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
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.
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
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.
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
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.
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.
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
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
"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.
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.
Gas y electricidad en México. (Eleconomista.com.mx, 15 de marzo 2010)
Gas Natural México se reorganiza y reestructura, venderá las cinco centrales eléctricas que le compró a Electricité de France (EDF), pero conservará las de Unión Fenosa, mientras desarrolla instancias que le permitan fortalecer su negocio de gas natural en el país.
La idea es mantener sinergias entre gas y electricidad, y aprovechar las oportunidades.
Ángel Larraga, director general de Gas Natural México, dice a El Economista que vender las plantas eléctricas fue una oportunidad de negocio que servirá para pagar deuda a nivel mundial e invertir en México, entre otras cosas.
Sin embargo, la venta de las centrales al consorcio formado por Mitsui y Tokio Gas implicará perder hasta 300 millones de dólares. Las compró entre 1,400 y 1,500 millones, mientras que las venderá en alrededor de 1,200 millones de dólares.
“Lo que cuenta es lo que adquirimos de Unión Fenosa, que nos ha permitido doblar todo: en plantilla (de 6,000 personas ahora somos 20,000) y en presencia en países (de 11 países a 23 países). Estamos muy satisfechos”, expresa.
Incluso ya cuenta con la aprobación de la Comisión Federal de Competencia para la venta de las plantas que adquirieron de EDF por 1,200 millones de dólares e incluye las centrales: una en Saltillo, otra en Altamira y tres centrales más en Río Bravo. En total generan 2,300 Megawatts (Mw).
Pese a ello, refiere el industrial, la firma crece al doble, pues buscan un crecimiento en México en energía eólica y participarán en la construcción de una nueva central de ciclo combinado, por lo que están en la espera de que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) lance sus primeras licitaciones.
Más aún, lo primordial es desarrollar la infraestructura de transporte y distribución de gas natural en el país. La firma apuesta a participar en proyectos de gas natural vehicular.
Integración, la clave
Gas Natural es una de las 10 primeras multinacionales energéticas europeas y líder en integración vertical de gas y electricidad de España y Latinoamérica, además del mayor operador mundial de gas natural licuado en la cuenca atlántica.
Tras su reciente fusión con Unión Fenosa, la compañía tiene presencia en 23 países del mundo, donde cuenta con más de 20 millones de clientes, de los cuales nueve están en España.
“Tenemos un horizonte muy motivador, está la puesta en marcha de la central de generación de Durango, como la posibilidad de optar por nuevos proyectos en generación por parte de CFE, desarrollar energía eólica o completar la gasificación del Distrito Federal son proyectos apasionantes y retos impresionantes que requieren recursos de inversión”, comenta Ángel Larraga.
Es por ello que en los próximos cuatro años Gas Natural México invertirá en el país, por lo menos, en una nueva central eléctrica que representa inversiones de hasta 450 millones de dólares. Tiene dos proyectos eólicos: uno de 250 Mw en Oaxaca, que se realizará en el 2010, y otro más en La Rumorosa, Baja California, que estaría produciendo 200 Mw, mismo que se prevé será aplicable en el 2011.
Asimismo, en el periodo de referencia, la firma tiene previsto incrementar el ritmo de inversión directa (construir la red) en distribución de gas de hasta 900 millones de pesos, además de inversiones indirectas por 1,800 millones de pesos.
Nuevos nichos de mercado
Gas Natural México también apuesta a participar en gas natural vehicular y busca proyectos de estaciones de servicio duales, en donde se venda gasolina y gas natural, y además hay planes de adaptar entre 30 y 40 estaciones de servicio.
Lo primordial para consumir gas natural en México, a parte del precio, es desarrollar la infraestructura de transporte para evitar que se siga quemando el gas como lo hace Pemex.
Se construyen plantas de regasificación de gas natural licuado, pero no hay infraestructura que conecte una con otra.
Los privados podemos hacer las inversiones siempre y cuando tengamos una retribución de la inversión. Hay planes de que Pemex licite varios ductos en el país, entre ellos, un ducto en Cuernavaca, otro en Zacatecas y uno más en Tamazunchale.
La idea es mantener sinergias entre gas y electricidad, y aprovechar las oportunidades.
Ángel Larraga, director general de Gas Natural México, dice a El Economista que vender las plantas eléctricas fue una oportunidad de negocio que servirá para pagar deuda a nivel mundial e invertir en México, entre otras cosas.
Sin embargo, la venta de las centrales al consorcio formado por Mitsui y Tokio Gas implicará perder hasta 300 millones de dólares. Las compró entre 1,400 y 1,500 millones, mientras que las venderá en alrededor de 1,200 millones de dólares.
“Lo que cuenta es lo que adquirimos de Unión Fenosa, que nos ha permitido doblar todo: en plantilla (de 6,000 personas ahora somos 20,000) y en presencia en países (de 11 países a 23 países). Estamos muy satisfechos”, expresa.
Incluso ya cuenta con la aprobación de la Comisión Federal de Competencia para la venta de las plantas que adquirieron de EDF por 1,200 millones de dólares e incluye las centrales: una en Saltillo, otra en Altamira y tres centrales más en Río Bravo. En total generan 2,300 Megawatts (Mw).
Pese a ello, refiere el industrial, la firma crece al doble, pues buscan un crecimiento en México en energía eólica y participarán en la construcción de una nueva central de ciclo combinado, por lo que están en la espera de que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) lance sus primeras licitaciones.
Más aún, lo primordial es desarrollar la infraestructura de transporte y distribución de gas natural en el país. La firma apuesta a participar en proyectos de gas natural vehicular.
Integración, la clave
Gas Natural es una de las 10 primeras multinacionales energéticas europeas y líder en integración vertical de gas y electricidad de España y Latinoamérica, además del mayor operador mundial de gas natural licuado en la cuenca atlántica.
Tras su reciente fusión con Unión Fenosa, la compañía tiene presencia en 23 países del mundo, donde cuenta con más de 20 millones de clientes, de los cuales nueve están en España.
“Tenemos un horizonte muy motivador, está la puesta en marcha de la central de generación de Durango, como la posibilidad de optar por nuevos proyectos en generación por parte de CFE, desarrollar energía eólica o completar la gasificación del Distrito Federal son proyectos apasionantes y retos impresionantes que requieren recursos de inversión”, comenta Ángel Larraga.
Es por ello que en los próximos cuatro años Gas Natural México invertirá en el país, por lo menos, en una nueva central eléctrica que representa inversiones de hasta 450 millones de dólares. Tiene dos proyectos eólicos: uno de 250 Mw en Oaxaca, que se realizará en el 2010, y otro más en La Rumorosa, Baja California, que estaría produciendo 200 Mw, mismo que se prevé será aplicable en el 2011.
Asimismo, en el periodo de referencia, la firma tiene previsto incrementar el ritmo de inversión directa (construir la red) en distribución de gas de hasta 900 millones de pesos, además de inversiones indirectas por 1,800 millones de pesos.
Nuevos nichos de mercado
Gas Natural México también apuesta a participar en gas natural vehicular y busca proyectos de estaciones de servicio duales, en donde se venda gasolina y gas natural, y además hay planes de adaptar entre 30 y 40 estaciones de servicio.
Lo primordial para consumir gas natural en México, a parte del precio, es desarrollar la infraestructura de transporte para evitar que se siga quemando el gas como lo hace Pemex.
Se construyen plantas de regasificación de gas natural licuado, pero no hay infraestructura que conecte una con otra.
Los privados podemos hacer las inversiones siempre y cuando tengamos una retribución de la inversión. Hay planes de que Pemex licite varios ductos en el país, entre ellos, un ducto en Cuernavaca, otro en Zacatecas y uno más en Tamazunchale.
Renovables y seguridad energética (Simón Folch)
Sin energías renovables no hay futuro. Deberíamos metérnoslo en la cabeza. No son una opción, sino una exigencia fáctica. La humanidad siempre había funcionado con energía renovable –como la biosfera por entero, es su forma de hacer– y puede que lo haga de nuevo con el tiempo. En el interín, habrá habido el esplendoroso paréntesis de los combustibles fósiles, la rutilante excepción que ha permitido el fulgor de la civilización industrial y, también, el primer trastorno climático inducido por los humanos. Trescientos años pudiendo quemar intensamente carbono fijado durante tres millones de siglos: un lujo milagroso…
La energía nuclear, la conocida de fisión o la hipotética de fusión, tal vez alterará ese regreso completo a las renovables. De no hacerlo, el siglo XXII, el XXIII a más tardar, será renovable por completo. No es un vaticinio, es una constatación: la Tierra no tiene nada más (salvo improbables hallazgos, dejemos esta puerta abierta para mantener el rigor científico). Convendría que nos fuésemos instalando mentalmente en tal escenario.
Pero no lo hemos alcanzado aún. Tan de cegatos es negarlo como creer que ya estamos en él. Ninguno de nosotros lo verá. Por una parte, nos queda mucha energía fósil todavía (más gas y carbón que petróleo, por cierto). Por otra, no tenemos a punto ni la tecnología, ni los procesos productivos, ni los hábitos sociales para prescindir enteramente y de golpe de los combustibles fósiles. Y, finalmente, tampoco hemos desarrollado de forma completa aún las instalaciones de captura y transporte de energías libres. Libres, sí, porque las energías renovables no existen, de hecho.
La energía no se crea ni se destruye, simplemente se transforma. Es un principio clásico de la física. Ni se crea, ni se destruye, ni se renueva (aunque se degrada entrópicamente). Lo que se renueva es el caudal energético solar que la Tierra intercepta cada día. También se acabará, pero faltan algunos millones de años… La solar es, pues, energía en constante reposición. No es energía renovable, sino energía diariamente renovada que mueve el mar, agita la atmósfera y genera los fenómenos meteorológicos que acaban convirtiéndose en clima. Se renueva nuestra captura, la energía llega una vez y basta. También deberíamos metérnoslo en la cabeza.
El peso de las energías libres capturadas ya comienza a ser considerable en nuestro mix energético. Que una tercera parte de la electricidad consumida en España (en ciertos momentos dados, no todo el día) provenga de centrales eólicas o fotovoltaicas, amén de las hidráulicas clásicas, es más que notable. Quienes se reían de esa posibilidad 10 o 15 años atrás deberían reconocer su error. A la par, tendrían que ser más prudentes quienes no se explican por qué aún quemamos gas o petróleo. Entre reaccionarios escépticos y visionarios impacientes alguien debe conservar la calma, por más que empuje el cambio climático. Confundir el deseo con la factibilidad instantánea no es una actitud avanzada, aunque sea más simpática y útil que solo confiar en el pasado.
El tema de la seguridad energética también juega a favor de la captura de energías libres. Cabe notar que el aumento del peso de las renovables en el mix energético favorece los intereses de los países faltos o escasamente dotados de energías fósiles, como el nuestro. Les ahorra importaciones onerosas y mejora la seguridad del abastecimiento energético al disminuir la dependencia respecto de terceros. En contextos internacionales inestables, no es irrelevante. Basta pensar en el trastorno que provocó en Europa central y oriental, hace poco más de un año, en pleno invierno, la interrupción del suministro de gas ruso. Cuando se habla de la conveniencia de mallar las redes de distribución energética (tendidos eléctricos, gasoductos), pensamos en la capacidad de trasvase en caso de avería, pero también en los conflictos entre estados. Con las energías libres capturadas in situ, ese problema se diluye.
