Petromercado

Información sobre el sector petrolífero

Home Noticias

Noticias

Una revolución a todo gas

E-mail Imprimir PDF

 

El primer importador de gas natural del mundo, EE UU, se prepara para convertirse en exportador; Argentina, dependiente del gas boliviano, dice haber duplicado sus reservas de una sola tacada; los precios del gas natural tienden a desligarse del petróleo y bajan; las plantas regasificadoras (que procesan el gas importado mediante barcos) se transforman en plantas que comprimen y licúan el gas para exportarlo; de pronto, sobran buques metaneros... en pocas ocasiones se puede observar un cambio del tal magnitud en un negocio y pocas veces se puede escuchar a un directivo de la conservadora industria del petróleo hablar de "revolución". El primero en hacerlo fue el ejecutivo de BP, Tony Hayward. "Revolución silenciosa" fue la expresión que utilizó para describir lo que está pasando en el negocio del gas.
 
Todo se debe a los hallazgos de lo que se denomina "gas no convencional" (unconventional gas). No se trata de un nuevo tipo de hidrocarburo. Se denomina no convencional porque se extrae de donde antes no se podía, con tecnología que no existía y con costes que ya permiten obtener beneficios a las empresas. La denominación "no convencional" engloba al denominado shale gas (gas de esquisto), el tight gas (gas extraído de arenas compactas) y el coal bed methane (metano del manto de carbón).
 
Es una fiebre. En EE UU, compañías petroleras de tamaño medio comenzaron en los años ochenta a trabajar en la extracción de gas de lo que los geólogos llaman roca madre, la fuente de la que fluían el petróleo y el gas de los pozos tradicionales. Su éxito ha sido tal que las grandes empresas del sector, de Exxon a BP, pasando por ENI, Shell o Statoil han invertido 44.000 millones de euros en apenas dos años para entrar en el negocio, según los datos que maneja Gas Natural Fenosa. Lo han hecho con acuerdos y compras a compañías más modestas como Chesapeake, Exco, XTO Energy, Atlas o Duvenay, que apostaron por la explotación del nuevo gas y se hicieron con los derechos de explotación en millones de acres.
 
Con técnicas novedosas (perforación en horizontal, fracking o inyección de agua a presión con productos químicos), la roca madre, fracturada y estrujada, suelta su tesoro: nuevo gas allí donde se había agotado el hidrocarburo más accesible. Yacimientos agotados, muertos, rejuvenecen. Resultado: según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), de pronto las reservas mundiales de gas natural se elevan a 32.511 billones de pies cúbicos (910.000 billones de metros cúbicos) y países como EE UU, que consume cada año 646 bcm (miles de millones de metros cúbicos) se convierten en autosuficientes, con reservas que pueden durar un siglo.
 
El cambio es profundo. El gas no convencional -en realidad gases, porque se denominan de forma diversa según el lugar de la extracción- puede encontrarse en amplias zonas de EE UU, Europa, Asia y Australia. En general coinciden con yacimientos de petróleo, formaciones de pizarra, minas de carbón y áreas arcillosas. En la lotería geológica, el premio, en forma de nuevo gas "no convencional" parece haberle correspondido, en Europa, a Polonia, Suecia, Alemania, Hungría, Austria y posiblemente Francia. En España, se trabaja -con perspectivas modestas, todo hay que decirlo- en la zona norte, incluida la región del Ebro y la de los Pirineos. Pero aunque el potencial es grande (la AIE estima las reservas de gas no convencional en Europa suficientes para cuatro décadas), será difícil reproducir el éxito logrado en EE UU. La razón, explica José Carlos Vicente Bravo (División Upstream de Repsol YPF), es que el éxito de la explotación de estas reservas depende de, al menos, "un triángulo del que forman parte los costes, las características geológicas de la zona y la fiscalidad". Hay que tener en cuenta, además, que exprimir la roca madre es una ardua tarea: hay que hacer muchos pozos que, aunque inicialmente -en semanas- producen mucho, luego dan un caudal escaso. Aunque bien puede durar décadas.
 
