.
El desconcierto llegó hasta a los más conocedores: “Confieso que es difícil de descifrar la nota periodística inicial, de hecho, las propias declaraciones del Director de Exploración y Producción de Pemex (Carlos Morales Gil) son difíciles de analizar”, dijo Martínez.
“Lo que es evidentemente petróleo inicialmente en el sitio (POES), fue calificado por el reporte de prensa como ‘reservas', a partir de lo cual se tejieron las más inverosímiles redes de conclusiones”, reflexiona el analista petrolero, quien dirige los cursos especiales de reservas de hidrocarburos que ofrece Petroleumworld. .
El furor desatado en México es inusual: “Pocas veces se trasponen las realidades naturales, como en la declaración infundada de presumir volúmenes de reservas probadas, reservas probables y reservas posibles por bloques iguales, medidos en años y cuantía de inversiones”.
Las falsas ilusiones creadas con base en verdades a medias: ”Hay terminaciones mágicas y operaciones que al final, me parece, no son nada tenebrosas o necesario de inventar, sólo complementaciones múltiples de un sondeo o pozos horizontales”
El proceso explicado por Pemex a El Universal, que lo sobre dimensionó, prosigue Martínez “en última instancia, parece ser el mismo que conocemos: primero cuantificación del POES (Petróleo Original en Sitio, la cantidad de petróleo estimada que existe en un yacimiento antes de su explotación); segundo certificación de lo cuantificado por firma de buena reputación; y tercero, aplicación por las autoridades a ese volumen de hidrocarburos en el sitio medido; (pero) declarado verdadero por un factor de recuperación impropio”.
Ese “factor de recuperación impropio” que cuestiona Martínez es ni más ni menos considerar que los 139.000 son pasibles de extracción a 100 por ciento.
En México el factor la multiplicación es 15 por ciento para estimar 18.000 millones de barriles que podrían ser extraídos en 30 años (la realidad anda por el 7 por ciento), en el bloque Carabobo 1 de la Faja del Orinoco en Venezuela ha sido 2O por ciento, compara Martínez.
Martínez considera que el error del despliegue noticioso con bombos y platillos no es culpa de las empresas certificadoras, que él mismo conoce en su natal Venezuela: “Valgan las observaciones que el trabajo de la muy seria firma de De Goyler en Chicontepec es de varios años atrás y que Ryder Scott es la firma usada por Petróleos de Venezuela”.
Hay una defensa de los geólogos: “De allí a que alguno de los comentaristas se atreva a insinuar que ‘eso lo dirán los venezolanos en México', es absolutamente inaceptable, por ser un insulto intolerable y una ofensa gratuita para los cientos de petroleros de primera que cumplen allá una labor extraordinaria”.
“No es lo mismo hablar de volumen original que hablar de reservas”, dijo Pemex para ahogar el ruido desatado, en un texto enviado a Petroleumworld que señala un bajo factor de recuperación de 7%. Pero el daño a la credibilidad ya está hecho.
Nota por Víctor Flores García corresponsal de Petroleumworld en México
petroleumworldmx.com 02/20/2009
Petroleumworldmexico.com, 20 02 2009
Una “crasa ignorancia” de los convenios internacionales de nomenclaturas de reservas y recursos de petróleo, y el desconocimiento de principios de geología vigentes hace más de un siglo, causaron una “conmoción indescifrable” en México en el mundo con el anuncio de un supuesto hallazgo gigantesco de reservas, dijo a Petroleumworld el experto en cuantificación de reservas Aníbal R.Martínez, geólogo de la UCV y de Stanford, presidente del comité de nomenclatura del petróleo y las reservas del Consejo Mundial del Petróleo(1980-97); miembro del Comité de las Reservas de Petróleo y Gas de la Sociedad (Internacional) de Ingenieros de Petróleo SPE.
“Debería resultar incompresible que la más crasa ignorancia de los convenios internacionales de nomenclatura de reservas y recursos de petróleo, más principios de geología con siglos de vigencia, esquemas profesionales que hasta la terrible Comisión de Valores de EEUU Securities and Exchange Commission, SEC) acogió en su esencia y sustancia hace menos de dos meses, sea la causa de una conmoción indescifrable, sin fundamento ni razón”, dijo a Petroleumworld el también integrante del Comité de las Naciones Unidas para la armonización de las definiciones de los combustibles fósiles, el petróleo (hidrocarburos) y el uranio, miembro del Comité Conjunto para el Entrenamiento de los Evaluadores de Reservas.
Martínez quien es experto asociado de Petroleumworld y miembro del Comité Ejecutivo de la Conferencia Conjunta Interdisciplinaria de la AAPG y la SPE sobre Reservas y Recursos, Washington DC (2007), di
El pasado martes 17 de febrero el reporte a un “hallazgo” publicado a ocho columnas y grandes titulares por el prestigiado diario El Universal, colocó a México de súbito en un tercer lugar entre los países petroleros del mundo, “sólo después de Arabia Saudita y de Canadá, y por arriba de Irán e Irak”, en un insólito texto basado de la entrevista exclusiva del número dos de Pemex, el director de Producción y Exploración, Carlos Morales Gil.
El reporte indicaba además que ese volumen de hidrocarburos fue certificado por las empresas De Goyler & McNaughton, Netherland & Sewell y Ryder Scott. La cita de autoridad por delante.
“México no se quedará sin petróleo. Un grupo de empresas ha certificado el volumen de reservas en Chicontepec por 139.000 millones de barriles de crudo, 3,8 veces más que el mayor yacimiento en la historia nacional, Cantarell, que hoy está en pleno declive”, celebraban los editores de El Universal.
Ni el diario ni el funcionario indicaron que las “reservas totales” de México hasta diciembre de 2007, último registro disponible, son de 44.500 millones de barriles, de las cuales sólo 14.700 son “reservas probadas” para ilustrar la monstruosa cifra que se añadía.
Sin tener idea de que ese crudo mencionado es sólo POES (Petróleo Original en Sitio) y no reserva, el editorial ignoraba además el decisivo factor de recuperación que se calcula en todos los yacimientos del mundo antes de certificar ese POES como “reservas”, sean estas probadas (con inversión garantizada), probables o posibles. Jamás se extrae 100 por ciento de un reservorio de crudo. Es técnicamente imposible.
El Universal comparaba peras con manzanas. EL POES no son reservas probadas, tampoco probables ni posibles.
Pemex ha dicho que Chicontepec contiene 39% de sus reservas totales (probadas, probables y posibles) y un informe oficial establece esas reservas totales en unos 44.500 millones de crudo equivalente (crudo, gas líquido y seco), nos da 17.000 millones, casi los 18.000 millones que mencionó Morales Gil para 30 años de explotación.
Un 70 por ciento de esas " reservas probadas" es petróleo crudo, lo que arroja un balance de poco más de 9.000 millones de reservas probadas de crudo que alcanzarían para nueve años al ritmo actual de explotación de casi 1.000 millones diarios , como reportó Pemex al Congreso en los debates de una reforma aprobada en 2008 . Esa es la realidad.
Las reservas probadas, probables o posibles son las cantidades de petróleo que, en la incertidumbre de la industria petrolera, conforme a los mejores análisis de la información geológica y de ingeniería de la que se dispone, puede estimarse con “certeza razonable” que será comercialmente recuperable, a partir de una cierta fecha en adelante, desde yacimientos conocidos.
