Energia:El Primer Portal Energético de Latinoamerica

El precio del barril de crudo cede por primera vez en semanas, tras el anuncio del departamento de Energía estadounidense publicando un aumento en las reservas de crudo.

La semana pasada, las reservas semanales estadounidenses de crudo subieron la semana pasada en 4,3 millones de barriles, hasta los 287,1 millones, las de gasolina ascendieron en 2,2 millones de barriles, hasta los 215,3 millones, y las de destilados crecieron en 1,1 millones de barriles para situarse en 129,8 millones.

Ante este escenario, el barril de WTI, que cerro ayer a 91.90, cotizaba hoy a 89,26 dólares. Mientras que el barril de Brent lo hacia 89,19 dólares
Al anuncio semanal de reservas se suma el informe mensual de la Agencia Internacional de la Energía, que revisaba al alza la demanda de crudo en 2007 y mantenía estable su previsión para 2008. Así, la AIE revisaba al alza en 150.000 barriles diarios la demanda de crudo en 2007, hasta 85,8 millones de barriles diarios, y mantenía estable la previsión para 2008 en 87,8 millones de barriles diarios.

Sin embargo, dada la situación económica que vive EE.UU., la AIE no destaca que la demanda para 2008 pueda verse afectaba por la recesión en Estados Unidos.

El temporal de lluvia y viento que azota estos días el norte peninsular ha permitido que la energía eólica haya registrado un nuevo máximo de producción eólica. Así, según datos del Operador del Sistema eléctrico, la producción eólica ha alcanzado en el día de ayer un máximo de potencia instantánea con 9.563 MW a las 15.27 horas, lo que representó el 25 % de la demanda eléctrica peninsular de ese momento. También se ha registrado un máximo de producción eólica horaria con 9.328 MWh entre las 15.00 y las 16.00 horas.

Los anteriores máximos se habían alcanzado el 19 de marzo del 2007, con 8.375 MW de potencia instantánea y 8.298 MWh de producción eólica entre las 17.00 y las 18.00 horas.

La demanda peninsular de energía eléctrica a las 15.27 horas ascendía a 36.638 MW y fue cubierta de la siguiente manera:
-Régimen Especial 11%
-Carbón 15%
-Nuclear 16%
-Ciclo combinado 29%
-Fuel gas 1%
-Hidráulica 3%
-Eólica 25%

Las precipitaciones registradas la semana pasada en la vertiente Atlántica, donde la máxima se daba en Vigo con 83 litros por m2, han hecho subir ligeramente los niveles de reserva hidráulica un 0.6% con respecto a la semana anterior.
Así, con 22.975 hm³ de agua embalsada, la reserva alcanza el 42.4% de su capacidad total.

Esta semana, las cuencas internas de Cataluña han disminuido 1 hm³, mientras que la cuenca del Tajo aumenta 86 hm³.

La reserva por ámbitos es la siguiente:
-Galicia Costa se encuentra al 42,3%
-Norte I (sur de Galicia y norte de León) al 45,2 %
-Norte II (Asturias y Cantabria) al 60,8%
-Norte III (País Vasco excepto sus cuencas internas) al 83,1%
-Cuencas internas del País Vasco al 66,7%
-Duero al 50,9%
-Tajo al 42,3 %
-Guadiana (Castilla-La Mancha y Extremadura) al 54,6%
-Cuenca Atlántica Andaluza al 39,1%
-Guadalquivir al 35,8%
-Cuenca Mediterránea Andaluza al 26,5%
-Segura al 16,6%
-Júcar al 20,8%
-Ebro al 42,6%
-Cuencas internas de Cataluña al 24,2%

Mientras Bruselas busca alternativas para alcanzar su ambicioso objetivo de conseguir que el 20% de las fuentes de generación de energía sea de origen renovables para 2020. Dos de los principales países líderes en este tipo de generación, España y Alemania, han mostrado sin embargo su negativa a crear un mercado de energías renovables a nivel europeo.

Tanto España como Alemania consideran que éste no seria compatible con las primas que estos países ofrecen a este tipo de generación para que sea rentable. De ahí que, al parecer, los Ministros de Industria de ambos países, Joan Clos por España y Sigmar Gabril por Alemania, hayan notificado a Bruselas su postura al respecto.

Esta advertencia de los dos países lideres en energía eólica llega en vísperas de que la CE apruebe sus propuestas legislativas en materia energética. Precisamente, donde Bruselas estudia un sistema de garantías de origen de la generación eléctrica, como modo de alcanzar sus objetivo del 20%.
No sólo los Gobiernos muestran su preocupación ante un mercado que pude ser incompatible con las subvenciones que estos ofrecen a la energía eólica y solar, sino que desde la propia Asociación Europea de Energía Eólica, se teme que un comercio virtual obligue a los países a ajustar sus mecanismos de apoyo para mantener la producción nacional. La Asociación pide que la posibilidad de colocar títulos en el mercado se limite a los países que ya hayan conseguido su objetivo de renovables.
Esta pendiente ver ahora el reparto que hará Bruselas entre los países miembro de los niveles de cuotas de renovables que deben alcanzar cada uno para 2020.