Más allá de oscilaciones coyunturales o especulativas, el precio de los combustibles fósiles no cesará de crecer en las próximas décadas. En cambio, la captura de energías libres resultará cada vez más barata. No hablo de las discutibles primas actuales, que son estímulos financieros más que ayudas a la producción, sino de la generalización y abaratamiento de los sistemas de captura, que tienden a converger, además, hacia la generación de electricidad, el gran vector energético del futuro. La paulatina migración de las motorizaciones de combustión interna a la propulsión eléctrica es muy positiva en este sentido, porque permitiría utilizar mejor la producción eólica alta en horas nocturnas, de demanda eléctrica baja.
Pero no todas las renovables se comportan igual. Una proporción inadecuada a cada momento concreto del proceso de transición hacia un sistema productivo bajo en carbono podría conducir a desfases graves entre la capacidad de generación y la demanda instantánea. Es el tipo de temas que debemos ir ensamblando sin traumas ni prisas excesivas. Pero sin pausas. El verdadero progreso siempre funciona así.
*Socioecólogo. Director general de ERF
La energía nuclear, la conocida de fisión o la hipotética de fusión, tal vez alterará ese regreso completo a las renovables. De no hacerlo, el siglo XXII, el XXIII a más tardar, será renovable por completo. No es un vaticinio, es una constatación: la Tierra no tiene nada más (salvo improbables hallazgos, dejemos esta puerta abierta para mantener el rigor científico). Convendría que nos fuésemos instalando mentalmente en tal escenario.
Pero no lo hemos alcanzado aún. Tan de cegatos es negarlo como creer que ya estamos en él. Ninguno de nosotros lo verá. Por una parte, nos queda mucha energía fósil todavía (más gas y carbón que petróleo, por cierto). Por otra, no tenemos a punto ni la tecnología, ni los procesos productivos, ni los hábitos sociales para prescindir enteramente y de golpe de los combustibles fósiles. Y, finalmente, tampoco hemos desarrollado de forma completa aún las instalaciones de captura y transporte de energías libres. Libres, sí, porque las energías renovables no existen, de hecho.
La energía no se crea ni se destruye, simplemente se transforma. Es un principio clásico de la física. Ni se crea, ni se destruye, ni se renueva (aunque se degrada entrópicamente). Lo que se renueva es el caudal energético solar que la Tierra intercepta cada día. También se acabará, pero faltan algunos millones de años… La solar es, pues, energía en constante reposición. No es energía renovable, sino energía diariamente renovada que mueve el mar, agita la atmósfera y genera los fenómenos meteorológicos que acaban convirtiéndose en clima. Se renueva nuestra captura, la energía llega una vez y basta. También deberíamos metérnoslo en la cabeza.
El peso de las energías libres capturadas ya comienza a ser considerable en nuestro mix energético. Que una tercera parte de la electricidad consumida en España (en ciertos momentos dados, no todo el día) provenga de centrales eólicas o fotovoltaicas, amén de las hidráulicas clásicas, es más que notable. Quienes se reían de esa posibilidad 10 o 15 años atrás deberían reconocer su error. A la par, tendrían que ser más prudentes quienes no se explican por qué aún quemamos gas o petróleo. Entre reaccionarios escépticos y visionarios impacientes alguien debe conservar la calma, por más que empuje el cambio climático. Confundir el deseo con la factibilidad instantánea no es una actitud avanzada, aunque sea más simpática y útil que solo confiar en el pasado.
El tema de la seguridad energética también juega a favor de la captura de energías libres. Cabe notar que el aumento del peso de las renovables en el mix energético favorece los intereses de los países faltos o escasamente dotados de energías fósiles, como el nuestro. Les ahorra importaciones onerosas y mejora la seguridad del abastecimiento energético al disminuir la dependencia respecto de terceros. En contextos internacionales inestables, no es irrelevante. Basta pensar en el trastorno que provocó en Europa central y oriental, hace poco más de un año, en pleno invierno, la interrupción del suministro de gas ruso. Cuando se habla de la conveniencia de mallar las redes de distribución energética (tendidos eléctricos, gasoductos), pensamos en la capacidad de trasvase en caso de avería, pero también en los conflictos entre estados. Con las energías libres capturadas in situ, ese problema se diluye.
Más allá de oscilaciones coyunturales o especulativas, el precio de los combustibles fósiles no cesará de crecer en las próximas décadas. En cambio, la captura de energías libres resultará cada vez más barata. No hablo de las discutibles primas actuales, que son estímulos financieros más que ayudas a la producción, sino de la generalización y abaratamiento de los sistemas de captura, que tienden a converger, además, hacia la generación de electricidad, el gran vector energético del futuro. La paulatina migración de las motorizaciones de combustión interna a la propulsión eléctrica es muy positiva en este sentido, porque permitiría utilizar mejor la producción eólica alta en horas nocturnas, de demanda eléctrica baja.
Pero no todas las renovables se comportan igual. Una proporción inadecuada a cada momento concreto del proceso de transición hacia un sistema productivo bajo en carbono podría conducir a desfases graves entre la capacidad de generación y la demanda instantánea. Es el tipo de temas que debemos ir ensamblando sin traumas ni prisas excesivas. Pero sin pausas. El verdadero progreso siempre funciona así.
*Socioecólogo. Director general de ERF
demanda actual de Uruguay es de 0,3 millones de pies cúbicos diarios (lostiempos.com)
A Uruguay le urge contar con el gas natural de Bolivia y las autoridades de ambos gobiernos analizan tres opciones de corto, mediano y largo plazo para poder concretar el negocio.
Enviar el energético por el gasoducto a Argentina para que desde allí siga camino hasta Montevideo, construir una planta de Gas Natural Licuado (GNL) en Villa Montes y el tendido de un ducto directo son las alternativas sobre las que se pretende tomar una decisión rápidamente, informó ayer el ministro de Hidrocarburos y Energía, Fernando Vincenti, en una entrevista concedida al canal estatal.
“La demanda de Uruguay es inmediata. Ellos quisieran tener gas no para mañana, sino para ayer, pero tenemos que recorrer aún un camino de negociaciones”, indicó el Ministro.
El embajador uruguayo, Diego Zorrilla, coincidió con Vincenti y dijo ayer en Cochabamba que su país necesita el energético ahora, para este invierno si es posible, pero que debido a que Argentina debe ser incorporada en el acuerdo, alcanzar ese plazo “es soñar”.
El sábado, el presidente uruguayo, José Mujica, y su homólogo boliviano, Evo Morales, acordaron acelerar las acciones para el envío del hidrocarburo.
Mujica, en una entrevista con Los Tiempos, indicó que el gas es uno de los temas urgentes de su país, que debe pagar altos precios por el que recibe de Argentina.
El Ministro de Hidrocarburos explicó que la primera alternativa, exportar a través de Argentina, será analizada por comisiones de Bolivia y Uruguay la primera semana de abril y el tema será abordado con la presidenta argentina, Cristina Fernández, el próximo 26 de marzo en Sucre, donde se prevé la firma de la adenda del contrato de compraventa de gas con su país.
Vincenti agregó que si Argentina da vía libre al paso de gas para Uruguay por su gasoducto, Bolivia podría empezar a proveer inmediatamente.
La segunda opción es de mediano plazo y tiene que ver con la instalación de una planta de Gas Licuado de Petróleo (GNL) que requeriría una inversión de al menos 150 millones de dólares y un tiempo de un año para el proceso de licitación-estudios y unos 18 meses para la construcción.
La autoridad dijo que el gas licuado saldría a través de un sistema de transporte terrestre y fluvial hacia Uruguay y vía terrestre a Paraguay, en el marco del convenio trinacional Urupabol.
Gasoducto
La opción a largo plazo es la construcción de un gasoducto que llegue directamente a Uruguay, proyecto en el que también está incluido Paraguay y para el que el viernes pasado la Corporación Andina de Fomento (CAF) lanzó una convocatoria internacional a consultoras interesadas en efectuar el estudio de prefactibilidad.
Vincenti indicó que esta alternativa requerirá entre siete y 10 años, pero permitirá exportar gas de “manera definitiva y sostenible de 20 a 30 años”.
La inversión no está definida porque depende de los resultados de la investigación de prefactibilidad.
Aunque el Ministro de Hidrocarburos no lo mencionó, también se estudia la posibilidad de conectar un gasoducto a Uruguay como un ramal del futuro Gasoducto del Noreste Argentino ahora llamado “Juana Azurduy”, proyecto que empezará a ser ejecutado en poco tiempo y que tiene el objetivo de incrementar la capacidad de transporte del gas boliviano para Argentina.
Vincenti señaló que en el caso de la primera opción de corto plazo, de envío del hidrocarburo a través del actual gasoducto que llega al mercado argentino, las negociaciones deben ser efectuadas entre los gobiernos de Mujica y Fernández.
Urgencia
• “La demanda de Uruguay es inmediata… quisieran tener gas no para mañana, sino para ayer”, dijo el ministro de Hidrocarburos y Energía.
Alistan firma de adenda
El ministro de Hidrocarburos y Energía, Fernando Vincenti, anunció ayer, durante la entrevista con el canal estatal, que la presidenta de Argentina, Cristina Fernández, participará en Sucre, el próximo 26 de marzo, de la firma de la adenda al contrato de compraventa de gas boliviano a su país.
La Mandataria también anunciará el inicio de la construcción del gasoducto “Juana Azurduy” (Gasoducto del Noreste Argentino), necesario para Bolivia pueda cumplir con el incremento de volúmenes de exportación.
“El gasoducto Juana Azurduy va a interconectar el sistema de los ductos bolivianos con el sistema argentino para mejorar la cantidad de exportaciones a ese país”, explicó Vincenti.
Agregó que la adenda establece condiciones de carácter operativo, que llenan los vacíos del contrato suscrito en 2006, sobre volúmen e incluye elementos de garantías.
La adenda establece el incremento progresivo de las exportaciones de gas boliviano de cinco a 27 millones de metros cúbicos diarios en los próximos seis años.
PRECIOS Y DEMANDA
El Ministro de Hidrocarburos dijo que la demanda actual de Uruguay es de 0,3 millones de pies cúbicos diarios (Mmpcd) de gas natural, pero que este requerimiento iría creciendo hasta llegar a unos 3 millones Mmpcd.
Vincenti agregó que los temas de volúmenes, así como de precios, serán tratados en la reunión prevista para abril, pero aclaró que Bolivia puede proveer la cantidad inicial demanda.
En el tema de precios, el embajador de Uruguay en Bolivia, Diego Zorrilla, dijo que si se concreta el negocio, permitirá a su país abaratar los costos de adquisición del energético.
Uruguay importa de Argentina a 16 dólares el millón de BTU (Unidad Térmica Británica) de gas, más del doble de lo que Bolivia cobra al mercado argentino, unos 7 dólares el millón de BTU.
Enviar el energético por el gasoducto a Argentina para que desde allí siga camino hasta Montevideo, construir una planta de Gas Natural Licuado (GNL) en Villa Montes y el tendido de un ducto directo son las alternativas sobre las que se pretende tomar una decisión rápidamente, informó ayer el ministro de Hidrocarburos y Energía, Fernando Vincenti, en una entrevista concedida al canal estatal.
“La demanda de Uruguay es inmediata. Ellos quisieran tener gas no para mañana, sino para ayer, pero tenemos que recorrer aún un camino de negociaciones”, indicó el Ministro.