El anuncio hecho por El Universal: “se trata de la conversión instantánea de una honorable cuenca sedimentaria mexicana, a segunda media luna, a medio Canadá, con capacidades y posibilidades de los más altos niveles”, dijo el doctor Martínez.
Nuestro experto explica que “la cuenca de Chicontepec es pequeña, menos de 4.000 kilómetros cuadrados (el área de evaluación del campo Faja del Orinoco trazada en 1977 por Petróleos es de 56.000 km2) y tiene en los paleocanales pequeñas acumulaciones de hidrocarburos de peso específico pesado y medio, nada espectacular”.
La denominación común de la cuenca ha sido siempre Canal de Chicontepec fue descubierta en 1926 y se han perforado más de mil pozos, pero la producción es menor, actualmente de 40.000 barriles, con la expectativa oficial de elevarla a 600.000 barriles diarios en 2020.
El desconcierto llegó hasta a los más conocedores: “Confieso que es difícil de descifrar la nota periodística inicial, de hecho, las propias declaraciones del Director de Exploración y Producción de Pemex (Carlos Morales Gil) son difíciles de analizar”, dijo Martínez.
“Lo que es evidentemente petróleo inicialmente en el sitio (POES), fue calificado por el reporte de prensa como ‘reservas', a partir de lo cual se tejieron las más inverosímiles redes de conclusiones”, reflexiona el analista petrolero, quien dirige los cursos especiales de reservas de hidrocarburos que ofrece Petroleumworld. .
El furor desatado en México es inusual: “Pocas veces se trasponen las realidades naturales, como en la declaración infundada de presumir volúmenes de reservas probadas, reservas probables y reservas posibles por bloques iguales, medidos en años y cuantía de inversiones”.
Las falsas ilusiones creadas con base en verdades a medias: ”Hay terminaciones mágicas y operaciones que al final, me parece, no son nada tenebrosas o necesario de inventar, sólo complementaciones múltiples de un sondeo o pozos horizontales”
El proceso explicado por Pemex a El Universal, que lo sobre dimensionó, prosigue Martínez “en última instancia, parece ser el mismo que conocemos: primero cuantificación del POES (Petróleo Original en Sitio, la cantidad de petróleo estimada que existe en un yacimiento antes de su explotación); segundo certificación de lo cuantificado por firma de buena reputación; y tercero, aplicación por las autoridades a ese volumen de hidrocarburos en el sitio medido; (pero) declarado verdadero por un factor de recuperación impropio”.
Ese “factor de recuperación impropio” que cuestiona Martínez es ni más ni menos considerar que los 139.000 son pasibles de extracción a 100 por ciento.
En México el factor la multiplicación es 15 por ciento para estimar 18.000 millones de barriles que podrían ser extraídos en 30 años (la realidad anda por el 7 por ciento), en el bloque Carabobo 1 de la Faja del Orinoco en Venezuela ha sido 2O por ciento, compara Martínez.
Martínez considera que el error del despliegue noticioso con bombos y platillos no es culpa de las empresas certificadoras, que él mismo conoce en su natal Venezuela: “Valgan las observaciones que el trabajo de la muy seria firma de De Goyler en Chicontepec es de varios años atrás y que Ryder Scott es la firma usada por Petróleos de Venezuela”.
Hay una defensa de los geólogos: “De allí a que alguno de los comentaristas se atreva a insinuar que ‘eso lo dirán los venezolanos en México', es absolutamente inaceptable, por ser un insulto intolerable y una ofensa gratuita para los cientos de petroleros de primera que cumplen allá una labor extraordinaria”.
“No es lo mismo hablar de volumen original que hablar de reservas”, dijo Pemex para ahogar el ruido desatado, en un texto enviado a Petroleumworld que señala un bajo factor de recuperación de 7%. Pero el daño a la credibilidad ya está hecho.
Nota por Víctor Flores García corresponsal de Petroleumworld en México
petroleumworldmx.com 02/20/2009
"HMS Sceptre" en la "zona de conservación" de Falklands Islands (Malvinas). (DPA)
Londres (DPA).- La Marina británica envió un submarino de propulsión nuclear a las Malvinas con el objetivo de “apagar las ambiciones de Argentina” sobre las islas, afirmó el diario “The Sun”.
Se trata del “HMS Sceptre”, un submarino de 5.000 toneladas equipado con torpedos antibuque que fue enviado el mes pasado desde la costa sur de África, según el diario sensacionalista.
Un portavoz del Ministerio de Defensa consultado por el rotativo se negó a comentar la noticia: “No comentamos operaciones de submarinos”, señaló.
Otra fuente citada por el diario, sin embargo, señaló que la decisión de enviar a Malvinas el “HMS Sceptre” “se tomó hace un mes” y que al submarino “le llevó tres semanas llegar a la zona”.
Su misión en el Atlántico Sur será al parecer vigilar las aguas en la llamada “zona de conservación”, donde la firma británica Desire Petroleum explora reservas de crudo.
La compañía anunciará la próxima semana si tuvo éxito con la prospección. Expertos aseguran que en la zona podría haber hasta 60.000 millones de barriles (159 litros).
La noticia sobre la exploración de petróleo en Malvinas reavivó recientemente los roces entre Londres y Buenos Aires, que reclama la soberanía sobre las islas que se encuentran desde 1833 bajo dominio británico.
El submarino HMS Sceptre es un aparato "totalmente equipado" que tiene "torpedos Spearfish antibuques", además de "sensores" que sirven para detectar los movimientos de los barcos que circulen alrededor del archipiélago.
La orden la dio el mes pasado un "alto oficial" británico que pidió enviar a las Malvinas "un submarino de propulsión nuclear de 5.000 toneladas". "Las fuentes dijeron que la presencia del Sceptre alrededor de las islas se espera que sea suficiente para apagar las ambiciones de Argentina" de recuperar estos territorios, señala el rotativo.
El envío del submarino podría ser producto de que la compañía británica Desire Petroleum ya encontró petróleo en esta zona, lo que podría "elevar el precio de sus acciones al cielo" en caso de que comience la explotación de crudo, asevera 'The Sun'.
Se trata del “HMS Sceptre”, un submarino de 5.000 toneladas equipado con torpedos antibuque que fue enviado el mes pasado desde la costa sur de África, según el diario sensacionalista.
Un portavoz del Ministerio de Defensa consultado por el rotativo se negó a comentar la noticia: “No comentamos operaciones de submarinos”, señaló.
Otra fuente citada por el diario, sin embargo, señaló que la decisión de enviar a Malvinas el “HMS Sceptre” “se tomó hace un mes” y que al submarino “le llevó tres semanas llegar a la zona”.
Su misión en el Atlántico Sur será al parecer vigilar las aguas en la llamada “zona de conservación”, donde la firma británica Desire Petroleum explora reservas de crudo.
La compañía anunciará la próxima semana si tuvo éxito con la prospección. Expertos aseguran que en la zona podría haber hasta 60.000 millones de barriles (159 litros).
La noticia sobre la exploración de petróleo en Malvinas reavivó recientemente los roces entre Londres y Buenos Aires, que reclama la soberanía sobre las islas que se encuentran desde 1833 bajo dominio británico.
El submarino HMS Sceptre es un aparato "totalmente equipado" que tiene "torpedos Spearfish antibuques", además de "sensores" que sirven para detectar los movimientos de los barcos que circulen alrededor del archipiélago.
