Author - Javier Rojas

World Energy Trade • Repsol reducirá la producción de petróleo e impulsará las energías renovables

Repsol SA esbozó sus planes para un futuro más verde, diciendo que tiene la intención de reducir la búsqueda de petróleo y ampliar su capacidad renovable cinco veces más durante la próxima década.

La compañía española, que fue la primera empresa petrolera en fijar un objetivo de emisiones netas cero hace un año, pondrá sus proyectos en "modalidad explotación", mientras se reorienta en la producción de petróleo en menos países.

El flujo de caja del negocio petrolero de Repsol se canalizará hacia una expansión de la capacidad renovable a 15 gigavatios -incluyendo la eólica y la solar- de los 2,95 gigavatios actuales.

"En 2030, Repsol será una empresa renovada, más sostenible y más centrada", dijo la compañía en su plan estratégico publicado el jueves. "Nuestra estrategia se basa en una oferta multienergética que combina todas las tecnologías para la descarbonización".

La decisión de Repsol el pasado diciembre de reducir el valor de sus activos petroleros en 4.800 millones de euros (5.700 millones de dólares) y su promesa de eliminar las emisiones netas de gases de efecto invernadero de sus operaciones para 2050 fue el primer paso de un cambio drástico para la industria petrolera.

Los grandes rivales europeos, entre ellos Total SE, Royal Dutch Shell Plc y BP Plc, han seguido desde entonces el ejemplo o han ido aún más lejos con sus promesas ecológicas, aunque las grandes petroleras estadounidenses siguen comprometidas con los combustibles fósiles.

Estrategia de hidrógeno de Repsol

La nueva estrategia de Repsol también incluye un objetivo concreto para la producción de hidrógeno verde, diferenciándose de otros productores de petróleo. La mayoría de las empresas argumentan que este combustible aún no es rentable.

Repsol busca alinearse con el objetivo del gobierno español de transformar el país en un centro europeo clave para el transporte de hidrógeno, y la compañía pretende producir más de 1,2 gigavatios en 2030.

El productor de energía estableció una nueva política de dividendos, trasladando todos los pagos al efectivo y dejando de ofrecer el llamado "scrip", que se paga en acciones.

Repsol dijo que no planea aumentar la deuda en los próximos cinco años, y tiene como objetivo obtener ganancias ajustadas antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización de más de 8.200 millones de euros para 2025.

El presidente Antonio Brufau comenzó a exponer públicamente su intención de construir una empresa petrolera más limpia ya en 2016. El centro de la estrategia del catalán es convertirse en lo que él llama una "empresa de energía" integral en lugar de ser solo un productor de petróleo.

El mes pasado, el director ejecutivo José Jon Imaz dijo que ya está gastando más en el desarrollo de proyectos renovables que en la exploración de petróleo.

Fuente: World Energy Trade

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Minería en línea • Remontada del crudo pisa el freno por señales de más suministros y dudas sobre demanda

Los precios del petróleo caían el jueves desde máximos de siete meses, en medio de señales de aumentos de suministros que contribuían a frenar una racha alcista alentada por la expectativa en que las vacunas contra el COVID-19 reactivarán la demanda de combustibles.

Los futuros del Brent habían escalado hasta casi 50 dólares el barril esta semana, luego de que tres grandes farmacéuticas anunciaron progresos en vacunas contra el COVID-19 que podrían facilitar el comienzo de la inmunización a fines de este año.

Pero el Brent descendía 1,19%, o 58 centavos de dólar, a 48,03 dólares el barril, a las 1023 GMT, después de haber bajado previamente en el día hasta 1 dólar. El contrato se empinó en cerca de 1,6% en la sesión anterior.

Los futuros del crudo estadounidense WTI retrocedían 72 centavos, a 44,99 dólares el barril, tras haber ganado 1,8% el miércoles.

A pesar de que hubo varios fundamentos del mercado importantes que hicieron subir los precios, especialmente el desarrollo de una vacuna, lo que apoya al crudo, persiste la tendencia bajista”, dijo Avtar Sandu, operador de materias primas de Phillip Futures.