En EE UU, donde amplias zonas del país como el estado de Tejas están poco pobladas y además tiene cultura petrolera, la explotación de nuevos recursos de gas no convencional es más fácil que en Europa. Más aún si se tiene en cuenta que EE UU es, probablemente, el único país del mundo en que el dueño de un terreno lo es también del subsuelo y de su contenido. Compañías pioneras como Barnett o Chesapeake hicieron un trabajo de hormiga, adquiriendo derechos de explotación.
 
El aumento de reservas en EE UU y las perspectivas de hallazgos en otras zonas del mundo han tenido un impacto global. Inversiones en proyectos para exportar gas de países del norte de África y del golfo Pérsico se han paralizado. La relación de fuerzas entre países compradores y vendedores también puede resultar afectada. Un ejemplo reciente: Gas Natural Fenosa, que comercializa el gas argelino de la estatal Sonatrach, con la que mantiene diferencias que han llegado a los tribunales, ha llegado a un principio de acuerdo con la compañía estadounidense Cheniere para participar en la planta de gas de Sabine Pass (Tejas) y comercializar algún día desde EE UU gas a otras partes del mundo. Sonatrach podría perder peso en la relación con Gas Natural.
 
De la misma manera, países exportadores como Rusia podrían perder parte de su poder sobre los mercados del norte y el centro de Europa. La "revolución silenciosa" da para más. Un desarrollo del negocio, con gas abundante, barato y relativamente menos contaminante que el carbón y el petróleo podría afectar al desarrollo de las renovables. Y para que no falte ningún elemento, también hay polémica por las consecuencias medioambientales de las nuevas explotaciones.
 
Fuente : El País
 

Las renovables han cubierto el 35% de la demanda eléctrica en 2010

E-mail Imprimir PDF

 

La demanda peninsular de energía eléctrica durante el año 2010 ha sido de 259.940 GWh, un 2,9% superior a la del año 2009, según Red Eléctrica, el operador del sistema eléctrico nacional. A pesar de ello, España ha exportado más electricidad que nunca antes (casi 8.500 GWh). Más aún: las energías renovables han aportado este año al mix eléctrico nacional seis puntos más que el año pasado, hasta alcanzar el 35%, más que el gas y el carbón juntos.
 
La generación eólica, que ha crecido un 18,5% en 2010, ha elevado su participación en la cobertura total de la demanda hasta el 16%. La producción hidráulica ha crecido aún más (un 59%), favorecida ella por las abundantes lluvias registradas en gran parte del año 2010. Ello ha hecho posible, según datos de Red Eléctrica de España, que el producible hidráulico se haya situado en 36.568 GWh, "el más elevado desde 1997, un 30% superior al valor histórico medio y un 65% superior al del año 2009". Así, el agua ha generado el 14% de los kilovatios que ha demandado España en 2010, frente al 9% del año anterior.
 
Por el contrario, el carbón y el ciclo combinado han registrado descensos de producción del 34% y 17%, respectivamente, en relación al pasado año. Así, el carbón ha aportado el 8% de la electricidad que ha demandado el país, mientras que de las centrales térmicas que queman gas natural ha salido el 23% de los kilovatios eléctricos. Las centrales nucleares se han quedado en el 21%; el fuel gas, en el 1%. Mención aparte merecen la solar, que ha aportado el 2%; "otras renovables", 4%; y la cogeneración, 12%.
 
Además, y según el balance de REE, 2010 ha dejado varios registros históricos. Así, el 19 de julio se alcanzó una nueva plusmarca de potencia instantánea de verano, con 41.318 MW, y de potencia media horaria, con 40.934 MW entre las 13.00 y las 14.00 horas. Asimismo, la energía eólica superó en varias ocasiones los anteriores máximos de potencia instantánea, de energía horaria y de energía diaria. El 9 de noviembre se registraron nuevos máximos históricos de producción eólica: 14.962 MW de potencia instantánea, y 315.258 MWh de producción diaria, el 43% de la demanda eléctrica de ese día.
 
