martes, 27 de septiembre de 2011
Recursos Hídricos Brasileiros... Resistencias, productividad...
CUIABÁ, Brasil, jul (IPS) - Convertirse en una escalera de lagunas artificiales parece ser el destino de varios ríos del occidental estado brasileño de Mato Grosso debido a la construcción en serie de pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH), en algunos casos intercaladas por plantas de mayor porte. El río Jaurú, en el oeste del estado, albergará seis complejos en un tramo de menos de 80 kilómetros, destacó Dorival Gonçalves Junior, profesor de ingeniería eléctrica en la Universidad Federal de Mato Grosso. En los registros oficiales de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel), el estado cuenta con 49 PCH operando, 11 en construcción y 18 autorizadas. Pero serán muchas más en algunos años. Solo en la cuenca del alto Paraguay, de la que es parte el río Jaurú, había el año pasado 76 en proceso de licencia o en estudios, además de 16 en operación y 10 en construcción, según el Centro de Investigación del Pantanal (CPP).
En total eran 116, sumando las mayores y las microcentrales. En Brasil se consideran PCH a las centrales con capacidad para generar de uno a 30 megavatios, arriba de esa potencia se denominan Usinas Hidroeléctricas (UHE) y por debajo de un megavatio Centrales Generadoras (CGH). Tantas represas, además de afectar la reproducción de los peces, amenazan los ciclos de crecidas e inundaciones del Pantanal Matogrossense, vitales para la riqueza biológica de esa área húmeda, que ocupa gran parte del oeste brasileño, del este boliviano y el norte paraguayo y que se reconoce como Patrimonio Natural de la Humanidad. La proliferación se debe a la creencia de que las PCH producen un reducido impacto ambiental. Pero no es así en muchos casos aislados, menos aún si se acumulan en un mismo río. Con el apagón ocurrido en Brasil en 2001, seguido de 10 meses de racionamiento, el gobierno flexibilizó más aun las exigencias ya blandas para autorizar la construcción de PCH, estimulando esas "supuestas fuentes limpias" de energía, recordó Adriana Ramos, directora adjunta del Instituto Socioambiental. Sin "evaluación sistémica" por cuenca, en lugar del proyecto aislado, como se hace, los impactos acumulados no se consideran, lamentó.
Su organización actúa intensamente en el noreste de Mato Grosso, junto al Parque Indígena del Xingú, creado hace 50 años y donde viven hoy más de 6.000 indígenas de 16 etnias, cercados por la ganadería y monocultivos que avanzan deforestando y también por PCH que, instaladas en ríos aguas arriba, amenazan la pesca, su principal fuente de proteínas. Al otro lado, en el oeste de Mato Grosso, el pueblo indígena enawené nawé reaccionó violentamente a una PCH en octubre de 2008. Cerca de 120 miembros del grupo atacaron las obras, incendiaron camiones y destruyeron instalaciones y equipos del proyecto, acusado de provocar fuerte reducción de los peces en el río Juruena. En esa época había, según el Instituto Socioambiental, 77 proyectos hidroeléctricos en construcción, autorizados o en estudio para el Juruena, que es cercano al Jaurú aunque forma parte de otra cuenca, la amazónica. Solo el consorcio encabezado por Blairo Maggi, ex gobernador de Mato Grosso, había obtenido en 2002 autorización para construir ocho PCH, una de las cuales fue atacada por los enawené nawé. El Mato Grosso es un divisor de aguas, donde nacen ríos que escurren hacia el sur, confluyendo en el río Paraguay --que cruza el territorio del país que tomó su nombre-- y en el Pantanal como parte de la Cuenca del Plata, y también otros numerosos cursos fluviales que se dirigen al norte, formando cuatro cuencas importantes, tres de ellas afluentes del gran Amazonas. Eso se debe a las montañas y mesetas que sobresalen en casi toda la parte central hacia el norte amazónico, con mucha lluvia en la mitad del año.
