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  • China lanza el primer reactor nuclear de cuarta generación del mundo

    China ha dado un paso adelante de sus competidores en tecnología de energía nuclear civil al poner en marcha esta semana el primer reactor nuclear de cuarta generación del mundo.   
    A medida que muchos países están empezando a reconocer que la generación de energía nuclear desempeñará un papel importante en la transición energética al proporcionar electricidad neta cero adicional, ha comenzado la carrera por desarrollar la última generación de tecnología nuclear civil.
     
    Y esta semana, China obtuvo una ventaja en esa carrera.
     
    La central nuclear de Shidaowan, que cuenta con el primer reactor de cuarta generación del mundo, inició sus operaciones comerciales el 6 de diciembre,  dijo la Corporación Nuclear Nacional de China (CNNC), uno de los desarrolladores del proyecto.
     
    "El reactor demostrador de alta temperatura refrigerado por gas desarrollado independientemente por China comenzó su operación comercial", dijo CNNC en un comunicado.
     
    "Esto significa que China ha completado la primera planta de energía nuclear modular comercialmente operativa del mundo con tecnología nuclear de cuarta generación, lo que marca la transición de la tecnología nuclear de cuarta generación de los experimentos al mercado comercial".
     
    Los reactores de cuarta generación se consideran más seguros y eficientes.
     
    "Las pruebas confirmaron que por primera vez en el mundo los reactores a escala comercial pueden enfriarse naturalmente sin sistemas de enfriamiento de emergencia del núcleo. Se trata del llamado reactor intrínsecamente seguro", dijo la Universidad de Tsinghua, uno de los codesarrolladores del reactor. 
     
    Dichos reactores pueden producir calor, electricidad e hidrógeno y ayudarían a China y al mundo a "convertirse en carbono neutral", dijo al sur de  China Zhang Zuoyi, decano del Instituto de Tecnología Nuclear y Nuevas Energías de la Universidad de Tsinghua y diseñador jefe del proyecto del reactor Shidaowan. Publicación de la mañana.
     
    El reactor de cuarta generación en funcionamiento coloca ahora a China "por delante de otros países en términos de investigación y desarrollo de tecnología nuclear", dijo a  The Wall Street Journal Francois Morin, director chino del grupo industrial Asociación Nuclear Mundial .
     
    Según Morin, los países occidentales no lanzarán sus reactores nucleares de cuarta generación hasta principios de la década de 2030.
    David Fishman, alto directivo con sede en China de la firma consultora de energía Lantau Group, dijo al Journal que "China es posiblemente incomparable en la construcción y comercialización de tecnología de energía nuclear de próxima generación".
     
    Muchos países occidentales, con la notable  excepción de Alemania , han reconocido que la generación de energía nuclear les ayudaría a alcanzar objetivos de emisiones netas cero.
     
    En la cumbre climática COP28 que se lleva a cabo actualmente en Dubai, Estados Unidos y otros 21 países  se comprometieron a triplicar  la capacidad de energía nuclear para 2050, diciendo que incorporar más energía nuclear en su combinación energética es fundamental para lograr sus objetivos de cero emisiones netas en las próximas décadas.   
     
    Estados Unidos, junto con Gran Bretaña, Francia, Canadá, Suecia, Corea del Sur, Ghana y los Emiratos Árabes Unidos (EAU), entre otros, firmaron la  declaración  en la cumbre climática COP28.
     
    "La Declaración reconoce el papel clave de la energía nuclear para lograr cero emisiones globales netas de gases de efecto invernadero para 2050 y mantener el objetivo de 1,5 grados Celsius dentro de nuestro alcance",  dijo el Departamento de Estado de Estados Unidos .
     
    China no es signataria de esa declaración, pero su objetivo es desarrollar más capacidades de energía nuclear para reducir las emisiones a medida que aumenta su demanda de electricidad.
     
    En 2020, la energía nuclear  representaba el 5%  del mix de generación de China, que seguía estando dominado por el carbón, según datos de la Asociación Nuclear Mundial.
     
    Para 2035, se espera que la energía nuclear represente el 10% de la combinación de generación de electricidad y el 18% para 2060, según los medios chinos citaron a la Asociación China de Energía Nuclear (CNEA) a principios de este año.
     
    En septiembre de 2023, China tenía 55 unidades de energía nuclear en funcionamiento con una capacidad instalada combinada de 57 GW y 24 unidades en construcción con una capacidad instalada total de 27,8 GW, dijo  Xinhua  citando al funcionario de la CNEA, Wang Binghua. Para 2060, se espera que esa capacidad aumente a 400 GW, dijo el funcionario.
     
    También se espera que China apruebe entre seis y ocho unidades de energía nuclear cada año "en el futuro previsible".   
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
     
  • China restringe las exportaciones de grafito mientras intensifica una guerra tecnológica global

    China ha revelado planes para restringir las exportaciones de grafito, un mineral crucial para la fabricación de baterías para vehículos eléctricos (EV), por motivos de seguridad nacional, dijeron el viernes el Ministerio de Comercio y la Administración General de Aduanas.
    El anuncio se produce pocos días después de que Estados Unidos impusiera límites adicionales a los tipos de semiconductores que las empresas estadounidenses pueden vender a empresas chinas.
     
    “En este momento, tanto China como los países occidentales están inmersos en un ojo por ojo, lo que pone de relieve cómo las medidas proteccionistas a menudo se extienden. La tercera ley de Newton de que toda acción provoca una reacción también se aplica aquí”, dijo Stefan Legge, jefe de investigación de política fiscal y comercial de la Universidad de St Gallen en Suiza.
     
    "Al mismo tiempo, ambas partes en la disputa también se dan cuenta de lo costoso que resulta si la geopolítica triunfa sobre la economía", añadió.
     
    China, que domina la producción y el procesamiento de grafito en el mundo, dice que se necesitarán permisos de exportación, a partir de diciembre, para el material de grafito sintético (incluidas las versiones de alta pureza, alta resistencia y alta densidad), así como para el grafito en escamas natural.
     
    El Instituto de Investigación Energética, una organización de investigación con sede en Washington, DC, dice que los fabricantes de automóviles están tratando de asegurar el suministro de grafito de fuentes fuera de China, ya que la demanda de baterías para vehículos eléctricos supera otros usos del material.
     
    Según la Agencia Internacional de Energía, las ventas mundiales de vehículos eléctricos, incluidos los híbridos y los que funcionan exclusivamente con baterías, están aumentando.
     
    Las ventas superaron los 10 millones de unidades el año pasado, un 55% más que en 2021, y se espera que aumenten a casi 14 millones de vehículos este año, proyectó.
     
    Según el Servicio Geológico de EE. UU., el mercado de grafito utilizado en baterías ha crecido un 250% a nivel mundial desde 2018. China fue el principal productor de grafito del mundo el año pasado y representó aproximadamente el 65% de la producción mundial, dijo.
     
    Además de los vehículos eléctricos, el grafito se utiliza habitualmente en las industrias de semiconductores, aeroespacial, química y siderúrgica.
     
    Restricciones de galio y germanio
     
    Las restricciones a las exportaciones se anunciaron cuando China enfrenta la presión de múltiples gobiernos sobre sus prácticas comerciales. Durante más de un año, ha estado envuelto en una guerra tecnológica con Estados Unidos y sus aliados en Europa y Asia por el acceso a chips avanzados y equipos de fabricación de chips.
     
    En julio, Beijing impuso restricciones a las exportaciones de galio y germanio, dos minerales esenciales para fabricar semiconductores. Un mes después, sus envíos de materiales al extranjero cayeron a cero .
     
    Ivan Lam, analista senior de Counterpoint Research, dijo que China había impuesto previamente controles temporales a las exportaciones de grafito, con poco impacto en la industria, y agregó que las nuevas reglas no eran una “prohibición completa”. Aún así, predice que los precios subirán.
     
    "Creemos que el precio medio del grafito seguirá aumentando en el futuro debido a los desequilibrios entre la oferta y la demanda, incluida Rusia, que era uno de los principales proveedores de grafito antes de la guerra entre Rusia y Ucrania", afirmó.
     
    China tiene un control enorme sobre la cadena de suministro mundial de minerales críticos necesarios para fabricar baterías para vehículos eléctricos. Refina el 60% del litio del mundo y el 80% del cobalto, según el Departamento de Energía de Estados Unidos.
     
    Por Juiliana Liu para CNN
  • El cálido invierno arrastra los precios del gas natural en EE.UU. a su nivel más bajo en tres décadas

    Uno de los inviernos más cálidos registrados en Estados Unidos ha creado un exceso de gas natural, arrastrando los precios de referencia del gas a sus niveles más bajos en tres décadas y llevando a los productores, que estaban bombeando a tasas récord, a reducir la actividad de perforación. 
    El precio de referencia estadounidense del primer mes en el  Henry Hub  se estableció el viernes en su nivel más bajo desde 1995, excepto durante unos días durante el pico de la pandemia en 2020.   
     
    La producción nacional récord de gas natural también se ha sumado al exceso, pero ahora algunos de los principales productores están frenando la actividad de perforación y terminación y reduciendo el número de plataformas en respuesta a los precios insosteniblemente bajos del gas natural. 
     
    A pesar del retiro constante de capacidad de energía alimentada con carbón, la demanda de gas natural para electricidad y calefacción ha sido menor este invierno debido a las temperaturas más cálidas de lo normal, excepto por una ola de frío a mediados de enero. 
     
    El Niño ha sido más fuerte de lo habitual en el Pacífico central y oriental este invierno, lo que ha provocado temperaturas más cálidas en todo Estados Unidos,  señala el columnista de Reuters John Kemp . 
     