La orden la dio el mes pasado un "alto oficial" británico que pidió enviar a las Malvinas "un submarino de propulsión nuclear de 5.000 toneladas". "Las fuentes dijeron que la presencia del Sceptre alrededor de las islas se espera que sea suficiente para apagar las ambiciones de Argentina" de recuperar estos territorios, señala el rotativo.
El envío del submarino podría ser producto de que la compañía británica Desire Petroleum ya encontró petróleo en esta zona, lo que podría "elevar el precio de sus acciones al cielo" en caso de que comience la explotación de crudo, asevera 'The Sun'.
"HMS Sceptre" en la "zona de conservación" de Falklands Islands (Malvinas). (DPA)
Londres (DPA).- La Marina británica envió un submarino de propulsión nuclear a las Malvinas con el objetivo de “apagar las ambiciones de Argentina” sobre las islas, afirmó el diario “The Sun”.
Se trata del “HMS Sceptre”, un submarino de 5.000 toneladas equipado con torpedos antibuque que fue enviado el mes pasado desde la costa sur de África, según el diario sensacionalista.
Un portavoz del Ministerio de Defensa consultado por el rotativo se negó a comentar la noticia: “No comentamos operaciones de submarinos”, señaló.
Otra fuente citada por el diario, sin embargo, señaló que la decisión de enviar a Malvinas el “HMS Sceptre” “se tomó hace un mes” y que al submarino “le llevó tres semanas llegar a la zona”.
Su misión en el Atlántico Sur será al parecer vigilar las aguas en la llamada “zona de conservación”, donde la firma británica Desire Petroleum explora reservas de crudo.
La compañía anunciará la próxima semana si tuvo éxito con la prospección. Expertos aseguran que en la zona podría haber hasta 60.000 millones de barriles (159 litros).
La noticia sobre la exploración de petróleo en Malvinas reavivó recientemente los roces entre Londres y Buenos Aires, que reclama la soberanía sobre las islas que se encuentran desde 1833 bajo dominio británico.
El submarino HMS Sceptre es un aparato "totalmente equipado" que tiene "torpedos Spearfish antibuques", además de "sensores" que sirven para detectar los movimientos de los barcos que circulen alrededor del archipiélago.
La orden la dio el mes pasado un "alto oficial" británico que pidió enviar a las Malvinas "un submarino de propulsión nuclear de 5.000 toneladas". "Las fuentes dijeron que la presencia del Sceptre alrededor de las islas se espera que sea suficiente para apagar las ambiciones de Argentina" de recuperar estos territorios, señala el rotativo.
El envío del submarino podría ser producto de que la compañía británica Desire Petroleum ya encontró petróleo en esta zona, lo que podría "elevar el precio de sus acciones al cielo" en caso de que comience la explotación de crudo, asevera 'The Sun'.
Se trata del “HMS Sceptre”, un submarino de 5.000 toneladas equipado con torpedos antibuque que fue enviado el mes pasado desde la costa sur de África, según el diario sensacionalista.
Un portavoz del Ministerio de Defensa consultado por el rotativo se negó a comentar la noticia: “No comentamos operaciones de submarinos”, señaló.
Otra fuente citada por el diario, sin embargo, señaló que la decisión de enviar a Malvinas el “HMS Sceptre” “se tomó hace un mes” y que al submarino “le llevó tres semanas llegar a la zona”.
Su misión en el Atlántico Sur será al parecer vigilar las aguas en la llamada “zona de conservación”, donde la firma británica Desire Petroleum explora reservas de crudo.
La compañía anunciará la próxima semana si tuvo éxito con la prospección. Expertos aseguran que en la zona podría haber hasta 60.000 millones de barriles (159 litros).
La noticia sobre la exploración de petróleo en Malvinas reavivó recientemente los roces entre Londres y Buenos Aires, que reclama la soberanía sobre las islas que se encuentran desde 1833 bajo dominio británico.
El submarino HMS Sceptre es un aparato "totalmente equipado" que tiene "torpedos Spearfish antibuques", además de "sensores" que sirven para detectar los movimientos de los barcos que circulen alrededor del archipiélago.
La orden la dio el mes pasado un "alto oficial" británico que pidió enviar a las Malvinas "un submarino de propulsión nuclear de 5.000 toneladas". "Las fuentes dijeron que la presencia del Sceptre alrededor de las islas se espera que sea suficiente para apagar las ambiciones de Argentina" de recuperar estos territorios, señala el rotativo.
El envío del submarino podría ser producto de que la compañía británica Desire Petroleum ya encontró petróleo en esta zona, lo que podría "elevar el precio de sus acciones al cielo" en caso de que comience la explotación de crudo, asevera 'The Sun'.
miércoles, 17 de marzo de 2010
Uso de sísmica 2D (hecha en 1984) en búsqueda de GAS en Ecuador (Eluniverso.com)
El presidente ejecutivo de la empresa estatal Petroecuador, contralmirante Luis Jaramillo, reconoció que el fallido intento por encontrar gas natural en la isla Puná, por parte de su similar Petróleos de Venezuela (Pdvsa), se debió a una incorrecta interpretación de la información obtenida.
Por esos errores, los técnicos de la estatal venezolana tuvieron que dejar la isla para rehacer sus evaluaciones y planificación; terminado eso retornarán porque el proyecto está a su cargo, aclaró ayer Jaramillo.
“Salen, pero momentáneamente, porque la torre que estaba en la isla Puná va a Sacha luego de que no tuvieron éxito en la perforación. Mientras reevalúan ¿qué hacen ellos ahí?”, agregó.
José Ramón, gerente de Pdvsa en Ecuador, por su parte prefirió no dar declaraciones. Voceros de esa empresa indicaron que se pronunciarían a través de un boletín, pero pasadas las 16:00 de ayer no hubo respuesta.
Jaramillo insistió en que la salida de los técnicos no implica que Pdvsa abandone el proyecto o salga de Ecuador. “Tienen muchos compromisos asumidos con Petroecuador”.
Reinterpretar la información para volver a perforar en la isla –con miras a descubrir gas– podría demorar hasta un año y medio, según técnicos de la estatal ecuatoriana, quienes explicaron que el no encontrar gas y salir a realizar una nueva evaluación no es un error o fracaso, porque la información del pozo perforado ayudará en los trabajos de sísmica con tercera dimensión que se realicen.
A su criterio, los técnicos venezolanos decidieron simplemente arriesgarse y perforar en el área, basándose en la poca información sísmica –2D– que tenía Petroproducción, desde 1984, lo cual implicaba un mayor riesgo de fallar y ese fue el resultado.
Si hubiesen optado por realizar más estudios y tener más información es posible que no hayan tenido ese resultado; en ningún caso habría certezas, pero sí menos riesgo.
Pero, ¿cuál fue el error de Pdvsa? En la mala práctica técnica, en la errónea correlación de la información, en que no hubo sísmica antes de perforar y en no querer perder tiempo por complacer la política de los jefes de Estado (de Ecuador y Venezuela), comentó Óscar Garzón, ex vicepresidente de Petroproducción.
Según él, los técnicos venezolanos pensaban ahorrarse el tiempo de la prospección sísmica con tecnología de tercera dimensión (3D) antes de perforar, pero ahora, tras el fracaso, deberán ejecutar la sísmica correspondiente, con lo cual se minimizará los riesgos y se maximizan las posibilidades de encontrar gas.