Los confinamientos por una fase más crítica de la pandemia, el creciente número de plataformas de extracción activas en Estados Unidos, junto con una mayor producción de Libia, eran factores de riesgo para los inversores con grandes posiciones alcistas, afirmó.

Las existencias de petróleo de Estados Unidos bajaron en 754.000 la semana pasada. Analistas encuestados en un sondeo de Reuters pronosticaban un alza de 127.000 barriles. Los inventarios del WTI en el centro de acopio de Cushing, Oklahoma, cayeron 1,7 millones de barriles, según datos de una agencia del Gobierno.

Pero la demanda de gasolina en la semana descendió en 128.000 barriles por día a 8,13 millones de bpd, el menor nivel desde junio, indicó la Administración de Información de Energía (EIA).

Fuente: Minería en línea

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World Energy Trade • Trump se apresura a subastar perforación en el ártico antes que Biden pueda bloquearlo

La administración Trump ha solicitado a las empresas de petróleo y gas que elijan lugares donde quieran perforar en el Refugio Nacional de Vida Silvestre del Ártico de Alaska mientras se apresura a abrir la naturaleza virgen al desarrollo y asegurar los derechos de perforación antes de que el presidente electo Joe Biden asuma el cargo.

La convocatoria a nominaciones permitiría a las empresas identificar terrenos por los que ofertar durante una próxima venta de arrendamiento en la llanura costera de casi 1.6 millones de acres del refugio, una venta que el Departamento del Interior pretende realizar antes de que Biden sea juramentado.

La administración Trump está compitiendo contra los plazos legales y un calendario regulatorio muy ajustado en su último esfuerzo por vender los derechos de perforación en el Refugio Nacional de Vida Silvestre del Ártico.

Otras medidas siguen adelante para expandir el desarrollo energético y reducir las reglas ambientales federales durante las próximas semanas. Su objetivo es abrir la gran mayoría de la Reserva Nacional de Petróleo de Alaska a la perforación, así como adoptar una definición más estrecha de lo que constituye el hábitat crítico para especies en peligro de extinción.

Ahora bien, la realidad del mercado presenta una situación diferente, incluso si la Casa Blanca logra superar esos obstáculos, y es que el financiamiento para las perforaciones en el Ártico es cada vez más difícil de encontrar.

Dado el entorno económico actual, la incertidumbre regulatoria y la fuerte oposición pública a las perforaciones en el Ártico, no está claro qué compañías petroleras se presentarían a una subasta.

No está claro cuánto apetito hay en la industria del petróleo y el gas por perforar en el refugio, dada la falta de infraestructura y la reacción pública que podría acompañar a tal medida.

Todos son cautelosos respecto al ártico

Tanto las compañías petroleras como los bancos han decidido que ya no pueden tolerar el riesgo de perforar en uno de los lugares del mundo que se calienta más rápido.

Ben Cushing, quien dirige la campaña de defensa financiera de la organización sin fines de lucro Sierra Club, expresó el problema de manera simple: "El dinero inteligente se mantiene alejado de este tipo de desarrollo en el Ártico".

Comprar los derechos de arrendamientos, que podrían costar tan solo US$ 5 el acre (4,000 m 2 ), es la parte barata del proceso de exploración petrolera.

Todos los demás pasos son altamente costosos, desde la contratación de consultores para realizar los estudios ambientales necesarios hasta el montaje de operaciones industriales en un desierto remoto sin infraestructura existente.

El precio de equilibrio del petróleo que extraerían las empresas podría llegar a los US$ 80 por barril, según Rystad Energy, un nivel que el mercado no ha visto desde octubre de 2018.

La mayoría de los posibles postores de hoy en día necesitarían financiamiento externo para obtener algo de beneficios de sus arrendamientos en el Ártico.

