El día en que Estado Islámico prendió fuego al desierto de Irak

Por: Namak Khoshnaw y Daniel Silas Adamson

BBC

En junio de 2016, mientras el ejército iraquí y las fuerzas kurdas avanzaban por el occidente del país hacia Qayyarah, los combatientes del autodenominado Estado Islámico colocaron explosivos en los cabezales de los pozos del campo petrolero.

Los yihadistas después dispararon contra los pobladores desde los techos de las casas cercanas.

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En peligro la industria petrolera venezolana

Tras haber atravesado la mayor bonanza petrolera de su historia, Venezuela enfrenta un futuro económico sombrío y la calidad de vida en el país podría venirse abajo severamente para finales de la presente década dados los grandes cambios sistémicos que se vislumbran en el mercado de mundial de crudos y la incoherente administración del chavismo. Según un informe de la firma de asesores Interamerican Trends, Venezuela debe abandonar urgentemente las políticas que han propiciado el deterioro de su industria petrolera y realizar las inversiones necesarias para aumentar significativamente su producción de crudo si no quiere volver a ver los índices de pobreza y retraso que registraba hace 100 años. 

El informe está realizado con base en la yuxtaposición de los pronósticos del mercado petrolero para las próximas tres décadas con lo que ha sido el patrón de comportamiento de la estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA), encontrando que la industria − sobre la que descansa en casi su totalidad la economía del país − sólo tiene una ventaja de entre cinco y seis años para evitar un previsible colapso económico. Para conseguirlo, Venezuela debe invertir cuanto antes en aumentar la producción de petróleo, por un lado para contrarrestar el gradual declive de la oferta petrolera venezolana por deficiencia en las obras de mantenimiento, y por el otro para compensar el pronunciado endeudamiento del país con China a través de mecanismos que, al ser pagaderos con petróleo, están mermando significativamente la facturación de la estatal venezolana, dijo. Cinco millones de los barriles De hecho, PDVSA ya enfrenta una aguda crisis de liquidez que pone en riesgo su operatividad, en parte debido a las gigantescas exigencias impuesta sobre ella por el chavismo, obligándole a asumir obras sociales de costos atrofiantes, subsidiar el crudo del mercado interno así como los despachos a Cuba y a otros países aliados del chavismo y a enviar crudo a China que el país asiático ya pagó. La crisis de liquidez se produce pese a que el país ha registrado una de las más extraordinarias bonanzas petroleras de su historia, con proyecciones de que los altos precios del crudo le han brindado cerca de un billón de dólares a lo largo de sus 14 años en el poder. Pero muy poco de ese dinero fue utilizado en mejorar la industria. Analistas han señalado, que una política petrolera coherente en Venezuela hubiera llevado al país a estar produciendo actualmente cerca de los cinco millones de los barriles diarios, en vez de los 2.8 millones que está sacando del subsuelo, según los números de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). 

Por otro lado, Venezuela también debe invertir en el desarrollo de estrategias que le permitan buscar nuevos mercados ante los profundos cambios por los que atraviesa la industria.

La Universidad de Texas dice no a las prospecciones petrolíferas en Canarias

“Culparon a la BP y a sus socios por adoptar una serie de decisiones de reducción de gastos que provocó que no se contemplase un sistema de seguridad adecuado”, denuncia el profesor de la Universidad de Texas, Thomas M.ILife, en alusión al informe que emitió en 2011 la Comisión de Investigación de la Casa Blanca por el accidente de la Deepwater Horizon.

El departamento de Biología Marina de la Universidad de Galveston en Texas (Texas A&M University At Galveston) ha remitido un comunicado de apoyo al Cabildo de Lanzarote y rechazo contra los proyectos de extracción de hidrocarburos en las islas Canarias.

A través de este pronunciamiento, el profesor de la Universidad de Galveston, Thomas M.ILife, experto en estudios de océanos y costas, ha querido trasladar su “sincera preocupación” por los planes aprobados de exploración “muy cercanos a la costa norte del sudeste de Lanzarote”, concretamente a 28 kilómetros de la localidad de Órzola, y sumarse así a las muestras de rechazo emitidas por otros científicos y biólogos internacionales, como los manifestados recientemente por el profesor Horst Wilkens de la Universidad Alemana de Hamburgo.