Batiendo marcas
Así mismo, en febrero se produjo un máximo mensual de energía eólica, que cubrió el 21% de la demanda de ese mes. Sin embargo –señala REE–, "la variabilidad que caracteriza esta energía ha dado lugar a situaciones extremas como la producida el mismo 9 de noviembre en la que el 54% de la demanda fue cubierta por esta energía a las 3.35 horas, mientras que el 26 de junio, a las 10.32 horas, apenas cubrió el 1%". La mayor aportación renovable, conjugada con el descenso del gas y el carbón, han contribuido en todo caso "a reducir las emisiones de CO2 del sector eléctrico un 20% con respecto al 2009, estimadas en 58,7 millones de toneladas este año", según los datos difundidos por REE.
 
Por fin, y según el balance anual del operador, la potencia instalada en el parque generador tuvo un crecimiento neto de 3.717 MW durante el año 2010, alcanzando un total de 97.447 MW, lo que supone un incremento del 4% respecto a la del año anterior. La mayor parte de esta nueva potencia proviene de la entrada de 2.154 MW de ciclo combinado y 1.634 MW de instalaciones de origen renovable, de los que 1.094 MW corresponden a parques eólicos, y 540 MW a plantas de energía solar. En cuanto a las bajas, se ha cerrado un grupo de fuel-gas con una potencia de 148 MW.
 
Por séptimo año consecutivo, el saldo de los intercambios internacionales ha resultado exportador con 8.490 GWh, un 4,8% superior al del 2009. Este aumento proviene principalmente del cambio de signo del saldo neto de intercambio con Francia, que pasa a ser exportador como consecuencia tanto de un aumento del 45% de las exportaciones, como de un descenso del 49% de las importaciones. Así, España ha exportado 1.387 GWh a Francia, 2.931 GWh a Portugal, 270 GWh a Andorra y 3.902 GWh a Marruecos.
 
Fuente : www.energias-renovables.com 
 

La ampliación de la recogida de aceites usados permitirá construir tres nuevas plantas de biodiésel en Castilla y León

E-mail Imprimir PDF

Tomás Villanueva, consejero de Economía y Empleo de Castilla y León, recordó que está avanzada la construcción de tres nuevas plantas de biodiésel en la región, “cuya viabilidad se impulsa mediante la recogida de estos aceites”. Las declaraciones, recogidas por Europa Press, tuvieron lugar durante la presentación de la ampliación de la campaña de recogida y reciclaje de aceite vegetal de uso doméstico a 35 municipios.

En el acto de extensión de una campaña que ya realizó una ampliación importante a comienzos de 2010, acompañaban a Tomás Villanueva, también vicepresidente segundo de la Junta de Castilla y León, la vicepresidenta primera y consejera de Medio Ambiente, María Jesús Ruiz, y representantes de 11 entidades locales de la comunidad autónoma. Todos firmaron el viernes un convenio con el objetivo de implantar y mantener un sistema de reciclaje de aceites usados domésticos mediante contenedores específicos y contratar un gestor autorizado para la recogida y valorización del aceite, asegurando su conversión en biodiésel.
Tomás Villanueva mencionó que hay cinco plantas en la región con una producción anual de más de 160.000 toneladas por año, y “están avanzadas otras tres plantas, cuya viabilidad se impulsa mediante la recogida de estos aceites”. Además, recordó que hay obligación de incrementar el consumo de biocarburantes hasta llegar al 5,83% en 2010 sobre gasóleos y gasolinas, y concretó que “en la Comunidad, que consume el 8,8% del total nacional, se consumiría entre 103.000 y 166.000 toneladas anuales”.