Los ríos pequeños en áreas accidentadas favorecen el funcionamiento de PCH. Además, es un negocio muy lucrativo, favorecido por estímulos del gobierno, como contratos para "venta asegurada y a buenos precios de por lo menos 70 por ciento" de la energía generada, además de generosos financiamientos a intereses muy inferiores a los del mercado, detalló Gonçalves Junior. Los inversores de complejos hidroeléctricos en Brasil recuperan sus capitales iniciales en un período de 3,5 a ocho años, en el caso de proyectos gigantes, y sus concesiones son a 35 años, incluyendo los cinco de construcción, arguyó. La generación hidroeléctrica, que responde por dos tercios de la capacidad instalada en Brasil, es reconocida como la más barata, pero el precio de esa energía para los consumidores locales está entre los más altos del mundo. Los empresarios atribuyen el hecho a la elevada carga tributaria, de 45 por ciento, pero Gonçalves Junior destaca que el sector da utilidades excepcionales a la par que muestra "ineficiencias" del sistema, en buena parte provocadas para beneficiar a grupos económicos, intereses políticos o empresariales. El sector eléctrico en este país, al igual que el mineral, los negocios del área agropecuaria y el etanol de la caña de azúcar, son de "alta productividad" y tan lucrativos que despiertan la disputa internacional, máxime en estos tiempos de recesión en el mundo industrializado, acotó. Por eso la tendencia indica que se mantendrá el boom de las PCH y las grandes centrales, pese a las resistencias ambientalistas e indígenas. En algunos casos, el rechazo abarca a muchos más sectores sociales.
La Asamblea Legislativa de Mato Grosso creó una comisión de investigación que recomendó suspender la licencia de construcción de cuatro PCH en el río Prata ante manifestaciones de la población de Juscimeira. Esa ciudad de 11.500 habitantes, en el sur del estado, no quiere perder una cascada que constituye una gran atracción turística y dinamiza el comercio local, como pasó con la construcción de otras tres PCH en distintos ríos del municipio. Una de ellas dañó otro punto turístico, el de Siete Quedas, y el embalse de una tercera cubre cinco veces el área permitida. Para pescar en el río Lourenço ahora "tenemos que viajar 150 kilómetros", porque los peces desaparecieron cerca de las represas, se quejaron Manoel Atanazio Brasileiro, pintor de paredes, y el comerciante Adair Facco, amigos y aficionados a esa práctica que viven en la vecina ciudad de Jaciara. Los dos vecinos antes pescaban regularmente a 30 kilómetros, donde habían construido incluso instalaciones propias para "no pagar alquiler". Un destino peor tuvo Aripuanã, municipio del noroeste de Mato Grosso, donde una planta de 250 megavatios sepultó el salto de Dardanelos, un conjunto de cascadas de "belleza única", según Gonçalves. "La hidroelectricidad es contraria a la belleza", acotó. Pero "la política energética es dominante" en Brasil y particularmente en Mato Grosso, y supedita otros usos del agua, como la irrigación, incipiente en un estado de gran producción agrícola y largo estiaje, y el transporte fluvial, se lamentó Luiz Henrique Noquelli, superintendente de Recursos Hídricos de la Secretaría de Medio Ambiente del estado.(FIN/2011)
Shell avanza en 1-SHEL-23-RJS
A Shell fará a reentrada no poço 1-SHEL-23-RJS, no bloco exploratório BM-S-54, área no entorno do cluster do pré-sal da Bacia de Santos. A medida faz parte do plano de avaliação da descoberta aprovado pela ANP, que também prevê o compromisso firme de reprocessamento dos dados sísmicos 3D e um teste no poço descobridor.
O plano aprovado pela agência também prevê a perfuração de dois novos poços contingentes no BM-S-54. O plano tem data de término em julho de 2013. Até janeiro do próximo ano, porém, a Shell deverá decidir por converter o primeiro poço contingente em firme ou encerrar o plano de avaliação. Caso decida por perfurar o poço, o PAD terá continuidade até outubro. O poço pioneiro 1SHEL23RJS foi perfurado pela sonda Stena Drill Max e atingiu profunidade final de 5.825 m, em lâmina d´água de 2.011 m. A petroleira é a operadora da área com 80% de participação e tem como sócia a Total, com os 20% restantes.
O plano aprovado pela agência também prevê a perfuração de dois novos poços contingentes no BM-S-54. O plano tem data de término em julho de 2013. Até janeiro do próximo ano, porém, a Shell deverá decidir por converter o primeiro poço contingente em firme ou encerrar o plano de avaliação. Caso decida por perfurar o poço, o PAD terá continuidade até outubro. O poço pioneiro 1SHEL23RJS foi perfurado pela sonda Stena Drill Max e atingiu profunidade final de 5.825 m, em lâmina d´água de 2.011 m. A petroleira é a operadora da área com 80% de participação e tem como sócia a Total, com os 20% restantes.
jueves, 8 de septiembre de 2011
Ronda Uruguay II - Explotación de Petróleo y Gas.