    Como resultado del clima más cálido, las extracciones de los almacenamientos subterráneos de gas han sido inferiores a lo habitual, lo que ha dejado las existencias en un nivel superior al promedio para esta época del año. 
     
    En la última semana de informes que finalizó el 9 de febrero, los retiros netos del almacenamiento totalizaron 49 Bcf, muy por debajo de los retiros netos promedio de cinco años (2019-2023) de 149 Bcf y los retiros netos del año pasado de 117 Bcf durante la misma semana, según  datos de la EIA. . 
     
    Las reservas operativas de gas natural ascendieron a 2.535 Bcf, lo que supone un 16% más que la media de cinco años y un 11% más que en esta misma época del año pasado. El gas total de trabajo almacenado también está por encima del rango histórico de cinco años.  
     
    La tendencia de bajas retiradas ha estado presente durante todo el invierno, no sólo a principios de febrero. 
     
    La tasa promedio de retiros del almacenamiento ha sido un 12% menor que el promedio de cinco años hasta el momento en la temporada de retiros, de noviembre a marzo, según las estimaciones de la EIA.  
     
    Si la tasa de retiros del almacenamiento coincide con el promedio de cinco años de 10,9 Bcf/d durante el resto de la temporada de retiro, el inventario total al 31 de marzo sería 348 Bcf más alto que el promedio de cinco años para esa época del año, según a la EIA. 
    Los altos niveles de almacenamiento sugieren que el clima podría ser un factor menos importante en el aumento de los precios del gas natural en Estados Unidos hasta el final del invierno y la temporada de retiro el 31 de marzo. 
     
    Analistas y comerciantes dicen al  Financial Times  que tomaría un tiempo hasta que el exceso desaparezca del mercado. 
     
    "Se está empezando a ver que el mercado realmente comienza a formular una opinión de que necesitamos estar aquí por un tiempo para ayudar a resolver este exceso de oferta", dijo al Financial Times Charlie Macnamara, jefe de materias primas del US Bank.
     
    Los productores de gas natural ya están indicando que han tomado medidas para reducir la actividad y las tasas de producción en respuesta al exceso y los bajos precios. 
     
    Antero Resources, por ejemplo,  liberó  una plataforma de perforación en diciembre de 2023 y un equipo de finalización en febrero de 2024 como resultado de los bajos precios del gas. 
     
    La compañía ahora tiene un programa de dos plataformas a partir de tres plataformas y un equipo de finalización. 
     
    Comstock Resources, por su parte,  planea reducir  el número de plataformas de perforación operativas que tiene en funcionamiento de siete a cinco.  
     
    EQT Corporation, el mayor productor de gas natural de EE. UU., redujo a principios de este año su orientación de rango de producción "como respuesta al entorno de precios en el que nos encontramos y queremos asegurarnos de que haya flexibilidad", dijo el director financiero Jeremy Knop en la  conferencia telefónica sobre ganancias del cuarto trimestre  la semana pasada . . 
     
    "Así que EQT puede responder y asegurarse de que si el precio da una señal de menor actividad y menor producción, estamos listos para responder", dijo Knop.
     
    "El mercado pide no sólo recortes en la producción, sino también reducciones en la actividad".
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • El mundo está lejos de encontrar puntos en común sobre los combustibles fósiles

    A medida que se acerca la cumbre climática COP28, el mundo sigue dividido sobre el futuro de los combustibles fósiles y el camino para reducir drásticamente las emisiones. 
    La cumbre en Dubai, uno de los emiratos de los Emiratos Árabes Unidos (EAU), miembro de la OPEP, comienza a finales de este mes, y se espera, como en cumbres similares anteriores, que los líderes de los países puedan llegar a un terreno común sobre al menos reducir gradualmente los combustibles fósiles o establecer un cronograma para eliminar gradualmente el carbón. 
     
    No hay muchas posibilidades de que los jefes de Estado y de gobierno consigan esta vez acordar un texto que establezca un cronograma para la eliminación gradual de los combustibles fósiles en medio de preocupaciones sobre la seguridad energética y problemas con el acceso a cualquier forma de electricidad para millones de personas en los países en desarrollo. 
     
    Las grandes naciones consumidoras de energía que dependen de los combustibles fósiles no han mostrado interés en ningún lenguaje de "eliminación gradual" en las declaraciones finales de las cumbres climáticas anteriores. 
     
    Antes de la conferencia COP28 de este año, el presidente, Sultan Al Jaber, director general del grupo Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC), pidió al mundo que se una en la acción climática, mientras que un grupo de 15 países (incluidos Francia, Austria, Países Bajos, Irlanda, España y varios países insulares en desarrollo que son los que más sufren el impacto del cambio climático pidieron una eliminación gradual de los combustibles fósiles. 
     
    Quince países piden la eliminación gradual de los combustibles fósiles
     
    La llamada Coalición de Alta Ambición, que también incluye a Kenia, Etiopía, Tuvalu, Vanuatu, entre otros, afirmó en un  comunicado conjunto  esta semana que "los combustibles fósiles están en la raíz de esta crisis".
     
    "Debemos trabajar juntos para desarrollar un enfoque global integral de acceso a la energía limpia para acelerar la transición desde los combustibles fósiles, en línea con la ruta 1,5C del IPCC", dijeron los países. 
     
    Proponen que la negociación incluya la eliminación gradual de la producción y el uso de combustibles fósiles, el fin del carbón nuevo y la expansión de las minas de carbón existentes, y "una eliminación gradual urgente de la generación de energía a partir de carbón".
     
    "Debemos eliminar gradualmente toda la financiación pública internacional para el desarrollo de combustibles fósiles y la generación de energía, y como gobiernos, debemos exigir que las empresas productoras de combustibles fósiles publiquen planes de transición rastreables que establezcan cómo reducirán las emisiones para 2025 y alcanzarán el cero neto para 2050, y crear los incentivos para que cumplan esos planes", dijeron los 15 países. 
     
    Triple capacidad de energías renovables 
     
    La coalición también pide un acuerdo para triplicar con creces la capacidad mundial de energías renovables para 2030 y lograr el acceso universal a la energía para 2030 mediante el despliegue de energías renovables y la provisión de apoyo financiero internacional para los más pobres. 
     
    Ha ido creciendo el impulso en los llamados a triplicar la capacidad de energía limpia. La semana pasada, la presidencia de la COP28, la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) y la Alianza Global de Energías Renovables (GRA) dijeron que el mundo podría  acelerar la transición energética  y reducir las emisiones de carbono triplicando la capacidad mundial de energía renovable a 11.000 GW y duplicando mejoras promedio anuales en la eficiencia energética para 2030. 
     
    Un compromiso de triplicar la capacidad de energías renovables para 2030 tiene más posibilidades de ser aprobado en las negociaciones de la COP28 que cualquier texto que contenga una "eliminación gradual de los combustibles fósiles".
     
    Los grandes productores de combustibles fósiles, entre ellos Arabia Saudita y otros productores de Medio Oriente, así como los grandes consumidores de energía como China e India, no aceptarán el lenguaje de "eliminación progresiva de los combustibles fósiles".  
     
    Mundo dividido 
     
    El presidente de la COP28, Al Jaber, dijo en la  Cumbre sobre Ambición Climática de la ONU  en septiembre que "la reducción gradual de los combustibles fósiles es esencial. De hecho, es inevitable. Y debe ir de la mano con una rápida implantación de alternativas sin carbono".
     
    Al Jaber instó a una rápida expansión de las energías renovables, pero no llegó a pedir la eliminación gradual de los combustibles fósiles. 
     
    A principios de esta semana, Al Jaber  dijo a los delegados en la Pre-COP en Abu Dhabi: "Hay demasiadas cosas que dividen nuestro mundo en este momento".
     
    "Ahora más que nunca necesitamos unirnos en materia de clima y transmitir un mensaje claro de esperanza, solidaridad, estabilidad y prosperidad", añadió. 
     
    Al Jaber también ha pedido a la industria del petróleo y el gas que demuestre al mundo que podría ser parte de la solución, no el problema, en la transición energética. 
     
    "Esta industria puede y debe ayudar a impulsar las soluciones. Durante demasiado tiempo, esta industria ha sido vista como parte del problema, que no está haciendo lo suficiente y en algunos casos incluso bloqueando el progreso", dijo Al Jaber en la conferencia de energía ADIPEC el mes  pasado  . . 
     
    Mientras tanto, hasta 131 empresas que representan casi 1 billón de dólares en ingresos anuales globales están instando a los gobiernos a establecer objetivos y  cronogramas para la eliminación gradual  de los combustibles fósiles.
     
    Antes de la COP28, empresas que representan 987 mil millones de dólares en ingresos anuales globales, incluidas AstraZeneca, Ikea, Bayer, Iberdrola, Heineken, Danone, Ørsted, Volvo Cars, SAP y Unilever, escribieron una carta a los Jefes de Estado, pidiendo a "todas  las  Partes "Asistiendo a la COP28 en Dubai para buscar resultados que sienten las bases para transformar el sistema energético global hacia una eliminación total de los combustibles fósiles y reducir a la mitad las emisiones en esta década".
     
    Pero Amin Nasser, director ejecutivo de la mayor empresa petrolera y exportadora de petróleo crudo del mundo, Saudi Aramco, dijo el mes pasado que la cumbre sobre el clima y el mundo deberían centrar el debate en cómo reducir las emisiones, no en reducir la producción de petróleo  y gas. 
     
    Saudi Aramco y el cartel de la OPEP liderado por Arabia Saudita han estado advirtiendo durante años que una transición energética desordenada con bajas inversiones en hidrocarburos empeoraría la seguridad energética, ya que el mundo todavía necesita volúmenes crecientes de petróleo y gas. 
     
    La OPEP también ha criticado las previsiones de la Agencia Internacional de Energía (AIE) sobre el  pico de demanda de petróleo  antes de 2030.  
     