El embajador uruguayo, Diego Zorrilla, coincidió con Vincenti y dijo ayer en Cochabamba que su país necesita el energético ahora, para este invierno si es posible, pero que debido a que Argentina debe ser incorporada en el acuerdo, alcanzar ese plazo “es soñar”.
El sábado, el presidente uruguayo, José Mujica, y su homólogo boliviano, Evo Morales, acordaron acelerar las acciones para el envío del hidrocarburo.
Mujica, en una entrevista con Los Tiempos, indicó que el gas es uno de los temas urgentes de su país, que debe pagar altos precios por el que recibe de Argentina.
El Ministro de Hidrocarburos explicó que la primera alternativa, exportar a través de Argentina, será analizada por comisiones de Bolivia y Uruguay la primera semana de abril y el tema será abordado con la presidenta argentina, Cristina Fernández, el próximo 26 de marzo en Sucre, donde se prevé la firma de la adenda del contrato de compraventa de gas con su país.
Vincenti agregó que si Argentina da vía libre al paso de gas para Uruguay por su gasoducto, Bolivia podría empezar a proveer inmediatamente.
La segunda opción es de mediano plazo y tiene que ver con la instalación de una planta de Gas Licuado de Petróleo (GNL) que requeriría una inversión de al menos 150 millones de dólares y un tiempo de un año para el proceso de licitación-estudios y unos 18 meses para la construcción.
La autoridad dijo que el gas licuado saldría a través de un sistema de transporte terrestre y fluvial hacia Uruguay y vía terrestre a Paraguay, en el marco del convenio trinacional Urupabol.
Gasoducto
La opción a largo plazo es la construcción de un gasoducto que llegue directamente a Uruguay, proyecto en el que también está incluido Paraguay y para el que el viernes pasado la Corporación Andina de Fomento (CAF) lanzó una convocatoria internacional a consultoras interesadas en efectuar el estudio de prefactibilidad.
Vincenti indicó que esta alternativa requerirá entre siete y 10 años, pero permitirá exportar gas de “manera definitiva y sostenible de 20 a 30 años”.
La inversión no está definida porque depende de los resultados de la investigación de prefactibilidad.
Aunque el Ministro de Hidrocarburos no lo mencionó, también se estudia la posibilidad de conectar un gasoducto a Uruguay como un ramal del futuro Gasoducto del Noreste Argentino ahora llamado “Juana Azurduy”, proyecto que empezará a ser ejecutado en poco tiempo y que tiene el objetivo de incrementar la capacidad de transporte del gas boliviano para Argentina.
Vincenti señaló que en el caso de la primera opción de corto plazo, de envío del hidrocarburo a través del actual gasoducto que llega al mercado argentino, las negociaciones deben ser efectuadas entre los gobiernos de Mujica y Fernández.
Urgencia
• “La demanda de Uruguay es inmediata… quisieran tener gas no para mañana, sino para ayer”, dijo el ministro de Hidrocarburos y Energía.
Alistan firma de adenda
El ministro de Hidrocarburos y Energía, Fernando Vincenti, anunció ayer, durante la entrevista con el canal estatal, que la presidenta de Argentina, Cristina Fernández, participará en Sucre, el próximo 26 de marzo, de la firma de la adenda al contrato de compraventa de gas boliviano a su país.
La Mandataria también anunciará el inicio de la construcción del gasoducto “Juana Azurduy” (Gasoducto del Noreste Argentino), necesario para Bolivia pueda cumplir con el incremento de volúmenes de exportación.
“El gasoducto Juana Azurduy va a interconectar el sistema de los ductos bolivianos con el sistema argentino para mejorar la cantidad de exportaciones a ese país”, explicó Vincenti.
Agregó que la adenda establece condiciones de carácter operativo, que llenan los vacíos del contrato suscrito en 2006, sobre volúmen e incluye elementos de garantías.
La adenda establece el incremento progresivo de las exportaciones de gas boliviano de cinco a 27 millones de metros cúbicos diarios en los próximos seis años.
PRECIOS Y DEMANDA
El Ministro de Hidrocarburos dijo que la demanda actual de Uruguay es de 0,3 millones de pies cúbicos diarios (Mmpcd) de gas natural, pero que este requerimiento iría creciendo hasta llegar a unos 3 millones Mmpcd.
Vincenti agregó que los temas de volúmenes, así como de precios, serán tratados en la reunión prevista para abril, pero aclaró que Bolivia puede proveer la cantidad inicial demanda.
En el tema de precios, el embajador de Uruguay en Bolivia, Diego Zorrilla, dijo que si se concreta el negocio, permitirá a su país abaratar los costos de adquisición del energético.
Uruguay importa de Argentina a 16 dólares el millón de BTU (Unidad Térmica Británica) de gas, más del doble de lo que Bolivia cobra al mercado argentino, unos 7 dólares el millón de BTU.
domingo, 14 de marzo de 2010
Notas Petróleo y Gas (al 26.05.2010)
Notas del Primer Ensayo.
Altve, Dougls 18/20
Cedeño, Yansi 18/20
González, Augusto 20/20
Iglesias, Jorge 20/20
Marcano, Rafael 18/20
Marval, Ritz 19/20
Mata, Marián 20/20
Mendoza, Joel 19/20
Moller, Isabella 20/20
Terán, Nidia 19/20
Notas del segundo ensayo.
Altve, Dougls 19/20
Cedeño, Yansi
Hayek, Serge 20/20
González, Augusto
Iglesias, Jorge 20/20
Marcano, Rafael 20/20
Marval, Ritz 18/20
Mendoza, Joel 20/20
Moller, Isabella 20/20
Terán, Nidia 18/20
Notas del tercer ensayo:
Altve, Dougls 20/20
Cedeño, Yansi
Hayek, Serge 20/20
González, Augusto 20/20
Iglesias, Jorge 20/20
Marcano, Rafael
Marval, Ritz 19/20
Mendoza, Joel 20/20
Moller, Isabella 20/20
Terán, Nidia 17/20
Notas del cuarto ensayo:
Altve, Dougls 18/20
Cedeño, Yansi
Hayek, Serge 20/20
González, Augusto
Iglesias, Jorge 20/20
Marcano, Rafael
Marval, Ritz 18/20
Mendoza, Joel 20/20
Moller, Isabella 20/20
Terán, Nidia 18/20
Notas del quinto ensayo:
Altve, Dougls 18/20
Cedeño, Yansi
Hayek, Serge
González, Augusto 20/20
Iglesias, Jorge 20/20
Marcano, Rafael
Marval, Ritz 19/20
Mendoza, Joel 20/20
Moller, Isabella 20/20
Terán, Nidia 18/20
Notas del sexto ensayo:
Altve, Dougls
Cedeño, Yansi
Hayek, Serge
González, Augusto
Iglesias, Jorge 20/20
Marcano, Rafael
Marval, Ritz 19/20
Mendoza, Joel 20/20
Moller, Isabella 20/20
Terán, Nidia 18/20
Notas de la Exposición en clase:
Mata, Marián 20
Moller, Isabella 20
Iglesias, Jorge 20
Hayek, Serge 20
Terán, Nidia 18
Marval, Ritz 19
Cedeño, Yansi 18
Lopez, Elizabeth 20
Altuve, Douglas 18
Mendoza, Joel 20
¿Cómo se calculará la nota final?
Nota A
Seis ensayos: (Sumatoria de notas de los ensayos / 6) : "20 es a 25 pts como Nota es a X1".
Exposición: "20 es a 25 pts como Nota es a X2".
La nota A es igual a la sumatoria de X1 + X2.
Nota B
Examen: "20 es a 50 como Nota B es a X3".
Se suman los puntos de la X1+X2+X3: Nota Definitiva.
Entonces, Nota definitiva se calcula según la tabla que sigue:
100 - 95 : 20
94 - 91 : 19
90 - 85 : 18
84 - 81 : 17
80 - 75 : 16
74 - 71 : 15
70 - 65 : 14
64 - 61 : 13
60 - 55 : 12
54 - 51 : 11
50 : 10
Recuerden que el examen debe ser entregado el día miércoles, 2 de junio de 2010.
Altve, Dougls 18/20
Cedeño, Yansi 18/20
González, Augusto 20/20
Iglesias, Jorge 20/20
Marcano, Rafael 18/20
Marval, Ritz 19/20
Mata, Marián 20/20
Mendoza, Joel 19/20
Moller, Isabella 20/20
Terán, Nidia 19/20
Notas del segundo ensayo.
Altve, Dougls 19/20
Cedeño, Yansi
Hayek, Serge 20/20
González, Augusto
Iglesias, Jorge 20/20
Marcano, Rafael 20/20
Marval, Ritz 18/20
Mendoza, Joel 20/20
Moller, Isabella 20/20
Terán, Nidia 18/20
Notas del tercer ensayo:
Altve, Dougls 20/20
Cedeño, Yansi
Hayek, Serge 20/20
González, Augusto 20/20
Iglesias, Jorge 20/20
Marcano, Rafael
Marval, Ritz 19/20
Mendoza, Joel 20/20
Moller, Isabella 20/20
Terán, Nidia 17/20
Notas del cuarto ensayo:
Altve, Dougls 18/20
Cedeño, Yansi
Hayek, Serge 20/20
González, Augusto
Iglesias, Jorge 20/20
Marcano, Rafael
Marval, Ritz 18/20
Mendoza, Joel 20/20
Moller, Isabella 20/20
Terán, Nidia 18/20
Notas del quinto ensayo:
Altve, Dougls 18/20
Cedeño, Yansi
Hayek, Serge
González, Augusto 20/20
Iglesias, Jorge 20/20
Marcano, Rafael
Marval, Ritz 19/20
Mendoza, Joel 20/20
Moller, Isabella 20/20
Terán, Nidia 18/20
Notas del sexto ensayo:
Altve, Dougls
Cedeño, Yansi
Hayek, Serge
González, Augusto
Iglesias, Jorge 20/20
Marcano, Rafael
Marval, Ritz 19/20
Mendoza, Joel 20/20
Moller, Isabella 20/20
Terán, Nidia 18/20
Notas de la Exposición en clase:
Mata, Marián 20
Moller, Isabella 20
Iglesias, Jorge 20
Hayek, Serge 20
Terán, Nidia 18
Marval, Ritz 19
Cedeño, Yansi 18
Lopez, Elizabeth 20
Altuve, Douglas 18
Mendoza, Joel 20
¿Cómo se calculará la nota final?
Nota A
Seis ensayos: (Sumatoria de notas de los ensayos / 6) : "20 es a 25 pts como Nota es a X1".
Exposición: "20 es a 25 pts como Nota es a X2".
La nota A es igual a la sumatoria de X1 + X2.
Nota B
Examen: "20 es a 50 como Nota B es a X3".
Se suman los puntos de la X1+X2+X3: Nota Definitiva.
Entonces, Nota definitiva se calcula según la tabla que sigue:
100 - 95 : 20
94 - 91 : 19
90 - 85 : 18
84 - 81 : 17
80 - 75 : 16
74 - 71 : 15
70 - 65 : 14
64 - 61 : 13
60 - 55 : 12
54 - 51 : 11
50 : 10
Recuerden que el examen debe ser entregado el día miércoles, 2 de junio de 2010.
