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Marcelo Tokman: «Reservas de Magallanes podrían abastecer actual consumo de GNL de Chile por 60 años»

(Pulso) La región de Magallanes le quita el sueño a Marcelo Tokman. El ex ministro de Energía durante el primer Gobierno de la Presidenta Bachelet y actual gerente general de la petrolera estatal, recibió un informe que ratificó todas las hipótesis que tenía la empresa sobre las reservas de gas en esa zona.

Hace dos semanas, el servicio geológico de Estados Unidos (USGS), dio a conocer los resultados de un estudio que estima en 8 TCF (trillones de pies cúbicos) las reservas de gas no convencional en la región más austral del país. Para hacerse una idea, en 2014 Chile importó a través de los terminales de Quintero y Mejillones un total de 0,13 TCF.

Tokman asegura que, si bien esto ratifica que estamos en presencia de un reservorio de gas de enormes características, el mayor desafío es asegurar que eso se puede extraer a costos razonables.

“Es una magnitud muy grande y por eso estamos trabajando también en analizar formas de salir de Magallanes con ese gas. Pero para hacer realidad todo esto se requiere optimizar la producción para convertir este recurso en reservas económicamente explotables”, explica Tokman.

En paralelo, la empresa sigue muy de cerca la evolución del mercado petrolero, que a la empresa le influye de dos maneras: es la materia prima para su mayor línea de negocio, la refinería, y por el lado de su línea de producción de petróleo.

¿Cómo están viendo el mercado petrolero?, ¿se ve un repunte en algún momento?

Estamos en un período de mucha volatilidad e incertidumbre. No deja de sorprenderme la cantidad de consultoras especializadas que han ido cambiando de un mes para otro las proyecciones y siempre dando razones atendibles. Mucha de esta información está surgiendo día a día. Una gran duda, incluso si se logran incluir a Irán en un acuerdo y contener la oferta, es a qué precio comienza a aumentar la producción en EE.UU. Si el precio repunta en el corto plazo, hay una cantidad importante de pozos en EE.UU. a la espera de precios más altos para comenzar a producir. Incluso si sube más, hay un importante inventario de pozos por facturar. Pero sin duda, el consenso es que las expectativas de recuperación más rápida que se esperaban hoy se ven menos probables.

¿Eso es bueno o malo para ENAP?

Primero que todo, es bueno para el país. Nosotros producimos sólo el 2% del petróleo que se consume y evidentemente una baja en el precio nos ayuda. Ahora, desde la perspectiva de ENAP, somos una empresa bastante integrada, entonces tenemos por un lado la actividad de producción de petróleo en Magallanes, Argentina, Ecuador y Egipto y en eso no hay forma de arrancar y la baja del precio nos pega negativamente. En el negocio de la refinación hay varios impactos. Hay uno que nos provocó una pérdida de casi US$1.000 millones en 2008, pero que a través de las políticas de cobertura se ha logrado aislar por completo. Pero hay otros impactos positivos, como los costos de la energía. Y en el GNL, si bien podemos comprar más barato, el precio de venta está determinado por otros combustibles y, además, por la mejora de la hidrología. Parte de nuestras ventas de GNL iban al sector eléctrico, y con las mayores lluvias ha sido más complicado colocar ese gas. Mirando como un todo, el efecto es negativo para ENAP porque le pega en su línea de exploración y producción, pero a diferencia de las petroleras tradicionales, el impacto es mucho más leve debido a que somos una empresa integrada.

¿Cuál es el efecto financiero de la baja del petróleo para ENAP?

Vamos a anunciar el cierre definitivo de 2015 y como un todo a la empresa le fue muy bien. Y eso es porque efectivamente tenemos resultados muy positivos en la refinación que más que compensaron los resultados del upstream. Eso no significa que no tengamos que estar muy atentos y como no podemos darnos el lujo de tener pérdidas, tenemos que estar atentos a las condiciones de mercado y tomar decisiones que nos permitan minimizar esas pérdidas. En esa línea, lo que anunciamos hace algunos días va en esa dirección. En parte de nuestros pozos petroleros, 49 pozos, nos resultaba más conveniente detener la producción mientras los precios están bajos, generando un importante ahorro de costos. Y tal como hicimos eso, vamos a estar permanentemente revisando nuestra actividad petrolera en Chile y el extranjero para ver si hay una mejor forma de optimizar y capear de la mejor forma posible este ciclo adverso.