Una docena de empresas estadounidenses, francesas, británicas y de la región se presentaron este jueves al lanzamiento de una nueva licitación para la adjudicación de 15 bloques exploratorios para petróleo y gas en la plataforma marítima de Uruguay, informó una fuente oficial.
La denominada Ronda Uruguay II ofrece bloques de 5.000 a 8.000 km2 cada uno, en una modalidad de producción compartida según la cual la petrolera estatal uruguaya Ancap deberá tener -de hallarse carburantes- un mínimo de 20% de participación.
"Estamos muy estimulados y entusiasmados con esta convocatoria y ahora hay que esperar unos seis meses que están previstos para que las empresas presenten sus ofertas", explicó el presidente de Ancap, Raúl Sendic.
Uruguay ha encontrado indicios que alientan la posibilidad de que el país, totalmente dependiente de sus importaciones en materia energética, cuente con yacimientos de hidrocarburos.
La presencia de empresas de Europa y Estados Unidos en el lanzamiento de la licitación, acerca a Ancap a su objetivo de sumar a la exploración de su plataforma marítima a más firmas de fuera de la región.
En 2009, la primera licitación para proyectos 'offshore' (fuera del territorio) de exploración y eventual explotación de petróleo se adjudicó a un consorcio integrado por Petrobras, YPF y Galp.
El presidente uruguayo, José Mujica, que participó en la presentación, exhortó a las empresas a que tomen el riesgo y "apuesten" a la propuesta de Ancap.
"Con todos esos márgenes de incertidumbre yo les tengo que agradecer el compromiso que ustedes representan e invitarlos a que apuesten a Uruguay", dijo el mandatario.
"Quien sabe si tiene combustible (Uruguay), por lo menos está decidido a averiguarlo. Llevamos demasiado tiempo durmiendo la siesta, sin saber qué hay en nuestro subsuelo", señaló Mujica.
Luego de décadas Uruguay relanzó los trabajos sísmicos para detectar rastros de hidrocarburos en 2006, y en 2009, en una primera ronda licitatoria, adjudicó dos de los 11 bloques ofrecidos.
Con el lanzamiento de este jueves, Ancap totaliza unos 32.000 km2 de bloques disponibles para exploración. La estatal trabajó en mejorar las pautas de los contratos con el fin de hacerlos más atractivos para las petroleras.
Además del lanzamiento de los bloques en la plataforma marítima, Ancap prevé iniciar antes de fin de año trabajos exploratorios de perforación en tierra firme, debido al descubrimiento de rastros de petróleo en la zona norte del país.
La petrolera uruguaya ha adjudicado una zona de exploración a la estadounidense Schuepbach y negocia con la argentina YPF otras dos áreas del territorio.
"Estamos muy entusiasmados con todo esto, creo que estamos pensando en la posibilidad de que en nuestro país existan realmente hidrocarburos con posibilidad de ser explotados desde el punto de vista comercial", añadió Sendic.
Otro de los frentes de Ancap -que refina unos 50.000 barriles diarios de crudo- se abrió en marzo de este año con la firma de un convenio con la estatal venezolana PDVSA que permitirá a la empresa uruguaya la exploración en conjunto de áreas ubicadas en la cuenca de Orinoco.
Tras la presentación en Montevideo, las autoridades lanzarán la Ronda este mes en Houston (Texas, sur de Estados Unidos), y en noviembre en Rio de Janeiro.
La denominada Ronda Uruguay II ofrece bloques de 5.000 a 8.000 km2 cada uno, en una modalidad de producción compartida según la cual la petrolera estatal uruguaya Ancap deberá tener -de hallarse carburantes- un mínimo de 20% de participación.
"Estamos muy estimulados y entusiasmados con esta convocatoria y ahora hay que esperar unos seis meses que están previstos para que las empresas presenten sus ofertas", explicó el presidente de Ancap, Raúl Sendic.
Uruguay ha encontrado indicios que alientan la posibilidad de que el país, totalmente dependiente de sus importaciones en materia energética, cuente con yacimientos de hidrocarburos.
La presencia de empresas de Europa y Estados Unidos en el lanzamiento de la licitación, acerca a Ancap a su objetivo de sumar a la exploración de su plataforma marítima a más firmas de fuera de la región.
En 2009, la primera licitación para proyectos 'offshore' (fuera del territorio) de exploración y eventual explotación de petróleo se adjudicó a un consorcio integrado por Petrobras, YPF y Galp.
El presidente uruguayo, José Mujica, que participó en la presentación, exhortó a las empresas a que tomen el riesgo y "apuesten" a la propuesta de Ancap.