Rafael Alfonzo Ravard, un hombre a carta cabal (Alberto Baumeister)
Rafael Alfonzo Ravard, un hombre a carta cabal
Alberto Baumeister Toledo
Viernes, 1 de diciembre de 2006
Hace pocos días la prensa dio cuenta del lamentable fallecimiento del General (r) Rafael Alfonzo Ravard, un hombre, un militar, un empresario y un ejecutor de proyectos útiles al país a carta cabal.
Con su muerte la patria pierde otro de sus más capaces e hidalgos hijos. Alfonzo Ravard fue a diferencia de los que son el común de sus pares, un militar que supo honrar el uniforme que le brindo la patria para ocuparse de ella en pago de lo cual fue ferviente y agradecido hijo, entregándose eficiente y pulcramente no una sino muchas veces a las misiones que se le confiaron. Como tal se preparó tanto en su patria como en el exterior, alcanzando los más caros honores y donde siempre supo honrar sus preseas.
Como hombre de empresa y preparado para crearlas y conducirlas con acertado tino, fue otro digno ejemplo, habiendo tenido a su cargo la dura y penosa tarea de crear y conducir el proyecto de creación de Ciudad Guayana, desde su planificación urbana, hasta su gran crecimiento industrial y urbano. En esta tarea, Alfonso rodeado de un magnifico grupo de profesionales y hombres de empuje, entre quienes contaban dos ex ministros, abogados, financistas e ingenieros en todas las especialidades, ambientalistas , agrónomos y hombres de ciencia, todos a su mismo estilo y con espíritu creador y en su gran mayoría honestos a carta cabal acometieron desde las expropiaciones de lo que luego sería la nueva urbe, hasta el proyecto de creación y fortalecimiento industrial en la zona de Guayana, electrificación, rearborización y siembra de especies de Pinos, y construcción de viviendas apropiadas para los pioneros de la zona, así como el desarrollo de las industrias del hierro, aluminio, etc.
Dije honestos en su gran mayoría, pues no puedo dejar de reconocer que algunos desvariaron y siguieron malos caminos, no todos tienen en idénticas dosis entereza y honradez como valores inculcados, pero de quienes de alguna manera razonablemente se sospechaba, Alfonzo Ravard daba cuenta de ellos y siempre fue implacable. No todos podían seguir esas profundas, claras y brillantes huellas de él. Era duro y fiero enemigo de la holgazanería, de la mediocridad y de los inflados pretenciosos.
En lo que a mí atañe, nunca recibí nada de Alfonzo Ravard que no fueran cautas, precisas y bien dadas órdenes para ejecutar trabajos por la causa de Guayana, dentro de un ambiente de absoluta libertad profesional. Sabía promocionar y obtener provecho de la libertad que nos concedía a sus subalternos para conducir los en veces muy delicados asuntos que se nos confiaban. Para mí fue un orgullo haber servido a la patria por intermedio de ese hombre ejemplar.
Por igual el General Alfonzo tuvo a su cargo crear y desarrollar la primera PDVSA, en la que no había privilegios ni elites destacadas, sino también un puño de hombres de primera clase. Lamentablemente ya con el paso del tiempo, muchos de quienes fueron sus subalternos entraron por caminos que seguro hubieran sido objeto de reproches por ese gran motor y jefe y se dio inicio a una empresa con privilegios, para un país que no era la Venezuela de todos, si bien con tales procederes, a quienes él formó abandonaron sus consejas y ejemplos de vida ciudadana y productiva, pero Alfonso Ravard entrego pulcra a PDVSA, llena de un gran grupo de venezolanos insignes y de preocupados patriotas responsables de esa importante actividad.
Quizás las justificadas altas remuneraciones que percibían por la importancia de sus responsabilidades y lo generoso que resultaba ser en beneficios el producto final trabajado los hizo crecer engreídos y vanidosamente, pero no fue ese el ejemplo de quienes los dirigió y enrumbo dentro del orden , disciplina y trabajo.
Hecho el panegírico que precede, debo referirme ahora a esa mezquina posición de absurdo no reconocimiento de los valores patrios, y desprecio por quienes han brindado de alguna manera, pulcro, claro y limpio trabajo por su país. Alfonzo no fue siquiera objeto de reconocimiento oficial, ni de una palabra de gratitud. Apenas y escasamente una treintena de nombres, entre los cuales deploro no haber estado yo, pues no se me avisó del hecho, publicó un reconocimiento serio, modesto y de reproche a tan deplorable posición.
Alfonzo Ravard no era hombre de esas cosas, ni se engrandecía su noble humanidad por vanos reconocimientos. Quizá hasta mejor ha sido que esta caterva de mediocres de baja y alta alcurnia, ningún homenaje le haya hecho, pues aun por justo que ello fuera, con ellos posiblemente hubieran enturbiado su imagen y recuerdo.
No podían callar estas ideas, el General Alfonzo merece uno y muchos gestos más de reconocimiento que esos engreídos políticos de fama, ni de sus líderes de pacotilla.
La patria suele olvidar el dicho "Honrar también honra", tan repetido por quien fuere su noble padre, y a quien por igual se le aplico de manera injustificada ese doloroso proceder mal agradecido que culminó hasta con el ostracismo de su Venezuela.
Que sus restos descansen en paz y que de alguna manera se haga público lo mucho que dejó sembrado entre quienes tuvimos la honra de ser sus seguidores.
Alberto Baumeister Toledo
Viernes, 1 de diciembre de 2006
Hace pocos días la prensa dio cuenta del lamentable fallecimiento del General (r) Rafael Alfonzo Ravard, un hombre, un militar, un empresario y un ejecutor de proyectos útiles al país a carta cabal.
Con su muerte la patria pierde otro de sus más capaces e hidalgos hijos. Alfonzo Ravard fue a diferencia de los que son el común de sus pares, un militar que supo honrar el uniforme que le brindo la patria para ocuparse de ella en pago de lo cual fue ferviente y agradecido hijo, entregándose eficiente y pulcramente no una sino muchas veces a las misiones que se le confiaron. Como tal se preparó tanto en su patria como en el exterior, alcanzando los más caros honores y donde siempre supo honrar sus preseas.
Como hombre de empresa y preparado para crearlas y conducirlas con acertado tino, fue otro digno ejemplo, habiendo tenido a su cargo la dura y penosa tarea de crear y conducir el proyecto de creación de Ciudad Guayana, desde su planificación urbana, hasta su gran crecimiento industrial y urbano. En esta tarea, Alfonso rodeado de un magnifico grupo de profesionales y hombres de empuje, entre quienes contaban dos ex ministros, abogados, financistas e ingenieros en todas las especialidades, ambientalistas , agrónomos y hombres de ciencia, todos a su mismo estilo y con espíritu creador y en su gran mayoría honestos a carta cabal acometieron desde las expropiaciones de lo que luego sería la nueva urbe, hasta el proyecto de creación y fortalecimiento industrial en la zona de Guayana, electrificación, rearborización y siembra de especies de Pinos, y construcción de viviendas apropiadas para los pioneros de la zona, así como el desarrollo de las industrias del hierro, aluminio, etc.
Dije honestos en su gran mayoría, pues no puedo dejar de reconocer que algunos desvariaron y siguieron malos caminos, no todos tienen en idénticas dosis entereza y honradez como valores inculcados, pero de quienes de alguna manera razonablemente se sospechaba, Alfonzo Ravard daba cuenta de ellos y siempre fue implacable. No todos podían seguir esas profundas, claras y brillantes huellas de él. Era duro y fiero enemigo de la holgazanería, de la mediocridad y de los inflados pretenciosos.
En lo que a mí atañe, nunca recibí nada de Alfonzo Ravard que no fueran cautas, precisas y bien dadas órdenes para ejecutar trabajos por la causa de Guayana, dentro de un ambiente de absoluta libertad profesional. Sabía promocionar y obtener provecho de la libertad que nos concedía a sus subalternos para conducir los en veces muy delicados asuntos que se nos confiaban. Para mí fue un orgullo haber servido a la patria por intermedio de ese hombre ejemplar.
Por igual el General Alfonzo tuvo a su cargo crear y desarrollar la primera PDVSA, en la que no había privilegios ni elites destacadas, sino también un puño de hombres de primera clase. Lamentablemente ya con el paso del tiempo, muchos de quienes fueron sus subalternos entraron por caminos que seguro hubieran sido objeto de reproches por ese gran motor y jefe y se dio inicio a una empresa con privilegios, para un país que no era la Venezuela de todos, si bien con tales procederes, a quienes él formó abandonaron sus consejas y ejemplos de vida ciudadana y productiva, pero Alfonso Ravard entrego pulcra a PDVSA, llena de un gran grupo de venezolanos insignes y de preocupados patriotas responsables de esa importante actividad.
Quizás las justificadas altas remuneraciones que percibían por la importancia de sus responsabilidades y lo generoso que resultaba ser en beneficios el producto final trabajado los hizo crecer engreídos y vanidosamente, pero no fue ese el ejemplo de quienes los dirigió y enrumbo dentro del orden , disciplina y trabajo.
Hecho el panegírico que precede, debo referirme ahora a esa mezquina posición de absurdo no reconocimiento de los valores patrios, y desprecio por quienes han brindado de alguna manera, pulcro, claro y limpio trabajo por su país. Alfonzo no fue siquiera objeto de reconocimiento oficial, ni de una palabra de gratitud. Apenas y escasamente una treintena de nombres, entre los cuales deploro no haber estado yo, pues no se me avisó del hecho, publicó un reconocimiento serio, modesto y de reproche a tan deplorable posición.
Alfonzo Ravard no era hombre de esas cosas, ni se engrandecía su noble humanidad por vanos reconocimientos. Quizá hasta mejor ha sido que esta caterva de mediocres de baja y alta alcurnia, ningún homenaje le haya hecho, pues aun por justo que ello fuera, con ellos posiblemente hubieran enturbiado su imagen y recuerdo.
No podían callar estas ideas, el General Alfonzo merece uno y muchos gestos más de reconocimiento que esos engreídos políticos de fama, ni de sus líderes de pacotilla.
La patria suele olvidar el dicho "Honrar también honra", tan repetido por quien fuere su noble padre, y a quien por igual se le aplico de manera injustificada ese doloroso proceder mal agradecido que culminó hasta con el ostracismo de su Venezuela.
Que sus restos descansen en paz y que de alguna manera se haga público lo mucho que dejó sembrado entre quienes tuvimos la honra de ser sus seguidores.
sábado, 13 de marzo de 2010
Se trata de un problema técnico-gerencial (Dr. César Quintini)
Las dificultades que afronta el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) hacen inevitable la necesidad de racionar la energía, porque "en el corto plazo no hay forma de recuperar la capacidad que dejó de incorporarse al sistema". La realidad presiona la toma de medidas inmediatas que pasan por acudir a los expertos en la materia que hay en el país y que ya en años anteriores aportaron todo su conocimiento para resolver las contingencias, como la que se atravesó en el 2003, cuando los niveles del embalse de Guri eran similares.
Así lo señala el ex ministro de Transporte y Comunicaciones, el ingeniero eléctrico César Quintini, quien es de los que cree que el actual problema es "técnico gerencial" porque los que están en los cargos de importancia en las empresas eléctricas no terminan por aceptar la realidad, lo cual dificulta la aplicación de acciones acertadas y cónsonas con la situación.
"Si se hubiese seguido la planificación de los proyectos cronológicamente no tuviésemos el problema que tenemos. Las obras se han retrasado mucho y algunas ni se han comenzado. Es verdad que hay muchos anuncios, pero por ahora son eso".