Dice además que está “demasiado familiarizado con los derrames de crudo y escapes que se produjeron en el estado de Texas”, en referencia al accidente del Deepwater Horizon de la petrolera BP que “causó en 2010 un flujo incontrolado de petróleo durante tres meses, con filtraciones continuadas”.

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Hidratos de gas: ¿Un sustituto del petroleo?

Parecen trozos de hielo, pero echan a arder al acercarles una llama. Se ocultan bajo el suelo marino junto a los litorales continentales, se llaman hidratos de gas, y “pueden convertirse en una de las principales fuentes de energía si se desarrollan técnicas económicamente rentables para extraer su metano”, según el Departamento de Interior norteamericano.

Los hidratos de gas son probablemente una de las principales reservas de hidrocarburos que quedarán disponibles a largo plazo. El más común de estos compuesto, es el hidrato de metano. Su estructura es bien curiosa: 20 moléculas de agua se disponen en los 20 vértices de un dodecaedro, formando una auténtica jaula que atrapa a una molécula de metano. Es una especie de hielo que ocupa los poros de los sedimentos oceánicos, y sólo es estable a profundidades de más de 500 metros (de agua).

Los científicos calculan que los hidratos de gas del planeta contienen más de 10 billones de toneladas de carbono (en forma de metano), entre el doble y el triple que la reserva mundial de combustibles fósiles (donde el carbono está en forma de petróleo, carbón y gas natural). En rigor, los hidratos de gas son también combustibles fósiles, porque su metano proviene de la actividad de antiguas bacterias.

Los depósitos de esta posible fuente energética están repartidos por los sedimentos oceánicos de los litorales continentales -a veces enterrados 1.000 metros bajo el suelo marino-, y también en las regiones polares.

“El principal problema para la utilización industrial de los hidratos de gas es que ocurren como menas finamente dispersas por los sedimentos del suelo oceánico”, dice a EL PAÍS Martin Hovland, investigador de la petrolera de origen noruego Statoil. “Es sabido lo difícil que resulta extraer menas dispersas de tierra firme, por ejemplo en las minas abiertas de oro y cobre. Si uno tiene que procesar grandes cantidades de sedimentos en aguas profundas, el gasto energético no compensa realmente”. “Por lo tanto”, prosigue Hovland, “mi opinión es que los hidratos de gas seguirán siendo una destacada oportunidad de investigación para los científicos académicos durante mucho tiempo. Del mismo modo, hay un montón de oro y aluminio en este planeta, pero cuesta demasiada energía extraerlo y refinarlo”.

A finales de la década pasada, investigadores de la Universidad de Moscú y el Instituto Tecnológico Geominero de España, a bordo de un buque oceanográfico ruso, descubrieron abundantes depósitos de hidratos de metano en el golfo de Cádiz, a una profundidad de 900 metros. Repsol tiene plataformas en la zona, pero a sólo 100 metros de profundidad. A estos depósitos se unen ahora los recién descubiertos bajo el suelo del mar de Alborán.

Los hidratos de gas pueden liberar al mar grandes burbujas de metano (a veces llamadas volcanes de fango), lo que les ha procurado una publicidad no solicitada. “Las burbujas de metano procedentes del suelo oceánico”, anunció en 2003 el servicio de noticias del Discovery Channel, “pueden ser responsables de los misteriosos naufragios en el Triángulo de las Bermudas, según ha confirmado una investigación australiana”.

Es cierto que las aguas del sureste de Estados Unidos, que forman el vértice occidental del Triángulo de las Bermudas, son particularmente ricas en sedimentos con hidratos de gas. Pero, cuando salieron de allí las burbujas de metano capaces de causar naufragios, “el barco más avanzado técnicamente era un tronco de árbol hueco”, como señala Dillon.

Las burbujas de metano, en cualquier caso, tienen interés para los científicos del clima, porque el efecto invernadero del metano supera en 21 veces al del dióxido de carbono. Y los hidratos de gas almacenan una cantidad de metano 3.000 veces mayor que el disuelto en la atmósfera. Los futuros métodos de extracción, por tanto, deberán poner un especial cuidado en evitar fugas a la atmósfera.

Los hidratos de gas se conocían como curiosidades académicas desde el siglo XIX, aunque no recibieron la atención de la industria hasta los años treinta, cuando se comprobó que causaban atascos en las conducciones de gas natural, que por entonces empezaban a extenderse a latitudes relativamente frías. La capacidad del agua para congelarse en jaulas dodecaédricas por encima de los 0ºC fue conocida originalmente como un engorro para la industria energética. Pero esa misma capacidad puede convertirse en el petróleo del futuro.