Sin resultados: Gastos de Venezuela
No habrá reembolso
Los gastos de exploración que realizó Pdvsa los asumirá la empresa, según la cláusula 4.10 del contrato suscrito con Petroecuador. La disposición establece que en caso de efectuar ninguna declaratoria de comercialidad en el área del convenio, Pdvsa no tendrá derecho a reembolso alguno de los gastos operacionales, ni a ninguna remuneración.
Costo de perforación
Perforar el pozo en el bloque 4, ubicado en Puná, costó $ 25 millones. Ahí Pdvsa exploraba para descubrir gas.
Por esos errores, los técnicos de la estatal venezolana tuvieron que dejar la isla para rehacer sus evaluaciones y planificación; terminado eso retornarán porque el proyecto está a su cargo, aclaró ayer Jaramillo.
“Salen, pero momentáneamente, porque la torre que estaba en la isla Puná va a Sacha luego de que no tuvieron éxito en la perforación. Mientras reevalúan ¿qué hacen ellos ahí?”, agregó.
José Ramón, gerente de Pdvsa en Ecuador, por su parte prefirió no dar declaraciones. Voceros de esa empresa indicaron que se pronunciarían a través de un boletín, pero pasadas las 16:00 de ayer no hubo respuesta.
Jaramillo insistió en que la salida de los técnicos no implica que Pdvsa abandone el proyecto o salga de Ecuador. “Tienen muchos compromisos asumidos con Petroecuador”.
Reinterpretar la información para volver a perforar en la isla –con miras a descubrir gas– podría demorar hasta un año y medio, según técnicos de la estatal ecuatoriana, quienes explicaron que el no encontrar gas y salir a realizar una nueva evaluación no es un error o fracaso, porque la información del pozo perforado ayudará en los trabajos de sísmica con tercera dimensión que se realicen.
A su criterio, los técnicos venezolanos decidieron simplemente arriesgarse y perforar en el área, basándose en la poca información sísmica –2D– que tenía Petroproducción, desde 1984, lo cual implicaba un mayor riesgo de fallar y ese fue el resultado.
Si hubiesen optado por realizar más estudios y tener más información es posible que no hayan tenido ese resultado; en ningún caso habría certezas, pero sí menos riesgo.
Pero, ¿cuál fue el error de Pdvsa? En la mala práctica técnica, en la errónea correlación de la información, en que no hubo sísmica antes de perforar y en no querer perder tiempo por complacer la política de los jefes de Estado (de Ecuador y Venezuela), comentó Óscar Garzón, ex vicepresidente de Petroproducción.
Según él, los técnicos venezolanos pensaban ahorrarse el tiempo de la prospección sísmica con tecnología de tercera dimensión (3D) antes de perforar, pero ahora, tras el fracaso, deberán ejecutar la sísmica correspondiente, con lo cual se minimizará los riesgos y se maximizan las posibilidades de encontrar gas.
Sin resultados: Gastos de Venezuela
No habrá reembolso
Los gastos de exploración que realizó Pdvsa los asumirá la empresa, según la cláusula 4.10 del contrato suscrito con Petroecuador. La disposición establece que en caso de efectuar ninguna declaratoria de comercialidad en el área del convenio, Pdvsa no tendrá derecho a reembolso alguno de los gastos operacionales, ni a ninguna remuneración.
Costo de perforación
Perforar el pozo en el bloque 4, ubicado en Puná, costó $ 25 millones. Ahí Pdvsa exploraba para descubrir gas.
Uso de sísmica 2D (hecha en 1984) en búsqueda de GAS en Ecuador (Eluniverso.com)
El presidente ejecutivo de la empresa estatal Petroecuador, contralmirante Luis Jaramillo, reconoció que el fallido intento por encontrar gas natural en la isla Puná, por parte de su similar Petróleos de Venezuela (Pdvsa), se debió a una incorrecta interpretación de la información obtenida.
Por esos errores, los técnicos de la estatal venezolana tuvieron que dejar la isla para rehacer sus evaluaciones y planificación; terminado eso retornarán porque el proyecto está a su cargo, aclaró ayer Jaramillo.
“Salen, pero momentáneamente, porque la torre que estaba en la isla Puná va a Sacha luego de que no tuvieron éxito en la perforación. Mientras reevalúan ¿qué hacen ellos ahí?”, agregó.
José Ramón, gerente de Pdvsa en Ecuador, por su parte prefirió no dar declaraciones. Voceros de esa empresa indicaron que se pronunciarían a través de un boletín, pero pasadas las 16:00 de ayer no hubo respuesta.
Jaramillo insistió en que la salida de los técnicos no implica que Pdvsa abandone el proyecto o salga de Ecuador. “Tienen muchos compromisos asumidos con Petroecuador”.
Reinterpretar la información para volver a perforar en la isla –con miras a descubrir gas– podría demorar hasta un año y medio, según técnicos de la estatal ecuatoriana, quienes explicaron que el no encontrar gas y salir a realizar una nueva evaluación no es un error o fracaso, porque la información del pozo perforado ayudará en los trabajos de sísmica con tercera dimensión que se realicen.
A su criterio, los técnicos venezolanos decidieron simplemente arriesgarse y perforar en el área, basándose en la poca información sísmica –2D– que tenía Petroproducción, desde 1984, lo cual implicaba un mayor riesgo de fallar y ese fue el resultado.
Si hubiesen optado por realizar más estudios y tener más información es posible que no hayan tenido ese resultado; en ningún caso habría certezas, pero sí menos riesgo.
Pero, ¿cuál fue el error de Pdvsa? En la mala práctica técnica, en la errónea correlación de la información, en que no hubo sísmica antes de perforar y en no querer perder tiempo por complacer la política de los jefes de Estado (de Ecuador y Venezuela), comentó Óscar Garzón, ex vicepresidente de Petroproducción.
Según él, los técnicos venezolanos pensaban ahorrarse el tiempo de la prospección sísmica con tecnología de tercera dimensión (3D) antes de perforar, pero ahora, tras el fracaso, deberán ejecutar la sísmica correspondiente, con lo cual se minimizará los riesgos y se maximizan las posibilidades de encontrar gas.
Sin resultados: Gastos de Venezuela
No habrá reembolso
Los gastos de exploración que realizó Pdvsa los asumirá la empresa, según la cláusula 4.10 del contrato suscrito con Petroecuador. La disposición establece que en caso de efectuar ninguna declaratoria de comercialidad en el área del convenio, Pdvsa no tendrá derecho a reembolso alguno de los gastos operacionales, ni a ninguna remuneración.
Costo de perforación
Perforar el pozo en el bloque 4, ubicado en Puná, costó $ 25 millones. Ahí Pdvsa exploraba para descubrir gas.
Por esos errores, los técnicos de la estatal venezolana tuvieron que dejar la isla para rehacer sus evaluaciones y planificación; terminado eso retornarán porque el proyecto está a su cargo, aclaró ayer Jaramillo.
“Salen, pero momentáneamente, porque la torre que estaba en la isla Puná va a Sacha luego de que no tuvieron éxito en la perforación. Mientras reevalúan ¿qué hacen ellos ahí?”, agregó.