Pero los bancos están cada vez más preocupados por el daño a su imagen pública al respaldar la perforación en la reserva, a la que se opone el 70% de los votantes estadounidenses, según el Programa de Yale sobre Comunicación sobre el Cambio Climático.

Activistas, nativos de Alaska y, más recientemente, grandes accionistas han trabajado para persuadir a los financistas de que estaban poniendo en peligro el clima, sus inversiones y su reputación al suscribir la perforación del Ártico.

Cinco importantes bancos estadounidenses ya descartaron financiar proyectos de petróleo y gas en el refugio del Ártico, Goldman Sachs Group Inc., JP Morgan Chase & Co., Wells Fargo & Co., Citigroup y Morgan Stanley, solo Bank of America Corp. se ha mantenido como el único a favor.

El capital privado podría ayudar a llenar el déficit de financiamiento dejado por los bancos, pero supondría un mayor costo para los productores de petróleo que ya operan con márgenes reducidos, y esas empresas también se están retirando del financiamiento de energía.

Las opciones están disminuyendo, no solo por razones de estándares ambientales, sociales y de gobernanza para invertir, sino porque es un negocio de alto costo y alto riesgo.

El tiempo no está a favor

La capacidad de la administración Trump para montar una venta, y emitir formalmente los contratos de arrendamiento, antes de que Trump deje el cargo también está en considerable duda.

Debido a varios requisitos y períodos de espera obligatorios, la fecha más temprana de la subasta probablemente sea el 19 de enero, el día antes de la llegada de Biden.

Eso dejaría al Departamento del Interior solo un día para examinar a los mejores postores y emitir los contratos de arrendamiento, un proceso que generalmente toma dos meses.

Aquellos que alguna vez fueron vistos como posibles postores por la superficie del Ártico han recortado el gasto este año a medida que la pandemia de coronavirus erosionó la demanda y los precios del crudo.

Cualquier inversión en los derechos petroleros del Ártico podría convertirse en un activo varado, intocable en un mundo en calentamiento que se aleja de los combustibles fósiles.

Cualquier comprador aún tendría que solicitar y recibir una gran cantidad de licencias gubernamentales adicionales para comenzar a buscar crudo, desde aprobaciones de perforación hasta autorizaciones de acoso animal, derechos de paso y permisos de contaminación.

Fuente: World Energy Trade

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El Periódico de la Energía • China duplicará las instalaciones solares hasta 85GW al año, reduciendo los costos a la mitad

China, que ya es el mayor fabricante y el mayor instalador de energía solar fotovoltaica del mundo, optará por duplicar las instalaciones anuales de nueva capacidad solar a 85 gigavatios a medida que intensifica los esfuerzos para cumplir su objetivo de cero emisiones netas recientemente declarado para 2060.

Los analistas y observadores cercanos a la industria china de HSBC dicen en un nuevo informe que las instalaciones solares en China podrían ser de 75GW a 85GW al año durante el 14º Plan Quinquenal, que cubrirá el período de 2021 a 2025, y que constituye la base de la planificación central del gobierno chino.

Esta capacidad es significativamente más alta que la tasa de instalaciones anterior de 30 GW a 50 GW al año durante los últimos cinco años, y resultará en una reducción significativa de la nueva energía a carbón, ya que la nueva capacidad se enfoca en la energía solar y eólica.

«El 14º Plan Quinquenal (FYP) se está revisando en este momento porque el presidente Xi ha establecido una nueva estrategia para la neutralidad de carbono para 2060», escriben los analistas de HSBC en su nuevo informe. “Todos los departamentos están revisando sus estimaciones. La energía eólica y solar son fundamentales para esto«.

Es, por supuesto, un movimiento profundamente significativo. Equivale a más de dos tercios de la instalación solar anual en todo el mundo en 2019 (115 GW) y resultará en un aumento considerable de la capacidad de fabricación.