Derrames de petróleo en costa noreste de China afectan calidad de agua

Las autoridades marítimas de China dijeron el día 12 que dos derrames de petróleo ocurridos cerca de la costa noreste del país en el último mes afectaron negativamente la calidad del agua en una "amplia área marítima", además contaminaron gravemente 840 kilómetros cuadrados de zonas marinas.

Una área de 3.400 kilómetros cuadrados en la Bahía Bohai de China resultó afectada por derrames, y la calidad del agua en la zona se desplomó del nivel I a los niveles III y IV, anunció hoy la Oficina del Mar del Norte de China de la Administración Estatal Oceánica (AEO), en un comunicado de prensa.

Los derrames petroleros, ocurridos en el yacimiento petrolero Penglai 19-3 en la bahía, también han contaminado severamente 840 kilómetros de áreas marítimas en la bahía. Esto provocó que la calidad del agua en el área llegara a sus niveles más bajos. Se ha detectado petróleo derramado en muestras de sedimento tomadas de áreas cercanas al yacimiento petrolero, indica el comunicado de prensa.

El yacimiento petrolero alberga plataformas operadas por ConocoPhillips China (COPC), subsidiaria del gigante industrial estadounidense ConocoPhillips, por un acuerdo de desarrollo conjunto con la Corporación Nacional de Petróleo Submarino (CNOOC), el mayor productor de petróleo marítimo de China.

El primer derrame petrolero fue reportado a la Oficina del Mar del Norte de China de la AEO por ConocoPhillips el 4 de junio, y el segundo derrame se reportó el 17 de junio. Las filtraciones fueron controladas para el 19 y el 21 de junio, respectivamente.

La AEO dijo que COPC será multada con 200.000 yuanes (30.770 dólares USA) por los derrames de hidrocarburo.

Además, hoy ocurrió otro derrame petrolero a la 1:30 horas en el yacimiento petrolero Suizhong 36-1 de CNOOC, también ubicado en la Bahía Bohai. El derrame fue causado por una avería en el sistema de control de la plataforma central del yacimiento petrolero, de acuerdo con un informe presentado por la oficina de CNOOC en Tianjin citado en un comunicado de la AEO.

Se calcula que entre 0,1 y 0,15 metros cúbicos de petróleo se derramaron, contaminando una área de un kilómetro cuadrado, indica el comunicado.

CNOOC está utilizando mantas absorbentes de petróleo y dispersantes para limpiar el derrame, y la AEO envió un helicóptero y utiliza sensores remotos vía satélite para monitorear la situación, añadió.

 

América Latina posee un quinto de las reservas mundiales

El modelo de consumo de energía de origen fósil, puesto en cuestión por los ambientalistas, no parece estar en peligro en América Latina y el Caribe, dado el gigantesco salto en las reservas probadas de petróleo en los últimos años.

 
Las existencias conocidas de petróleo de la región ya llegan a 20 por ciento de los casi 1,7 billones de barriles que hay bajo tierra en el mundo.

El abanderado es Venezuela, que en febrero se convirtió en el país con más cantidad de ese combustible en el subsuelo del planeta al certificar 297.000 millones de barriles, gracias el crudo pesado de la Franja del Orinoco,

Mientras que el aumento de los descubrimientos confirmados desde 2009 fue de 20 por ciento en el orbe, en América Latina y el Caribe fue de 40 por ciento. Venezuela concentra 85 por ciento de las reservas de crudo de la región, que a su vez es la segunda con más cantidad en el mundo, detrás de Medio Oriente, con 55 por ciento, según las cifras recopiladas por la Organización Latinoamericana de Energía (Olade) para el seminario que finalizó este miércoles tras dos días de sesiones en Quito.

Los datos divulgados en el I Seminario Latinoamericano y del Caribe de Petróleo y Gas, organizado por la Olade en colaboración con el Ministerio de Recursos Naturales No Renovables del Ecuador, indican que la región cuenta al menos con 345.000 millones de barriles de crudo para extraer.