"Con todos esos márgenes de incertidumbre yo les tengo que agradecer el compromiso que ustedes representan e invitarlos a que apuesten a Uruguay", dijo el mandatario.
"Quien sabe si tiene combustible (Uruguay), por lo menos está decidido a averiguarlo. Llevamos demasiado tiempo durmiendo la siesta, sin saber qué hay en nuestro subsuelo", señaló Mujica.
Luego de décadas Uruguay relanzó los trabajos sísmicos para detectar rastros de hidrocarburos en 2006, y en 2009, en una primera ronda licitatoria, adjudicó dos de los 11 bloques ofrecidos.
Con el lanzamiento de este jueves, Ancap totaliza unos 32.000 km2 de bloques disponibles para exploración. La estatal trabajó en mejorar las pautas de los contratos con el fin de hacerlos más atractivos para las petroleras.
Además del lanzamiento de los bloques en la plataforma marítima, Ancap prevé iniciar antes de fin de año trabajos exploratorios de perforación en tierra firme, debido al descubrimiento de rastros de petróleo en la zona norte del país.
La petrolera uruguaya ha adjudicado una zona de exploración a la estadounidense Schuepbach y negocia con la argentina YPF otras dos áreas del territorio.
"Estamos muy entusiasmados con todo esto, creo que estamos pensando en la posibilidad de que en nuestro país existan realmente hidrocarburos con posibilidad de ser explotados desde el punto de vista comercial", añadió Sendic.
Otro de los frentes de Ancap -que refina unos 50.000 barriles diarios de crudo- se abrió en marzo de este año con la firma de un convenio con la estatal venezolana PDVSA que permitirá a la empresa uruguaya la exploración en conjunto de áreas ubicadas en la cuenca de Orinoco.
Tras la presentación en Montevideo, las autoridades lanzarán la Ronda este mes en Houston (Texas, sur de Estados Unidos), y en noviembre en Rio de Janeiro.
martes, 23 de agosto de 2011
La expansión de Petrofac en África y Asia (The National)
Petrofac lines up expansion with $4bn in funding kitty
April Yee
Aug 23, 2011
Petrofac, the oil service provider with investments in Abu Dhabi, plans to spend up to US$4 billion (Dh14.69bn) over the next four years to fund expansions in Africa and South East Asia.
The UK company's planned spending spree comes as oil service companies benefit from boosted revenues as the high oil price drives energy investment.
"The demand for the services continues to be quite robust," Ayman Asfari, the company's chief executive, told Bloomberg News.
Petrofac's earnings for the first half of the year rose 6.6 per cent to $246 million compared with the same period last year, the company reported yesterday. Shares were up 3.9 per cent to hit 1,214 pence in London after the announcement.
Mr Asfari said Petrofac was in the running for fresh contracts in Malaysia and Indonesia and was weighing projects with Nigerian National Petroleum.
Petrofac is a partner with Mubadala Development, a strategic investment company owned by the Abu Dhabi Government, in Petrofac Emirates, an engineering and energy services joint venture.
In June, it bought a storage vessel worth tens of millions of dollars from Pearl Energy, a subsidiary of Mubadala that pumps oil and gas in South East Asia. The ship, Jasmine Venture, will continue to serve a field in the Gulf of Thailand operated by Pearl.
"The transaction reflects our strong ongoing relationship with Mubadala," Petrofac said at the time.
Its co-investments with Abu Dhabi could serve as a prototype as Petrofac looks to pick up national oil companies as clients.
In January it recruited Andy Inglis, the former head of exploration and production at BP, to lead a new division.
The unit, aimed at state oil companies sitting on undeveloped fields, is to offer training, engineering and even capital to potential customers.
However, oilfield service companies are vulnerable to risks including fluctuations in commodity prices and potential unrest in resource-rich countries, warned the consultancy Deloitte.
"Security risk remains heightened, given the strategic importance of activities conducted by oilfield services companies," the consultancy wrote in a recent report.
* with Bloomberg News
April Yee
Aug 23, 2011
Petrofac, the oil service provider with investments in Abu Dhabi, plans to spend up to US$4 billion (Dh14.69bn) over the next four years to fund expansions in Africa and South East Asia.
The UK company's planned spending spree comes as oil service companies benefit from boosted revenues as the high oil price drives energy investment.
"The demand for the services continues to be quite robust," Ayman Asfari, the company's chief executive, told Bloomberg News.