Es probable que China tarde de dos a tres años en alcanzar ese nivel de instalaciones, pero a su vez generará una caída adicional en los costos de la energía solar. HSBC espera que el costo de la energía solar caiga entre un 40% y un 50% para 2025, lo que permitirá que la paridad de la red en China se convierta en la norma antes sin destruir los márgenes en toda la cadena de suministro solar. Sus estimaciones se basan en conversaciones con la Asociación de la Industria Fotovoltaica china.

«Se espera que China reintroduzca los certificados verdes y / o el comercio de carbono, pero esta vez con diferentes requisitos para garantizar su cumplimiento», escriben. «Los subsidios y tarifas para las energías renovables existentes se han aclarado sin muchos cambios en el futuro, por lo que el compromiso con la generación de energía renovable es una cuestión de cumplir con las cuotas, no de precios o disponibilidad de subsidios».

Fuente: El Periódico de la Energía

 
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World Energy Trade • ¿Cuáles son los países productores de litio más grandes del mundo?

Un puñado de países dominan el mercado del litio - un metal que ha crecido en estatura en los últimos años debido a su uso en baterías recargables

En los últimos años, los países productores de litio han crecido en importancia en el escenario minero mundial, ya que el interés por el metal blanco plateado crece a la par que la demanda de los vehículos eléctricos y la electrónica de consumo cuyas baterías recargables alimenta.

Pero además de su uso en baterías de iones de litio, el mineral alcalino altamente reactivo e inflamable -a veces denominado "oro blanco"- se utiliza también en cerámica y vidrio, grasas lubricantes, producción de polímeros y tratamiento del aire.

Según las últimas cifras del Servicio Geológico de los Estados Unidos (USGS), la producción mundial de litio en 2019 se situó en 77.000 toneladas, lo que supone un descenso del 19% con respecto al año anterior, debido a la sobreproducción anterior y a la disminución de los precios de los productos básicos.

Pero como se espera que la fabricación de baterías se acelere en los próximos años, en particular a medida que los vehículos eléctricos se hagan más frecuentes en los mercados clave que buscan descarbonizar, el interés por el metal seguirá creciendo, y los analistas esperan que la demanda mundial del litio se duplique con creces para 2024.

Gracias a los continuos esfuerzos de exploración, las estimaciones sobre las reservas mundiales de litio han aumentado hasta 80 millones de toneladas, una proporción importante de las cuales se encuentra en el "triángulo del litio" de América del Sur, una zona que abarca partes de Chile, Argentina y Bolivia.

Los seis principales países productores de litio del mundo en 2019

1. Australia - 42.000 toneladas

Australia es, con mucho, el principal productor mundial de litio, con una producción de 42.000 toneladas en 2019.

La extracción de litio en el país proviene en gran parte de la minería de roca dura de spodumeno, un mineral que contiene altos niveles de litio, así como de aluminio.

La mina de litio de Greenbushes en Australia Occidental - una empresa conjunta entre la empresa estadounidense Albermarle y la china Tianqi Lithium - se considera el mayor proyecto del mundo para extraer el metal.

Aunque es el mayor productor mundial, Australia sólo tiene la quinta mayor reserva de litio conocida en el mundo, estimada en 6,3 millones de toneladas.

2. Chile - 18.000 toneladas

Chile ocupa el segundo lugar en la lista, con una producción de 18.000 toneladas de litio en 2019.

De los tres países que componen el triángulo del litio - Chile, Bolivia y Argentina - la nación ha hecho los progresos más exitosos en el desarrollo de su vasto recurso natural a escala comercial.

Tiene la tercera reserva más grande del mundo del metal, con un total de alrededor de nueve millones de toneladas.

La extracción de litio en Chile, al igual que en otros países sudamericanos, se realiza principalmente mediante la evaporación solar de enormes piscinas de salmuera.

El Salar de Atacama es un recurso clave para la nación, y algunas de las principales compañías mineras de litio del mundo han establecido operaciones allí, incluyendo Albermarle y SQM de Chile.

3. China - 7.500 toneladas

La producción de litio en China alcanzó las 7.500 toneladas en 2019, un ligero aumento con respecto a las 7.100 toneladas del año anterior.