"No sé si son el 85 por ciento, pero la verdad es que el incremento de reservas probadas implica que nuestro país seguirá siendo uno de los cuatro o cinco primeros jugadores globales en el mundo de los hidrocarburos por muchas décadas más", comentó entusiasmado a IPS Nelson Martínez, director ejecutivo de PDVSA América, división de la estatal Petróleos de Venezuela.

Brasil logró en los últimos años importantes descubrimientos en el subsuelo del océano Atlántico próximo a sus costas, como el campo Tupi en 2007, con 33.000 millones de barriles posibles, y el campo Júpiter en 2008, con 12.000 millones de barriles, lo cual hizo que hoy cuente con cinco por ciento de las reservas latinoamericanas.

Según datos de la Olade, Argentina tenía en 2009 reservas petroleras que le alcanzarían, sin nuevos descubrimientos, para 11 años, Brasil para 18, Colombia para ocho, Ecuador para 34, México para 11 y Venezuela para 201 años. También Uruguay tiene por primera vez en prospección varias zonas en tierra y en su zona soberana del océano Atlántico, con informes primarios auspiciosos.

Fuente: www.ipsnoticias.net 

Pacific se alista para nuevo gran hallazgo de petróleo

Nuevo bloque tendrá la misma magnitud que el de Rubiales; ambos están en los Llanos Orientales.

Este hallazgo viene a fortalecer el buen momento de la compañía, cuyas ganancias antes de impuestos y descuentos en el primer semestre ya superaron el resultado de todo el 2010.

La petrolera canadiense Pacific Rubiales aseguró que se alista para el descubrimiento de un nuevo gran hallazgo de petróleo en los Llanos Orientales, que tendrá el mismo tamaño del campo Rubiales, que a la fecha sustenta más del 76 por ciento de su producción, que ya llegó a los 230.000 barriles por día.

El presidente de la compañía, Ronald Pantin, aseguró que el próximo 2 de agosto se presentará a consideración del Consejo Directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), una propuesta para cambiar el tipo de contrato del bloque CPE-6, pasándolo de la categoría de evaluación técnica (TEA) al rango de exploración y producción (E&P), lo cual permitirá iniciar en forma nuevas perforaciones para extraer el hidrocarburo. De acuerdo con el directivo, las expectativas de producción son bastante favorables, al punto que se estima que el tamaño del campo será similar al de Rubiales. "Fuimos a la zona norte y al sector sur y nos dio un área gigantesca. Ahora comenzamos la parte del centro a perforar, porque el área es muy grande", señaló.

El campo CPE-6 está ubicado a 80 kilómetros al suroeste de los campos Rubiales y Quifa, también en el departamento del Meta, y se extiende sobre una zona de 750.000 hectáreas, en las cuales ya se han perforado seis pozos estratigráficos que han arrojado resultados positivos en el último año. En este bloque Pacific Rubiales tiene una participación del 50 por ciento, mientras que la otra mitad está en manos de la firma Talisman, a través de un contrato en donde el operador es Meta Petroleum, filial de Pacific Rubiales.

AUMENTARÁ LA PRODUCCIÓN

Pacific Rubiales aspira a producir 500.000 barriles diarios (b/d) de crudo en Colombia en el 2015, más del doble de su actual producción, que es de 230.000 b/d, dijo este miércoles su director, Ronald Pantin. "No veo trabas a nuestro crecimiento. Hace tres años producíamos 14.000 b/d, hoy estamos en 230.000 b/d y esperamos llegar a los 500.000 b/d en tres o cuatro años más", declaró Pantin en una conferencia de empresas y centros de estudio de petróleo y gas del área andina.

"Tenemos un éxito del 83 por ciento en nuestras exploraciones petroleras. La producción de nuestros pozos en el campo de Rubiales (Meta, Llanos Orientales) está entre 1.500 b/d y 2.000 b/d cada uno.

Colombia va a pasar a ser un gran productor petrolero", añadió el ejecutivo. Con una producción de 930.569 b/d de crudo el pasado mes de junio, Colombia se ubica actualmente como el tercer productor petrolero de Suramérica, después de Venezuela y Brasil, y antes de Ecuador.

Pacific Rubiales tiene hasta ahora en Colombia reservas netas de 316 millones de barriles de petróleo. Esta semana, la compañía recibió permisos ambientales para continuar perforaciones en los campos Quifa del sur y Quifa del norte (Meta), donde espera llegar a una producción de 60.000 b/d a fines de este año.