José Ramón, gerente de Pdvsa en Ecuador, por su parte prefirió no dar declaraciones. Voceros de esa empresa indicaron que se pronunciarían a través de un boletín, pero pasadas las 16:00 de ayer no hubo respuesta.
Jaramillo insistió en que la salida de los técnicos no implica que Pdvsa abandone el proyecto o salga de Ecuador. “Tienen muchos compromisos asumidos con Petroecuador”.
Reinterpretar la información para volver a perforar en la isla –con miras a descubrir gas– podría demorar hasta un año y medio, según técnicos de la estatal ecuatoriana, quienes explicaron que el no encontrar gas y salir a realizar una nueva evaluación no es un error o fracaso, porque la información del pozo perforado ayudará en los trabajos de sísmica con tercera dimensión que se realicen.
A su criterio, los técnicos venezolanos decidieron simplemente arriesgarse y perforar en el área, basándose en la poca información sísmica –2D– que tenía Petroproducción, desde 1984, lo cual implicaba un mayor riesgo de fallar y ese fue el resultado.
Si hubiesen optado por realizar más estudios y tener más información es posible que no hayan tenido ese resultado; en ningún caso habría certezas, pero sí menos riesgo.
Pero, ¿cuál fue el error de Pdvsa? En la mala práctica técnica, en la errónea correlación de la información, en que no hubo sísmica antes de perforar y en no querer perder tiempo por complacer la política de los jefes de Estado (de Ecuador y Venezuela), comentó Óscar Garzón, ex vicepresidente de Petroproducción.
Según él, los técnicos venezolanos pensaban ahorrarse el tiempo de la prospección sísmica con tecnología de tercera dimensión (3D) antes de perforar, pero ahora, tras el fracaso, deberán ejecutar la sísmica correspondiente, con lo cual se minimizará los riesgos y se maximizan las posibilidades de encontrar gas.
Sin resultados: Gastos de Venezuela
No habrá reembolso
Los gastos de exploración que realizó Pdvsa los asumirá la empresa, según la cláusula 4.10 del contrato suscrito con Petroecuador. La disposición establece que en caso de efectuar ninguna declaratoria de comercialidad en el área del convenio, Pdvsa no tendrá derecho a reembolso alguno de los gastos operacionales, ni a ninguna remuneración.
Costo de perforación
Perforar el pozo en el bloque 4, ubicado en Puná, costó $ 25 millones. Ahí Pdvsa exploraba para descubrir gas.
Isla Puná, Ecuador (AFP)
La petrolera estatal venezolana PDVSA suspendió sus operaciones en la isla ecuatoriana Puná al no encontrar gas natural en un primer intento, informó el miércoles el presidente saliente de Petroecuador, Luis Jaramillo.
“Salen (de la isla), pero momentáneamente (…) luego de que no tuvieron éxito en la perforación”, dijo Jaramillo, quien casualmente este miércoles deja el cargo.
Jaramillo agregó que PDVSA, que en junio de 2009 inició la perforación de un pozo exploratorio en Puná (ubicado en el golfo de Guayaquil, suroeste) bajo su inversión y riesgo, reevaluará la información sobre prospección de gas natural y crudo en esa área.
“Mientras reevalúan, ¿qué hacen ellos ahí?”, señaló Jaramillo a la prensa. PDVSA trasladó la torre de perforación de Puná al campo Sacha, en la selva de la Amazonia, donde junto a Petroecuador explota unos 50.000 barriles diarios (b/d) de crudo, agregó.
La petrolera venezolana continuará operando en Ecuador, donde “tiene muchos compromisos asumidos con Petroecuador”, incluyendo la construcción de un complejo petroquímico en la costa para procesar 300.000 b/d desde 2013, lo que demandará unos 12.560 millones de dólares, dijo Jaramillo.
En asociación con Petroecuador, PDVSA opera el Bloque 4 de 300.000 hectáreas, en el cual fueron perforados tres pozos entre 1942 y 1970 en los que se registró presencia de petróleo y gas.
Ese bloque está ubicado en el golfo de Guayaquil, en donde la estadounidense EDC ya extrae gas y la chilena Enap tiene zonas adjudicadas.
Después de 25 años, PDVSA reanudó la exploración de gas en Puná, para lo cual tenía previsto invertir unos 40 millones de dólares en cuatro años.
Según el gobierno, Ecuador tendría más gas natural que Bolivia, el segundo proveedor de la región después de Venezuela con reservas de 708.000 millones de m3 de probadas y 617.000 millones de m3 de probables.
© 1994-2010 Agence France-Presse
“Salen (de la isla), pero momentáneamente (…) luego de que no tuvieron éxito en la perforación”, dijo Jaramillo, quien casualmente este miércoles deja el cargo.
Jaramillo agregó que PDVSA, que en junio de 2009 inició la perforación de un pozo exploratorio en Puná (ubicado en el golfo de Guayaquil, suroeste) bajo su inversión y riesgo, reevaluará la información sobre prospección de gas natural y crudo en esa área.
“Mientras reevalúan, ¿qué hacen ellos ahí?”, señaló Jaramillo a la prensa. PDVSA trasladó la torre de perforación de Puná al campo Sacha, en la selva de la Amazonia, donde junto a Petroecuador explota unos 50.000 barriles diarios (b/d) de crudo, agregó.
La petrolera venezolana continuará operando en Ecuador, donde “tiene muchos compromisos asumidos con Petroecuador”, incluyendo la construcción de un complejo petroquímico en la costa para procesar 300.000 b/d desde 2013, lo que demandará unos 12.560 millones de dólares, dijo Jaramillo.
En asociación con Petroecuador, PDVSA opera el Bloque 4 de 300.000 hectáreas, en el cual fueron perforados tres pozos entre 1942 y 1970 en los que se registró presencia de petróleo y gas.
Ese bloque está ubicado en el golfo de Guayaquil, en donde la estadounidense EDC ya extrae gas y la chilena Enap tiene zonas adjudicadas.
Después de 25 años, PDVSA reanudó la exploración de gas en Puná, para lo cual tenía previsto invertir unos 40 millones de dólares en cuatro años.
Según el gobierno, Ecuador tendría más gas natural que Bolivia, el segundo proveedor de la región después de Venezuela con reservas de 708.000 millones de m3 de probadas y 617.000 millones de m3 de probables.
© 1994-2010 Agence France-Presse
Isla Puná, Ecuador (AFP)
La petrolera estatal venezolana PDVSA suspendió sus operaciones en la isla ecuatoriana Puná al no encontrar gas natural en un primer intento, informó el miércoles el presidente saliente de Petroecuador, Luis Jaramillo.
“Salen (de la isla), pero momentáneamente (…) luego de que no tuvieron éxito en la perforación”, dijo Jaramillo, quien casualmente este miércoles deja el cargo.
Jaramillo agregó que PDVSA, que en junio de 2009 inició la perforación de un pozo exploratorio en Puná (ubicado en el golfo de Guayaquil, suroeste) bajo su inversión y riesgo, reevaluará la información sobre prospección de gas natural y crudo en esa área.
“Mientras reevalúan, ¿qué hacen ellos ahí?”, señaló Jaramillo a la prensa. PDVSA trasladó la torre de perforación de Puná al campo Sacha, en la selva de la Amazonia, donde junto a Petroecuador explota unos 50.000 barriles diarios (b/d) de crudo, agregó.