La petrolera Repsol anuncia un nuevo descubrimiento de gas en Perú. Según comunica la compañía, el consorcio en el que participa la compañía junto con Petrobrás y con Burlington Resources Perú en la explotación del yacimiento Kinteroni, anuncia el descubrimiento de un yacimiento de gas que en la primeras pruebas de producción registra un caudal de 1 millón de metros cúbicos de gas diarios (0,365 bcm/año), y 198 metros cúbicos por día de hidrocarburos líquidos asociados (72.270 metros cúbicos/año).

El pozo exploratorio Kinteroni X1 del bloque 57, ubicado en el departamento de Cuzco, tiene una longitud superior a los 22 kilómetros, y aproximadamente 115 metros de reservorios netos de gas y condensados. Según los datos iniciales por dimensión y estructura, se supone que éste puede albergar volúmenes cercanos a 2TCF ( 56 bcm).

Repsol es el operador del consorcio que explotará el campo Kinteroni X1, con una participación del 41%, y en él, también participan Petrobrás con un 35,15% y Burlington Resources Perú con un 23,85%.

El nuevo yacimiento está localizado al norte de los bloques 88 y 56, participados por Repsol y de los que proviene la producción del proyecto Camisea.
El descubrimiento de Kinteroni X1 se enmarca en una de las principales líneas estratégicas de la compañía, que contempla el crecimiento del negocio de exploración y producción (upstream) y la mayor presencia en negocios integrados de gas natural licuado (GNL).

La operación de compra de Energy East por Iberdrola encuentra su primera barrera. Al parecer, la Comisión de Servicios Públicos del Estado de Nueva York habría condicionado su visto bueno a la misma, a que la compañía española cumpla una serie de condiciones entre las que se encontraría: una rebaja de tarifas; un aumento de la calidad del servicio; el refuerzo financiero de la empresa adquirida y; la desinversión de activos de generación.

Ante la disconformidad de las partes, Iberdrola habría recurrido a un juzgado de lo civil para que arbitre las negociaciones.
Después de obtener los permisos pertinentes sin condiciones por parte de los Estados de Connecticut y New Hampshire y donde tiene casi cerrado la autorización de Maine, se ha encontrado con la oposición en el Estado de Nueva York. Precisamente, ha sido en este Estado donde la compañía que no tiene clientes de gas ni luz, sino sólo un parque eólico, ha visto con la PSC le ha impuesto una serie de condiciones, que son consideradas desproporcionadas por la electrica.

La duda esta ahora en si este arbitraje retrasará la operación, o si las negociaciones llegarán a buen puerto y en el tiempo previsto.

Finalmente la petroleras que operan en Argentina han tenido que ceder a la nueva normativa aplicada por el Gobierno del país.
La semana pasada el Ejecutivo argentino prohibía las exportaciones de carburantes líquidos para hacer frente a la escasez del mercado interno. Ademas, obligaba a las compañías a bajar los precios a niveles de los del 31 de octubre de 2007.

Al parecer las petroleras entre las que se encuentra la española Repsol YPF han aceptado las presiones del Gobierno argentino y reducirán éstos,al menos un 10%. Las petroleras se han comprometido a eliminar los aumentos de los últimos meses, que en 2007 llegó al 62%.

Desde la filial de Repsol YPF, aseguraron que a partir de este sábado el 90% de las estaciones de la red deberían tener los precios vigentes hace dos meses y medio.
Gracias al acuerdo de “colaboración” alcanzado entre las partes, desde la secretaria de Comercio se anuncia que “si se comprueba la efectividad de las bajas de precios, las exportaciones serán admitidas nuevamente este mismo fin de semana”.

Y para no ser menos y seguir con su política de inestabilidad jurídica, desde Venezuela su compañía petrolífera estatal, Petróleos de Venezuela S.A (PDVSA), anuncia la reducción del período de pago del impuesto de hidrocarburos, de 30 días a 8, a las compañías extranjeras que operan en el país. Según PDVSA, con el objetivo de resguardar los intereses de Venezuela en el mercado internacional de hidrocarburos y hacer frente a la debilidad del dólar frente a otras monedas.

Tras el acuerdo tácito alcanzado por los Gobiernos español y francés con respecto al trazado que ampliará la capacidad de interconexión eléctrica entre ambos países. El coordinador europeo de la interconexión eléctrica entre Francia y España, Mario Monti, ha presentado en dicha Cumbre bilateral, su primer informe al proyecto.

Así, en dicho informe, Monti ofrece una descripción pormenorizada del proyecto, los interrogantes pendientes y una serie de
recomendaciones.

Las recomendaciones de Mario Monti a Francia y a España, que han sido respaldadas por ambos Gobiernos, servirán para determinar el compromiso técnico, económico y medioambiental más adecuado, teniendo en cuenta al mismo tiempo las expectativas de las poblaciones vecinas.
Mario Monti visitará próximamente las regiones afectadas por este proyecto, con el fin de presentar personalmente su informe a los representantes locales y a las asociaciones.