¿Están analizando tomar medidas similares en los demás países en que operan?

Estamos permanentemente analizando opciones. Pero una vez que uno ya perforó un pozo, ya fluye naturalmente y el lifting cost o costo asociado solamente a la producción, está muy por debajo de los precios actuales. El problema es que se hace más difícil tomar la decisión de hacer nuevas perforaciones porque ahí sí hay un costo fijo que tienes que rentabilizar.

¿Van a volver a operar en algún momento?

Nosotros hemos hecho un inventario de los 49 pozos, identificando cuál es el precio que se requiere para que cada uno de estos pozos vuelva a ser rentable e irlos poniendo en operación nuevamente. Esto además significa que estamos reubicando a la gente a otras actividades y para estar listos para volver a destinarlos a la operación de estos pozos cuando los vayamos poniendo en operación. Hay que aclarar que la producción de esos pozos es marginal incluso para Magallanes y muy marginal para Chile como un todo.

¿Hay un cambio de foco en Magallanes desde el petróleo hacia el gas?

El foco ha sido el tight gas. El año pasado tuvimos inversiones récord, sobre US$300 millones, y este año vamos a estar sobre los US$250 millones. Si bien, los recientes ajustes muestran lo que corresponde hacer, que es que ante una baja del precio, hay que reducir algunas actividades. Pero no hay que perder la perspectiva, esto es en un contexto en que estamos y seguimos invirtiendo mucho más que lo que se había invertido en Magallanes, con el foco puesto en el gas.

¿Hay cambios en ese plan luego de conocerse el informe del USGS, que ratifica las cuantiosas reservas en Magallanes?

Tanto la información como nuestro trabajo ha ido en la línea de confirmar nuestro plan estratégico para Magallanes, que consta de varias etapas y las hemos ido cumpliendo satisfactoriamente. Hay un trabajo que empieza varios años atrás con análisis geológicos y fue entonces cuando prendió la posibilidad, de que quizás haya recursos no convencionales explotables, tal como en EE.UU. Tras eso, hicimos las perforaciones y en 2014 hicimos una campaña muy agresiva, que nos permitió confirmar que ese gas existía y que lo podíamos producir. El trabajo posterior del Servicio geológico de EE.UU, el USGS, ratificó la hipótesis que teníamos y justificó nuestro plan de inversiones. Está claro que tenemos recursos suficientes no sólo para satisfacer los requerimientos de Magallanes, pero también incluso para pensar en otras alternativas. Pasamos del pesimismo, cuando creíamos que no tendríamos gas ni siquiera para abastecer a la región, a un escenario totalmente distinto. Pero ojo, no es un escenario que esté totalmente asegurado porque una cosa es que exista el recurso y otra, que tengamos la capacidad de explotarlo competitivamente.

Allí surgen varias líneas de acción. La primera era asegurar el consumo de Magallanes. Un segundo punto, pensar dónde colocar los excedentes, en la medida que tengamos precios mutuamente convenientes, y luego a largo plazo, si es verdad que está todo el gas que se nos está señalando, que es equivalente al doble que todo lo que se ha extraído en Magallanes en nuestros 70 años de historia en esa zona.

Esa es la duda que surge del informe. Hay mucho gas, pero ¿se puede sacar o no?

Ese es justamente el desafío. Estamos en un súper buen escenario. Aparentemente, tenemos gas suficiente. Era necesario demostrar que éramos capaces de extraerlo y lo conseguimos. Pero el gran desafío ahora es que no basta con que exista el gas sino que tenemos que ser capaces de explotarlo competitivamente. Nuestro trabajo ahora es optimizar la operación. Eso tiene varias líneas: la primera fue lo que hicimos el año pasado  en el bloque Arenal, que es poner los equipos sobre unos rieles y perforar hasta nueve pozos simultáneos en una misma locación. Así, entre 2014 y 2015 no sólo aseguramos la producción necesaria para Magallanes, sino que logramos venderle a Methanex, redujimos los costos en más de 30%. Hay un esfuerzo muy grande aún en términos de lograr ser capaces de producir costos que permitan viabilizar disponibilidad competitiva de otros clientes industriales en la zona y además para viabilizar a futuro algún proyecto que nos permita exportar desde Magallanes al resto del país o alguna posibilidad con Argentina incluso. El cierre de 49 pozos es justamente parte de este esfuerzo. Salimos de un escenario pesimistas en que se pensaba cerrar.