    El mundo necesita  14 billones de dólares  en inversiones acumuladas en el sector petrolero para 2045 para garantizar la estabilidad del mercado y evitar el caos energético y económico, dijo la OPEP en su informe anual World Oil Outlook el mes pasado.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • El petróleo está a punto de convertirse en el mayor producto de exportación de EE.UU.

    El petróleo crudo se convertirá este año en el principal artículo de exportación de Estados Unidos por primera vez en la historia.
    El petróleo está en camino de ser el principal artículo de exportación de Estados Unidos este año por primera vez en la historia, lo que pone de relieve la creciente influencia de la producción y las exportaciones de petróleo de Estados Unidos en el mercado petrolero mundial.  
     
    La creciente producción de petróleo crudo de Estados Unidos en los últimos años y las crecientes exportaciones después de que se levantó la prohibición en 2015 han convertido al petróleo estadounidense en un producto cada vez más importante en el mercado, especialmente después de la invasión rusa de Ucrania y la prohibición y sanciones al crudo ruso en Occidente. 
     
    El suministro de petróleo de Estados Unidos compensó algunos de los recortes de la OPEP+ en el primer semestre de este año, ya que se prevé que alcance una producción récord en 2023 y 2024. Se espera que la producción de petróleo crudo de Estados Unidos promedie 12,92 millones de barriles por día (bpd) este año y 13,12 millones de barriles por día (bpd) este año. millones de bpd el próximo año: nuevos máximos históricos,  dice la Administración de Información Energética (EIA)  en su Perspectiva Energética a Corto Plazo de octubre. 
     
    Las exportaciones de petróleo también están en un  nivel récord , con un promedio de 3,99 millones de bpd en el primer semestre de 2023, casi un 20% más que en el primer semestre de 2022.  
     
    En términos tanto de volumen como de valor, las exportaciones de petróleo de Estados Unidos fueron las mayores exportaciones de todas las categorías en el comercio de Estados Unidos con el mundo hasta agosto de este año y es probable que lo sean durante todo el año 2023, por primera vez en la historia, según un análisis. por  Ken Roberts  en WorldCity, una empresa que rastrea las exportaciones estadounidenses basándose en datos de la Oficina del Censo de EE. UU. 
     
    Sólo en agosto, el valor de las exportaciones de petróleo de Estados Unidos, de 10.300 millones de dólares, tuvo la  participación más alta  de todas las exportaciones estadounidenses con un 6%, seguido de la gasolina y otros combustibles, según datos de WorldCity. En términos de tonelaje, la participación del petróleo también fue la más alta: 24%, seguida por el GNL y la gasolina y otros combustibles. 
     
    Según el análisis de Roberts de WorldCity publicado en Forbes, "la principal categoría de petróleo será la principal exportación de Estados Unidos cuando se publiquen las cifras de 2023 a principios del próximo año".  
     
    Desde 2015, cuando Estados Unidos levantó una prohibición sobre las exportaciones de petróleo crudo (que anteriormente solo se dirigían a Canadá), las exportaciones de petróleo estadounidenses se han disparado junto con el aumento de la producción. El salto ha sido más pronunciado en los últimos dos años, gracias a un creciente apetito mundial por barriles a precios competitivos en medio de una menor oferta de la OPEP+ y el embargo sobre el crudo ruso. 
    A pesar de que el crudo estadounidense es principalmente de la variedad más ligera y dulce, a diferencia de los grados superiores de Rusia y Medio Oriente, las exportaciones estadounidenses han estado compensando parte de los recortes de la OPEP+ en los últimos meses. 
     
    En el primer semestre de 2023,  Europa fue el principal destino  de las exportaciones de petróleo crudo de Estados Unidos por volumen, con 1,75 millones de bpd, lideradas por las exportaciones a los Países Bajos y el Reino Unido, dice la EIA. Asia quedó en segundo lugar, con 1,68 millones de bpd, encabezada por las exportaciones de petróleo de Estados Unidos a China y Corea del Sur. Estados Unidos también exportó volúmenes significativamente menores de petróleo crudo a Canadá, África, Centroamérica y Sudamérica.  
     
    En menos de una década desde que se levantó la prohibición de exportar, el petróleo estadounidense se ha vuelto tan  importante para el mercado global  que el WTI Midland se agregó en junio a la canasta de grados de petróleo crudo Brent que se utiliza como punto de referencia para fijar el precio del petróleo más comercializado del mundo. contrato. 
     
    La razón por la que el WTI Midland está adquiriendo cada vez más importancia en la evaluación del Dated Brent es, nuevamente, el volumen de crudo estadounidense que se envía al extranjero, que ha promediado alrededor de 4 millones de bpd desde principios de año. 
     
    Con la demanda de petróleo estadounidense en Europa y Asia cuando el arbitraje lo permite, las exportaciones de petróleo de Estados Unidos se han disparado en los últimos dos años y se convertirán en el mayor artículo de exportación de Estados Unidos en 2023.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
     
     
  • La segunda empresa de carbón más grande del mundo busca salir de la industria

    La salida de Glencore del sector del carbón implicará un acuerdo estratégico con Teck Resources, posicionando a la empresa para una transición lucrativa hacia un negocio centrado en los metales.
    La segunda mayor compañía carbonífera del mundo busca salir del negocio del carbón. Desde hace años, Glencore se ha mantenido firme en su dedicación al sector del carbón, cosechando los beneficios a medida que otras empresas han abandonado el mercado bajo una presión cada vez mayor para reducir y eliminar progresivamente el combustible fósil más sucio del mundo. Pero ahora la compañía se está preparando para su propia salida del sector del carbón, lo que indica que el declive terminal del carbón podría estar a la vuelta de la esquina.
     
    A finales del mes pasado, el gigante del carbón, con sede en Vancouver, Columbia Británica, firmó un acuerdo multimillonario por el que se compromete a comprar el negocio de carbón de la empresa minera canadiense Teck Resources y luego deshacerse de todas sus minas de carbón, según informó el Wall Street Journal. llamó " un movimiento que representa el mayor cambio estratégico de la compañía en años ". Entonces, ¿por qué comprar el negocio del carbón en primer lugar? Facilitar una salida fluida y lucrativa del carbón para que la empresa pueda finalizar su actual giro hacia una empresa de transición de metales y ganar una gran cantidad de dinero en el proceso. 
    El acuerdo permitirá a Glencore combinar su importante negocio de carbón térmico con los activos de carbón metalúrgico de Teck, los cuales se empaquetarán juntos y se venderán como un negocio de carbón independiente dentro de los dos años posteriores al acuerdo con una ganancia increíble. "Algunos analistas estiman que la nueva compañía de carbón podría valer entre 22 mil millones y 35 mil millones de dólares cuando cotice", informa el Wall Street Journal, "una valoración mucho más alta que incluso la de las compañías de carbón más grandes de Estados Unidos". La compañía cotizará en Nueva York, ya que el director ejecutivo de Glencore, Gary Nagle, cree que "los inversores estadounidenses son más pragmáticos y se centran en los rendimientos en comparación con Europa, donde las decisiones parecen más influenciadas por preocupaciones ambientales, sociales y de gobernanza". 
     
    Sin embargo, el declive del carbón no puede atribuirse a la responsabilidad social corporativa y al bien común en general. Uno de los factores clave de la caída de la demanda de carbón es la disminución gradual del crecimiento económico de China. El país, que tiene una enorme presencia en todos los mercados energéticos mundiales, y especialmente en los mercados del carbón, ha alcanzado su propio punto de inflexión económica después de décadas de crecimiento económico vertiginoso y rápidas incorporaciones de infraestructura. Según las proyecciones de la EIA, “si el crecimiento a corto plazo de China se desacelerara en otro punto porcentual, esto reduciría la demanda de carbón para 2030 en una cantidad casi igual al volumen consumido actualmente por toda Europa”. Para empresas como Glencore, la información está escrita en la pared. El mundo seguirá consumiendo mucho carbón durante la próxima década, aproximadamente, pero a un ritmo cada vez menor, lo que no es bueno para los negocios. 
     
    En el futuro, Glencore planea centrarse en los metales que se espera impulsen la transición a la energía verde. La revolución de la energía verde está impulsando una fiebre del oro moderna por minerales y metales de tierras raras clave que son fundamentales para la infraestructura necesaria para paneles solares, baterías de vehículos eléctricos, turbinas eólicas y más. La escala de la demanda venidera es enorme. La Agencia Internacional de Energía (AIE) proyecta que las adiciones globales de capacidad renovable crecerán en la friolera de 107 gigavatios (GW) hasta alcanzar más de 440 GW en 2023 , el mayor aumento absoluto jamás registrado. Al mismo tiempo, se espera que las ventas de vehículos eléctricos aumenten un 35% a finales de este año hasta alcanzar los 14 millones, en un aumento que la AIE ha calificado de “explosivo”. 
     
    Acaparar el mercado de minerales de tierras raras, en gran medida aún sin explotar, presenta una gran oportunidad económica, y países de todo el mundo están actualmente compitiendo para apuntalar las cadenas de suministro y adquirir reservas lo más rápido posible. La demanda de elementos como el cobalto y el litio ya está aumentando, y Glencore quiere ser el proveedor clave. "Tenemos algunos de los mejores metales de cara al futuro del mundo", dijo Nagle la semana pasada, refiriéndose a los activos de níquel, cobre, cobalto y zinc de Glencore. "Esta será la empresa de transición de metales de referencia en el mundo".
     