El país es el mayor consumidor de litio del mundo, debido al tamaño de su industria de fabricación de baterías para vehículos eléctricos y electrónica de consumo.

Para complementar su producción interna, China - junto con Corea del Sur y Japón - se encuentra entre los principales importadores de litio del mundo, gran parte del cual se obtiene de productores australianos.

La empresa de litio Tianqi y Ganfeng son dos de los mayores productores chinos del metal, con operaciones mineras tanto nacionales como extranjeras.

4. Argentina - 6.400 toneladas

Parte del famoso triángulo del litio, Argentina produjo 6.400 toneladas del metal en 2019, ocupando el cuarto lugar en la lista de los países más productores del mundo.

La nación sudamericana también alberga las segundas reservas conocidas más grandes del mundo, con 17 millones de toneladas concentradas en vastas salinas en el noroeste del país.

El Salar del Hombre Muerto es un notable recurso de salmueras de litio en Argentina.

Muchas empresas han mostrado interés en invertir en la industria argentina del litio en los últimos años, pero la inestabilidad financiera del país y los problemas para encontrar los conocimientos técnicos adecuados han sido hasta ahora un obstáculo para un progreso más rápido, dado el tamaño de sus reservas.

5. Zimbabwe - 1.600 toneladas

La única nación africana en esta lista, Zimbabwe produjo 1.600 toneladas de litio en 2019, manteniendo el mismo nivel del total del año anterior.

La extracción de roca dura del mineral de litio es el método dominante utilizado en el país.

La mina Bikita, en la provincia de Masvingo, en el sur del país, es la mayor mina de litio en funcionamiento de Zimbabwe, y ha estado activa desde la década de 1950.

El Proyecto de Litio Arcadia, una empresa dirigida por el minero Prospect Resources, con sede en Australia, está a punto de estar listo para su comercialización. La mina tiene su sede justo al este de la capital Harare, en el norte de Zimbabwe.

La industria minera contribuye de manera significativa a la economía nacional de Zimbabwe, aunque el país ha sido históricamente más conocido por su producción de metales preciosos como el oro y el platino que por el litio.

6. Portugal - 1.200 toneladas

Portugal es la sexta nación productora de litio del mundo y el primer productor entre los países europeos, con una producción de 1.200 toneladas en 2019.

Según datos del USGS, el país posee alrededor de 250.000 toneladas de recursos de litio - y 60.000 toneladas medidas en reservas mineras.

El Proyecto de Litio Mina do Barroso, en el norte de Portugal, propiedad de Savannah Resources, con sede en el Reino Unido, y operado por ella, es el depósito de litio más importante de Europa de mineral de spodumeno que contiene litio.

Fuente: World Energy Trade

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Portal Minero • Cobre repunta y anota nuevo máximo en casi siete años

El metal rojo alcanzó los US$3,33685 la libra en la Bolsa de Metales de Londres.

Su mayor nivel en casi siete años alcanzó este jueves el precio del cobre en la Bolsa de Metales de Londres, tras anotar un incremento de 1,63%.

Producto de lo anterior, la materia prima se cotiza en US$3,33685 la libra, valor que se compara con los US$3,28333 la libra del miércoles y los US$3,31213 la libra del martes.

Su actual precio, es su máximo nivel desde el 17 de enero de 2014, cuando el metal rojo se cotizó en US$3,3472 la libra.

Con ello, el promedio del mes se ubicó en US$3,17981 la libra y el anual en US$2,73311 la libra.

Fuente: Portal Minero

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World Energy Trade • Los fundamentos del precio del petróleo comienzan a mostrar fortaleza a largo plazo

La curva de futuros del petróleo, un indicador importante del optimismo de los traders, se ha fortalecido a niveles solo vistos en los primeros días de la pandemia a medida que aumenta la demanda de los compradores asiáticos y crece el optimismo por el éxito de las vacunas para Covid-19.