Estos 8,3 TCF, ¿pueden compararse con el consumo nacional?

La mirada de largo plazo que tenemos es que  esto debiera dar para asegurar el consumo de Magallanes, venderle gas a Methanex e incluso satisfacer parte del consumo de gas que tiene el país al norte de Magallanes. Si calculamos, las reservas de gas descubiertas en Magallanes permitirían abastecer el actual consumo de gas natural licuado de Chile por los próximos 60 años. Pero repito, siempre y cuando seamos eficientes y logremos extraerlo a precios competitivos.

¿Hay una baja en el mercado de proveedores a causa de la situación de mercado del petróleo?

Este año vamos a perforar 35 pozos en la isla de Tierra del Fuego, pero al mismo tiempo vamos a perforar cinco pozos en el continente, porque nuestros análisis nos indican que la franja en que hay tight gas atraviesa el estrecho y llega al continente. Entonces esperamos proveer como ENAP el 100% del gas de Magallanes, pero además queremos confirmar que esta formación llega al continente. Y para eso licitamos un equipo de perforación externo. Y las ofertas recibidas son casi 30%  más bajas.

Tokman y resultados 2015: «Vamos a cumplir un tercer año con un Ebitda superior a los US$600 millones»

Todo este esfuerzo requiere una ENAP más robusta. El Gobierno respondió a ese desafío con el proyecto de ley de Gobierno Corporativo. ¿Cómo debería ser ENAP para enfrentar todo esto?

Cuando nos tocó asumir la administración de la empresa diseñamos un plan estratégico que tiene que ver justamente con eso, asegurar que ENAP sea una empresa relevante en el desarrollo energético en el país y que pueda jugar un rol histórico que ha jugado en términos de contribuir con el desarrollo energético junto con parte de la política energética del país. Eso yo creo que lo hemos venido materializando, en primer lugar se requería un fortalecimiento financiero, terminar con lo que era la montaña rusa que ENAP tenía un año bueno después uno malo, etc. Vamos a anunciar dentro de poco los resultados del año 2015 y puedo anticipar que se va a cumplir un tercer año con un Ebitda sobre US$600 millones. Se requiere obviamente invertir para asumir ese rol. En 2014 invertimos US$400 millones, en 2015 US$600 millones y este año, cerca de US$800 millones.  Esto es fundamental para algo que no se estaba cumpliendo: contrarrestar la depreciación natural de nuestros equipos, reemplazar con nuevas reservas la producción y eso lo estamos logrando con estos niveles de inversión.

También decidieron ingresar a generación eléctrica.

Nosotros cumplimos con la materialización de un pedido por parte del Gobierno de traer más competencia y ahí nuestro objetivo es claro, generar más competencia, y lo hicimos trayendo a Mitsui, poniendo a disposición estos proyectos para que puedan participar en la licitación. El solo hecho de que puedan participar y que pueda materializar proyectos ya es una señal para el resto de la industria. El objetivo de desarrollar estas centrales de ciclo combinado es ése, más competencia. Los oferentes que pensaban que podían seguir tirando precios altos y adjudicarse las licitaciones igual, ahora deberían sentir que hay un nuevo actor y sentir que tienen que ofrecer precios más bajos. Y así incluso ya habríamos logrado nuestro objetivo. Además podemos ganar la licitación. En ese caso, podríamos viabilizar uno o incluso los dos proyectos. Pero estamos logrando el objetivo de introducir más competencia. El éxito es introducir más competencia y que sea a precios más competitivos.

¿Cómo ven las perspectivas para el terminal de Quintero, considerando el acuerdo con Argentina y el interés de otros países como Uruguay o Paraguay?

GNL Quintero es parte fundamental de nuestro plan estratégico. El terminal ha sido muy valioso y muestra la forma en que nosotros queremos trabajar, dando un impulso desde la política pública, pero buscando las mejores alianzas posibles.

¿Qué rol cumple ENAP en la exportación de gas a Argentina?