    Glencore ha sido considerada durante mucho tiempo como uno de los últimos bastiones de la inversión en carbón, y su salida de la industria es indicativa de fuerzas de mercado mucho mayores que pronto harán del carbón una actividad no rentable. El nuevo World Energy Outlook 2023 de la Agencia Internacional de Energía, su informe anual emblemático, predice que el consumo de carbón alcanzará su punto máximo en 2030. Esto marca un cambio importante y un hito esperanzador para los objetivos climáticos que surgen de un año excepcional para el carbón impulsado por la energía europea. crisis. La transformación de una empresa de carbón en un proveedor de energía verde es un fuerte símbolo de la marea imparable de la transformación en curso de la industria energética global. 
     
    Por Haley Zaremba para Oilprice.com
     
  • La verdadera razón por la que Angola se retiró de la OPEP

    La salida de Angola de la OPEP fue motivada por su plan de mantener la producción por encima de 1 millón de bpd.
    Angola planea mantener una producción de petróleo por encima de 1 millón de barriles diarios, motivo por el cual abandonó la OPEP, reveló el ministro de Recursos Naturales del país de África Occidental.
     
    El segundo mayor productor de la OPEP en el continente abandonó el cártel a finales del año pasado, sorprendiendo a muchos observadores de las políticas de la OPEP.
    "Esta organización ya no se alinea con los valores e intereses de Angola", dijo esta semana Diamantino Azevedo, ministro de Recursos Naturales, citado por Bloomberg. Añadió que la OPEP había asignado "cuotas de producción que desafiaban nuestras capacidades y necesidades reales, tomamos la decisión formal de retirar nuestro país". 
     
    De hecho, según un desglose de las cuotas de producción individuales de los miembros de la OPEP, se supone que Angola producirá más de 1 millón de barriles diarios este año: su cuota se fijó por última vez en  1,11 millones de bpd , según el último acuerdo de la OPEP. Sin embargo, se trata de una reducción palpable con respecto a una cuota anterior, acordada en noviembre, que situaba la tasa de producción del país en  1,28 millones de bpd  para este año.
     
    Esa reducción de 170.000 bpd claramente iba en contra de la corriente en Luanda, que tiene ambiciones de aumentar la producción de petróleo después de una década de declive continuo debido al agotamiento y la insuficiente inversión en nuevas exploraciones.
     
    Hace diez años, Angola bombeaba unos 1,8 millones de bpd. El año pasado, su producción cayó por debajo de 1 millón de bpd antes de recuperarse alrededor de la marca de 1,0 millón de bpd. Los últimos datos muestran una tasa de producción de  1,14 millones de bpd  para octubre y  1,08 millones de bpd  para noviembre.
     
    Mientras tanto, Equinor  anunció  la compra de participaciones en dos bloques de exploración en el productor de petróleo de África Occidental. La major noruega ya es un gran inversor en el petróleo angoleño y ahora está profundizando este compromiso.
     
    "Para continuar nuestra misión de crear valor sostenible y satisfacer las necesidades energéticas del futuro, creemos que todavía se necesita nueva exploración", dijo un alto ejecutivo de Equinor en LinkedIn en comentarios sobre el acuerdo. Los bloques serán operados por una empresa conjunta con otras dos grandes petroleras: BP y Eni.
     
    La salida de Angola de la OPEP se produjo en medio de informes sobre desacuerdos sobre las nuevas cuotas para 2024. Las fuentes de los desacuerdos: Angola y Nigeria. Se informó que ambos países estaban descontentos con sus nuevas cuotas porque querían aumentar la producción en lugar de mantenerla en los niveles actuales o incluso reducirla.
    En ese momento, algunos comentaristas sugirieron que los desacuerdos podrían conducir a una ruptura dentro de la OPEP, y resultó que tenían razón. Incluso a principios de año, en junio, cuando Angola se oponía una vez más a las cuotas, nadie parecía esperar que se marchara. Parece que deberían haberlo hecho.
     
    "Las semillas de esta salida se sembraron en junio", dijo Helima Croft de RBC Capital Markets al Financial Times en diciembre después de que Angola anunciara su salida. En la reunión de junio, la OPEP decidió que un tercero estableciera una base de producción de petróleo que se utilizaría para fijar las cuotas. A Angola no le gustó la idea.
     
    "Además, Angola ha sido uno de los miembros más malhumorados, habiendo realizado múltiples huelgas en las reuniones de la secretaría en los últimos años", dijo Croft también en ese momento.
     
    En otras palabras, la salida de Angola de la OPEP debería haberse esperado, y desde hace algún tiempo. No es la primera vez que un miembro se marcha y probablemente no será la última. Ya ha sucedido antes cuando un miembro descubre que su propia política energética va en contra de la de la OPEP, tal como lo ha hecho Angola ahora.
     
    El país necesita mayores ingresos petroleros para llenar sus arcas vacías. Para hacer eso, necesitaría una mayor producción. Pero para lograrlo, Angola necesitaría un aumento importante de las inversiones petroleras. Según algunos, lo más lógico es que estas inversiones provengan de las grandes empresas internacionales, aunque otros han  señalado  que podría abrir una ventana más amplia para las inversiones chinas en el productor de petróleo de África Occidental.
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com
  • Las ambiciones canadienses de GNL están destinadas a remodelar el mercado mundial del gas

    El proyecto canadiense LNG Canada, respaldado por importantes empresas energéticas, está a punto de completarse y se espera que comience a enviarse en 2025.
    Durante el último año, Estados Unidos ha estado aumentando su producción de gas natural, con planes para desarrollar varias instalaciones más de GNL en el sur del país. 
    Pero parece que no es el único país que tiene grandes ambiciones de gas, ya que Canadá continúa trabajando en una nueva y enorme instalación de exportación. Canadá lleva mucho tiempo planeando convertirse en exportador de GNL y, gracias al nuevo desarrollo, sus ambiciones están cada vez más cerca, con el potencial de respaldar el dominio de América del Norte en la industria mundial del gas. 
     
    Los líderes de la industria petrolera en Canadá han presionado durante mucho tiempo para la construcción de una instalación de exportación de GNL para asegurar la posición del país en el mercado energético mundial, a medida que la demanda de crudo, particularmente las arenas petrolíferas canadienses con alto contenido de carbono, comienza a disminuir. 
     
    El alejamiento global del suministro de gas ruso ha dejado la puerta abierta a productores y exportadores alternativos. El director ejecutivo de la importante petrolera canadiense Enbridge. Greg Ebel,  afirmó : “El gas natural es un componente crítico en tantas regiones diferentes del mundo y seguirá siéndolo como parte de nuestros objetivos de sostenibilidad, como parte del respaldo de las energías renovables. Cada vez más personas quieren tener un mejor estilo de vida y eso significa energía barata, asequible y segura e inevitablemente, durante décadas y décadas por venir, eso implicará gas natural y petróleo”.
     
    Canadá es el quinto mayor productor de petróleo y gas natural del mundo y su producción de gas ha aumentado durante la última década. Se espera que los volúmenes de ventas de gas del país aumenten a alrededor de 21 mil millones de pies cúbicos (bcf) por día para 2030, un aumento desde los 17,5 bcf por día actuales. Sin embargo, su mercado de exportación se ha quedado rezagado respecto de otros países productores de gas.
     
    Ebel cree que las exportaciones de gas canadiense podrían reemplazar el carbón utilizado en otros países para ayudar a reducir las emisiones. Dijo: "Incluso con la expansión de Estados Unidos, todavía hay mucho espacio para que Canadá sea un actor serio".
     
    Canadá ahora tiene como objetivo convertirse en un importante exportador de GNL en los próximos años. LNG Canada, una empresa conjunta de Shell, PETRONAS, PetroChina, Mitsubishi Corporation y Korea Gas Corporation, ha estado desarrollando la  primera instalación de exportación de GNL de Canadá en Columbia Británica. El grupo anunció en junio que  la construcción del proyecto estaba completa en más del 80 por ciento  y se estaban preparando para que comenzara a operar. Se espera que tenga una capacidad de producción de 14 millones de toneladas al año, con potencial de expansión en el futuro. 
     
    Una vez terminada la instalación, la planta incluirá una unidad receptora de gas natural y producción de GNL, una terminal marítima con capacidad para albergar dos buques metaneros, un muelle para remolcadores y líneas de carga de GNL, así como unidades de procesamiento de GNL, tanques de almacenamiento, un patio de ferrocarril, una instalación de tratamiento de agua y chimeneas de antorchas. Se espera que la primera fase comience los envíos en 2025, a la que seguirá el desarrollo de una segunda fase para duplicar la capacidad anual a 28 millones de toneladas. 
     
    El proyecto se planeó originalmente como una forma de  transportar grandes cantidades de gas metano  desde Canadá a Asia. Sin embargo, tras la guerra entre Rusia y Ucrania y la prisa por encontrar suministros de gas alternativos, el proyecto multimillonario ha evolucionado de manera diferente. Ahora se está desarrollando la instalación para que tenga dos unidades para convertir el metano en forma líquida para su envío.
     
    La instalación utilizará energía hidroeléctrica para hacer funcionar las turbinas que enfrían el gas a forma líquida, con el objetivo de reducir las emisiones de carbono. Pero esto requerirá la instalación de cientos de kilómetros de nuevas líneas de transmisión para llegar a la ubicación remota de la planta en la costa noroeste. 
     
    LNG Canada ha estado en conversaciones con la provincia y BC Hydro, una corporación energética estatal, sobre la gestión de las necesidades hidroeléctricas del sitio. El director ejecutivo de LNG Canada, Jason Klein,  declaró  : "Todas las partes entienden que una mayor electrificación de nuestra industria beneficiará a BC y el Primer Ministro ha sido bastante claro y coherente en que quiere que se realicen avances en este expediente". 
     
    La construcción de la primera instalación de exportación de GNL de Canadá podría respaldar el rápido desarrollo de la capacidad de gas natural de Estados Unidos para impulsar a la región de América del Norte a la cima de la cadena de GNL. 
     