Además, para 2012, Pacific Rubiales planea la construcción de un terminal marítimo en Cartagena, al que llegará un oleoducto desde Coveñas (Sucre). Pacific Rubiales, asociada con la estatal Ecopetrol, forma parte de una decena de petroleras extranjeras que comenzaron a explotar crudos y gas en Colombia en los años recientes.

Por: Omar G. Ahumada Roja 
        Revista Portafolio.co

Energías renovables en Medio Oriente

Energía es el detonador vital para el desarrollo y crecimiento de cualquier país. No se puede abordar el tema energético sin plantear conceptos como cambio climático, economía, población, medio ambiente e incluso seguridad. Actualmente, seguridad energética significa la diversificación de las fuentes energéticas con el fin de disminuir la dependencia nacional tanto de fuentes de energía fósil –carbón, gas natural, petróleo–, o bien uranio, como en el peor de los escenarios energéticos limitar la dependencia a una sola fuente energética.

Hoy 90% del consumo total de energía a nivel global se origina de fuentes no renovables y únicamente el porcentaje restante proviene de fuentes como la energía hidráulica, bioenergía, geotermia, mareomotriz, solar y eólica. Lo atractivo de las energías renovables soslaya en su capacidad de autoregeneración, es decir, en el origen de su fuente natural infinita proporcionando independencia energética y un inmenso potencial de desarrollo. Así lo está aprendiendo la región de Medio Oriente y el Norte de África (MENA, por sus siglas en inglés), región que, a pesar de sus problemas políticos y en medio de su despertar democrático, ha estado realizando singulares proyectos en pro de la diversificación y su seguridad energética nacional.

Si algo caracteriza a la región MENA es el inmenso potencial para el desarrollo especial de la energía solar y eólica. Particularmente, el Reino de Marruecos sobresale por un ambicioso plan a favor de la energía solar para que en 2020 el país del Norte de África cuente con 5 grandes plantas solares con una capacidad superior a los 2,000 megavatios. Marruecos está interesándose cada vez por esta clase de proyectos orientados a fuentes energéticas renovables por cuestiones de seguridad energética y hoy está captando montos considerables de inversión verde que fomenten dichos proyectos.

Otro ejemplo en pro de la diversificación energética es el Reino de Jordania. Este país de la región de Medio Oriente prioriza proyectos que promuevan el mayor uso de la energía hidrológica. Jordania no cuenta con salida directa al mar, salvo una pequeña parte limitante con el Golfo de Acaba que conecta con el Mar Rojo, y constantemente sufre los peligros tanto de sequías prolongadas como erosión del suelo, no obstante dicho país tomó la iniciativa de hacer eficiente el uso de sus fuentes energéticas, ya que fuera de que el país dependa bastante del petróleo y gas natural, la Autoridad de Aguas de Jordania (WAJ, por sus siglas en inglés) es el consumidor número uno de energía eléctrica en dicho país, de ahí la urgencia por emprender medidas serias y ambiciosas para revertir este panorama. Actualmente, Jordania está captando inversión extranjera europea para focalizarla en el ramo hidrológico con la meta de hacer un uso eficiente del agua que es traída del Valle del Jordan y diversificar sus fuentes energéticas.

Otra experiencia significativa la constituye Egipto. La mayor ventaja de dicho país del África septentrional es el enorme potencial con el que cuenta para el desarrollo de la energía eólica. Esto lo convierte en el país con el mejor sitio mundial para aprovechar y hacer uso al máximo de su locación para obtener electricidad gracias a su estratégica locación tanto política como geográfica. Esto ha derivado en una inversión extranjera sumamente ambiciosa en la región del MENA con el proyecto eólico de Zafarana. Principalmente, Alemania y Dinamarca están invirtiendo junto con Egipto en este singular proyecto que hoy se constituye como el mayor parque eólico de toda África ubicado a un costado del Mar Rojo que ha servido como pionero para emprender otros parques eólicos en el área de Gabel El-Zait y la región del Golfo de Suez.

En las anteriores experiencias de la región del Medio Oriente y Norte de África destaca el denominador de las fuentes energéticas tanto por cuestiones de seguridad energética como detonadores de inversión en pro de las energías renovables y beneficios económicos que aúnan objetivos de desarrollo para los países de la región del MENA. Curiosamente todas las anteriores experiencias tuvieron como elemento sustancial para el desarrollo de proyectos de energías renovables el común denominador de inversión europea siendo Alemania el principal Miembro de la Unión Europea que destina fondos a la promoción y desarrollo de las energías renovables en países en desarrollo.