Algo que es evidente, que es el desarrollo de mercados energéticos más integrados, en eso el gas ha jugado y va ajugar un rol y en ese sentido nos parece muy positivo que hayamos logrado materializar esta iniciativa de exportar gas a Argentina. Nosotros como ENAP veníamos conversando ese tema hace mucho tiempo, dentro de todos los temas que tenemos con YPF y Argentina y nos parece muy bien que se haya logrado materializar. Acá hay coyunturas que potencian la idea: tenemos la infraestructura con los gasoductos, mejoró la hidrología y nos genera menos demanda del parque de generación y, además, en Argentina la demanda se dispara en invierno. Ellos importan directamente con sus dos terminales, desde Bolivia y además usan combustibles más caros. Ahí se produce esta ventana. ENAP de alguna forma está actuando no sólo vendiendo su propio gas sino que como articulador del negocio.

Gobierno investiga a CGE, Gener y Transelec tras auditorías del CDEC

(Diario Financiero) Cuatro investigaciones en contra de distintas empresas de generación y transmisión eléctrica, tiene abiertas la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), todas ellas derivadas de diversas auditorías que ha realizado el CDEC-SIC, organismo que coordina la operación entre las eléctricas en el centro sur del país, respecto de algunas prácticas que podrían estar afectando la operación económica del sistema.

El fiscalizador se encuentra analizando los resultados de los informes realizados por el CDEC-SIC a Eléctrica Santiago (central Nueva Renca) y Guacolda, ambas filiales de AES Gener; Transnet -controlada por grupo CGE-, y Transelec, por algunos incumplimiento que se ha habrían detectado durante el 2015.

Según detallaron algunas fuentes, los informes harían referencia a prácticas en que habrían incurrido las empresas en temas como la declaración del costo combustible de algunas centrales, la disponibilidad de infraestructura para el despacho de energía o el funcionamiento de subestaciones, entre otras, las que podrían haber afectado la definición de los costos del sistema.

Desde 2014 a la fecha, dicen en el CDEC-SIC, se ha realizado doce auditorías, las que en su mayoría han sido remitidas a la SEC. En otros casos, como fue el de Guacolda, aunque el organismo había decidido no enviar antecedentes, fue el fiscalizador el que los solicitó para realizar su propio análisis. Según señalan en la SEC, las investigaciones están en una etapa inicial -de análisis de datos- y si se detecta algún incumplimiento se pasará a la formalización.

Esto es similar a la investigación que se lleva adelante contra la central GasAtacama de Endesa, en el Norte Grande, a la que ya se solicitaron datos adicionales, lo que deberán ser entregados en marzo.

Un decreto de 2013 fue el que dio al CDEC la facultad de realizar estas auditorías, y el directorio del organismo ha manifestado su intención de ejercerla a plenitud.

“Las auditorías son una facultad que la legislación le otorga a los CDEC para garantizar, entre otras cosas, que la información que utilizamos y que proviene de las empresas que coordinamos es fidedigna”, señaló Andrés Salgado, director ejecutivo del organismo.

De hecho, el organismo creó una unidad especial para realizar estas auditorías -la que tiene presupuesto y plan de trabajo-, aunque para materias muy específicas han contratado asesores chilenos y extranjeros para que realicen los informes.

De todos modos, el tema no es del todo nuevo. En 2011 Codelco llegó hasta el Panel de Expertos -órgano que dirime las disputas- para obligar a las generadoras del SING a sincerar su estructura de costos en los contratos de gas natural. El Panel le dio la razón, señalando que las empresas no podían declarar los costos “a su conveniencia”.

Prácticas cuestionadas

Entre los temas que el fiscalizador está poniendo atención, ya que podrían afectar la operación del sistema, lo que tiene un correlato en los costos, está, por ejemplo, la declaración del costo de combustible como variable.

Durante su última sesión, el directorio del CDEC-SIC acordó instruir a las eléctricas en dos materias: obligarlas a declarar sus costos de combustible y otros con anterioridad al despacho de la central, y también sincerar el tipo de contratos que tenían, lo que en caso de estar bajo la modalidad take or pay (úsalo o págalo), debían ser considerados de costo variable cero.

Diversas fuentes señalan que, además, en el caso de las generadoras, se vigilan todos los aspectos que puedan influir en la operación y en la seguridad del servicio, mientras que para las empresas de transmisión, el foco está puesto en la configuración, disponibilidad y confiabilidad de las instalaciones, como subestaciones eléctricas, redes y equipos.