Petrofac's earnings for the first half of the year rose 6.6 per cent to $246 million compared with the same period last year, the company reported yesterday. Shares were up 3.9 per cent to hit 1,214 pence in London after the announcement.
Mr Asfari said Petrofac was in the running for fresh contracts in Malaysia and Indonesia and was weighing projects with Nigerian National Petroleum.
Petrofac is a partner with Mubadala Development, a strategic investment company owned by the Abu Dhabi Government, in Petrofac Emirates, an engineering and energy services joint venture.
In June, it bought a storage vessel worth tens of millions of dollars from Pearl Energy, a subsidiary of Mubadala that pumps oil and gas in South East Asia. The ship, Jasmine Venture, will continue to serve a field in the Gulf of Thailand operated by Pearl.
"The transaction reflects our strong ongoing relationship with Mubadala," Petrofac said at the time.
Its co-investments with Abu Dhabi could serve as a prototype as Petrofac looks to pick up national oil companies as clients.
In January it recruited Andy Inglis, the former head of exploration and production at BP, to lead a new division.
The unit, aimed at state oil companies sitting on undeveloped fields, is to offer training, engineering and even capital to potential customers.
However, oilfield service companies are vulnerable to risks including fluctuations in commodity prices and potential unrest in resource-rich countries, warned the consultancy Deloitte.
"Security risk remains heightened, given the strategic importance of activities conducted by oilfield services companies," the consultancy wrote in a recent report.
* with Bloomberg News
viernes, 19 de agosto de 2011
Vendida la emblemática Wilhelmshaven (mundoenergia)

Que el regreso a las actividades, luego del verano, sea de provecho para todos mis lectores!
WILHELMSHAVEN, ALEMANIA – 11 de Agosto, 2011 - PRNewswire// Hestya Energy B.V. ha anunciado hoy que ha firmado un acuerdo para adquirir la refinería de petróleo Wilhelmshaven, su parque de depósito y su terminal marítima de un afiliado de ConocoPhillips.
Hestya Energy B.V. es una compañía privada, con sede en Ámsterdam, establecida para adquirir y operar negocios dentro del sector de la energía intermediario europeo, incluyendo los sectores de refinado y almacenamiento de petróleo.
La refinería Wilhelmshaven se localiza en la costa alemana del mar del Norte. Tiene un puerto de aguas profundas y una capacidad de procesamiento de petróleo crudo de 260.000 barriles al día, por lo que es una de las principales refinerías europeas en cuanto a escala.
"La refinería Wilhelmshaven y el complejo de la terminal ofrecen numerosas ventajas geográficas y logísticas, incluyendo un puerto en aguas profundas, y están posicionados estratégicamente para capturar la creciente demanda regional de capacidad de la terminal y otras oportunidades descendentes", dijo Christian B. Cleret, consejero delegado de Hestya Energy B.V.
La transacción se cerrará a finales de este año. El valor para la adquisición se ofrece por Riverstone/Carlyle Global Energy and Power Funds, un grupo de fondos de valor privados centrados en la energía gestionados por Riverstone Holdings LLC, y AtlasInvest, una compañía de inversión privada con inversiones que abarcan la exploración y producción de petróleo y los sectores intermediarios y descendentes.
jueves, 11 de agosto de 2011
Petróleo Mexicano (BBC)
El papel de México en el mercado internacional del crudo empieza a cambiar. La empresa gubernamental Petróleos Mexicanos (Pemex) reconoció que sólo tiene reservas probadas de hidrocarburos para los próximos diez años.
Esto no significa que se quede sin este recurso, pues en épocas recientes ha logrado recuperar, con nuevos yacimientos o la reactivación de pozos, el 86% de los barriles que exporta diariamente. Pero es muy difícil que regrese a los niveles de producción que tuvo en el pasado, advierten especialistas.
Historias relacionadas
México cierra el año con menor producción de crudo
Levantan suspensión de perforaciones petroleras en el Golfo de México
Enzimas alteradas genéticamente para limpiar petróleo
Los nuevos yacimientos localizados en los últimos años son casi todos de crudo pesado o extra pesado, con un rendimiento menor en el mercado internacional, explica Fabio Barbosa, del Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM).
"Es muy remota, casi imposible la posibilidad de que este país regrese a los tiempos felices de los grandes yacimientos que lo llevaron a ser uno de los principales exportadores del mundo. Eso ya quedó atrás", dice en conversación con BBC Mundo.
Según el Informe Anual de Hidrocarburos 2011 de Pemex, las reservas totales del país suman 43.074 millones de barriles de petróleo crudo.