El también ex presidente de Cadafe explicó que "he leído en prensa que piensan construir algunas termoeléctricas en las empresas como Sidor para aliviar la situación, pero eso no es como salir a comprar una planta de esas que se monta sobre dos ruedas. Hay algunas posibilidades de minimizar el impacto de la crisis, pero no resuelven el problema global que es consecuencia de no haber acometido a tiempo los proyectos que estaban planificados".
Retrasos peligrosos
Apunta el experto que "hay una serie de obras que debieron haberse hecho y no se hicieron", lo cual ha traído como consecuencia que la demanda haya seguido creciendo sin una capacidad disponible para atenderla. Y aunque en el país hay 23 mil megavatios instalados entre las generadoras hidroeléctricas y las termoeléctricas, apenas se están produciendo unos 14 mil megavatios que no terminan de suplir el consumo de todos los venezolanos y que cada día se viene a menos porque la generación en Guri se ha visto afectada por la sequía de los últimos meses.
A juicio de Quintini la explicación a lo que pasa es "es muy sencilla, necesitas 10 y tienes 7, así que deben dejar de atender a 3. El problema radica en dónde vas a introducir las limitaciones, en qué regiones, a qué empresas, se ha dicho que le toca a los centros comerciales".
Sumado al déficit de generación hay problemas para aceptar la real situación eléctrica del país. "Digamos el problema es de carácter técnico gerencial, cuando uno admite que tiene dificultades pide ayuda si la prepotencia no lo domina".
Antecedentes
"En los años 80 hubo un problema en la etapa final de Guri, hubo demoras tremendas y entonces se creó una comisión presidencial formada por expertos a quienes no se les preguntó por su preferencia política y ese grupo encontró una solución y logramos que Guri se terminara en la etapa prevista aún con los retrasos".
Este mismo criterio debería aplicarse en el país nuevamente para solventar los escollos y evitar que la población siga pagando las consecuencias de la desatención en el sector, al menos así lo advierte este experto que ve proyectos como el de Tocoma se están retrasando.
Señala que la planta Tocoma ya está tomando más tiempo de lo que se tomó Guri, con la diferencia que ésta tendrá 2 mil megavatios y Guri en su etapa final aportó 7 mil megavatios al SEN.
En la construcción de la represa Simón Bolívar (Guri), en vista de los retrasos, fue implementado un sistema de trabajo de 6x3, que permitía a los empleados trabajar seis días y librar tres, además de tener tres turnos que agilizaban la acometida de la obra.
Con relación al aporte actual del río Caroní y el turbinado (el agua que usan las máquinas generadoras), César Quintini opina que se trata de algo preocupante que pudo haberse previsto porque ya en el 2003 el nivel del embalse bajó a la cota 262.
"Esto no es más que una repetición de algo que pasó en el 2003, el 1 de enero del 2003 el nivel de Guri estaba en la cota 262, en la actualidad está por debajo de 263 pero esa experiencia ya se produjo dentro de este régimen y no activó acciones oportunas porque se distribuyeron los fondos para otra cosa".
"En aquel entonces la demanda era menor, sí eso es verdad, pero ahora se cuenta con Caruachi que aprovecha la misma agua y sabiendo lo que ocurrió en el 2003 y que estos fenómenos se repiten, entonces por ejemplo con Tocoma se ha debido hacer una planificación más dinámica".
Tarea de todos
Las consecuencias del problema eléctrico la viven todos los venezolanos y por ende César Quintini reconoce que todos deben contribuir para bajar el consumo y evitar un colapso.
"Lamentablemente ahora estamos cargando con las consecuencias de decisiones que no se tomaron, y si se tomaron no se ejecutaron, y ahora tenemos que ver cómo se maneja el consumo y la demanda y en ese caso el problema es de todos, no es de gobierno y todos tenemos que aportar".
Visite la fuente original de la noticia:http://www.correodelcaroni.com/content/view/144331/113/
Así lo señala el ex ministro de Transporte y Comunicaciones, el ingeniero eléctrico César Quintini, quien es de los que cree que el actual problema es "técnico gerencial" porque los que están en los cargos de importancia en las empresas eléctricas no terminan por aceptar la realidad, lo cual dificulta la aplicación de acciones acertadas y cónsonas con la situación.
"Si se hubiese seguido la planificación de los proyectos cronológicamente no tuviésemos el problema que tenemos. Las obras se han retrasado mucho y algunas ni se han comenzado. Es verdad que hay muchos anuncios, pero por ahora son eso".
El también ex presidente de Cadafe explicó que "he leído en prensa que piensan construir algunas termoeléctricas en las empresas como Sidor para aliviar la situación, pero eso no es como salir a comprar una planta de esas que se monta sobre dos ruedas. Hay algunas posibilidades de minimizar el impacto de la crisis, pero no resuelven el problema global que es consecuencia de no haber acometido a tiempo los proyectos que estaban planificados".
Retrasos peligrosos
Apunta el experto que "hay una serie de obras que debieron haberse hecho y no se hicieron", lo cual ha traído como consecuencia que la demanda haya seguido creciendo sin una capacidad disponible para atenderla. Y aunque en el país hay 23 mil megavatios instalados entre las generadoras hidroeléctricas y las termoeléctricas, apenas se están produciendo unos 14 mil megavatios que no terminan de suplir el consumo de todos los venezolanos y que cada día se viene a menos porque la generación en Guri se ha visto afectada por la sequía de los últimos meses.
A juicio de Quintini la explicación a lo que pasa es "es muy sencilla, necesitas 10 y tienes 7, así que deben dejar de atender a 3. El problema radica en dónde vas a introducir las limitaciones, en qué regiones, a qué empresas, se ha dicho que le toca a los centros comerciales".
Sumado al déficit de generación hay problemas para aceptar la real situación eléctrica del país. "Digamos el problema es de carácter técnico gerencial, cuando uno admite que tiene dificultades pide ayuda si la prepotencia no lo domina".
Antecedentes
"En los años 80 hubo un problema en la etapa final de Guri, hubo demoras tremendas y entonces se creó una comisión presidencial formada por expertos a quienes no se les preguntó por su preferencia política y ese grupo encontró una solución y logramos que Guri se terminara en la etapa prevista aún con los retrasos".
Este mismo criterio debería aplicarse en el país nuevamente para solventar los escollos y evitar que la población siga pagando las consecuencias de la desatención en el sector, al menos así lo advierte este experto que ve proyectos como el de Tocoma se están retrasando.
Señala que la planta Tocoma ya está tomando más tiempo de lo que se tomó Guri, con la diferencia que ésta tendrá 2 mil megavatios y Guri en su etapa final aportó 7 mil megavatios al SEN.
En la construcción de la represa Simón Bolívar (Guri), en vista de los retrasos, fue implementado un sistema de trabajo de 6x3, que permitía a los empleados trabajar seis días y librar tres, además de tener tres turnos que agilizaban la acometida de la obra.
Con relación al aporte actual del río Caroní y el turbinado (el agua que usan las máquinas generadoras), César Quintini opina que se trata de algo preocupante que pudo haberse previsto porque ya en el 2003 el nivel del embalse bajó a la cota 262.
"Esto no es más que una repetición de algo que pasó en el 2003, el 1 de enero del 2003 el nivel de Guri estaba en la cota 262, en la actualidad está por debajo de 263 pero esa experiencia ya se produjo dentro de este régimen y no activó acciones oportunas porque se distribuyeron los fondos para otra cosa".
"En aquel entonces la demanda era menor, sí eso es verdad, pero ahora se cuenta con Caruachi que aprovecha la misma agua y sabiendo lo que ocurrió en el 2003 y que estos fenómenos se repiten, entonces por ejemplo con Tocoma se ha debido hacer una planificación más dinámica".
Tarea de todos
Las consecuencias del problema eléctrico la viven todos los venezolanos y por ende César Quintini reconoce que todos deben contribuir para bajar el consumo y evitar un colapso.
"Lamentablemente ahora estamos cargando con las consecuencias de decisiones que no se tomaron, y si se tomaron no se ejecutaron, y ahora tenemos que ver cómo se maneja el consumo y la demanda y en ese caso el problema es de todos, no es de gobierno y todos tenemos que aportar".
Visite la fuente original de la noticia:http://www.correodelcaroni.com/content/view/144331/113/
Nada se hizo y hoy se repite la historia (Johan Gathmann)
La actual crisis eléctrica causada aparentemente por la sequía, es una copia al carbón de la que se vivió entre el 2002 y 2003. En ese entonces aún estaba toda la gerencia profesional y técnica del sector eléctrico y petrolero y esta propuso soluciones a corto, mediano y largo plazos para que la situación no volviera a repetirse. El desarrollo se debía concentrar en la generación térmica pues el potencial hidroeléctrico del país está totalmente aprovechado. Un plan a largo plazo de eficiencia energética y una sinceración de los costos de la energía así como la recuperación de las pérdidas eran puntos centrales.
Nada se hizo y hoy se repite la historia.
Paradójicamente, una medida que recomendamos en su momento y que fue tomada a chiste, era cerrar las empresas del aluminio durante seis meses y a sus trabajadores de vacaciones. Total, ya en aquel entonces producían pérdidas. Así se dejaba de perder y se ahorraba energía.
Hoy se recogió la recomendación más por colapso de la industria que por conciencia de gestión.
Entre las medidas que se tomaron, se propusieron planes de ahorro a los mayores consumidores de energía, que bien podrían aplicarse hoy para poder cumplir con la reciente gaceta que establece medidas y metas de reducción de uso de energías. Es necesario:
Entender con claridad qué es lo que realmente persigue el decreto: reducir el consumo de energía (Kilvatios-hora); reducir la demanda de potencia (KVA) o reducir el monto pagado. No está claro. Suponemos que se trata de la disminución de uso de Kilovatiohoras pues es un tema de escasez de recurso hídrico, según el Gobierno…
Si esto fuere así lo procedente es:
1) Levantar el consumo histórico del establecimiento: Copia de las doce últimas facturas donde se indican los kilovatios horas y los KVA medidos en cada lapso de medición. Entender cómo se usa la energía: Régimen de funcionamiento del establciemineto y cuáes son las cargas mayores. De ser posible asociar el uso de energía a algún indicador, o varios. Por metro cuadrado, por numero de visitante, por facturación, por unidad de producto, etc.
2) Hacer mediciones propias en los puntos de entrega de energía para determinar cómo se está usando la energía. Similar a un electrocardiograma. Idealmente instalar un sistema de medición de electricidad paralelo y propio que permita monitorear el uso de energía y los resultados de lo que se hace y, más importante, verificar si son correctas las mediciones hechas por la empresa eléctrica. También muy útil para cuantificar la frecuencia y tiempo de los apagones.
3) Con base en lo anterior elaborar un consumo meta global y un consumo meta específico (por unidad de producto, metros, visitantes etc.) Compararlo con el consumo del mismo mes un año antes y verificar el ahorro esperado, ajustando el uso de los equipos a su verdadera necesidad y con horarios de estricto cumplimiento. En la mayoría de los casos esto quizás implique suspender totalmente la actividad, ya sea un día de la semana laboral o reduciendo la jornada.
4) Ajustar el plan según los resultados obtenidos y segmentar cada vez más los consumos para controlar su uso: Uso de computadoras, aire acondicionado, equipos y maquinarias responden a requerimientos y horarios distintos.