Hasta el momento, se han recogido 30.000 kilos más que en 2009
Según datos aportados por la Consejería de Medio Ambiente, gracias a las actuaciones realizadas en los municipios de más de 20.000 habitantes, hasta ahora se han recogido más de 150 toneladas de aceite usado, se han instalado 202 contenedores, distribuido más de 30.000 embudos para facilitar la recogida del residuo y organizado actividades lúdicas y educativas en las que han participado de forma directa cerca de 14.000 personas. Las cifras de recogida ya son mayores que las de 2009, que en los doce meses no superaron las 120 toneladas.

Las once entidades locales de Castilla y León que han firmando el convenio son Arévalo, Candeleda y Las Navas del Marqués (Ávila); Benavente y Toro (Zamora); León, Mancomunidad de Municipios del Sur de León, Valverde de la Virgen, Villaquilambre y Fabero (León); y Santa Marta de Tormes (Salamanca).  El convenio permitirá la realización de acciones encaminadas a mejorar la recogida y gestión del aceite usado vegetal de origen domiciliario en 35 municipios de Ávila, Burgos, León, Salamanca y Zamora, con una población objetivo de 80.000 habitantes y con una inversión de 34.720 euros.

El Eren se hace cargo de la información y sensibilización
La nota de prensa de la Consejería añade que esta campaña se suma a la iniciada en enero de 2010 con una decena de entidades locales de más de 20.000 habitantes, que supuso una inversión de 230.800 euros en Aranda de Duero y Miranda de Ebro (Burgos), Laguna de Duero y Medina del Campo (Valladolid), Ponferrada y San Andrés del Rabanedo (León), Palencia, Salamanca, Segovia, Soria y Valladolid.

Como ha ocurrido también hasta ahora, el Ente Regional de la Energía (Eren), en coordinación con la Consejería de Medio Ambiente, pondrá en marcha la campaña de información y sensibilización de recogida de aceites vegetales, con charlas en colegios, centros de acción social, asociaciones de amas de casa, de consumidores y usuarios y puntos de información en centros comerciales. El conjunto de la iniciativa se enmarca en el Plan de Residuos Urbanos y de Envases de Castilla y León.

Fuente : Energias-renovables.com

 

Mal clima impulsa precios del petróleo

E-mail Imprimir PDF

El petróleo subió el lunes impulsado por un fuerte avance de los precios de la gasolina, en medio de las expectativas de una mayor demanda por los feriados de fin de año y por el clima frío en el hemisferio norte.

Un dólar más fuerte y preocupaciones sobre deuda en la zona euro limitaban las ganancias.

El contrato estadounidense para entrega en enero, que venció al cierre, ganó 79 centavos a 88.81 dólares el barril, con operaciones entre 87.26 y 88.98 dólares.

Los precios del crudo alcanzaron un máximo de 26 meses de 90.76 dólares el 7 de diciembre.

El crudo estadounidense para entrega en febrero avanzó 68 centavos a 89.29 dólares.

El contrato Brent para febrero trepó a 92.74 dólares.

La gasolina reformulada para enero subió 6 centavos, o 2.59%, a 2.3778 dólares el galón.

Un ducto cerrado en Nigeria en medio de una mayor actividad de milicianos y tensiones en la península coreana también ayudaban a dar soporte al crudo.

La nieve y las bajas temperaturas interrumpieron las actividades en el norte de Europa por tercer día consecutivo el lunes, dejando varados a los viajeros, afectando el tránsito vehicular y provocando el cierre de escuelas.

Las temperaturas en el noreste de Estados Unidos, la mayor región consumidora de combustible para calefacción estaría casi por debajo de lo normal esta semana.

En las cercanías del término del año, se mantenía la cautela de los inversionistas sobre los problemas de deuda en la zona euro.

El índice dólar se fortalecía y el euro bajaba luego de que la clasificadora de riesgo Good's dijo que podría rebajar la calificación de algunos bancos españoles.

Una moneda estadounidense más fuerte puede presionar a los precios del petróleo debido a que se vuelve más caro para los tenedores de otras divisas.