Dos de los indicadores de diferenciales de precios entre meses más vistos del mercado petrolero, uno que denota fortaleza a corto plazo, el otro que refleja una mejora en la perspectiva a largo plazo, esta semana se volcaron en lo que los operadores llaman backwardation, una estructura que generalmente se ve como un reflejo más ajustado de las condiciones.

Mercado más ajustado

La medida es significativa no solo porque sugiere que los comerciantes están reevaluando las perspectivas de oferta y demanda. Sino que de mantenerse, también podría atraer a inversores que busquen capturar lo que se conoce como rendimiento de renovación: vender el contrato más inmediato y comprar uno posterior a un precio más barato.

“El repunte de los precios ha ido acompañado de un repunte de los diferenciales de tiempo, que normalmente es una señal de unos fundamentos del mercado petrolero más sólidos”, dijo Helge Andre Martinsen, analista senior del mercado petrolero de DNB Bank ASA.

La resiliencia de la demanda en China e India ciertamente ha superado las expectativas.

Los futuros de Brent para enero se negocian ahora por encima de los de febrero, lo que elimina un incentivo para almacenar. Con la demanda asiática recuperándose con fuerza de la pandemia.

En China, el mercado de los viajes aéreos se está acercando a niveles normales y las refinerías han estado comprando crudo de todo el mundo. Eso está ayudando a reducir el exceso récord acumulado a principios de año.

Más adelante en la curva, el WTI para diciembre de 2021 también ha cambiado a una prima sobre los mismos contratos para un año después. Esa brecha se ha recuperado a su nivel más fuerte desde febrero a medida que aumentaron las expectativas de que una vacuna eventualmente elevará la demanda de petróleo nuevamente.

El movimiento de la curva hacia backwardation sugiere que los operadores comenzarán a tener dificultades para mantener el petróleo almacenado. Eso, a su vez, puede significar que se colocarán muchos barriles en el mercado. Al mismo tiempo, también indica que el mercado actualmente necesita esos suministros.

El backwardation es cuando el precio actual de un activo es más alto que los precios que se negocian en el mercado de futuros.

Esta condición de mercado puede ocurrir como resultado de una mayor demanda de un activo actualmente que los contratos que vencen en los próximos meses a través del mercado de futuros.

El empuje de los productores

La curva de aplanamiento también se debe a un aumento de la cobertura por parte de los productores. Cuando los precios generales suban, las compañías petroleras bloquearán sus precios de venta futuros vendiendo a precio de hoy las entregas a futuro (forward curve).

Eso ha estado sucediendo ahora con los perforadores de shale de EE. UU., pero también con productores en el Mar del Norte y África Occidental.

Todavía hay focos de debilidad. Los intercambios clave que valoran el crudo físico durante las próximas seis semanas continúan apuntando a un exceso de oferta en el Mar del Norte, a pesar del repunte de las compras asiáticas, aunque la última mitad de ese período parece equilibrada.

Mientras tanto, las refinerías europeas continúan cerradas, inactivas o restringidas debido a una demanda más débil en medio del último brote de coronavirus.

Eso puede estar haciendo mella en un panorama de demanda por lo demás más optimista de Asia, pero llega en un momento en que la OPEP y sus aliados todavía están reteniendo millones de barriles de crudo del mercado global.

La OPEP + se reunirá a principios de la próxima semana para decidir sus próximas acciones respecto a cuotas de producción.

El repunte de la demanda de petróleo en 2021 es ahora una certeza y los mercados no están esperando para ponerle precio, dijo Bjarne Schieldrop, analista jefe de materias primas de SEB AB. Estos movimientos en la curva a menudo ocurren "mucho antes de que comience el ajuste físico real".

Las cotizaciones a fututo

Los futuros en Nueva York subieron un 1.3% para cotizar por encima de los US$ 45 el barril. Eso siguió a una serie de licitaciones de refinerías chinas e indias que buscaban petróleo crudo para enero, esto es una señal del fortalecimiento en los mercados asiáticos.