    Durante el último año, varias grandes empresas de petróleo y gas han anunciado nuevos proyectos de GNL destinados a solidificar la seguridad energética de Estados Unidos y proporcionar una nueva cadena de suministro de gas tras la invasión rusa de Ucrania y las posteriores sanciones a la energía rusa. 
     
    Sin embargo, Estados Unidos ha sido  criticado  por aprobar tantos proyectos de GNL que están lejos de completarse, cuando faltan los primeros años de producción, lo que significa que podría contribuir a las emisiones de carbono a largo plazo y comprometer los compromisos climáticos del gobierno. 
     
    Existe un gran entusiasmo dentro de la industria canadiense del petróleo y el gas en torno a la construcción de la primera terminal de exportación del país. Este desarrollo podría ayudar a Canadá a desempeñar un papel importante en la expansión de la cadena de suministro de GNL de América del Norte. 
     
    Sin embargo, el nuevo proyecto de gas pone en duda algunos de los compromisos climáticos de Canadá, con el riesgo de estimular una dependencia a largo plazo de los combustibles fósiles, ya que la ampliación de la instalación podría tener lugar hasta bien entrada la próxima década.  
     
    Por Felicity Bradstock para Oilprice.com 
  • Los barones fundadores del petróleo de Estados Unidos están abandonando los combustibles fósiles

    Después de alcanzar un máximo de 17,1 billones de dólares en 2020, los activos ESG en Estados Unidos cayeron drásticamente a solo 8,4 billones de dólares en 2022, y la hemorragia continúa.
    Durante la última década, las inversiones verdes y socialmente responsables, también conocidas como inversiones ESG (ambientales, sociales y de gobernanza), se han convertido en una de las mayores megatendencias de inversión de los tiempos modernos. Durante años, cada año ingresaron al mercado billones de dólares en nuevos fondos globales, y la UBS predijo que la tecnología de reducción de carbono alcanzaría los 60 billones de dólares de inversión para 2040. En 2019, BlackRock Inc. (NYSE:BLK) declaró su intención  de aumentar sus inversiones ESG (ambientales, sociales y de gobernanza)  más de diez veces , de 90.000 millones de dólares a un billón de dólares en el espacio de una década. Blackrock es el gestor de activos más grande del mundo con 9,4 billones de dólares en activos bajo gestión (AUM).
     
    En los últimos años también se ha producido una gran campaña de desinversión en combustibles fósiles. Hace tres años, el ex alcalde de la ciudad de Nueva York, Bill de Blasio, y el contralor Scott M. Stringer provocaron conmociones en el sector del petróleo y el gas después de anunciar que el fondo de pensiones de la ciudad, valorado en 226.000 millones de dólares, planea desinvertir la mayoría de sus inversiones en combustibles fósiles durante los próximos cinco años  . años y también cortó lazos con otras empresas que han estado contribuyendo al calentamiento global. Poco después,  Rockefeller Brothers Fund , una fundación familiar construida sobre una de las mayores fortunas petroleras del mundo, hizo lo mismo al anunciar que abandonaría  sus inversiones en petróleo y gas  y dejaría de realizar nuevas inversiones en el futuro. La fundación de 5 mil millones de dólares fue creada inicialmente con dinero del petróleo en el siglo XIX por el hijo de John D. Rockefeller, de la   famosa Standard Oil .
     
    La moda ESG últimamente ha perdido algo de fuerza en medio de máximos de varios años en los precios del petróleo y el gas, a medida que los inversores se centran más en obtener una porción mayor de las ganancias récord que disfrutan las empresas de combustibles fósiles. Sin embargo, eso no significa que el ESG esté muerto. 
     
    La  Fundación Rockefeller  ha redoblado su apuesta después de lanzar una campaña de alto perfil el mes pasado para apoyar soluciones climáticas, incluida una promesa de más de mil millones de dólares. El fondo ha reconocido lo absurdo y la ironía de aplicar la riqueza petrolera a soluciones climáticas, pero ha justificado la acción diciendo que las compañías de petróleo y gas deberían desempeñar un papel en la solución de una crisis en la que han contribuido en gran medida a crear.
     
    "Siento que tenemos una responsabilidad adicional para abordar el desafío del cambio climático sobre esa base",  dijo a  Newsweek Joseph Curtin de la Fundación Rockefeller.
     
    La fundación ha lanzado programas destinados a reducir el uso de energía alimentada con carbón en Asia y acelerar el despliegue del almacenamiento en baterías para energía renovable. La fundación también desarrollará  infraestructura climáticamente inteligente , construirá minirredes de energía renovable en países en desarrollo y también buscará soluciones basadas en la naturaleza para la eliminación de carbono y la resiliencia climática.
     
    "Considero que el compromiso de la Fundación por mil millones de dólares en soluciones climáticas es totalmente coherente con los ideales filantrópicos de John D. Rockefeller, padre. En lugar de equivocarse de algún modo en que el dinero obtenido del petróleo se utilice para financiar un mundo más allá del petróleo, es lo que deberíamos "Esperamos ver más en la sociedad: que las generaciones sucesivas utilicen sus recursos para corregir los daños que recién se han hecho conscientes, y que evolucionemos nuestras metas al ritmo de nuestra conciencia", dijo a Newsweek Daniel  Growald, miembro de la familia Rockefeller  .
     
    La inversión ESG se desacelera
     
    Sin duda, el entusiasmo ESG está disminuyendo. Después de alcanzar un máximo de 17,1 billones de dólares en 2020, los activos ESG en Estados Unidos cayeron drásticamente  a solo 8,4 billones de dólares en 2022, y la hemorragia continúa. En el año en curso, se han liquidado no menos de cuatro fondos ESG:  SPDR Bloomberg SASB Corporate Bond ESG Select ETF  (RBND),  SPDR Bloomberg SASB Emerging Markets ESG Select ETF  (REMG),  SPDR Bloomberg SASB Developed Markets Ex US ESG Select ETF  ( RDMX) y el  ETF Invesco US Large Cap Core ESG  (IVLC). 
     
    Los temas de conversación en torno a ESG también han disminuido notablemente: según  FactSet , solo 74 empresas del S&P 500 citaron el término "ESG" durante las transcripciones de sus últimas conferencias telefónicas sobre resultados, menos de la mitad de las 156 veces que se citó el término en las conferencias telefónicas sobre resultados del cuarto trimestre de 2021. .
    También se ha observado una tendencia similar en el resto del mundo, incluida Europa, donde las normas ESG son mucho más estrictas.
     
    El año 2021 resultó ser un momento decisivo para las empresas de petróleo y gas en la transición global hacia la energía limpia, con las grandes petroleras perdiendo una serie de batallas en las juntas directivas y los tribunales en manos de activistas climáticos de línea dura.
     
    Por suerte para estas grandes empresas del petróleo y el gas, el año pasado el sentimiento de los inversores giró a su favor.
     
    En mayo de 2022,  Exxon Mobil  (NYSE:XOM) registró una gran victoria después de que sus accionistas  apoyaran la estrategia de transición energética de la empresa  en la asamblea general anual. Sólo el 28% de los participantes respaldó una resolución presentada por el  grupo activista Follow This  que insta a tomar medidas más rápidas para combatir el cambio climático; una propuesta que pedía un informe sobre la planificación empresarial con bajas emisiones de carbono recibió sólo un 10,5% de apoyo, mientras que un informe sobre la producción de plástico obtuvo un voto favorable del 37%.
     
    Siguiendo los pasos de su par más grande, en junio, los accionistas de Chevron votaron  en contra de una resolución  que pedía a la compañía que adoptara objetivos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, lo que indicaba su apoyo a las medidas que la compañía ya había tomado para abordar el cambio climático. Sólo el 33% de los accionistas votó a favor de la propuesta, según cifras preliminares divulgadas por la compañía, un fuerte cambio con respecto al año pasado cuando el 61% de los accionistas votaron a favor de una propuesta similar.
     
    En junio, el director ejecutivo de Exxon, Darren Woods, instó a los reguladores a  dejar de centrarse en determinadas fuentes de energía , como la energía renovable, para salvar el clima, advirtiendo que sería un "gran error  elegir ganadores y perdedores y centrarse en tecnologías específicas". En cambio, "necesitamos mirar más ampliamente y dejar que los mercados determinen qué soluciones ofrecen la mayor reducción de emisiones al menor costo ", dijo Woods a Nicolai Tangen, director ejecutivo del Fondo de Riqueza de Noruega, uno de los fondos mutuos más grandes del mundo. Woods sugirió que un intento de alejarse del petróleo y el gas de inmediato, sin cambios en la demanda global, podría ser desastroso para la energía limpia, y agregó que si producimos menos GNL, por ejemplo, algo más, como el carbón, tendría que ser reemplazado. intervenir para llenar el vacío de demanda. Según Woods, Europa debería seguir el enfoque estadounidense en materia de política climática, argumentando que el continente corre el riesgo de alejar a las empresas si regula demasiado. Woods le dijo a Bloomberg que una de las cosas más importantes que los estadounidenses (y ExxonMobil ) están desarrollando tecnologías para capturar y almacenar carbono
     
    En general,  superar el bloqueo de carbono  está demostrando ser una tarea mucho más formidable de lo que se pensaba.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • Por qué Irán está desesperado por terminar este oleoducto

    Irán planea resucitar el oleoducto Irak-Siria de 825 kilómetros que une la región iraquí de Kirkuk con el puerto sirio de Banias en el Mediterráneo.
    Irán ha estado desesperado durante mucho tiempo por crear un "puente terrestre" permanente desde Teherán al Mar Mediterráneo mediante el cual podría aumentar exponencialmente la escala y el alcance del lanzamiento de armas al sur del Líbano y la zona de los Altos del Golán en Siria. Esto tendría un enorme efecto multiplicador de fuerza para que el propio Cuerpo de la Guardia Revolucionaria Islámica (CGRI) de Irán en Siria –y sus fuerzas aliadas de Hezbolá en el Líbano y Hamás en Palestina– lo utilizaran en ataques contra Israel. 
     