"El impulso económico está creciendo a medida que nos acercamos a fin de año, según los reportes que hemos visto hasta el momento", dijo Phil Wynn, analista de Prognes Resecar.

"El dólar está fuerte por continuas preocupaciones sobre los problemas fiscales de la zona euro y eso está limitando cualquier ganancia conseguida por los precios del petróleo", agregó.

Un sondeo mensual de Reuters sobre los precios del crudo mostró un aumento en las estimaciones para el 2011. Analistas esperan que los valores del petróleo promedien 86 dólares por barril el próximo año, casi 3 dólares más que lo proyectado en la encuesta del mes anterior.

Los inversionistas estarán atentos a los reportes semanales de inventarios petroleros para ver si las existencias de gasolina en Estados Unidos muestran signos de que el suministro está siendo llevado a estanques de minoristas en anticipo de un aumento en la demanda por viajes navideños.

Los datos de inventarios de crudo en Estados Unidos del Instituto Americano del Petróleo (API) y el informe del Gobierno serán divulgados esta semana.

Fuente : El Economista Mexico

 

El gas licuado por canalización sube un 13% en apenas un mes y cierra el año con un alza de 26%

E-mail Imprimir PDF

 

El precio máximo del término variable de la tarifa para usuarios finales de los gases licuados del petróleo (GLP) por canalización antes de impuestos se situará a partir de mañana en 106,42 céntimos por kilogramo.
 
   Esta cifra supone un incremento del 13% con respecto a los 93,9 céntimos por kilogramo de noviembre, así como el mayor incremento mensual del año, que cerrará con un alza del 26%, en un contexto de encarecimiento de los combustibles fósiles.
 
   De hecho, el GLP por canalización ya experimentó en noviembre un fuerte incremento, del 6,7%, y ha venido subiendo durante el ejercicio mes a mes, con la excepción de abaratamientos puntuales registrados en abril, junio y agosto.
 
   Además, según el Boletín Oficial del Estado (BOE) de ayer, el término fijo de este combustible mantiene su precio en 1,51 euros al mes, mientras que el precio del GLP canalizado para su distribución a granel subió un 15%, hasta 79,91 céntimos por kilogramo.
 
   La revisión se realiza mediante una fórmula automática que pondera el precio de la materia prima, el flete y la cotización entre el euro y el dólar.
 

Los márgenes de carburantes superan 3 céntimos el litro la media europea

E-mail Imprimir PDF

 

Los márgenes brutos medios mensuales de la gasolina y del gasóleo en España superaron en la primera semana de diciembre en hasta 3,09 céntimos por litro la media de la Unión Europea, según consta en el último boletín de supervisión semanal del mercado de hidrocarburos, elaborado por la Comisión Nacional de la Energía (CNE).
 
   En concreto, la diferencia en los márgenes en el caso de la gasolina se situó en 3,09 céntimos, mientras que en el del gasóleo fue de 1,83 euros. Estas cifras suponen un incremento con respecto a las recogidas en el último informe mensual elaborado por el regulador sobre los precios de los carburantes, correspondiente al mes de octubre.
 
   En concreto, los márgenes en octubre eran de 13,26 céntimos por litro en el caso de la gasolina y de 13,69 céntimos en el del gasóleo, y el diferencial con respecto a la media comunitaria se situaba en 2,2 céntimos y en 1,56 céntimos, respectivamente.
 
   Los precios de la gasolina y del gasóleo se encuentran tras el Puente de la Constitución en sus niveles máximos desde 2008. La gasolina se ha encarecido un 2% en apenas una semana y se consolida por encima de 1,2 euros el litro, mientras que el gasóleo marca 1,147 euros el litro.
 