En su informe preliminar Monti destaca que:
1. A pesar de las dificultades a las que debe hacer frente el proyecto, ha sido posible iniciar una dinámica positiva a su alrededor y contar con la colaboración de los representante de ambos países.

2. Hasta ahora, no se ha tomado la decisión de elaborar un verdadero proyecto común, sino que cada Estado ha preferido encargar a sus gestores de red el desarrollo de dos proyectos, ciertamente coordinados, pero que se han mantenido bien distintos. Este planteamiento, que no permite tener una visión de conjunto, lo que ha podido perjudicar la coherencia misma del proyecto.
3. Las partes han manifestado sus dudas respecto a:

i)una incomprensión difusa en relación con un proyecto cuya justificación es puesta en duda, en particular al nivel local;

ii) un deseo por parte de las poblaciones locales de disponer de una visión a largo plazo del desarrollo de las interconexiones eléctricas entre los dos países;

iii) una gran preocupación en cuanto al impacto medioambiental y económico de un proyecto de tal envergadura sobre el patrimonio – paisajístico en particular – de los territorios afectados por la construcción de la línea.

4. La justificación del proyecto es uno de los puntos clave con los que éste tropieza y que exige un esfuerzo especial de comunicación por parte de ambos Estados miembros, así como de los dos gestores de las redes.

5. Destaca el distinto grado de interés en el proyecto. interconexión, el grado de interés difiere según el punto de vista español o el francés. El interés por el proyecto es ciertamente mayor en España que en Francia, que cuenta con conexiones ya muy desarrolladas con el resto de la red UCTE que le garantizan una mayor capacidad de ayuda – repartida entre varios países – en caso de necesidad.

6. Para justificar un proyecto de la envergadura de la MAT, Monti se plantea tres cuestiones fundamentales:

- ¿Constituye una alternativa el refuerzo de una línea existente (Vic-Baixàs,por ejemplo) para aumentar la capacidad de los intercambios entre los dos países, evitando así la construcción de una nueva infraestructura entre el departamento de los Pirineos Orientales y Cataluña?

- ¿Qué opciones tecnológicas posibles hoy en día son al mismo tiempo soportables desde el punto de vista financiero?

- ¿Qué medidas complementarias pueden preverse para hacer más aceptable la realización de esta línea? ¿Se puede, en particular, reestructurar las redes actuales eliminando algunos de los tendidos aéreos existentes?

7. También, estima que hay que considerar la posibilidad de aplicar opciones técnicas que son hoy todavía excepciones – como el soterramiento parcial de la línea – , en particular ahí donde atraviese un medio natural especialmente delicado.

Por tanto, Monti considera necesario que Francia y España se comprometan a dar respuesta a todos esos interrogantes de aquí a finales del mes de junio de 2008.

La inestabilidad geopolítica en Nigeria junto con un nuevo descenso de las reservas en EE.UU. ha vuelto a marcar la tendencia ascendente del barril de crudo en los mercados internacionales.

Así, tras conocerse nuevos enfrentamientos en Nigeria por parte del grupo para la Emancipación del Delta de Nigeria hacia gasoductos del país y tras anunciar el Dpto. de Energía de EE.UU. un descenso en los inventarios de crudo en 6,74 millones de barriles, hasta los 282,8 millones, la cotización tanto del Brent como del WTI subían a razón de un dólar en sus respectivos mercados.

El descenso en los inventarios de crudo pudo mas sobre el ascenso que registraron, por el contrario, las reservas de gasolina que aumentaron en 5,22 millones de barriles, hasta los 213,1 millones, y las reservas de destilados, que lo hicieron en 1,52 millones de barriles para situarse en 128,7 millones.

El barril de West Texas Intermediate, referencia en EE.UU., alcanzaba los 97,35 dólares. Por su parte, el precio del barril de Brent, referencia en Europa, cotizaba a 96,12 dólares.

Tras las precipitaciones registradas la semana pasada, donde la máxima se dio en Vigo con 98,9 litros por metro cuadrado, los niveles de reserva hidráulica suben un 0.4% (206 hm3) con respecto a los niveles de la semana anterior.
Así, con 22.672 hm³ de agua embalsada, la reserva hidráulica se sitúa al 41,9% de su capacidad total.

Esta semana, las cuencas internas de Cataluña han disminuido 3 hm³, mientras que la cuenca del Tajo aumenta 88 hm³.

Por ámbitos la reserva se encuentra al:
35,7%, Galicia Costa
45 %, Norte I (sur de Galicia y norte de León)
58,5%, Norte II (Asturias y Cantabria)
83,1%, .Norte III (País Vasco excepto sus cuencas internas)
66,7%, Cuencas internas del País Vasco
50,3%, Duero
41,6 % ,Tajo
54,5%, Guadiana (Castilla-La Mancha y Extremadura)
38,7%, Cuenca Atlántica Andaluza
35,6%, Guadalquivir
26,4%, Cuenca Mediterránea Andaluza
16%, Segura
20,5%, Júcar
41,7%, Ebro
24,3%, Cuencas internas de Cataluña