5) Si se disponen de ellos utilizar tácticamente los equipos de respaldo de emergencia como plantas de emergencia para generar en los momentos de mayor consumo: Con el doble efecto de disminuir la demanda pico y restar consumo de energía de la red.
Todo debe documentarse pues se necesitará como herramienta de negociación.
Lo anterior son medidas estrictamente operativas y solo en casos de muy mala gerencia previa, se pudiera ahorrar hasta 10% de la energía. Esto es un uso racional de la energía que requiere de un ajuste de hábitos y comportamiento, para usar la energía solo cuando se le necesite de verdad.
Más allá de esto se necesitarán inversiones en tecnología e infraestructura para hacer un uso eficiente de la energía.
Ahorros globales de más del 30% son excepcionales y extremadamente intensivos en capital que requieren inversiones en tecnologías y con frecuencia cambio de procesos.
Las oportunidades operativas y de cero y bajo costo rara vez superan el 5% de potencial de ahorro en electricidad, sin afectar la calidad de servicio. Metas superiores necesariamente implican medidas de racionamiento como reducción de jornada y/o disminución de producción.
Nada se hizo y hoy se repite la historia.
Paradójicamente, una medida que recomendamos en su momento y que fue tomada a chiste, era cerrar las empresas del aluminio durante seis meses y a sus trabajadores de vacaciones. Total, ya en aquel entonces producían pérdidas. Así se dejaba de perder y se ahorraba energía.
Hoy se recogió la recomendación más por colapso de la industria que por conciencia de gestión.
Entre las medidas que se tomaron, se propusieron planes de ahorro a los mayores consumidores de energía, que bien podrían aplicarse hoy para poder cumplir con la reciente gaceta que establece medidas y metas de reducción de uso de energías. Es necesario:
Entender con claridad qué es lo que realmente persigue el decreto: reducir el consumo de energía (Kilvatios-hora); reducir la demanda de potencia (KVA) o reducir el monto pagado. No está claro. Suponemos que se trata de la disminución de uso de Kilovatiohoras pues es un tema de escasez de recurso hídrico, según el Gobierno…
Si esto fuere así lo procedente es:
1) Levantar el consumo histórico del establecimiento: Copia de las doce últimas facturas donde se indican los kilovatios horas y los KVA medidos en cada lapso de medición. Entender cómo se usa la energía: Régimen de funcionamiento del establciemineto y cuáes son las cargas mayores. De ser posible asociar el uso de energía a algún indicador, o varios. Por metro cuadrado, por numero de visitante, por facturación, por unidad de producto, etc.
2) Hacer mediciones propias en los puntos de entrega de energía para determinar cómo se está usando la energía. Similar a un electrocardiograma. Idealmente instalar un sistema de medición de electricidad paralelo y propio que permita monitorear el uso de energía y los resultados de lo que se hace y, más importante, verificar si son correctas las mediciones hechas por la empresa eléctrica. También muy útil para cuantificar la frecuencia y tiempo de los apagones.
3) Con base en lo anterior elaborar un consumo meta global y un consumo meta específico (por unidad de producto, metros, visitantes etc.) Compararlo con el consumo del mismo mes un año antes y verificar el ahorro esperado, ajustando el uso de los equipos a su verdadera necesidad y con horarios de estricto cumplimiento. En la mayoría de los casos esto quizás implique suspender totalmente la actividad, ya sea un día de la semana laboral o reduciendo la jornada.
4) Ajustar el plan según los resultados obtenidos y segmentar cada vez más los consumos para controlar su uso: Uso de computadoras, aire acondicionado, equipos y maquinarias responden a requerimientos y horarios distintos.
5) Si se disponen de ellos utilizar tácticamente los equipos de respaldo de emergencia como plantas de emergencia para generar en los momentos de mayor consumo: Con el doble efecto de disminuir la demanda pico y restar consumo de energía de la red.
Todo debe documentarse pues se necesitará como herramienta de negociación.
Lo anterior son medidas estrictamente operativas y solo en casos de muy mala gerencia previa, se pudiera ahorrar hasta 10% de la energía. Esto es un uso racional de la energía que requiere de un ajuste de hábitos y comportamiento, para usar la energía solo cuando se le necesite de verdad.
Más allá de esto se necesitarán inversiones en tecnología e infraestructura para hacer un uso eficiente de la energía.
Ahorros globales de más del 30% son excepcionales y extremadamente intensivos en capital que requieren inversiones en tecnologías y con frecuencia cambio de procesos.
Las oportunidades operativas y de cero y bajo costo rara vez superan el 5% de potencial de ahorro en electricidad, sin afectar la calidad de servicio. Metas superiores necesariamente implican medidas de racionamiento como reducción de jornada y/o disminución de producción.
Falta de previsión. (Johan Gathmann)
Los problemas estructurales como la falta de inversión y ejecución de nuevos proyectos para evitar los apagones desde 2007 y la sequía coyuntural que afecta los niveles del embalse de la Central de Guri, dejan al Gobierno poco margen de maniobra para superar la crisis eléctrica, informaron expertos.
"Las consecuencias de correr la arruga durante años en lugar de atacar la grave situación del sector eléctrico le estallan al Gobierno en 2008, 2009 y 2010", refiere Miguel Lara, ex director de la Oficina de Planificación de Sistemas Interconectados (OPSIS).
Para Simón Saturno, ex funcionario de la Fundación para el Desarrollo Eléctrico adscrita al Ministerio de Energía y Minas, la emergencia actual requiere atender diversos flancos en los que las medidas del Ejecutivo son insuficientes.
Los especialistas observan que la falta de energía desde la central hidroeléctrica de Gurí cuyos niveles de agua caen por el fenómeno climático del Niño se debió compensar con el parque térmico.
Johan Gathmann, experto en uso eficiente de la energía, señala que "la crisis eléctrica --causada aparentemente por la sequía-- es una copia al carbón de la que se vivió en el país entre 2002-2003. Entonces la gerencia profesional y técnica del sector eléctrico y petrolero propuso soluciones de corto, mediano y largo plazo".
Una acción era construir de inmediato plantas termoeléctricas como complemento del potencial hidroeléctrico pero los proyectos comenzaron a ejecutarse cuando los apagones hicieron crisis en 2008.
Saturno explica que la instalación de plantas térmicas en los diferentes puntos del país tiene el doble beneficio de aliviar la carga de energía en la línea de transmisión evitando su caída (apagón) en momentos pico de la demanda y compensar la falta de agua en el embalse de Guri cuando hay sequía.
"Estas previsiones no se tomaron y su ausencia limita el propósito del Gobierno de bajar 20% el consumo de electricidad en 2010", dijo.
Los expertos coinciden que la emergencia eléctrica agarró fuera de base a las autoridades, lo cual explica la toma de decisiones erráticas e improvisadas. "La negociación y la información son claves para que un plan de contingencia eléctrica funcione", destacó Gathmann.
Citó como ejemplo la medida de limitar los horarios en los centros comerciales, flexibilizada por el Ejecutivo el martes por los inconvenientes causados. Los dueños de los malls presentaron pruebas de que habían bajado su consumo con planes internos de ahorro.
El público vio en la temporada navideña 2009 que los establecimientos comerciales fueron adornados, pero sin iluminación adicional, lo cual explicaría el menor crecimiento de la curva de la demanda registrado en diciembre, uno de los meses con mayor consumo en el año.
Cifras de Opsis revelan que en noviembre pasado la demanda de electricidad alcanzó 17.248 megavatios, mientras que en diciembre (hasta el día 28) se ubicó en 17.264 Mw.
Los especialistas consideran que las decisiones del Ejecutivo de bajar el consumo en los organismos del sector público y cerrar líneas de producción en las empresas básicas ayudarán a que Guri se recupere.
Gathmann recuerda: "en la crisis de 2002-2003 recomendamos cerrar seis meses las empresas del aluminio mandando a los trabajadores de vacaciones y el Gobierno lo tomó a chiste. Ahora tomó la medida que incluye también a Sidor cuando esas industrias están colapsadas".
"Las consecuencias de correr la arruga durante años en lugar de atacar la grave situación del sector eléctrico le estallan al Gobierno en 2008, 2009 y 2010", refiere Miguel Lara, ex director de la Oficina de Planificación de Sistemas Interconectados (OPSIS).
Para Simón Saturno, ex funcionario de la Fundación para el Desarrollo Eléctrico adscrita al Ministerio de Energía y Minas, la emergencia actual requiere atender diversos flancos en los que las medidas del Ejecutivo son insuficientes.
Los especialistas observan que la falta de energía desde la central hidroeléctrica de Gurí cuyos niveles de agua caen por el fenómeno climático del Niño se debió compensar con el parque térmico.
Johan Gathmann, experto en uso eficiente de la energía, señala que "la crisis eléctrica --causada aparentemente por la sequía-- es una copia al carbón de la que se vivió en el país entre 2002-2003. Entonces la gerencia profesional y técnica del sector eléctrico y petrolero propuso soluciones de corto, mediano y largo plazo".
Una acción era construir de inmediato plantas termoeléctricas como complemento del potencial hidroeléctrico pero los proyectos comenzaron a ejecutarse cuando los apagones hicieron crisis en 2008.
Saturno explica que la instalación de plantas térmicas en los diferentes puntos del país tiene el doble beneficio de aliviar la carga de energía en la línea de transmisión evitando su caída (apagón) en momentos pico de la demanda y compensar la falta de agua en el embalse de Guri cuando hay sequía.
"Estas previsiones no se tomaron y su ausencia limita el propósito del Gobierno de bajar 20% el consumo de electricidad en 2010", dijo.
Los expertos coinciden que la emergencia eléctrica agarró fuera de base a las autoridades, lo cual explica la toma de decisiones erráticas e improvisadas. "La negociación y la información son claves para que un plan de contingencia eléctrica funcione", destacó Gathmann.
Citó como ejemplo la medida de limitar los horarios en los centros comerciales, flexibilizada por el Ejecutivo el martes por los inconvenientes causados. Los dueños de los malls presentaron pruebas de que habían bajado su consumo con planes internos de ahorro.
El público vio en la temporada navideña 2009 que los establecimientos comerciales fueron adornados, pero sin iluminación adicional, lo cual explicaría el menor crecimiento de la curva de la demanda registrado en diciembre, uno de los meses con mayor consumo en el año.
Cifras de Opsis revelan que en noviembre pasado la demanda de electricidad alcanzó 17.248 megavatios, mientras que en diciembre (hasta el día 28) se ubicó en 17.264 Mw.
Los especialistas consideran que las decisiones del Ejecutivo de bajar el consumo en los organismos del sector público y cerrar líneas de producción en las empresas básicas ayudarán a que Guri se recupere.
Gathmann recuerda: "en la crisis de 2002-2003 recomendamos cerrar seis meses las empresas del aluminio mandando a los trabajadores de vacaciones y el Gobierno lo tomó a chiste. Ahora tomó la medida que incluye también a Sidor cuando esas industrias están colapsadas".
Bajo Caroní (Parte III) (Dr. Andrés Matas Axpe)
Caruachi significa un gran paso, pero el desarrollo del Caroní seguirá adelante, el árbol no parará de crecer. Ahora le toca a Tocoma, situado entre Caruachi y Guri, para el cual ya el BID aprobó el financiamiento y sólo falta firmar el contrato de préstamo. Poco después culminará la licitación de los contratos principales y las obras entrarán en su pleno desarrollo. Hasta ahora el mundo político también ha apoyado a Tocoma y con seguridad lo seguirá haciendo en la medida en que se manifieste la importancia y la coherencia del proyecto.