De ellas el 32% se consideran reservas probadas, es decir, 13.796 millones de barriles. El resto no puede extraerse aún con la tecnología actual, o se necesita más tiempo para ubicarlas por completo.
Carrera por los dólares
"
Es muy remota la posibilidad de que este país regrese a los tiempos felices de los grandes yacimientos que lo llevaron a ser uno de los principales exportadores del mundo."
Fabio Barbosa, Instituto de Investigaciones Económicas, UNAM
La producción petrolera de México ha bajado en los últimos años, según informes de la gubernamental Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Parte de esta caída se explica por el declive de los yacimientos maduros, especialmente Cantarell. La producción promedio en 2010 fue de 2,5 millones de barriles de crudo al día, la cifra más baja desde 1990.
Hay, sin embargo, otras razones, dice el especialista Barbosa. Durante varias décadas se aplicó una política de explotación acelerada de los yacimientos, que afectó las reservas probadas de crudo.
Al mismo tiempo se cancelaron las inversiones para explorar nuevos yacimientos, y compensar los elevados niveles de producción.
Fueron decisiones políticas, insiste el investigador de la UNAM.
"Hay técnicos interesados en elevar la eficiencia de Pemex, y políticos que desean dólares rápidos. Esta carrera por privilegiar las exportaciones destruye las reservas", explica.
Lo bueno y lo malo
Algunos creen que decisiones políticas podrían haber afectado la eficiencia de la empresa. (Fotos cortesía de Petróleos Mexicanos)
No se sabe el impacto que la caída en las reservas de hidrocarburos tendrá en la economía mexicana, que tiene en la venta de petróleo la primera fuente de divisas al país.
Las exportaciones de crudo representan el 30% de los ingresos fiscales, que se mantienen estables a pesar de la caída en las exportaciones. El alto precio del crudo en el mercado internacional mitigó el impacto en el PIB.
Para 2011 el presupuesto del gobierno federal estableció un precio de US$65,4 por barril de la mezcla mexicana, pero la cotización promedio de marzo fue de US$102,56.
Mientras, Pemex lucha por mantener las reservas de hidrocarburos. En los pozos en declive se inyecta gas natural o nitrógeno para obtener la mayor cantidad posible de crudo. También se han descubierto nuevos yacimientos en aguas profundas y someras, además de otros en tierra.
El país tiene 15.013 millones de barriles de reservas probables de crudo, es decir, con posibilidades de extraerse en el futuro, lo cual garantizaría un mayor plazo de producción.
De hecho, la empresa paraestatal anunció un nuevo yacimiento en Tabasco, al sureste del país, que garantizaría una extracción inicial de 3.700 barriles al día.
Pero no todo son buenas noticias. Muchos de los nuevos descubrimientos son de crudo pesado o extra pesado, con un precio menor en el mercado porque necesita más tecnología y tiempo para procesarlo.
"Son las reservas más grandes que ha tenido México, pero su rentabilidad es desfavorable", insiste el investigador Barbosa.
Esto no significa que se quede sin este recurso, pues en épocas recientes ha logrado recuperar, con nuevos yacimientos o la reactivación de pozos, el 86% de los barriles que exporta diariamente. Pero es muy difícil que regrese a los niveles de producción que tuvo en el pasado, advierten especialistas.
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Levantan suspensión de perforaciones petroleras en el Golfo de México
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Los nuevos yacimientos localizados en los últimos años son casi todos de crudo pesado o extra pesado, con un rendimiento menor en el mercado internacional, explica Fabio Barbosa, del Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM).
"Es muy remota, casi imposible la posibilidad de que este país regrese a los tiempos felices de los grandes yacimientos que lo llevaron a ser uno de los principales exportadores del mundo. Eso ya quedó atrás", dice en conversación con BBC Mundo.
Según el Informe Anual de Hidrocarburos 2011 de Pemex, las reservas totales del país suman 43.074 millones de barriles de petróleo crudo.
De ellas el 32% se consideran reservas probadas, es decir, 13.796 millones de barriles. El resto no puede extraerse aún con la tecnología actual, o se necesita más tiempo para ubicarlas por completo.
Carrera por los dólares
"
Es muy remota la posibilidad de que este país regrese a los tiempos felices de los grandes yacimientos que lo llevaron a ser uno de los principales exportadores del mundo."