Todos están ganando, hoy en la región del Medio Oriente y Norte de África se lleva a cabo DESERTEC, proyecto que tiene como objetivo aprovechar la inmensa cantidad de sol en la zona del Mediterráneo y Norte de África para que empresas en su mayoría alemanas provean de energía renovable y baja en emisiones no sólo al país, sino a todo el continente Europeo en los próximos años.

Por un lado, los países en desarrollo captan inversión en pro del desarrollo de energías renovables, además tienen la oportunidad de ingresar al mercado de bonos de carbono gracias a estos proyectos en pro de las renovables y lo más significativo diversifican sus fuentes energéticas para mejorar su seguridad energética. Por el otro, los países industrializados contribuyen con su liderazgo a subrayar la responsabilidad histórica para afrontar los actuales desafíos ambientales y climáticos, aunado a la promoción de proyectos que fomenten el mayor uso de las renovables y como en el caso singular de Alemania, reforzar el concepto que un país con una meta ambiciosa de reducción de Gases de Efecto Invernadero a corto plazo (40% para 2020 en base a 1990) se convierte sumamente atractivo para la inversión de mayor capital orientado a las fuentes renovables, creación de patentes y desarrollo tecnológico en dichas áreas que se traducen en oportunidades de exportación y nuevos mercados para sus productos.

Por: Sergio García Sánchez 

       Energiadebate.com

Shale gas transforma la matriz energética de Norteamérica

El auge de esta nueva tecnología de explotación ha llevado a la reducción del precio del gas natural.

La nueva década inicia con un cambio relevante en la geografía del mercado global de la energía.

La aplicación de nuevas tecnologías para la explotación de los complejos yacimientos de gas natural no asociado atrapados en arcillas compactas, conocidos como shale gas, le están dado la vuelta a la canasta de energía de Norteamérica, e incluso, plantea escenarios en los que cambiaría la actual dinámica del mercado y esta región es punta de lanza.

La tecnología para el shale gas, hoy sólo disponible en Estados Unidos, se basa en métodos de fracturación hidráulica de las capas arcillosas de los yacimientos, por lo que el desarrollo y explotación de estas reservas están directamente ligadas al suministro de agua que se inyecta, a presiones de 41 mil kilopascales aproximadamente 6 mil libras) por pulgada cuadrada, para romper las formaciones rocosas a gran profundidad. 

El primer impacto de las innovaciones en la fracturación hidráulica fue en extremo positivo: entre 2007 y 2008 las reservas de gas natural en Estados Unidos pasaron de 1,342 trillones de pies cúbicos a 2,011 trillones de pies cúbicos, un crecimiento aproximado de 50%, esto en tan sólo un año, gracias a la incorporación de los yacimientos de shale gas a las reservas probadas de gas natural en ese país.

Antes de la nueva tecnología, las reservas de shale gas no se contabilizaban en las reservas comercialmente explotables, pues su extracción con los métodos hasta ese momento existentes resultaba poco o nada rentable. Hoy, el escenario ha cambiado y generó el segundo gran impacto: una transformación en la matriz energética de Norteamérica. Por ejemplo, se estima que poco a poco el gas natural y las energías verdes desplacen al petróleo y sus derivados y tengan una mayor predominancia como energía primaria en la capacidad de generación eléctrica adicional del futuro.

Hacia finales de 2008, un tanto inesperadamente, el precio del gas natural en Norteamérica comenzó a bajar, resultado de la crisis económica global y su consecuente baja en la demanda de energía. Sin embargo, este valle se ha prolongado, generando estabilidad en el precio del hidrocarburo a niveles menores a los 5 dólares por millón de BTU. La expectativa común de los analistas es que este escenario de estabilidad y precio bajo se prolongue durante 2011, derivado de la lenta e inestable recuperación económica y demanda industrial, así como de la incorporación de volúmenes de shale gas a las reservas probadas de gas natural de la región.

Paradójicamente, hace 10 años, el mercado del gas natural de Norteamérica era de los más caros del mundo. Hoy, la región tiene a su favor el precio más bajo para este energético, incluso por debajo de Rusia o Argentina, y éste es el tercer gran impacto de la incorporación del shale gas. Como referencia observamos el precio del gas natural licuado (GNL), en Altamira y Cove Point (Maryland), es menos de la mitad de España, Corea o Japón.