  • El WTI para entrega en enero subió un 1.3% a US$ 45.51 el barril
  • El Brent también avanzó un 1.6% a US$ 48.64 el barril

Con la perspectiva de que una vacuna contra el coronavirus mejore las perspectivas a largo plazo del petróleo, ha habido un repunte renovado en la curva de precios para entrega a futuro.

Además de la estructura de la curva de futuros, los precios más alejados también se han movido al alza. Los precios del WTI para 2021 estuvieron en su nivel más alto desde marzo el miércoles, mientras que los de 2022 superaron los US$ 45 para alcanzar su nivel más alto desde septiembre.

Los precios futuros más altos están impulsando el incentivo para que los productores de petróleo aseguren sus suministros para los próximos años.

Mientras tanto, el American Petroleum Institute (API) informó un aumento de 3.8 millones de barriles en los inventarios de crudo de Estados Unidos. Esa sería una tercera semana consecutiva de ganancias si lo confirman las cifras del gobierno que se publicarán más tarde el miércoles.

La estimación mediana de una encuesta de Bloomberg muestra que los inventarios probablemente aumentaron en 225,000 barriles la semana pasada.

Fuente: World Energy Trade

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PV Magazine • Chile es el 11.º país más atractivo del mundo para invertir en renovables

Chile ha avanzado del puesto 13 al 11 de los países más atractivos para invertir en renovables del mundo, según el último informe “Renewable Energy Country Attractiveness Index” (RECAI), elaborado EY (Ernst & Young).

Los confinamientos causados por la pandemia de la Covid-19 no han provocado grandes cambios en los escenarios renovables, según muestra la 56.ª edición del Índice de Atractivo de los Países para la Energía Renovable (RECAI) que elabora EY.

El ranking clasifica a 40 países en cuanto al atractivo de su inversión en energía limpia. Para su calificación, la consultora analiza variables de tipo macroeconómico (estabilidad macroeconómica y facilidad para hacer negocios), mercado de energía (priorización sobre energía renovable y la facilidad de financiación de proyectos renovables) y tecnologías específicas (solar, eólica y otras tecnologías).

En su informe, la consultora afirma que, “si bien hay un enorme crecimiento y potencial de las energías renovables, la estabilidad de la red sigue siendo una barrera para el progreso”.

El hidrógeno y la inteligencia artificial parecen dispuestos a desempeñar un papel fundamental a medida que los países recurren a la tecnología para ayudar a resolver los problemas de la ampliación de las energías renovables.

Un vistazo de lo que podría ser la industria de la energía en el futuro se vio en los meses de marzo a mayo, cuando las medidas de cierre de la Covid-19 dieron como resultado que la proporción de renovables utilizadas en la mezcla de energía se disparara en la mayoría de los países debido a la disminución de la demanda de electricidad, los bajos costos de operación y el acceso prioritario a la red a través de la regulación.

En Europa, hubo casos en que las energías renovables superaron el 50% de la generación total del continente durante el bloqueo. Y al otro lado del Atlántico, en EE. UU., el consumo de renovables fue superior al carbón por primera vez en 130 años.

El artículo detalla la evolución de los mercados de Alemania, la India, Francia, China, Países Bajos, Japón, Portugal, Sudáfrica, México y Egipto.

En América Latina, Chile ha avanzado del puesto 13 al 11, mientras que Brasil adelanta un solo. Lugar, del 16 al 15. Argentina desciende del 18 al 19 y México pasa del 25 al 33.

Fuente: PV Magazine

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América Economía • Ecopetrol se adjudica contrato para primeros pilotos de fracking en Colombia

Se trata de un contrato de US$76 millones, informó la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Tras la adjudicación y firma del contrato del piloto, empezarán los trámites para licencia ambiental y todo el trabajo de socialización y relación con comunidades.

La Agencia Nacional de Hidrocarburos le adjudicó este miércoles a Ecopetrol el contrato para hacer los primeros pilotos de fracturamiento hidráulico (fracking) en Colombia.