   Si bien los carburantes siguen siendo más baratos que en la media comunitaria, los precios antes de impuestos se sitúan por encima. El precio sin impuestos del litro de gasolina alcanza los 0,601 euros en España, frente a los 0,564 euros en la UE de los 27, mientras que en el caso del gasóleo alcanza los 0,627 euros en España, frente a los 0,604 euros en la UE de los 27.
 
SUPERVISIÓN DE GASOLINERAS.
 
   En su reunión de ayer, el consejo de administración de la CNE recordó que durante el presente ejercicio ha venido incrementando su labor supervisora sobre las estaciones de servicio y ha propuesto varias medidas para mejorar su competencia.
 
   El organismo presidido por María Teresa Costa indica que tanto en el segundo informe de supervisión de hidrocarburos de este año como en el presentado recientemente sobre precios en la autopista AP-7, así como en el expediente de 2009, ha venido proponiendo "acciones a los diversos organismos con el objeto de mejorar la competencia en el sector de estaciones de servicio", al tiempo que ha incrementado su "labor supervisora".
 

La demanda de gas natural convencional alcanza récord histórico por las bajas temperaturas

E-mail Imprimir PDF

 

La demanda de gas natural convencional en España alcanzó ayer un máximo de 1.166 gigavatios hora (GWh), lo que supone un nuevo récord histórico de consumo.
 
En una nota, el gestor técnico del sistema gasista, Enagás, indica que este récord se debe principalmente al efecto de las bajas temperaturas registradas durante la jornada.
 
La cota de ayer supone un incremento del 1,4% con respecto al anterior récord, alcanzado el 12 de enero de este año, con 1.150 GWh. La demanda de gas natural convencional se refiere a la de los hogares, comercios, industria y cogeneración, y excluye la utilizada para generar electricidad.
 
Enagás asegura que si las entregas de gas natural para generación de electricidad hubieran registrado una cifra similar a la de los días de máximo consumo de inviernos anteriores, la demanda nacional total también habría alcanzado un récord histórico.
 
La cota de ayer vino acompañada de máximos históricos de demanda convencional en las comunidades autónomas de Castilla y León, Andalucía, Navarra, País Vasco y Baleares.
 
MÁS FRÍO Y PRODUCCIÓN INDUSTRIAL.
 
En lo que va de año, la demanda convencional se ha incrementado un 10% con respecto al mismo periodo del año pasado, hasta alcanzar los 251.311 GWh.
 
Este ascenso se debe sobre todo al efecto de las temperaturas en el consumo doméstico y a un mayor consumo industrial, y ha motivado que en ocasiones las instalaciones de Enagás hayan alcanzado niveles de producción máximos.
 
De hecho, el pasado 30 de noviembre la planta de regasificación de Barcelona registró su récord histórico de producción, de 400 GWh, lo que supone una cifra un 7% superior a la del anterior máximo, alcanzado el 27 de enero de 2005.
 
BAJA LA DEMANDA TOTAL.
 
No obstante, si se tiene en cuenta el consumo de gas para producir electricidad, la demanda total anual acumulada hasta ayer es de 381.906 GWh, un 0,5% inferior a la del mismo periodo de 2009.
 
Este leve descenso está motivado principalmente por la elevada hidraulicidad y por el aumento de la generación eléctrica con fuentes renovables.
 
La previsión de Enagás para final de 2010 es que la demanda convencional alcance los 265.000 GWh, una cifra superior a la del año 2008, de 262.000 GWh, de modo que se habrá recuperado el nivel de consumo existente antes de la crisis económica.
 
Fuente : Europa Press
 

Petróleo y Gas Natural… ¿Vuelve la paridad?