Y después de esta fase comenzará el desarrollo del Caroní Medio, con la ejecución del proyecto Tayucay, donde Edelca demostrará que no sólo realiza obras amigables con el ambiente, sino que inclusive lo mejora, como ha demostrado donde quiera que ha llegado. El árbol seguirá creciendo, llevando el progreso y la modernidad a Guayana y a toda Venezuela y ojalá que podamos seguir sintiéndonos orgullosos, sin distingos de colores partidistas e intereses personales, afirmando que ¡El Desarrollo del Caroní es un logro de todos los venezolanos!
Y después de esta fase comenzará el desarrollo del Caroní Medio, con la ejecución del proyecto Tayucay, donde Edelca demostrará que no sólo realiza obras amigables con el ambiente, sino que inclusive lo mejora, como ha demostrado donde quiera que ha llegado. El árbol seguirá creciendo, llevando el progreso y la modernidad a Guayana y a toda Venezuela y ojalá que podamos seguir sintiéndonos orgullosos, sin distingos de colores partidistas e intereses personales, afirmando que ¡El Desarrollo del Caroní es un logro de todos los venezolanos!
Bajo Caroní (Parte II) (Dr. Andrés Matas Axpe)
A partir de los 80 el país ha vivido un duro estancamiento, que no es pertinente analizar aquí. El desarrollo del Caroní se adaptó al nuevo ritmo, pero mantuvo su orientación y visión de futuro.
En 1984 llegó Leopoldo Sucre Figarella a la presidencia de CVG y continuó impulsando el plan de desarrollo del Bajo Caroní. En estos años se culminó la segunda etapa de Guri y se construyó una red de transmisión de extra-alta tensión que fortaleció los vínculos de Guayana con el resto del país, al mismo tiempo que se iniciaba la construcción de Macagua II y III, que consolidaría el aprovechamiento de los saltos inferiores.
Este proyecto presentaba un reto adicional por el hecho de estar en medio de una ciudad. Edelca concibió un proyecto con estas características y el mundo político lo aprobó, tanto a nivel del poder ejecutivo como en el congreso.
Hay que decir que Macagua II y III fue financiado totalmente con los recursos generados por la operación de Guri, otra de las vías a través de las cuales el Caroní les retribuía dividendos a todos los venezolanos. Seguía alcanzándose el desarrollo como un logro de todo el país.
Arranca el proyecto
Así se llegó a finales de los 80', cuando comenzó la construcción de Caruachi. El proyecto comienza con la carretera de acceso desde la vía a El Pao, por la margen derecha del río, en el año 1988. Una vez construido el acceso se inician las obras preliminares con el desvío del río en el mismo año, pero otra vez la lentitud de la economía con el consecuente bajo crecimiento de la demanda, recomiendan frenar la velocidad de avance.
En los primeros años de los 90 se culminan las obras preliminares, la planta de agregados y se negocia el financiamiento del contrato principal de obras civiles con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).
En diciembre de 1993 culmina con éxito el proceso con la firma del contrato de financiamiento por US$ 500 millones, el préstamo más grande del BID hasta esa fecha. Con esto se allana el camino para arrancar las obras principales con la garantía de disponer de suficientes recursos.
A pesar de todas las perturbaciones políticas que experimentó el país desde fines de los 80', que incluso llevaron a la salida de un presidente en pleno ejercicio, el mundo político, tanto en el ejecutivo como en el congreso, siguió apoyando el proyecto.
En los siguientes años se licitan los contratos principales, el de equipos electromecánicos y el de obras civiles lográndose su firma en diciembre de 1993 y en agosto de 1997 respectivamente.
El 23 de enero de 1997 se celebra la culminación de Macagua II y III, un evento equivalente al que se celebrará esta semana. Cuatro presidentes pasaron por Miraflores durante su construcción y todos apoyaron el proyecto. En paralelo, Caruachi seguía su marcha.
Al llegar el nuevo gobierno en 1999 Caruachi presentaba un avance del 22%, y ya estaban definidos todos los contratos principales para la fase intensiva de construcción.
Comenzaba un proceso de cambios institucionales con la instalación de una asamblea constituyente, pero dentro de todos esos cambios las nuevas autoridades revolucionarias entendieron la importancia del proyecto y decidieron apoyarlo.
Los profesionales de Edelca deben recibir el mérito de presentar en todos los casos un proyecto coherente, bien gerenciado, y con todos los requisitos para culminar exitosamente. Y así fue, el proyecto continuó sin contratiempos mayores que retrasaran la obra y hoy el país puede recibir con orgullo una realización de ingeniería digna del primer mundo.
En momentos en que el país está polarizado políticamente, con serias dificultades para comunicarse entre las partes, son proyectos como éste los que nos identifican y nos unen a todos. Nos demuestran que los venezolanos podemos ser capaces de realizar grandes hazañas, si nos lo proponemos y empujamos la nave en la misma dirección.
En 1984 llegó Leopoldo Sucre Figarella a la presidencia de CVG y continuó impulsando el plan de desarrollo del Bajo Caroní. En estos años se culminó la segunda etapa de Guri y se construyó una red de transmisión de extra-alta tensión que fortaleció los vínculos de Guayana con el resto del país, al mismo tiempo que se iniciaba la construcción de Macagua II y III, que consolidaría el aprovechamiento de los saltos inferiores.
Este proyecto presentaba un reto adicional por el hecho de estar en medio de una ciudad. Edelca concibió un proyecto con estas características y el mundo político lo aprobó, tanto a nivel del poder ejecutivo como en el congreso.
Hay que decir que Macagua II y III fue financiado totalmente con los recursos generados por la operación de Guri, otra de las vías a través de las cuales el Caroní les retribuía dividendos a todos los venezolanos. Seguía alcanzándose el desarrollo como un logro de todo el país.
Arranca el proyecto
Así se llegó a finales de los 80', cuando comenzó la construcción de Caruachi. El proyecto comienza con la carretera de acceso desde la vía a El Pao, por la margen derecha del río, en el año 1988. Una vez construido el acceso se inician las obras preliminares con el desvío del río en el mismo año, pero otra vez la lentitud de la economía con el consecuente bajo crecimiento de la demanda, recomiendan frenar la velocidad de avance.
En los primeros años de los 90 se culminan las obras preliminares, la planta de agregados y se negocia el financiamiento del contrato principal de obras civiles con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).
En diciembre de 1993 culmina con éxito el proceso con la firma del contrato de financiamiento por US$ 500 millones, el préstamo más grande del BID hasta esa fecha. Con esto se allana el camino para arrancar las obras principales con la garantía de disponer de suficientes recursos.
A pesar de todas las perturbaciones políticas que experimentó el país desde fines de los 80', que incluso llevaron a la salida de un presidente en pleno ejercicio, el mundo político, tanto en el ejecutivo como en el congreso, siguió apoyando el proyecto.
En los siguientes años se licitan los contratos principales, el de equipos electromecánicos y el de obras civiles lográndose su firma en diciembre de 1993 y en agosto de 1997 respectivamente.
El 23 de enero de 1997 se celebra la culminación de Macagua II y III, un evento equivalente al que se celebrará esta semana. Cuatro presidentes pasaron por Miraflores durante su construcción y todos apoyaron el proyecto. En paralelo, Caruachi seguía su marcha.
Al llegar el nuevo gobierno en 1999 Caruachi presentaba un avance del 22%, y ya estaban definidos todos los contratos principales para la fase intensiva de construcción.
Comenzaba un proceso de cambios institucionales con la instalación de una asamblea constituyente, pero dentro de todos esos cambios las nuevas autoridades revolucionarias entendieron la importancia del proyecto y decidieron apoyarlo.
Los profesionales de Edelca deben recibir el mérito de presentar en todos los casos un proyecto coherente, bien gerenciado, y con todos los requisitos para culminar exitosamente. Y así fue, el proyecto continuó sin contratiempos mayores que retrasaran la obra y hoy el país puede recibir con orgullo una realización de ingeniería digna del primer mundo.
En momentos en que el país está polarizado políticamente, con serias dificultades para comunicarse entre las partes, son proyectos como éste los que nos identifican y nos unen a todos. Nos demuestran que los venezolanos podemos ser capaces de realizar grandes hazañas, si nos lo proponemos y empujamos la nave en la misma dirección.
Bajo Caroní (Parte I) (Dr. Andrés Matas Axpe)
El próximo viernes 31 se celebrará la culminación y entrega al país de la central hidroeléctrica Caruachi. Es mejor llamarla así, “culminación”, en vez de “inauguración”, porque realmente se celebra la entrada en operación total de la central, después de haber puesto gradualmente en operación 12 unidades a lo largo de tres años. De modo que la central se ha venido inaugurando de a poquito durante mucho tiempo.
Es característico de los proyectos hidroeléctricos un largo período de construcción. Hay que vaciar toneladas de concreto, construir presas de tierra y/o enrocado, instalar grandes equipos y todo esto mientras se manejan las aguas del río. Sólo las obras preliminares de accesos, desvíos del río, alcabalas y oficinas ocupan varios años. Por ello es necesario contar con el decidido apoyo del país que garantice la continuidad del proyecto y la exitosa consecución del mismo. Este apoyo se ha logrado y por ello podemos afirmar que Caruachi es un logro de todos los venezolanos.
Los antecedentes
Este éxito no es particular de Caruachi, sino de todo el desarrollo del potencial hidroeléctrico del Bajo Caroní. Siempre se ha afirmado que este programa es un logro de la democracia que se inició en 1958, pero esto, a pesar de ser verdad, es limitativo. Desde mucho antes de la democracia se concibió la significación de aprovechar el potencial del río Caroní, en primer lugar para impulsar a la región Guayana y después se comprendió su importancia como fundamento de la energía eléctrica de todo el país. Los orígenes se deben situar en los trabajos de la Corporación Venezolana de Fomento (CVF) creada en 1946. Entre sus primeras acciones estuvo la contratación de un estudio con la firma Burns & Roe, en 1947, cuyos resultados fueron decisivos para el inicio del desarrollo del Caroní. Entre sus recomendaciones estuvo “la construcción de una central aprovechando los saltos inferiores del río”. Esta primera idea dio origen a la pionera Macagua I y con ella a la instalación de una planta siderúrgica. Así se sembró la semilla y en adelante el árbol no dejaría de crecer.
A pesar de los turbulentos eventos políticos de fines de los cuarenta que originaron la dictadura de Pérez Jiménez, el desarrollo del Caroní continuó su avance. Se creó la Comisión de Estudios para la Electrificación del Caroní (CEEC) y se inició la construcción de Macagua I. En la dirección de la CEEC se nombró al pionero General Rafael Alfonso Ravard, que no era particularmente afín al dictador, lo que sería un buen augurio, porque los proyectos del Caroní siempre lograron mantenerse al margen de la política.
Al comenzar la democracia, en 1958, Rómulo Betancourt ratificó a Alfonso R. en su cargo y, luego de un profundo debate, se decidió continuar la electrificación del rió. Desde esos tiempos se concibió el programa del Bajo Caroní, con sus centrales Guri, Macagua II y III, Caruachi y Tocoma, las que se construirían progresivamente en función de las necesidades. Se decidió comenzar con el proyecto Gurí, ya que era el que ofrecía capacidad de regulación de las aguas del río. Las obras comenzaron en 1963 y dieron origen a la creación de Edelca. Desde entonces, junto con la construcción de grandes obras hidroeléctricas, nació una escuela de profesionalismo y mística que hoy constituye un patrimonio para el avance hacia una Venezuela moderna y un orgullo para todo el país.