La petrolera venezolana continuará operando en Ecuador, donde “tiene muchos compromisos asumidos con Petroecuador”, incluyendo la construcción de un complejo petroquímico en la costa para procesar 300.000 b/d desde 2013, lo que demandará unos 12.560 millones de dólares, dijo Jaramillo.
En asociación con Petroecuador, PDVSA opera el Bloque 4 de 300.000 hectáreas, en el cual fueron perforados tres pozos entre 1942 y 1970 en los que se registró presencia de petróleo y gas.
Ese bloque está ubicado en el golfo de Guayaquil, en donde la estadounidense EDC ya extrae gas y la chilena Enap tiene zonas adjudicadas.
Después de 25 años, PDVSA reanudó la exploración de gas en Puná, para lo cual tenía previsto invertir unos 40 millones de dólares en cuatro años.
Según el gobierno, Ecuador tendría más gas natural que Bolivia, el segundo proveedor de la región después de Venezuela con reservas de 708.000 millones de m3 de probadas y 617.000 millones de m3 de probables.
© 1994-2010 Agence France-Presse
“Salen (de la isla), pero momentáneamente (…) luego de que no tuvieron éxito en la perforación”, dijo Jaramillo, quien casualmente este miércoles deja el cargo.
Jaramillo agregó que PDVSA, que en junio de 2009 inició la perforación de un pozo exploratorio en Puná (ubicado en el golfo de Guayaquil, suroeste) bajo su inversión y riesgo, reevaluará la información sobre prospección de gas natural y crudo en esa área.
“Mientras reevalúan, ¿qué hacen ellos ahí?”, señaló Jaramillo a la prensa. PDVSA trasladó la torre de perforación de Puná al campo Sacha, en la selva de la Amazonia, donde junto a Petroecuador explota unos 50.000 barriles diarios (b/d) de crudo, agregó.
La petrolera venezolana continuará operando en Ecuador, donde “tiene muchos compromisos asumidos con Petroecuador”, incluyendo la construcción de un complejo petroquímico en la costa para procesar 300.000 b/d desde 2013, lo que demandará unos 12.560 millones de dólares, dijo Jaramillo.
En asociación con Petroecuador, PDVSA opera el Bloque 4 de 300.000 hectáreas, en el cual fueron perforados tres pozos entre 1942 y 1970 en los que se registró presencia de petróleo y gas.
Ese bloque está ubicado en el golfo de Guayaquil, en donde la estadounidense EDC ya extrae gas y la chilena Enap tiene zonas adjudicadas.
Después de 25 años, PDVSA reanudó la exploración de gas en Puná, para lo cual tenía previsto invertir unos 40 millones de dólares en cuatro años.
Según el gobierno, Ecuador tendría más gas natural que Bolivia, el segundo proveedor de la región después de Venezuela con reservas de 708.000 millones de m3 de probadas y 617.000 millones de m3 de probables.
© 1994-2010 Agence France-Presse
martes, 16 de marzo de 2010
Se agrava la recesión y el PIB cae 5,8% (eud)
Se agrava la recesión y el PIB cae 5,8%
Las estadísticas que ha publicado el Banco Central de Venezuela al cierre del cuarto trimestre de 2009 dejan en claro que la recesión se agudiza a pesar de la recuperación en los precios del petróleo.
En el cuarto trimestre de 2009, el barril venezolano se cotizó a un promedio de 70,20 dólares, dejando muy atrás el descenso que generó la crisis financiera internacional y sin embargo la economía se desplomó 5,8%.
La radiografía demuestra que en el cuarto trimestre el consumo privado retrocede 6,7%, la inversión se hunde 19,6%, el gasto del Gobierno se mantiene a flote con un alza de 2,1%, pero que resulta el menor avance de los últimos siete años, y como único dato positivo las exportaciones aumentan 56,2% gracias al rebote en los precios del crudo.
La consecuencia es que la economía sufre el descenso más profundo para un cuarto trimestre desde 1994, excluyendo el período 2002-2003, cuando el paro empresarial y la convulsión política golpean con fuerza a la producción.
Un vuelo rasante muestra el impacto en áreas clave para la creación de riqueza y empleo: la manufactura desciende 6,9%, comercio 13,9%, construcción 3,5%, la actividad petrolera 10,2% y a flote se mantienen la producción de electricidad y agua con un avance de 5,5% y el área de comunicaciones con un salto de 10,5%.
El sector privado sufre un derrumbe de 7% para acumular siete trimestres de caída o crecimiento en torno a cero, mientras que el ala pública se deprime 0,3%.
Si no hay crecimiento de la producción, las ventas caen, las empresas no necesitan contratar nuevo personal y no hay ganancias para ajustar adecuadamente los salarios.
A esto se suma que la recesión viene acompañada de la mayor inflación de América Latina, con lo que el dinero pierde valor mes a mes.
El Banco Central admite que en el declive del consumo privado influye de manera determinante "la caída del ingreso real", es decir, la capacidad de compra del salario.
Al evaluar el resultado del año el Banco Central, en vista de las cifras que aporta el cuarto trimestre, ha tenido que reestimar sus datos y la economía sufre una caída de 3,3% en 2009, superior a la proyección inicial de 2,9%
En análisis elaborado por 18 economistas, entre los que se encuentran Héctor Silva Michelena, Héctor Malavé Mata, Pedro Palma y Orlando Ochoa, evalúa la marcha del país.
Los expertos afirman que "la crisis tiene su origen en el intento de imponer sin base constitucional un sistema socialista similar al socialismo real o marxista-leninista del siglo pasado, basado en un esquema rentista exacerbado, aumentando la dependencia del petróleo, al tiempo que se ha ejecutado una política sistemática de reducción, expropiación o destrucción del aparato productivo privado".
"La crisis que afecta a Venezuela no es transitoria ni coyuntural ni superable sólo con el alza de los precios del petróleo. La capacidad productiva del país, petrolera y no petrolera, pública y privada, está seriamente deteriorada y el Estado severamente desautorizado por la ineficiencia y la corrupción en un contexto de problemas sociales que se tornan cada vez más críticos", añaden.
Al evaluar la tendencia para el próximo trimestre indican que "al considerar la restricción eléctrica y la mayor incertidumbre jurídica puede esperarse una más profunda recesión en 2010, mientras el resto de América Latina se recupera rápidamente" de la crisis financiera internacional.
"No obstante, hay pocas señales que indiquen que el Gobierno esté dispuesto a asumir la responsabilidad de los errores cometidos y transitar un camino alejado del socialismo rentista que se intenta imponer", afirma el grupo de académicos.
Flotar o hundirse
Todo indica que el peso de una serie de factores estructurales como la mínima inversión privada, la pérdida de efectividad del gasto del Gobierno para generar crecimiento y nuevas trabas que permanecerán en el mediano plazo como las fallas en el suministro eléctrico y el deterioro de las empresas estatizadas, inician un ciclo de expectativas limitadas, con caída de la economía o aumentos mínimos a ras de piso.
Proyecciones de quince firmas privadas como Barclays, JP Morgan y Citigroup, en promedio, sólo anticipan un mínimo avance de 0,5% este año a pesar de que la demanda de China y las economías emergentes mantienen el precio de la cesta petrolera venezolana en alrededor de $69,82 en lo que va de año.
Un estudio elaborado por la firma Ecoanalítica precisa que "el precio del petróleo se traduce en recursos, pero el gasto público es cada vez menos eficiente. En 2006 el Gobierno necesitó 2 mil 600 millones de dólares para crear un punto del PIB y en 2008 requirió $13 mil 400 millones".