E-mail Imprimir PDF

Por qué el gas natural y el petróleo se han “desparejado”

a) El gas natural se utiliza fundamentalmente para generación eléctrica y calefacción. El petróleo fundamentalmente para transporte. La demanda de gas natural ha sufrido por la caída de la demanda eléctrica de la OCDE, que se ha ralentizado de manera agresiva, y además la mayoría de países se encuentran con problemas de sobrecapacidad de generación tras el crecimiento de capacidad térmica y de renovables (viento y solar). Mientras tanto, la demanda de petróleo se ha mantenido casi constante entre 2007 y 2010.
b) La revolución del gas pizarra en Estados Unidos, que ya se acerca a Europa desde Polonia, ha aumentado las reservas disponibles de gas de manera espectacular (y la producción creciendo a 15BCMs anuales en EEUU a pesar de que el gas Henry Hub cotiza a mínimos históricos, entre $4 y 4.5/MMBTU). Mientras tanto, las reservas de petróleo, que también han crecido con los descubrimientos de los últimos años, no han aumentado de manera tan drástica a pesar de que en 2010, como en 2009, volveremos a tener un índice de reemplazo de reservas global superior a 100%.

Por supuesto que los lobbys anti-petróleo dirán que solo quedan 40 o 60 años de petróleo (dependiendo de si contamos NGLs o no), pero la realidad es que hay mucho, mucho petróleo. Eso si, no necesariamente “barato” si por barato asumimos $40-50/barril, porque el petróleo de hecho es baratísimo. Uno de los líquidos mas barato del mundo y el mas productivo. En 1991 decían que solo había 20 años de reservas y ahora hay 60 (probadas). Y tras los descubrimientos de Brasil, seguiremos viendo un índice de reemplazo muy sólido. Esperen a ver resultados en el Ártico, nuevas fronteras, etc…

c) La revolución del gas pizarra ha hecho que el coste marginal del gas natural haya caído, mientras que el del petróleo se ha mantenido.
d) Adicionalmente el precio del gas se ha visto afectado por un incremento muy importante de capacidad de licuefacción de gas, mientras que en petróleo las reservas almacenadas en barcos se han consumido rápidamente en 2010, aunque la OPEP siga manteniendo casi 5 millones de barriles al día de capacidad excedentaria.

Esta situación ha llevado a los productores y clientes a entrar en un proceso de renegociación de contratos a largo plazo de gas y que lo que anteriormente era un entorno de crecimiento sostenido se adapte a un entorno más cíclico y más flexible.

A Futuro

Merece la pena mencionar de paso la enorme diferencia entre precios de gas natural licuado vendido a Europa o a Asia. Por eso, cada mercado de gas es muy diferente y regional. Mientras que el mercado del petróleo es global y, por muchos inventos que queramos poner en los discursos de los ministerios, la demanda asiática y el uso para transporte no van a variar de manera radical.

En el cuarto trimestre de 2009 los precios medios de GNL vendido en Europa rondaban entre $4.5/MMBTU (España) y $7/MMBTU (Corea).Pero entre el segundo y cuarto trimestre de 2010, la demanda asiática y el invierno mas frío de lo esperado han llevado a los precios del gas natural licuado a alcanzar niveles de $9/MMBTU (España, Japón y Corea). En petróleo, la mayoría de los países están comprando crudo a precios que, en moneda local, son muy atractivos, por el desplome del dólar, sobre todo para China que ve sus dólares inservibles y depreciarse mes a mes. Por eso la demanda no ha caído al alcanzar los $90/barril. Como bien dice el presidente de la OPEP, el petróleo para sus arcas esta cotizando más cercano a los $70-75/barril en dólares constantes.

En definitiva, no es difícil pensar que a corto plazo (1-2 años), el diferencial petróleo-gas natural siga ampliándose, mientras la demanda de petróleo, sobre todo de mercados emergentes, crezca y la demanda eléctrica en la OCDE siga deprimida, pero sobre todo si los costes siguen abaratándose y el gas pizarra avanza en Europa. Pero a medio plazo, el horizonte es un poco más positivo.

Si ha habido algo que se ha demostrado en 2010 es que el mercado del gas natural sufre algo menos de sobrecapacidad de la estimada. Y a medio plazo nos encontramos con que la demanda de gas natural licuado no contratada en 2013 excedería a la oferta en casi 10BCM, dejando el mercado adecuadamente balanceado.