    Esta política fundamental de Irán desde su Revolución Islámica de 1979 siempre estuvo orientada a provocar un conflicto más amplio en el Medio Oriente que arrastraría a Estados Unidos y sus aliados a una guerra imposible de ganar como la que se vio recientemente en Irak y Afganistán. El objetivo de esto por parte de Irán era unir a los países islámicos del mundo contra lo que cree que es una batalla existencial contra la alianza democrática ampliamente judeocristiana de Occidente, con Estados Unidos en su centro. Dada la actual situación febril en Israel y sus alrededores, avivada por el apoyo de Irán, la noticia de la semana pasada de que se restablecerá un vínculo clave entre Irak y Siria –ambos fuertemente influenciados por Irán– sólo aumentará los problemas de Washington.
     
    Según comentarios de altos funcionarios de la empresa estatal iraquí North Oil Company (NOC) en Kirkuk, hay planes en marcha para resucitar el oleoducto Irak-Siria de 825 kilómetros que une la región iraquí de Kirkuk con el puerto sirio de Banias en el Mediterráneo. "La reunión [sobre la reanudación del oleoducto] cubrió el trabajo requerido, los cronogramas y el costo de la reconstrucción", dijo el director general del NOC, Barkan Abdullah. Una fuente importante de la industria petrolera que trabaja en estrecha colaboración con el Ministerio de Petróleo de Irak confirmó en exclusiva a  OilPrice.com  la semana pasada que no fueron sólo los iraquíes los que participaron en estas discusiones sobre este vínculo de infraestructura clave entre Irak y Siria, sino también los iraníes y los rusos. “Los planes para restablecer este enlace han estado vigentes desde junio de 2017, cuando se habló abiertamente de él en términos de ser el 'gasoducto Irán-Irak-Siria' y se vio en un contexto similar al plan del gasoducto de ese nombre”, dijo. “Los planes eran que los oleoductos se extendieran desde Kirkuk [en Irak] hasta Banias [en la costa del Mar Mediterráneo de Siria] a través de Haditha [en Irak], con una capacidad nominal inicial de 300.000 barriles por día [bpd], y Rusia iba a participar. en ambos planes, y eso no ha cambiado ahora”, añadió. 
     
    El interés de Rusia junto con Irán en tal plan se alinea con el amplio objetivo de política exterior de Moscú de crear un caos donde sea posible, en el que eventualmente pueda proyectar sus propias soluciones. 
     
    Bajo el régimen del presidente Bashar al-Assad, respaldado por Rusia e Irán, Siria tiene cuatro enormes ventajas estratégicas para Rusia. Brevemente, en primer lugar, es el país más grande en el lado occidental de la Media Luna Chiita de Poder, que Rusia ha estado desarrollando durante años como contrapunto a la propia esfera de influencia de Estados Unidos que se había centrado en Arabia Saudita (para el suministro de hidrocarburos) e Israel (para activos militares y de inteligencia). En segundo lugar, ofrece una larga costa mediterránea desde la cual Rusia puede enviar productos de petróleo y gas (ya sean propios o de sus aliados, en particular Irán) para exportarlos en efectivo, además de armas y otros artículos militares para exportación política. En tercer lugar, es un centro militar ruso vital, con un importante puerto naval (Tartus), una importante base de la fuerza aérea (Latakia) y una importante estación de escucha (en las afueras de Latakia). Y cuarto, muestra al resto de Medio Oriente que Rusia puede actuar y actuará decisivamente del lado de las dinastías autocráticas de la región. 
     
    Afortunadamente para Rusia, Siria también tiene importantes recursos de petróleo y gas que el Kremlin puede desarrollar y utilizar para compensar parte de los costos en los que incurre como parte de sus maniobras geopolíticas. Según el entonces viceprimer ministro de Rusia, Yuri Borisov, tras la intervención militar directa de Rusia en Siria en septiembre de 2015, Moscú estaba trabajando para restaurar al menos 40 instalaciones energéticas en Siria, incluidos yacimientos petrolíferos marinos. Esto era parte de un programa de desarrollo más amplio destinado a recuperar todo el potencial de petróleo y gas del país como era antes de julio de 2011, cuando, inspirados por las revoluciones de la Primavera Árabe, los desertores del ejército sirio formaron el Ejército Sirio Libre y comenzaron el conflicto armado a través del país.
     
    Antes de ese momento, Siria era un importante productor de petróleo y gas en los mercados mundiales de hidrocarburos: a principios de 2011, producía alrededor de 400.000 bpd de petróleo crudo a partir de reservas probadas de 2.500 millones de barriles. Antes de que la recuperación comenzara a decaer debido a la falta de técnicas mejoradas de recuperación de petróleo que se emplean en los principales yacimientos (en su mayoría ubicados en el este, cerca de la frontera con Irak o en el centro del país, al este de la ciudad de Homs), se había produciendo casi 600.000 bpd. Durante el período en que los mayores yacimientos productores –incluidos los de la región de Deir-ez-Zour, como el mayor, Omar– estuvieron bajo el control de ISIS, la producción de petróleo crudo y condensados ​​cayó a unos 25.000 bpd antes de recuperarse nuevamente. 
     
    Una proporción considerable de esta producción de petróleo crudo se destinó a Europa, que importaba al menos 3.000 millones de dólares al año en petróleo desde Siria hasta principios de 2011, según la Comisión Europea, como también analizo en mi nuevo libro sobre la nueva situación  . Orden del mercado mundial del petróleo . Gran parte de la infraestructura clave para manejar el petróleo procedente de Siria permaneció operativa durante mucho tiempo después de que comenzaron los problemas de 2011. La mayor parte, unos 150.000 bpd combinados, fueron a Alemania, Italia y Francia, desde una de las tres terminales de exportación de Siria en el Mediterráneo: Banias, Tartus y Latakia.
     
    El sector del gas de Siria era al menos tan vibrante como su sector petrolero, y menos daños sufrió en los primeros años del conflicto. Con reservas probadas de 8,5 billones de pies cúbicos (tcf) de gas natural, durante todo el año 2010 –el último en condiciones operativas normales– Siria produjo poco más de 316 mil millones de pies cúbicos por día (bcf/d) de gas natural seco. La construcción de la zona de gas centro-sur, construida por la empresa rusa Stroytransgaz, comenzó a finales de 2009 y aumentó la producción de gas natural de Siria en aproximadamente un 40 por ciento a principios de 2011. Esto permitió que las exportaciones combinadas de petróleo y gas de Siria aumentaran. generar una cuarta parte de los ingresos del gobierno en ese momento y convertirlo en el principal productor de petróleo y gas del Mediterráneo oriental en ese momento. Después del inicio del levantamiento armado interno en julio de 2011 y del posterior desplazamiento del ISIS hacia el oeste desde Irak hacia Siria en septiembre de 2014, la producción de gas disminuyó a menos de 130 bcf/d antes de recuperarse nuevamente.
     
    Tanto para Rusia como para Irán, los oleoductos y gasoductos que se originan en Irán y luego atraviesan Irak y llegan a Siria también actuarán como contrapunto al gasoducto árabe que comienza cerca de Arish en Egipto y corre hacia Jordania, Siria y el Líbano, con conexiones con Israel. Tanto Moscú como Teherán lo han considerado durante mucho tiempo como un oleoducto 'estadounidense', y han examinado repetidamente planes para revertir estos flujos de energía y agregar extensiones a los oleoductos Irán-Irak-Siria que llegan al menos a Jordania y el Líbano. Se han visto avances hacia este fin último en los repetidos acuerdos de petróleo y gas realizados entre Irak (aunque gran parte de los recursos de petróleo y gas provienen de Irán) y Jordania y el Líbano, y en los planes para vincularlos a una red eléctrica pan-Oriente Medio. con Irán (y Rusia) en el centro, como también lo analizo en su totalidad en mi nuevo libro sobre el nuevo orden del mercado petrolero global.
     
    Por Simon Watkins para Oilprice.com
  • Por qué las acciones de energía solar están cayendo ahora mismo

    Las acciones del fabricante de inversores solares con sede en Israel, SolarEdge Technologies Inc., se han desplomado más del 30% en la sesión intradiaria del viernes, un día después de que la compañía emitiera una guía débil para su próximo informe de ganancias del tercer trimestre.
    Las acciones del fabricante de inversores solares con sede en Israel, SolarEdge Technologies Inc.  (NASDAQ:SEDG) se han desplomado más de un 30 % en la sesión intradiaria del viernes, un día después de que la compañía  emitiera unas previsiones débiles  para su próximo informe de resultados del tercer trimestre. SolarEdge dijo que los ingresos, el margen bruto y los ingresos operativos del tercer trimestre estarán por debajo del extremo inferior de la orientación anterior de la compañía, citando "cancelaciones inesperadas sustanciales y cancelaciones de pedidos pendientes existentes de nuestros distribuidores europeos", debido a un inventario mayor de lo esperado en los canales como así como tasas de instalación más lentas de lo esperado.
     