Aun si el Gobierno inyectase cucharadas de gasto público la capacidad de la economía para responder al salto de la demanda es muy limitada porque el sector privado no ha expandido en proporciones importantes las plantas y equipos para producir.
Las estadísticas que ha publicado el Banco Central de Venezuela al cierre del cuarto trimestre de 2009 dejan en claro que la recesión se agudiza a pesar de la recuperación en los precios del petróleo.
En el cuarto trimestre de 2009, el barril venezolano se cotizó a un promedio de 70,20 dólares, dejando muy atrás el descenso que generó la crisis financiera internacional y sin embargo la economía se desplomó 5,8%.
La radiografía demuestra que en el cuarto trimestre el consumo privado retrocede 6,7%, la inversión se hunde 19,6%, el gasto del Gobierno se mantiene a flote con un alza de 2,1%, pero que resulta el menor avance de los últimos siete años, y como único dato positivo las exportaciones aumentan 56,2% gracias al rebote en los precios del crudo.
La consecuencia es que la economía sufre el descenso más profundo para un cuarto trimestre desde 1994, excluyendo el período 2002-2003, cuando el paro empresarial y la convulsión política golpean con fuerza a la producción.
Un vuelo rasante muestra el impacto en áreas clave para la creación de riqueza y empleo: la manufactura desciende 6,9%, comercio 13,9%, construcción 3,5%, la actividad petrolera 10,2% y a flote se mantienen la producción de electricidad y agua con un avance de 5,5% y el área de comunicaciones con un salto de 10,5%.
El sector privado sufre un derrumbe de 7% para acumular siete trimestres de caída o crecimiento en torno a cero, mientras que el ala pública se deprime 0,3%.
Si no hay crecimiento de la producción, las ventas caen, las empresas no necesitan contratar nuevo personal y no hay ganancias para ajustar adecuadamente los salarios.
A esto se suma que la recesión viene acompañada de la mayor inflación de América Latina, con lo que el dinero pierde valor mes a mes.
El Banco Central admite que en el declive del consumo privado influye de manera determinante "la caída del ingreso real", es decir, la capacidad de compra del salario.
Al evaluar el resultado del año el Banco Central, en vista de las cifras que aporta el cuarto trimestre, ha tenido que reestimar sus datos y la economía sufre una caída de 3,3% en 2009, superior a la proyección inicial de 2,9%
En análisis elaborado por 18 economistas, entre los que se encuentran Héctor Silva Michelena, Héctor Malavé Mata, Pedro Palma y Orlando Ochoa, evalúa la marcha del país.
Los expertos afirman que "la crisis tiene su origen en el intento de imponer sin base constitucional un sistema socialista similar al socialismo real o marxista-leninista del siglo pasado, basado en un esquema rentista exacerbado, aumentando la dependencia del petróleo, al tiempo que se ha ejecutado una política sistemática de reducción, expropiación o destrucción del aparato productivo privado".
"La crisis que afecta a Venezuela no es transitoria ni coyuntural ni superable sólo con el alza de los precios del petróleo. La capacidad productiva del país, petrolera y no petrolera, pública y privada, está seriamente deteriorada y el Estado severamente desautorizado por la ineficiencia y la corrupción en un contexto de problemas sociales que se tornan cada vez más críticos", añaden.
Al evaluar la tendencia para el próximo trimestre indican que "al considerar la restricción eléctrica y la mayor incertidumbre jurídica puede esperarse una más profunda recesión en 2010, mientras el resto de América Latina se recupera rápidamente" de la crisis financiera internacional.
"No obstante, hay pocas señales que indiquen que el Gobierno esté dispuesto a asumir la responsabilidad de los errores cometidos y transitar un camino alejado del socialismo rentista que se intenta imponer", afirma el grupo de académicos.
Flotar o hundirse
Todo indica que el peso de una serie de factores estructurales como la mínima inversión privada, la pérdida de efectividad del gasto del Gobierno para generar crecimiento y nuevas trabas que permanecerán en el mediano plazo como las fallas en el suministro eléctrico y el deterioro de las empresas estatizadas, inician un ciclo de expectativas limitadas, con caída de la economía o aumentos mínimos a ras de piso.
Proyecciones de quince firmas privadas como Barclays, JP Morgan y Citigroup, en promedio, sólo anticipan un mínimo avance de 0,5% este año a pesar de que la demanda de China y las economías emergentes mantienen el precio de la cesta petrolera venezolana en alrededor de $69,82 en lo que va de año.
Un estudio elaborado por la firma Ecoanalítica precisa que "el precio del petróleo se traduce en recursos, pero el gasto público es cada vez menos eficiente. En 2006 el Gobierno necesitó 2 mil 600 millones de dólares para crear un punto del PIB y en 2008 requirió $13 mil 400 millones".
Aun si el Gobierno inyectase cucharadas de gasto público la capacidad de la economía para responder al salto de la demanda es muy limitada porque el sector privado no ha expandido en proporciones importantes las plantas y equipos para producir.
Se agrava la recesión y el PIB cae 5,8% (eud)
Se agrava la recesión y el PIB cae 5,8%
Las estadísticas que ha publicado el Banco Central de Venezuela al cierre del cuarto trimestre de 2009 dejan en claro que la recesión se agudiza a pesar de la recuperación en los precios del petróleo.
En el cuarto trimestre de 2009, el barril venezolano se cotizó a un promedio de 70,20 dólares, dejando muy atrás el descenso que generó la crisis financiera internacional y sin embargo la economía se desplomó 5,8%.
La radiografía demuestra que en el cuarto trimestre el consumo privado retrocede 6,7%, la inversión se hunde 19,6%, el gasto del Gobierno se mantiene a flote con un alza de 2,1%, pero que resulta el menor avance de los últimos siete años, y como único dato positivo las exportaciones aumentan 56,2% gracias al rebote en los precios del crudo.
La consecuencia es que la economía sufre el descenso más profundo para un cuarto trimestre desde 1994, excluyendo el período 2002-2003, cuando el paro empresarial y la convulsión política golpean con fuerza a la producción.
Un vuelo rasante muestra el impacto en áreas clave para la creación de riqueza y empleo: la manufactura desciende 6,9%, comercio 13,9%, construcción 3,5%, la actividad petrolera 10,2% y a flote se mantienen la producción de electricidad y agua con un avance de 5,5% y el área de comunicaciones con un salto de 10,5%.
El sector privado sufre un derrumbe de 7% para acumular siete trimestres de caída o crecimiento en torno a cero, mientras que el ala pública se deprime 0,3%.
Si no hay crecimiento de la producción, las ventas caen, las empresas no necesitan contratar nuevo personal y no hay ganancias para ajustar adecuadamente los salarios.
A esto se suma que la recesión viene acompañada de la mayor inflación de América Latina, con lo que el dinero pierde valor mes a mes.
El Banco Central admite que en el declive del consumo privado influye de manera determinante "la caída del ingreso real", es decir, la capacidad de compra del salario.
Al evaluar el resultado del año el Banco Central, en vista de las cifras que aporta el cuarto trimestre, ha tenido que reestimar sus datos y la economía sufre una caída de 3,3% en 2009, superior a la proyección inicial de 2,9%
En análisis elaborado por 18 economistas, entre los que se encuentran Héctor Silva Michelena, Héctor Malavé Mata, Pedro Palma y Orlando Ochoa, evalúa la marcha del país.