Aeropuerto fue el lugar más perjudicado con el corte masivo de energía eléctrica en Santiago

Aeropuerto fue el lugar más perjudicado con el corte masivo de energía eléctrica en Santiago

(El Mercurio) Un zumbido. Luego, una explosión y un poco de humo. A las 14:09 horas del viernes se produjo una falla en la subestación de Cerro Navia, una de las más antiguas de la capital, que provocó una baja de voltaje que afectó a viviendas de 26 comunas, Metro, semáforos y al Aeropuerto Arturo Merino Benítez.

Según la empresa Transelec, antes de las 15:00 horas ya se había logrado la normalización de la distribución residencial. Tanto la compañía como la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) anunciaron investigaciones para determinar las causas del incidente.

Chilectra, encargada de la distribución de la energía eléctrica transmitida por Transelec, informó que 300 mil clientes quedaron sin suministro de un total de 1.700.000 en la Región Metropolitana.

Sin embargo, fue en el aeropuerto Arturo Merino Benítez donde las consecuencias del corte fueron más sentidas por los usuarios. En dicho lugar la falla afectó al hall principal del recinto, más las dependencias del Servicio Agrícola y Ganadero (SAG) y Aduana.

Algunos pasajeros se quejaron de que los equipos de respaldo no permitieran la continuidad normal de las labores dentro de la terminal áerea.

«Es bastante ridículo pensar que no haya un grupo electrógeno que pueda cubrir el aire acondicionado y los embarques. No tenemos información de si vamos a embarcar o no», reclamó Óscar Miranda, que viajaba a París.

LAN ofreció a sus pasajeros cambiar las fechas de los pasajes respecto del vuelo original, y postergarlos por hasta 15 días; cambiar de destino sin multa, pero pagando la diferencia de tarifa y solicitar la devolución de boleto.

Ello, debido a las demoras que se producían en el proceso de chek-in de los pasajeros, que tras la falla solo pudo continuar operando de manera manual, sin apoyo computacional.

Ascensores

Por otra parte, el Cuerpo de Bomberos de Santiago reportó que no hubo incremento de problemas en ascensores de edificios, respecto de una jornada normal. El mirador del Costanera Center, Sky Costanera, se mantuvo operativo con turistas.

Además, la falla en la estación provocó el desperfecto de 250 semáforos en la ciudad. Hasta las 19:30 horas, la Unidad Operativa de Control de Tránsito (UOCT) informó que aún quedaban 95 aparatos sin funcionar.

En paralelo, la Línea 1 del Metro debió evacuar a los pasajeros de las estaciones San Pablo y Neptuno, cuyo servicio fue repuesto a las 15:15 horas.

 SEC había multado a Transelec por incendio en transformador

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) había multado en $323 millones a Transelec, la misma que administra la subestación de Cerro Navia, por el incendio de un transformador en Coquimbo.

El incidente ocurrió en marzo del año pasado, en la Subestación Pan de Azúcar. El incendio provocó un masivo corte de energía eléctrica en Coquimbo, La Serena,Vicuña, Andacollo, Ovalle, Punitaqui y Monte Patria, por dos horas.

Según informó el comunicado del organismo fiscalizador, la SEC comprobó una «notoria falta de mantenimiento del transformador n°3, propiedad de Transelec».

La falla en ese aparato, de 35 años de uso, se debió a un arco eléctrico «debido a la degradación o grado de deterioro del aceite aislante, producto del incorrecto mantenimiento».

A eso se sumó la errónea interpretación de datos de los resultados de las pruebas de diagnóstico del aceite que usa el equipo.

A raíz de esta resolución, el superintendente (s) Jack Nahmías Súarez, sostuvo que «las empresas de transmisión eléctrica tienen la obligación de transmitir energía en forma segura y con calidad. En este caso no se cumplió, porque comprobamos deficiencias en el mantenimiento de las instalaciones por parte de Transelec».

El funcionario llamó a la empresa de transmisión a mejorar los estándares y mejorar los planes de mantenimiento.

El petróleo barato hunde a la energía alternativa basada en estiércol en EE.UU.

El petróleo barato hunde a la energía alternativa basada en estiércol en EE.UU.

(El Mercurio) El productor lechero Art Thelen estaba pleno de optimismo hace una década, cuando se unió a un creciente grupo de ganaderos estadounidenses que invertían en tecnología que transformaba el estiércol del ganado en electricidad.