El árbol siguió creciendo, lento pero indetenible. Todos los gobiernos de la democracia han apoyado al proyecto y lo han mantenido vivo. Su ritmo de avance ha estado signado principalmente por el crecimiento del país y sus necesidades de más energía eléctrica. En las décadas de los 60' y los 70', cuando el país crecía vertiginosamente, los proyectos del Caroní siguieron el ritmo que se marcaba. Se completó la primera etapa de Guri, se unificó la frecuencia eléctrica y se construyeron las primeras líneas de transmisión que llevarían la energía de Guayana a todo el país. Desde entonces el desarrollo del Caroní dejó de ser regional y adquirió el carácter de nacional.
Es característico de los proyectos hidroeléctricos un largo período de construcción. Hay que vaciar toneladas de concreto, construir presas de tierra y/o enrocado, instalar grandes equipos y todo esto mientras se manejan las aguas del río. Sólo las obras preliminares de accesos, desvíos del río, alcabalas y oficinas ocupan varios años. Por ello es necesario contar con el decidido apoyo del país que garantice la continuidad del proyecto y la exitosa consecución del mismo. Este apoyo se ha logrado y por ello podemos afirmar que Caruachi es un logro de todos los venezolanos.
Los antecedentes
Este éxito no es particular de Caruachi, sino de todo el desarrollo del potencial hidroeléctrico del Bajo Caroní. Siempre se ha afirmado que este programa es un logro de la democracia que se inició en 1958, pero esto, a pesar de ser verdad, es limitativo. Desde mucho antes de la democracia se concibió la significación de aprovechar el potencial del río Caroní, en primer lugar para impulsar a la región Guayana y después se comprendió su importancia como fundamento de la energía eléctrica de todo el país. Los orígenes se deben situar en los trabajos de la Corporación Venezolana de Fomento (CVF) creada en 1946. Entre sus primeras acciones estuvo la contratación de un estudio con la firma Burns & Roe, en 1947, cuyos resultados fueron decisivos para el inicio del desarrollo del Caroní. Entre sus recomendaciones estuvo “la construcción de una central aprovechando los saltos inferiores del río”. Esta primera idea dio origen a la pionera Macagua I y con ella a la instalación de una planta siderúrgica. Así se sembró la semilla y en adelante el árbol no dejaría de crecer.
A pesar de los turbulentos eventos políticos de fines de los cuarenta que originaron la dictadura de Pérez Jiménez, el desarrollo del Caroní continuó su avance. Se creó la Comisión de Estudios para la Electrificación del Caroní (CEEC) y se inició la construcción de Macagua I. En la dirección de la CEEC se nombró al pionero General Rafael Alfonso Ravard, que no era particularmente afín al dictador, lo que sería un buen augurio, porque los proyectos del Caroní siempre lograron mantenerse al margen de la política.
Al comenzar la democracia, en 1958, Rómulo Betancourt ratificó a Alfonso R. en su cargo y, luego de un profundo debate, se decidió continuar la electrificación del rió. Desde esos tiempos se concibió el programa del Bajo Caroní, con sus centrales Guri, Macagua II y III, Caruachi y Tocoma, las que se construirían progresivamente en función de las necesidades. Se decidió comenzar con el proyecto Gurí, ya que era el que ofrecía capacidad de regulación de las aguas del río. Las obras comenzaron en 1963 y dieron origen a la creación de Edelca. Desde entonces, junto con la construcción de grandes obras hidroeléctricas, nació una escuela de profesionalismo y mística que hoy constituye un patrimonio para el avance hacia una Venezuela moderna y un orgullo para todo el país.
El árbol siguió creciendo, lento pero indetenible. Todos los gobiernos de la democracia han apoyado al proyecto y lo han mantenido vivo. Su ritmo de avance ha estado signado principalmente por el crecimiento del país y sus necesidades de más energía eléctrica. En las décadas de los 60' y los 70', cuando el país crecía vertiginosamente, los proyectos del Caroní siguieron el ritmo que se marcaba. Se completó la primera etapa de Guri, se unificó la frecuencia eléctrica y se construyeron las primeras líneas de transmisión que llevarían la energía de Guayana a todo el país. Desde entonces el desarrollo del Caroní dejó de ser regional y adquirió el carácter de nacional.
¿Cuánto cuesta un gasoducto? (Dr. Andrés Matas Axpe)
El costo de un gasoducto depende de varios factores. Depende por supuesto de su tamaño, es decir, del diámetro de la tubería y también como es lógico de la longitud, a mayor recorrido mayor costo.
Pero además depende de las características del territorio que recorra, de su geología, su relieve, su dotación de infraestructura y de los costos ambientales que involucre su instalación. Otro factor se relaciona con los tramos submarinos y las profundidades asociadas, así como el cruce de ríos y humedales.
Un aspecto importante tiene que ver con la presión inicial del gas en el origen, que afecta el espesor del tubo, requiriéndose mayor grosor a mayor presión, pero también la mayor presión reduce la cantidad de estaciones intermedias de compresión. Esta lista representa sólo unos pocos de los elementos que determinan el costo un gasoducto, aunque el valor preciso se tiene que determinar en cada caso.
Sin embargo, a pesar de que el costo definitivo está afectado por múltiples factores, eso no significa que sea imposible hacer un estimado grueso y general de lo que puede costar un gasoducto. El Banco Mundial publica una regla a la que llama "regla del dedo gordo" (Rule-of-Thumb) en la que ofrece un estimado inicial que asocia a sólo dos variables, el diámetro y la longitud. De acuerdo a esta regla el costo se sitúa entre 15 y 30 dólares por cada pulgada de diámetro y por cada metro de longitud, recomendando inclusive usar 20 dólares para un primer cálculo.
Así, para un gasoducto de 10 pulgadas de diámetro basta multiplicar por 20, de modo que el primer estimado será 200 dólares por metro o mejor 200.000 dólares por kilómetro. En un gasoducto de 26 pulgadas, como es el caso del que nos conectará con Colombia por la Guajira, el cálculo resulta 520.000 dólares por kilómetro.
Pero también se puede usar como referencia el costo de gasoductos que se han construido recientemente. En este sentido, una buena referencia es el que une a Bolivia con Brasil y va desde Santa Cruz de la Sierra hasta San Pablo y Porto Alegre.
Este gasoducto tiene un diámetro de 36 pulgadas y recorre 3.200 kilómetros. La inversión del mismo fueron 2.000 millones de dólares, lo que representa un costo de 625.000 dólares por kilómetro, inclusive menor que el que resulta aplicando la regla del Banco Mundial.
Hay más referencias, el que lleva gas de Bolivia y del noroeste de Argentina a los mercados de Buenos Aires tiene un diámetro de 30 pulgadas y una longitud de 1.470 kilómetros, su costo fue 837 millones de dólares, lo que da un costo unitario de 570.000 dólares por kilómetro.
Así podemos observar numerosos ejemplos que están todos alrededor de medio millón de dólares por kilómetro para todos estos grandes gasoductos con un diámetro cercano a las 30 pulgadas. Se puede hacer un redondeo muy amplio y decir que el costo estará entre 400 y 700 mil dólares por cada kilómetro.
Si los costos están en estos ordenes surgen ciertas preguntas: ¿Por qué se estima que el gasoducto de la Guajira, que tiene una longitud de 225 Kilómetros y un diámetro de 26 pulgadas, tendrá un costo de US$ 335 millones? Con estos datos el costo unitario resulta cercano a un millón y medio de dólares por kilómetro, lo que es casi el triple de lo que se aprecia en otros casos y lo que se obtiene por la regla del dedo gordo.
Se dice que US$ 30 millones se destinarán a gasto social en el recorrido, pero aun restando esta cifra resulta 1.355.000 dólares por kilómetro ¿Qué brillante habilidad tenemos los venezolanos para triplicar los costos respecto a proyectos similares?
Pero además depende de las características del territorio que recorra, de su geología, su relieve, su dotación de infraestructura y de los costos ambientales que involucre su instalación. Otro factor se relaciona con los tramos submarinos y las profundidades asociadas, así como el cruce de ríos y humedales.
Un aspecto importante tiene que ver con la presión inicial del gas en el origen, que afecta el espesor del tubo, requiriéndose mayor grosor a mayor presión, pero también la mayor presión reduce la cantidad de estaciones intermedias de compresión. Esta lista representa sólo unos pocos de los elementos que determinan el costo un gasoducto, aunque el valor preciso se tiene que determinar en cada caso.
Sin embargo, a pesar de que el costo definitivo está afectado por múltiples factores, eso no significa que sea imposible hacer un estimado grueso y general de lo que puede costar un gasoducto. El Banco Mundial publica una regla a la que llama "regla del dedo gordo" (Rule-of-Thumb) en la que ofrece un estimado inicial que asocia a sólo dos variables, el diámetro y la longitud. De acuerdo a esta regla el costo se sitúa entre 15 y 30 dólares por cada pulgada de diámetro y por cada metro de longitud, recomendando inclusive usar 20 dólares para un primer cálculo.
Así, para un gasoducto de 10 pulgadas de diámetro basta multiplicar por 20, de modo que el primer estimado será 200 dólares por metro o mejor 200.000 dólares por kilómetro. En un gasoducto de 26 pulgadas, como es el caso del que nos conectará con Colombia por la Guajira, el cálculo resulta 520.000 dólares por kilómetro.
Pero también se puede usar como referencia el costo de gasoductos que se han construido recientemente. En este sentido, una buena referencia es el que une a Bolivia con Brasil y va desde Santa Cruz de la Sierra hasta San Pablo y Porto Alegre.
Este gasoducto tiene un diámetro de 36 pulgadas y recorre 3.200 kilómetros. La inversión del mismo fueron 2.000 millones de dólares, lo que representa un costo de 625.000 dólares por kilómetro, inclusive menor que el que resulta aplicando la regla del Banco Mundial.
Hay más referencias, el que lleva gas de Bolivia y del noroeste de Argentina a los mercados de Buenos Aires tiene un diámetro de 30 pulgadas y una longitud de 1.470 kilómetros, su costo fue 837 millones de dólares, lo que da un costo unitario de 570.000 dólares por kilómetro.
Así podemos observar numerosos ejemplos que están todos alrededor de medio millón de dólares por kilómetro para todos estos grandes gasoductos con un diámetro cercano a las 30 pulgadas. Se puede hacer un redondeo muy amplio y decir que el costo estará entre 400 y 700 mil dólares por cada kilómetro.
Si los costos están en estos ordenes surgen ciertas preguntas: ¿Por qué se estima que el gasoducto de la Guajira, que tiene una longitud de 225 Kilómetros y un diámetro de 26 pulgadas, tendrá un costo de US$ 335 millones? Con estos datos el costo unitario resulta cercano a un millón y medio de dólares por kilómetro, lo que es casi el triple de lo que se aprecia en otros casos y lo que se obtiene por la regla del dedo gordo.
Se dice que US$ 30 millones se destinarán a gasto social en el recorrido, pero aun restando esta cifra resulta 1.355.000 dólares por kilómetro ¿Qué brillante habilidad tenemos los venezolanos para triplicar los costos respecto a proyectos similares?
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