Fabio Barbosa, Instituto de Investigaciones Económicas, UNAM
La producción petrolera de México ha bajado en los últimos años, según informes de la gubernamental Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Parte de esta caída se explica por el declive de los yacimientos maduros, especialmente Cantarell. La producción promedio en 2010 fue de 2,5 millones de barriles de crudo al día, la cifra más baja desde 1990.
Hay, sin embargo, otras razones, dice el especialista Barbosa. Durante varias décadas se aplicó una política de explotación acelerada de los yacimientos, que afectó las reservas probadas de crudo.
Al mismo tiempo se cancelaron las inversiones para explorar nuevos yacimientos, y compensar los elevados niveles de producción.
Fueron decisiones políticas, insiste el investigador de la UNAM.
"Hay técnicos interesados en elevar la eficiencia de Pemex, y políticos que desean dólares rápidos. Esta carrera por privilegiar las exportaciones destruye las reservas", explica.
Lo bueno y lo malo
Algunos creen que decisiones políticas podrían haber afectado la eficiencia de la empresa. (Fotos cortesía de Petróleos Mexicanos)
No se sabe el impacto que la caída en las reservas de hidrocarburos tendrá en la economía mexicana, que tiene en la venta de petróleo la primera fuente de divisas al país.
Las exportaciones de crudo representan el 30% de los ingresos fiscales, que se mantienen estables a pesar de la caída en las exportaciones. El alto precio del crudo en el mercado internacional mitigó el impacto en el PIB.
Para 2011 el presupuesto del gobierno federal estableció un precio de US$65,4 por barril de la mezcla mexicana, pero la cotización promedio de marzo fue de US$102,56.
Mientras, Pemex lucha por mantener las reservas de hidrocarburos. En los pozos en declive se inyecta gas natural o nitrógeno para obtener la mayor cantidad posible de crudo. También se han descubierto nuevos yacimientos en aguas profundas y someras, además de otros en tierra.
El país tiene 15.013 millones de barriles de reservas probables de crudo, es decir, con posibilidades de extraerse en el futuro, lo cual garantizaría un mayor plazo de producción.
De hecho, la empresa paraestatal anunció un nuevo yacimiento en Tabasco, al sureste del país, que garantizaría una extracción inicial de 3.700 barriles al día.
Pero no todo son buenas noticias. Muchos de los nuevos descubrimientos son de crudo pesado o extra pesado, con un precio menor en el mercado porque necesita más tecnología y tiempo para procesarlo.
"Son las reservas más grandes que ha tenido México, pero su rentabilidad es desfavorable", insiste el investigador Barbosa.
Petróleo en América Latina (El Espectador)
Los principales productores petroleros en América Latina -México, Venezuela, Brasil y Colombia- apuestan el desarrollo futuro de su industria al crudo pesado y extrapesado, animados por los buenos precios internacionales y ante el declive de los campos de livianos.
"Las cada vez más difíciles condiciones para encontrar petróleo ligero, sumado con los buenos precios del mercado internacional, han hecho ganar espacio a los crudos pesados y extrapesados, especialmente en América Latina", dijo este martes Javier Gutiérrez, presidente de la estatal colombiana Ecopetrol, en un congreso regional de crudos pesados que se realiza en Bogotá.
A su vez, Carlos Rodado, ministro de Energía de Colombia, sostuvo que el desarrollo de los crudos pesados y extrapesados en América Latina "tiene un futuro promisorio, gracias a los avances de la tecnología para su extracción, la mejora en su factor de recobro y en los procesos de refinación".
Venezuela tiene las mayores reservas petroleras certificadas del mundo, un volumen de 296.500 millones de barriles, de los cuales 220.000 millones son de crudo pesado y extrapesado que se encuentra en la Faja del río Orinoco.
México, que ha visto caer su producción de 3,3 millones de barriles diarios (b/d) en 2004 a unos 2,5 millones en la actualidad, cuenta con reservas de 43.000 millones de barriles de crudo equivalente, de los cuales 52% corresponde a crudos pesados o extrapesados.
"Los extrapesados son el futuro de México. Las reservas de petróleo fácil se están acabando, y vivimos el declive de nuestro principal campo, Cantarell, que produce actualmente unos 500.000 b/d", dijo Luis Angel Carrillo, coordinador del proyecto de crudos extrapesados de la estatal Pemex, a la AFP.
Pemex planea explotar 11 campos de petróleo pesado en el Golfo de México, con la perforación de 100 pozos y la instalación de 15 plataformas para conseguir su primera produción en 2014.
El primero de ellos sería el de Ayatsil Teker, con 59 km2 y reservas estimadas de 725 millones de crudo equivalente.