No es difícil pensar que si lo que ha provocado la diferencia entre precio de gas natural y petróleo haya sido, en gran parte, la divergencia entre demanda para electricidad y demanda para transporte, haya gente como T Boone Pickens y otros que estén apostando a largo plazo por el uso de gas natural y los nuevos recursos no-convencionales para transporte, además de generación eléctrica.  Un entorno de precios tan dispares alienta la sustitución entre materias primas muy baratas.

Fuente : Cotizalia

Actualizado ( Jueves, 16 de Diciembre de 2010 13:04 )
 

La entrada de biodiésel argentino remata a la industria española

E-mail Imprimir PDF

El consumo de biodiésel en España creció un 142% en 2009. Superó por primera vez la barrera del millón de toneladas, gracias a la entrada en vigor de la obligatoriedad de mezcla de este componente con el gasóleo tradicional, según datos de fabricación de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (Cores) que recoge un informe anual de Infinita Renovables. Sin embargo, las importaciones, fundamentalmente desde Argentina, copan el 60% del biodiésel que se consume en España, según este mismo informe. Estas importaciones, que se benefician de un tratamiento fiscal favorable en origen y de la tasa cero en el impuesto español de hidrocarburos, perjudican a la producción española, que no puede competir en costes. La diferencia media asciende a unos 200 euros por tonelada.


Este escenario fuerza a la industria española a mantenerse bajo mínimos si es que son capaces. En el último año, según este informe de Infinita Renovables, han cerrado siete plantas de las 53 que existían el año pasado.

Capacidad productiva
Sin embargo, "aunque el descenso del número de plantas se situó en un 13%, la capacidad productiva española tan solo se redujo un 3%", según aseguran desde Infinita, una de las empresas del sector, que cuenta con Isolux Corsán en su accionariado. "En 2010 la capacidad de producción de las plantas de biodiésel en España supera los 4,2 millones de toneladas al año", afirmaron. Un exceso de capacidad que supera la demanda, que el año pasado superó levemente el millón de toneladas. En el primer trimestre de 2010, se han consumido unas 278.000 toneladas, según el informe.

Las plantas que siguen en funcionamiento producen actualmente "al 10% de su capacidad", afirman. Esta situación lleva prolongándose desde hace varios años. El año pasado, la producción solo cubría el 20% de la capacidad instalada y, en 2008, el 8%. Las importaciones subvencionadas en origen y en destino, primero de EE UU y ahora de Argentina, y el retraso en las medidas que fomenten el consumo han propiciado, en opinión del sector, esta situación de crisis.

Actualmente, es obligatorio un consumo del 5,83% de biocarburantes en el total de hidrocarburos que se utilizan en España. Dentro de este porcentaje, se ha de mezclar un 2,9% de biodiésel mínimo y un 2,9% de bioetanol. A partir de aquí hasta cubrir el objetivo, se puede utilizar el componente que se prefiera.

El Ministerio de Industria ha remitido una orden ministerial a la Comisión Nacional de la Energía en el que se introducen unas medidas que pretenden fomentar la producción europea y luchar en cierta medida contra esta situación. En concreto, se establecerá previsiblemente un sistema de asignación de producción por planta.
Según detalla Manuel Bustos, director de la patronal APPA Biocarburantes, se abrirá un proceso de licitación en el que concurrirán todas las plantas que lo deseen a nivel europeo. El ministerio asignará una capacidad de producción por planta hasta un máximo de cinco millones de toneladas. Esta cantidad supera la demanda para garantizar la competencia.

Estas cantidades asignadas serán las únicas que servirán para cubrir el objetivo del 5,9% de mezcla para 2011, si sale adelante la orden ministerial. El biodiésel que se mezcle y que no provenga de esta licitación no contará para la obligación de mezcla. "La industria española ha estado desprotegida", afirma Bustos.

Fuente : Cinco Días

 
Página 2 de 6