Así, Norteamérica observa que la tendencia del precio del gas natural se va separando de la tendencia del precio del petróleo, que obedece a un mercado global.

La disponibilidad de tecnología y la abundancia de reservas de gas en campos convencionales en otras zonas del mundo, provocan que el shale gas todavía no tome la relevancia que ha adquirido en Norteamérica. Sin embargo, poco a poco la abundancia de este tipo de campos hará que, en la medida en que declinen los campos convencionales, estas fuentes no convencionales de gas incrementen su peso en las reservas y producción internacional.

La participación del shale gas en la producción total de gas natural en Estados Unidos va en aumento y las expectativas hacia el futuro lo plantean incluso como una fuente de producción que permitirá reducir la dependencia a las importaciones de gas natural en Estados Unidos.

Sin embargo, la innovación tecnológica no es la única razón que provoca el posicionamiento del gas natural en la matriz energética mundial. Por su naturaleza es un combustible más limpio, que provoca menores emisiones de bióxido de carbono con relación al petróleo. De esta manera, el gas natural será en las próximas décadas el complemento perfecto de las energías verdes o renovables

Tomado de: Energiadebate.com

Pemex produce más y también contamina

Petróleos Mexicanos (Pemex) tiene un dilema: o mantiene el nivel de producción de petróleo crudo en poco más de 2.5 millones de barriles diarios o cumple con los límites de quema y venteo de gas natural impuesto por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

De acuerdo con los resultados más recientes de este 2011, la paraestatal no puede alcanzar el objetivo planteado en las “Disposiciones técnicas para evitar o reducir la quema y el venteo de gas en los trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos”.

 Este programa le señala un máximo de 154 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) de promedio anual sin considerar el yacimiento de Cantarell, pero una vez que se suma la producción de este campo, la cifra se dispara y rebasa las metas en varios cientos de puntos porcentuales.

Esto significa que Pemex no reaprovecha el gas natural. Dentro de las mejores prácticas de la producción petrolera este gas asociado se utiliza para dos fines: reinyectarlo a los pozos y mantener así los niveles de presión que sostienen los volúmenes de producción o para almacenarlo y comercializarlo en el mercado mexicano, el cual es deficitario en este insumo y cada año dedica millones de dólares en importar gas desde Sudamérica.

Desde 2009, Pemex debe cumplir con metas impuestas por la CNH, para disminuir el desperdicio y la contaminación que propicia el calcinamiento y venteo de todo ese gas.

Según el Banco Mundial, el volumen declarado por Pemex en esta situación ubica a México dentro de las veinte naciones que más airean o queman gas y que en conjunto contribuyen con 60% del gas quemado y aventado a la atmósfera en todo el planeta.

De hecho, todo este desperdicio de gas natural quemado y enviado a la atmósfera tuvo un valor superior a los 14 mil millones de dólares entre el año 2000 y abril 2010. Con lo que se hubieran podido construir casi 15 centrales hidroeléctricas como El Cajón.

Prohibida la exploracion petrolera en los ecosistemas coralinos de San Andres

Así lo informó el Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial. Según esta cartera, también quedaron restringidas en estas zonas las actividades de acuicultura, pesca industrial de arrastre y la extracción de componentes de corales para la elaboración de artesanías.

"La inclusión de estos temas responde a la necesidad de resguardar ecosistemas estratégicos. Se cobija además a páramos y humedales de importancia internacional-Ramsar- y a los manglares", afirmó el viceministro de Ambiente, Carlos Castaño Uribe.

El hecho de que el Plan de Desarrollo blinde estos territorios de importancia ecológica, le pondría un obstáculo definitivo a la exploración de petróleo que se pretende desarrollar en San Andrés y Providencia, y que afectaría la zona Sea Flower, área protegida y reserva de la biosfera.

El nuevo texto también limita las actividades agropecuarias, de exploración o explotación de hidrocarburos y minerales en zonas de páramo.

La referencia para conocer la ubicación de estos ecosistemas, vitales para el abastecimiento de agua, se tomará con base en el Atlas de Páramos de Colombia, del Instituto Alexander von Humboldt, esto mientras se tenga una cartografía más detallada.