Los sistemas prometían reducir la contaminación ambiental, generar ingresos adicionales y disminuir los olores que permean por kilómetros los campos donde pastan los animales. «Era una gran idea y cuando funcionó bien, fue maravilloso», dijo Thelen.

Ahora, este hombre de 61 años forma parte de un conjunto de criadores que desmantelaron recientemente sus sistemas de transformación de estiércol en energía, conocidos como digestores anaeróbicos, o que han cancelado planes para construirlos debido al prolongado bajón de los precios del gas natural y los costos de mantenimiento más altos de lo presupuestado, que hicieron que el sistema fuera menos económico.

La construcción de nuevos digestores en los hatos estadounidenses se ha desacelerado marcadamente durante los últimos dos años, lo que representa un reto para el gobierno de Barack Obama, el cual promociona esta tecnología como una forma de recortar las emisiones de gases de efecto invernadero. La agricultura representa el 36% de las emisiones de metano, un potente gas que atrapa el calor en la atmósfera, ligadas a los humanos en EE.UU., lo que lo convierte en la mayor fuente de estos gases, según la Casa Blanca.

Algunos grandes frigoríficos que antes apoyaron el desarrollo de digestores han adoptado una postura más cauta. Perdue Farms Inc., uno de los mayores procesadores de pollo de EE.UU., se ha comprometido a aportar estiércol de aves a un proyecto de biogás que se planea construir en el estado de Maryland, pero ha rechazado muchas otras propuestas de transformación de desechos en energía.

Los digestores son tanques exentos de oxígeno en los que microorganismos descomponen los desechos y capturan el metano que de otra manera sería liberado en la atmósfera. El biogás de los digestores, principalmente compuesto por metano, puede ser quemado para producir electricidad o limpiado y presurizado para ser transportado por gasoductos. El proceso de digestión también genera productos como fertilizantes que los agricultores pueden usar o vender. Y al evitar que se lancen los desechos a lagunas al aire libre, los digestores limitan la posibilidad de derrames que contaminen los cursos de agua.

A mayo de 2015 había cerca de 260 proyectos de digestores activos o en construcción en establecimientos pecuarios o granjas de EE.UU., según datos de la Agencia de Protección Ambiental de ese país (EPA, por sus siglas en inglés), recopilados a través de fuentes voluntarias. Solo seis nuevos proyectos entraron en operación o fueron construidos en 2014, un descenso frente a un promedio de cerca de 30 al año entre 2008 y 2013.

El plan del gobierno Obama para reducir las emisiones de metano depende de que los ganaderos usen voluntariamente los digestores, aunque algunas subvenciones y préstamos federales ayudan a pagar por estos sistemas. Una «hoja de ruta de oportunidades de biogás» emitida en 2014 por los departamentos de Agricultura y de Energía y la EPA proyectó que una amplia adopción de los sistemas podría producir energía para proveer electricidad a un millón de hogares estadounidenses, frente a cerca de 70 mil en aquel entonces. El año pasado, el Departamento de Agricultura anunció una meta de apoyar la instalación de 500 nuevos digestores hacia 2025.

Instalar y operar digestores se ha vuelto más complicado para los ganaderos. Comprar los sistemas puede costar millones de dólares, los cuales son financiados a través de acuerdos de ventas a largo plazo con las empresas de servicios públicos. El estiércol de un hato típico con 1.000 vacas puede producir suficiente electricidad para 250 hogares, dijo Melissa VanOrnum, vicepresidenta de marketing de DVO Inc., un proveedor de digestores.

Algunas empresas de servicios públicos pagan menos por la electricidad generada con estiércol, en medio de una caída nacional de los precios de la energía impulsada por el bajo costo del gas natural. La energía eólica y solar también se han abaratado, lo que las vuelve más atractivas que el biogás para las firmas de servicios públicos que buscan cumplir con los estándares de combustibles renovables.

No obstante, se cree que en algunos estados como Nueva York y California aumentarán el número de estas instalaciones gracias a los incentivos financieros del gobierno, dijo VanOrnum.

Smithfield Foods Inc., una subsidiaria de la china WH Group Ltd. y el mayor procesador de cerdo del mundo, ha instalado proyectos de biogás desde la década de los 90 y sigue siendo optimista sobre su potencial, pese a haber tenido que cerrar varias operaciones debido a que no fueron tan eficientes como esperaban, dijeron ejecutivos de la empresa. La compañía tiene un puñado de proyectos en operación y dos más en camino.