Carrillo indicó que las pruebas han dado crudos de menos de 11 grados API con viscosidades muy altas, que serían mejorados con petróleo ligero marino de campos cecanos para asegurar la comercialización del proyecto.
Colombia, en tanto, vive un aumento de su producción petrolera, que pasó de 530.000 b/d en 2007 a unos 930.000 b/d en junio pasado, de los cuales 60% corresponde a petróleo pesado y extrapesado. Sus reservas probadas alcanzaron 2.058 millones de barriles en 2010.
Brasil, con reservas probadas de 14.246 millones de barriles en 2010 y una meta de producción para este año de 2,1 millones de b/d, extrae unos 460.000 b/d de crudos pesados en campos costa afuera.
"Enfrentamos un reto muy grande, porque gran parte de las acumulaciones de hidrocarburos en nuestras aguas son de crudos pesados", a profundidades de más de 1.500 metros en la cuenca de Campos, explicó Clovis Santos, directivo de la estatal brasilera Petrobras.
"Desarrollamos tecnología para pozos horizontales, bombas sumergibles de alta potencia, nuevas tecnologías para separar el agua del crudo, y unidades de producción de amplia capacidad para el procesamiento de líquidos", enumeró Santos.
"¿Valió la pena? Pues hay ya varios proyectos que están poniendo en producción esas grandes reservas", anotó.
"Las cada vez más difíciles condiciones para encontrar petróleo ligero, sumado con los buenos precios del mercado internacional, han hecho ganar espacio a los crudos pesados y extrapesados, especialmente en América Latina", dijo este martes Javier Gutiérrez, presidente de la estatal colombiana Ecopetrol, en un congreso regional de crudos pesados que se realiza en Bogotá.
A su vez, Carlos Rodado, ministro de Energía de Colombia, sostuvo que el desarrollo de los crudos pesados y extrapesados en América Latina "tiene un futuro promisorio, gracias a los avances de la tecnología para su extracción, la mejora en su factor de recobro y en los procesos de refinación".
Venezuela tiene las mayores reservas petroleras certificadas del mundo, un volumen de 296.500 millones de barriles, de los cuales 220.000 millones son de crudo pesado y extrapesado que se encuentra en la Faja del río Orinoco.
México, que ha visto caer su producción de 3,3 millones de barriles diarios (b/d) en 2004 a unos 2,5 millones en la actualidad, cuenta con reservas de 43.000 millones de barriles de crudo equivalente, de los cuales 52% corresponde a crudos pesados o extrapesados.
"Los extrapesados son el futuro de México. Las reservas de petróleo fácil se están acabando, y vivimos el declive de nuestro principal campo, Cantarell, que produce actualmente unos 500.000 b/d", dijo Luis Angel Carrillo, coordinador del proyecto de crudos extrapesados de la estatal Pemex, a la AFP.
Pemex planea explotar 11 campos de petróleo pesado en el Golfo de México, con la perforación de 100 pozos y la instalación de 15 plataformas para conseguir su primera produción en 2014.
El primero de ellos sería el de Ayatsil Teker, con 59 km2 y reservas estimadas de 725 millones de crudo equivalente.
Carrillo indicó que las pruebas han dado crudos de menos de 11 grados API con viscosidades muy altas, que serían mejorados con petróleo ligero marino de campos cecanos para asegurar la comercialización del proyecto.
Colombia, en tanto, vive un aumento de su producción petrolera, que pasó de 530.000 b/d en 2007 a unos 930.000 b/d en junio pasado, de los cuales 60% corresponde a petróleo pesado y extrapesado. Sus reservas probadas alcanzaron 2.058 millones de barriles en 2010.
Brasil, con reservas probadas de 14.246 millones de barriles en 2010 y una meta de producción para este año de 2,1 millones de b/d, extrae unos 460.000 b/d de crudos pesados en campos costa afuera.
"Enfrentamos un reto muy grande, porque gran parte de las acumulaciones de hidrocarburos en nuestras aguas son de crudos pesados", a profundidades de más de 1.500 metros en la cuenca de Campos, explicó Clovis Santos, directivo de la estatal brasilera Petrobras.
"Desarrollamos tecnología para pozos horizontales, bombas sumergibles de alta potencia, nuevas tecnologías para separar el agua del crudo, y unidades de producción de amplia capacidad para el procesamiento de líquidos", enumeró Santos.
"¿Valió la pena? Pues hay ya varios proyectos que están poniendo en producción esas grandes reservas", anotó.
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