Los expertos afirman que "la crisis tiene su origen en el intento de imponer sin base constitucional un sistema socialista similar al socialismo real o marxista-leninista del siglo pasado, basado en un esquema rentista exacerbado, aumentando la dependencia del petróleo, al tiempo que se ha ejecutado una política sistemática de reducción, expropiación o destrucción del aparato productivo privado".
"La crisis que afecta a Venezuela no es transitoria ni coyuntural ni superable sólo con el alza de los precios del petróleo. La capacidad productiva del país, petrolera y no petrolera, pública y privada, está seriamente deteriorada y el Estado severamente desautorizado por la ineficiencia y la corrupción en un contexto de problemas sociales que se tornan cada vez más críticos", añaden.
Al evaluar la tendencia para el próximo trimestre indican que "al considerar la restricción eléctrica y la mayor incertidumbre jurídica puede esperarse una más profunda recesión en 2010, mientras el resto de América Latina se recupera rápidamente" de la crisis financiera internacional.
"No obstante, hay pocas señales que indiquen que el Gobierno esté dispuesto a asumir la responsabilidad de los errores cometidos y transitar un camino alejado del socialismo rentista que se intenta imponer", afirma el grupo de académicos.
Flotar o hundirse
Todo indica que el peso de una serie de factores estructurales como la mínima inversión privada, la pérdida de efectividad del gasto del Gobierno para generar crecimiento y nuevas trabas que permanecerán en el mediano plazo como las fallas en el suministro eléctrico y el deterioro de las empresas estatizadas, inician un ciclo de expectativas limitadas, con caída de la economía o aumentos mínimos a ras de piso.
Proyecciones de quince firmas privadas como Barclays, JP Morgan y Citigroup, en promedio, sólo anticipan un mínimo avance de 0,5% este año a pesar de que la demanda de China y las economías emergentes mantienen el precio de la cesta petrolera venezolana en alrededor de $69,82 en lo que va de año.
Un estudio elaborado por la firma Ecoanalítica precisa que "el precio del petróleo se traduce en recursos, pero el gasto público es cada vez menos eficiente. En 2006 el Gobierno necesitó 2 mil 600 millones de dólares para crear un punto del PIB y en 2008 requirió $13 mil 400 millones".
Aun si el Gobierno inyectase cucharadas de gasto público la capacidad de la economía para responder al salto de la demanda es muy limitada porque el sector privado no ha expandido en proporciones importantes las plantas y equipos para producir.
Las estadísticas que ha publicado el Banco Central de Venezuela al cierre del cuarto trimestre de 2009 dejan en claro que la recesión se agudiza a pesar de la recuperación en los precios del petróleo.
En el cuarto trimestre de 2009, el barril venezolano se cotizó a un promedio de 70,20 dólares, dejando muy atrás el descenso que generó la crisis financiera internacional y sin embargo la economía se desplomó 5,8%.
La radiografía demuestra que en el cuarto trimestre el consumo privado retrocede 6,7%, la inversión se hunde 19,6%, el gasto del Gobierno se mantiene a flote con un alza de 2,1%, pero que resulta el menor avance de los últimos siete años, y como único dato positivo las exportaciones aumentan 56,2% gracias al rebote en los precios del crudo.
La consecuencia es que la economía sufre el descenso más profundo para un cuarto trimestre desde 1994, excluyendo el período 2002-2003, cuando el paro empresarial y la convulsión política golpean con fuerza a la producción.
Un vuelo rasante muestra el impacto en áreas clave para la creación de riqueza y empleo: la manufactura desciende 6,9%, comercio 13,9%, construcción 3,5%, la actividad petrolera 10,2% y a flote se mantienen la producción de electricidad y agua con un avance de 5,5% y el área de comunicaciones con un salto de 10,5%.
El sector privado sufre un derrumbe de 7% para acumular siete trimestres de caída o crecimiento en torno a cero, mientras que el ala pública se deprime 0,3%.
Si no hay crecimiento de la producción, las ventas caen, las empresas no necesitan contratar nuevo personal y no hay ganancias para ajustar adecuadamente los salarios.
A esto se suma que la recesión viene acompañada de la mayor inflación de América Latina, con lo que el dinero pierde valor mes a mes.
El Banco Central admite que en el declive del consumo privado influye de manera determinante "la caída del ingreso real", es decir, la capacidad de compra del salario.
Al evaluar el resultado del año el Banco Central, en vista de las cifras que aporta el cuarto trimestre, ha tenido que reestimar sus datos y la economía sufre una caída de 3,3% en 2009, superior a la proyección inicial de 2,9%
En análisis elaborado por 18 economistas, entre los que se encuentran Héctor Silva Michelena, Héctor Malavé Mata, Pedro Palma y Orlando Ochoa, evalúa la marcha del país.
Los expertos afirman que "la crisis tiene su origen en el intento de imponer sin base constitucional un sistema socialista similar al socialismo real o marxista-leninista del siglo pasado, basado en un esquema rentista exacerbado, aumentando la dependencia del petróleo, al tiempo que se ha ejecutado una política sistemática de reducción, expropiación o destrucción del aparato productivo privado".
"La crisis que afecta a Venezuela no es transitoria ni coyuntural ni superable sólo con el alza de los precios del petróleo. La capacidad productiva del país, petrolera y no petrolera, pública y privada, está seriamente deteriorada y el Estado severamente desautorizado por la ineficiencia y la corrupción en un contexto de problemas sociales que se tornan cada vez más críticos", añaden.
Al evaluar la tendencia para el próximo trimestre indican que "al considerar la restricción eléctrica y la mayor incertidumbre jurídica puede esperarse una más profunda recesión en 2010, mientras el resto de América Latina se recupera rápidamente" de la crisis financiera internacional.
"No obstante, hay pocas señales que indiquen que el Gobierno esté dispuesto a asumir la responsabilidad de los errores cometidos y transitar un camino alejado del socialismo rentista que se intenta imponer", afirma el grupo de académicos.
Flotar o hundirse
Todo indica que el peso de una serie de factores estructurales como la mínima inversión privada, la pérdida de efectividad del gasto del Gobierno para generar crecimiento y nuevas trabas que permanecerán en el mediano plazo como las fallas en el suministro eléctrico y el deterioro de las empresas estatizadas, inician un ciclo de expectativas limitadas, con caída de la economía o aumentos mínimos a ras de piso.
Proyecciones de quince firmas privadas como Barclays, JP Morgan y Citigroup, en promedio, sólo anticipan un mínimo avance de 0,5% este año a pesar de que la demanda de China y las economías emergentes mantienen el precio de la cesta petrolera venezolana en alrededor de $69,82 en lo que va de año.
Un estudio elaborado por la firma Ecoanalítica precisa que "el precio del petróleo se traduce en recursos, pero el gasto público es cada vez menos eficiente. En 2006 el Gobierno necesitó 2 mil 600 millones de dólares para crear un punto del PIB y en 2008 requirió $13 mil 400 millones".
Aun si el Gobierno inyectase cucharadas de gasto público la capacidad de la economía para responder al salto de la demanda es muy limitada porque el sector privado no ha expandido en proporciones importantes las plantas y equipos para producir.
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