Se trata de un contrato de US$76 millones que se realizará en el municipio de Puerto Wilches (Santander).

Tras la adjudicación y firma del contrato del piloto, empezarán los trámites para licencia ambiental y todo el trabajo de socialización y relación con comunidades.

Precisamente este miércoles se conoció que Ecopetrol comenzará en enero de 2021 el trabajo con las comunidades del municipio (de Puerto Wilches).

Durante esta fase se informará a la comunidad sobre los detalles de los pilotos, como el lugar en dónde estará el pozo, y también servirá para recolectar información sobre las infraestructuras de la zona y sobre la calidad del agua.

Ecopetrol también creará un portal que servirá de centro de transparencia para que las comunidades hagan seguimiento a los pilotos. La herramienta virtual dará información de temas claves como las modificaciones de las condiciones del área, si es que se presentan.

Para el sector petrolero el fracking es indispensable para mantener la independencia energética, pues las reservas de crudo se encuentran cercanas a los siete años. Sin embargo, esta práctica es muy cuestionada por los ambientalistas pues alertan que genera serios perjuicios medioambientales.

Fuente: América Economía

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El Periódico de la Energía • Petrobras invertirá más de 46.000 millones de euros hasta 2025

La petrolera estatal brasileña Petrobras realizará una inversión aproximada de 55.000 millones de dólares (46.187 millones de euros) en el periodo comprendido entre 2021 y 2025, de los cuales destinará el 84%, unos 46.000 millones de dólares (38.636 millones de euros), al área de exploración y producción, según ha indicado la compañía en su plan estratégico para el periodo 2021-2025.

De la inversión realizada en exploración y producción, aproximadamente 32.000 millones de dólares (26.871 millones de euros) irán destinados a los activos de campos de presal de la petrolera, de acuerdo con el posicionamiento estratégico de la sociedad, que busca enfocarse en sus activos de aguas profundas y ultraprofundas, de los cuales es propietaria natural.

El ritmo de crucero de las inversiones se incrementará hasta 2023, cuando la inversión alcance su punto más alto, para después volver a moderar la inversión hasta 2025.

Así, el plan comenzará con 10.200 millones de dólares (8.565,4 millones de euros) en 2021, siguiendo con 11.000 millones de dólares (9.237,2 millones de euros) en 2022, 11.900 millones de dólares (9.992,9 millones de euros) en 2023, 11.600 millones de dólares (9.741 millones de euros) en 2024 y, por último, 10.500 millones de dólares (8.817,2 millones de euros) en 2025.

En todo el periodo la mayor inversión se realizará en el área de exploración y producción, siendo en 2023 cuando alcance su cifra más alta, hasta 10.500 millones de dólares (8.817,2 millones de euros).

La empresa también ha subrayado que durante el periodo se limitará a aprobar nuevos proyectos que puedan ser rentables y resilientes a situaciones en las que el precio del barril de brent pueda llegar a los 35 dólares.

Por otro lado, la petrolera ha indicado que la reducción de deuda y el desapalancamiento financiero serán una prioridad en su estrategia, con la generación de flujo de caja operativo y las desinversiones como pilares fundamentales para estos propósitos.

«Nuestro portafolio de desinversiones cuenta con más de 50 activos en diferentes procesos de venta. Al mismo tiempo que el alivio de deuda, las desinversiones contribuyen a mejorar la localización de capital y consecuentemente a crear valor para nuestros accionistas», ha resaltado Petrobras.

En esta línea, ha destacado que desde enero de 2019 hasta septiembre de 2020, se redujo la deuda bruta en unos 31.000 millones de dólares (26.040 millones de euros) a pesar de los impactos de la pandemia. El objetivo a 2021 se mantiene en una deuda bruta total de 67.000 millones de dólares (56.280,7 millones de euros), mientras que para 2022 la meta es de 60.000 millones de dólares (50.400 millones de euros).

Fuente: El Periódico de la Energía

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