    SolarEdge reveló que las tasas de instalación del tercer trimestre fueron mucho más lentas a finales del verano y en septiembre, un período que generalmente disfruta de un aumento en las tasas de instalación, y dice que espera que esta tendencia persista a medida que continúa el proceso de reducción de existencias. La compañía ahora espera que los ingresos del tercer trimestre alcancen los $720 millones-$730 millones, significativamente más bajos que el rango de orientación anterior de la compañía de $880 millones-$920 millones, así como una estimación de consenso de analistas de $910 millones. SolarEdge también pronostica unos ingresos operativos no GAAP de entre 12 y 31 millones de dólares en comparación con la previsión anterior de entre 115 y 135 millones de dólares y un margen bruto no GAAP de 20,1%-21,1%, muy por debajo de su previsión anterior de 28%-31%.
    El año actual está demostrando ser un  annus horribilis  para SolarEdge, ya que las acciones de SEDG se han desplomado un 72% en lo que va del año.
     
    El preocupante informe de SolarEdge ha arrastrado a todo el sector, con el índice de referencia favorito del sector, el  ETF de Invesco Solar  (NYSEARCA:TAN), que ha caído un 6,3 % en el día. Varios de sus pares más cercanos también se están vendiendo fuertemente:   Enphase Energy  (NASDAQ:ENPH) -14,9%, SunPower Corp. (NASDAQ:SPWR) -9,4%,  Sunnova Energy  (NYSE:NOVA) -9,1%,  JinkoSolar Holdings  (NYSE :JKS) –6,4% y  Sunrun Inc.  (NASDAQ:RUN) -6,3%.
     
    Enphase se ha visto especialmente afectada debido a su considerable exposición al mercado europeo. " Europa había sido considerada el principal motor del crecimiento, pero ahora parece que este motor está fallando ", dijo el analista de Citi Vikram Bagri.
     
    Como era de esperar, la débil orientación de SolarEdge le ha valido una oleada de rebajas de calificación en Wall Street, con Bank of America, Deutsche Bank, Goldman Sachs, Oppenheimer y Roth MKM rebajando sus calificaciones y precios objetivos.
     
    Europa está acumulando paneles solares chinos 
     
    La crisis energética global provocada por la guerra de Rusia en Ucrania expuso la extrema vulnerabilidad de Europa debido a la excesiva dependencia del continente de los productos energéticos rusos, especialmente el gas natural. Europa respondió con exceso: el continente logró almacenar tanto gas que salió de la última temporada de invierno con reservas de gas más que suficientes. 
     
    Europa ha seguido acumulando gas a un ritmo récord este año: según datos de Gas Infrastructure Europe (GIE), los inventarios de gas de Europa alcanzaron un nuevo máximo histórico con 112,92 mil millones de metros cúbicos (bcm) el 8 de octubre, un 97%. de capacidad de almacenamiento. El aumento interanual se sitúa en 9,41 bcm y el aumento por encima de la media de cinco años es de 11,75 bcm. 
     
    Según StanChart, parece probable que se retrase el inicio de importantes retiros de inventarios, y es probable que la UE termine la temporada de retiros con inventarios muy altos y potencialmente muy por encima de los 70 bcm, con los primeros pronósticos que sugieren que el invierno europeo será extremadamente cálido. .
     
    Y ahora se ha descubierto que Europa está siguiendo un manual similar con la energía solar.
    Una nueva investigación de  Rystad Energy  ha revelado que unos 7.000 millones de euros (7.800 millones de dólares) en paneles solares (o 40 gigavatios de corriente continua (GWdc) de capacidad) están actualmente sin utilizar en los almacenes europeos. Se pronostica que las reservas crecerán aún más este año, alcanzando los 100 GWdc almacenados para fines de 2023.
     
    Y la gran mayoría de esos paneles provienen de China, lo que pone de relieve el grave riesgo de que Europa esté pasando de depender demasiado de Rusia para el gas a depender demasiado de China para sus necesidades solares.
     
    China es, por un amplio margen, líder mundial en inversiones en energía limpia , representando casi la mitad de los 1,1 billones de dólares que se invirtieron en el sector el año pasado; el gigante asiático es ahora el líder mundial indiscutible en la fabricación de energía solar, con cuatro de cada cinco Paneles solares vendidos a nivel mundial con origen en el país. China ha invertido más de 50 mil millones de dólares en líneas de producción de obleas a paneles solares, 10 veces más que Europa, y también controla aproximadamente el 95% del polisilicio y las obleas del mundo.
     
    No es sorprendente que las principales empresas solares chinas estén disfrutando de enormes ganancias impulsadas por la fuerte demanda y un aumento en las ventas de paneles: Jinko Solar  informó un asombroso aumento del 325% en sus ingresos netos a 3.800 millones de yuanes durante la primera mitad del año en curso; Tecnología de energía verde Longi Co. Ltd, el mayor fabricante de paneles del mundo, informó un aumento interanual del 42% en su beneficio neto hasta 9.200 millones de yuanes (1.300 millones de dólares),  Trina Solar Co. Ltd. vio sus ganancias del primer semestre de 202 aumentar un 179% a 3.500 millones de yuanes, mientras que  JA Solar Technology Co. Ltd.  vio sus ingresos netos aumentar un 183% a 4.800 millones de yuanes.
     
    Desafortunadamente, el hecho de que Europa se atiborre de productos solares chinos está resultando desastroso para empresas como SolarEdge y sus pares estadounidenses.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • Se mueven las apuestas por la votación para la presidencia de Enel la próxima semana

    Paolo Scaroni ha sido criticado por inversionistas extranjeros, incluso por el manejo de la crisis energética por parte de la UE y sus sanciones contra el Kremlin.
    Un fondo petrolero noruego votará en contra del nombramiento de Paolo Scaroni en la junta de accionistas de la próxima semana y apoyará a Marco Mazzucchelli, presentado por Londres.
     
    El fondo anunció que rechazará la candidatura de Roma a la presidencia de Enel, en un desaire público al Gobierno de Giorgia Meloni antes de la junta de accionistas de la eléctrica estatal.
     
    El mayor fondo soberano del mundo, que posee una participación de 2,2% en Enel, dijo que votaría en contra de Paolo Scaroni en la junta general del próximo 10 de mayo. En su lugar, apoyará a Marco Mazzucchelli, el candidato presentado por el fondo de cobertura con sede en Londres, Covalis.
     
    La pelea es un acto simbólico de desafío, ya que el estado italiano es el mayor accionista de Enel con una participación de 23%, lo que significa que el nombramiento de Scaroni probablemente pasará. Pero es poco común que el fondo estatal noruego, normalmente conservador, respalde públicamente a un activista sobre la gestión de una empresa, y en particular sobre una propuesta del gobierno.
     
    Quién es Paolo Scaroni
    El hombre de 76 años es un aliado cercano del ex primer ministro Silvio Berlusconi y es un elemento fijo de la vida empresarial italiana. Como director ejecutivo de Eni durante nueve años, ha sido fundamental en la expansión del grupo petrolero en Rusia.
     
    Scaroni sido criticado por inversionistas extranjeros, incluso por criticar el manejo de la crisis energética por parte de la UE y sus sanciones contra el Kremlin. En septiembre dijo que las restricciones beneficiarían a los grandes exportadores de petróleo “como Noruega y Estados Unidos, lo que me hierve la sangre”. Además, fue presidente ejecutivo de Enel hace dos décadas.
     
    El "tóxico" proceso
    El mes pasado, Covalis, que tiene una participación de 1% en Enel y está dirigida por Zach Mecelis, nacido en Lituania, presentó una lista alternativa de candidatos para la junta directiva de Enel, diciendo que "el proceso de selección carecía de transparencia".
     
    Mecelis dijo que quería que terminara el proceso “tóxico” porque entorpecía la valoración bursátil de la empresa. “Los accionistas deberían poder elegir. Es una cuestión de gobernabilidad y transparencia”, agregó. Los asesores proxy Glass Lewis y Frontis también respaldaron el fondo de cobertura. Mazzucchelli estaba mejor ubicado que Scaroni para contrarrestar la influencia del director ejecutivo en el directorio, dijo Glass Lewis.
     
    Mondrian Investment Partners, que posee una participación de 1,7% en Enel, también respaldó a Covalis y dijo que estaba "preocupado" por las elecciones de Roma y "decepcionado" por la falta de transparencia. El fondo noruego también respaldará una lista alternativa de directores, aunque no la de Covalis. Decidió ponerse del lado de los miembros de la junta presentados por Assogestioni, el organismo comercial de la industria de fondos nacional. En Italia, los accionistas minoritarios obtienen tres puestos en el directorio de nueve.
     
    El asesor de representación ISS, que dijo que algunos de los candidatos a directores propuestos “carecían de habilidades y experiencia relevantes”, también aconsejó a los accionistas que respaldaran la lista de Assogestioni. El candidato a director ejecutivo respaldado por el estado es Flavio Cattaneo, vicepresidente del operador ferroviario de alta velocidad Italo y exjefe del operador de red Terna y del grupo de telecomunicaciones Telecom Italia.
     
    Covalis, que no propuso un director ejecutivo, sugirió que podría elegir uno diferente si su resolución gana la próxima semana. Impulsó la especulación sobre si el jefe saliente, Francesco Starace, podría quedarse más tiempo. Starace, quien se ha desempeñado como jefe de Enel desde 2014, reiteró el jueves que no estaba disponible para cumplir otro mandato.
     
    Por Diario Financiero para LaRepública.
  • Se reanudan los flujos de gas natural de Israel a Egipto

    Los envíos de gas natural de Israel a Egipto se han reiniciado, después de varios días sin ninguna importación debido a interrupciones relacionadas con la guerra.
    Bloomberg citó fuentes anónimas que dijeron que el gas proviene del campo marino Leviathan, tras el final de una interrupción de la producción en otro campo, Karish, cuyo suministro se está utilizando actualmente para garantizar la demanda interna en Israel.
     
    Egipto solía importar unos 800 millones de pies cúbicos de gas natural de Israel antes de que comenzara la guerra. Sin embargo, tras los ataques de Hamás en el sur de Israel y la respuesta israelí, las importaciones se agotaron.
     
    Las autoridades israelíes ordenaron a Chevron que cerrara la producción en el campo Tamar debido a su proximidad a los combates y le dijeron a la gran empresa que desviara la producción del campo Leviathan a Jordania.
     
    Chevron se convirtió en operador de los campos de gas Tamar y Leviatán cuando adquirió su operador original, Noble Energy. Tamar tiene reservas estimadas en alrededor de 11 billones de pies cúbicos de gas y Leviatán tiene el doble, según estimaciones  citadas  por Energy Intelligence.
     
    Las exportaciones israelíes de estos campos a Egipto aseguraron la creciente demanda energética del país y dejaron parte para exportar a Europa, desde la planta de GNL de Egipto. Sin embargo, con el cierre y el cambio de ruta, Egipto se vio sumido en una crisis, con apagones diarios en un momento de mayor demanda.
    Ahora que el gas israelí fluye hacia Egipto una vez más, los apagones pueden terminar pero las exportaciones a Europa tal vez no se reanuden inmediatamente. La primera tarea de Egipto sería asegurar primero el suministro interno.
     
    Sin embargo, eso no debería ser un problema inmediato para Europa. Reuters informó recientemente que cerca de 30 buques cisterna de GNL están en camino al continente y al Reino Unido y llegarán antes de finales de este mes. Egipto, por otro lado, reanudará las exportaciones de GNL cuando la demanda interna disminuya, según Eni, que tiene amplias operaciones en el país norteafricano.
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com
  • Standard Chartered: El petróleo a 98 dólares está bien respaldado por los fundamentos

    El impulso de los precios del petróleo se ha desvanecido con la prima de riesgo que se disparó en los últimos días tras la incursión terrestre de Israel en Gaza.
    Los precios del petróleo han sido una montaña rusa en los últimos meses, ya que los catalizadores negativos con frecuencia eclipsan a los positivos y viceversa. En los últimos tiempos, los temores de un desbordamiento del conflicto entre Israel y Hamas, que podría involucrar a Irán y sus aliados en la región, han ofrecido un apoyo considerable a los precios del petróleo.
     
    Desafortunadamente para los alcistas, el impulso de los precios del petróleo se ha desvanecido y la prima de riesgo que se disparó en los últimos días tras la incursión terrestre de Israel en Gaza resultó ser  menos extensa de lo que algunos inversores esperaban . Los inversores también se centraron en la reunión de la Reserva Federal del miércoles.
     
    La última serie de malos resultados de las empresas energéticas también ha agriado la confianza. El sector ha  vuelto a emerger  como el de peor desempeño, con una caída de ganancias en el tercer trimestre de 202 de -38,1%, muy lejos del crecimiento promedio del 2,7% del mercado en general. Las grandes petroleras también han sido objeto de escrutinio después de  Exxon Mobil Corp. (NYSE:XOM) y  Chevron Corp.  (NYSE:CVX) no cumplieron las expectativas de Wall Street.
     
    Cuando solo quedan dos meses para terminar el año, tanto los pronosticadores como los inversores de Wall Street recurren cada vez más a sus bolas de cristal para intentar predecir lo que deparará el año 2024 para los mercados petroleros. Al observar las previsiones del precio del petróleo para 2024 realizadas por las principales agencias de energía, se descubre que las predicciones se han reducido considerablemente en los últimos meses en medio de los continuos déficits de oferta (la evolución de estas predicciones se muestra a continuación). Los analistas de materias primas de Standard Chartered han señalado que si bien su pronóstico (la línea verde ininterrumpida) es el más alto en la muestra de Bloomberg, parece menos atípico que antes de los aumentos en algunos otros indicadores clave. A saber, el pronóstico de mayo de StanChart era más de 23 dólares por barril (bbl) más alto que el de la EIA y casi 28 dólares por barril por encima de la franja de futuros; sin embargo, esas brechas ahora se han reducido a $3/bbl y $14/bbl, respectivamente. El banquero también señala que la brecha por encima de la mediana de Bloomberg sólo se ha reducido ligeramente, manteniéndose entre 12 y 15 dólares por barril en los últimos meses a pesar de la reducción del rango de mayor a menor.
     
    StanChart dice que su pronóstico para el Brent de 98 dólares por barril para 2024 está bien respaldado por los fundamentos de la oferta y la demanda, diciendo que espera que la demanda global crezca 1,5 millones de barriles por día (mb/d) en 2024, con un suministro de fuera de la OPEP que aumentará en 0,88 mb/d liderado por por Estados Unidos, Canadá, Guyana y Brasil. También han pronosticado déficits de oferta en el primer y segundo trimestre que eventualmente darán paso a un leve superávit en el segundo semestre. Mientras tanto, StanChart ha pronosticado que es probable que continúe el objetivo de la OPEP de estabilizar los precios en un rango aceptable, y podría conducir a un mayor ajuste de los fundamentos en 2025.
     
    Standard Chartered ha pronosticado una reducción adicional de 120 mb en los inventarios globales en el cuarto trimestre, además de la reducción de 172 mb en el tercer trimestre. Los expertos esperan que la tasa de extracción de inventarios se acelere de 0,52 mb/d en octubre a 1,38 mb/d en noviembre y 1,99 mb/d en diciembre. StanChart dice que es posible que el actual dominio de las principales operaciones en Oriente Medio haya conducido a precios más bajos al distraer al mercado tanto de la caída de los inventarios como de las políticas de los productores destinadas a lograr un aterrizaje suave para el mercado a niveles de precios más altos. En otras palabras, la reciente tendencia hacia precios más altos con menor volatilidad ha sido reemplazada por una tendencia a la baja con mayor volatilidad.
    Se trata de una tendencia notable si se tiene en cuenta el aumento de la producción estadounidense. Los datos  de la  Administración de Información Energética de EE.UU. (EIA) muestran que  la producción de crudo estadounidense creció un 0,7% hasta 12,99 millones de barriles por día (bpd) en julio, su nivel más alto desde noviembre de 2019, cuando la producción alcanzó un pico de 13 millones de bpd. La producción de Texas creció un 1,3% a 5,6 millones de bpd en julio, su nivel más alto registrado; La producción de Dakota del Norte aumentó un 1,2% a 1,2 millones de bpd, mientras que la producción de Nuevo México aumentó un 0,6% a 1,8 millones de bpd.
     
    El lado de la demanda de la ecuación es igualmente alentador. Según StanChart, la demanda mundial de petróleo ya ha superado la demanda de petróleo anterior a Covid establecida en agosto de 2019, con un promedio de 102,33 millones de barriles por día (mb/d), lo que supone un aumento anual de 1,2 mb/d y un aumento anual de 2,3. millones/día. Los analistas han refutado los argumentos de algunos analistas de Wall Street de que los altos precios del petróleo ya han provocado la destrucción de la demanda.
     
    Mientras tanto, los precios de la gasolina en Estados Unidos han seguido bajando en las últimas semanas, y  el galón de gasolina regular  se vende ahora a un promedio nacional de 3,462 dólares, frente a los 3,815 dólares de hace un mes y los 3,758 dólares de hace un año.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • Tres países poseen el 50% de las reservas mundiales de uranio

    Puede haber una tendencia a creer que los depósitos de uranio son escasos por el papel crítico que desempeña en la generación de energía nuclear, junto con todos los costos y consecuencias relacionados con el campo.
     
    Pero en realidad el uranio es bastante abundante: es más abundante que el oro y la plata, por ejemplo, y casi tan presente como el estaño en la corteza terrestre.
     
    Marcus Lu, de Visual Capitalist, visualiza la distribución de los recursos de uranio del mundo por país, a partir de 2021. Las cifras provienen de la Asociación Nuclear Mundial , actualizadas por última vez en agosto de 2023.
     
    Australia , Kazajstán y Canadá tienen las mayores proporciones de recursos de uranio disponibles: representan más del 50% del total de las reservas mundiales.
     
    Pero dentro de estos tres, Australia es el país que destaca claramente, con más de 1,7 millones de toneladas de uranio descubiertas (28% de las reservas mundiales) en la actualidad. Su mina Olympic Dam, ubicada a unos 600 kilómetros al norte de Adelaida, es el depósito de uranio más grande del mundo y, curiosamente, también el cuarto depósito de cobre más grande.
     
    A pesar de esto, Australia es actualmente sólo el cuarto mayor productor de uranio y ocupa el quinto lugar en producción de uranio de todos los tiempos.
    Fuera de los tres primeros, Rusia y Namibia tienen aproximadamente la misma cantidad de reservas de uranio: alrededor del 8% cada una, lo que equivale aproximadamente a 470.000 toneladas.
     
    Sudáfrica , Brasil y Níger también tienen el 5% cada uno del total de depósitos del mundo.
     
    China completa el top 10, con una participación del 3% de las reservas de uranio, o alrededor de 224.000 toneladas.
     
    Una advertencia a este respecto es que los datos actuales se basan en reservas de uranio conocidas que pueden extraerse de forma económica. La cantidad total de uranio que hay en el mundo no se conoce con exactitud y constantemente se pueden encontrar nuevos depósitos. De hecho, las reservas de uranio conocidas en el mundo aumentaron aproximadamente un 25% sólo en la última década, gracias a una mejor tecnología que mejora los esfuerzos de exploración.
     
    Mientras tanto, no todos los depósitos de uranio son iguales. Por ejemplo, en la mencionada Presa Olímpica se recupera uranio como subproducto de la minería del cobre que se produce en el mismo sitio. En Sudáfrica, surge como subproducto durante el tratamiento de minerales en el proceso de extracción de oro. Los yacimientos con altas concentraciones de dos sustancias pueden aumentar los márgenes, ya que los costos pueden compartirse para dos productos diferentes.
     
    Por Zerohedge.com