«Queremos hacer todo lo posible para promover el uso de estiércol de cerdo como una fuente de energía, pero hay obstáculos y estamos tratando de superarlos», dijo Kraig Westerbeek, vicepresidente de medio ambiente y servicios de apoyo de Smithfield.

Para los diseñadores de sistemas de biogás como DVO, los mercados internacionales ayudan a compensar la desaceleración en EE.UU. Alemania tiene más de ocho mil digestores, gracias a una ley que garantiza tarifas superiores a las del mercado por varios años para la electricidad generada por los productores de renovables. China, Francia y Dinamarca también alientan el uso de digestores.

Ocho razones que explican el mundo del petróleo barato hacia el futuro

Ocho razones que explican el mundo del petróleo barato hacia el futuro

(América Economía)  En febrero de 2014, el barril de crudo se pagaba todavía a US$110. Ahora el barril de Brent cuesta en torno a los US$30. En realidad, la anomalía era que estuviera tan caro. En la década de los 80 y 90 del siglo pasado, era normal un precio en torno a los veinte euros por barril. El Brent llegó incluso a estar por debajo de los diez euros en 1999. ¿Volveremos a ver precios así? Todavía no lo sabemos, pero sí podemos identificar los factores que han cambiado tan profundamente el mercado del petróleo.

1. Aumento de la producción estadounidense

Entre 2012 y 2015, la extracción de petróleo en Estados Unidos pasó de diez a catorce millones de barriles al día, situándose a la cabeza de productores mundiales de petróleo, adelantando incluso a Rusia y Arabia Saudí. Esos cuatro millones adicionales equivalen a la producción conjunta de Nigeria, Angola y Libia, tres de los grandes productores africanos. El desarrollo de técnicas de extracción como el ‘fracking’ (o fractura hidráulica) han posibilitado este aumento, haciendo accesibles los llamados petróleos de esquisto (por ejemplo, empapados en rocas porosas). Estas costosas tecnologías resultaban rentables con precios tan altos. Ahora ya no tanto.

2. Aumento de la producción en Irak

Casi nadie consignó que Irak fue el segundo país con mayor crecimiento de la producción el año pasado. A pesar de la guerra contra Estado Islámico consiguió aumentarla en un millón de barriles diarios (equivalente a la producción total de Argelia, el tercer productor de África), hasta los 4,3 millones a finales de 2015. Extrae ahora más que con Sadam Husein, principalmente de los yacimientos en la relativamente pacífica región autónoma kurda del norte del país.

3. Retorno de Irán tras el embargo

Con el acuerdo nuclear entre Irán y el «Grupo 5 + 1» (los miembros del Consejo de Seguridad de Naciones Unidas más Alemania) se levantaron en enero la mayoría de sanciones internacionales que pesaban contra el país. Su vuelta a los mercados de petróleo le hará pasar de los tres millones de barriles al día actuales que calcula la OPEP que produce, a 3,3 millones a final de año, según cálculos de la Agencia Internacional de la Energía. Este «petróleo fresco» supondrá más presión sobre los precios internacionales del crudo.

4. Petróleo en aguas profundas de Brasil

Brasil también elevó últimamente su producción sustancialmente. Pasó en dos años 2,6 millones a 3 millones de barriles al día, con 72 nuevos pozos en 2015 y 87, en 2014, según datos de la OPEP. Aunque mantener este crecimiento será difícil con los precios actuales, ya que la extracción en alta mar es muy costosa. Y además la empresa, con gran participación pública, Petrobras está involucrada en varios escándalos de corrupción y ha tenido que reducir sus planes de inversión.

5. Arabia Saudí lucha por mantener su cuota

En las últimas décadas, Arabia Saudí inclinó siempre la balanza respecto a los precios del petróleo. Con enormes reservas aún no explotadas y capacidad ociosa de producción en las que funcionan, el tercer mayor productor del mundo cuenta con mayor flexibilidad para adaptarse a la demanda y los precios rápidamente sin grandes costes. También podría reducir su producción para subir los precios. Pero incluso con un déficit récord de 89.200 millones de euros en 2015 están decididos a mantenerla. ¿Por qué? Para eliminar a los competidores con mayores costes de extracción (como el petróleo de esquisto), para limitar el beneficio de su archienemigo, Irán, y para desincentivar la inversión en energías alternativas.

6. Temores por China

Con tasas de crecimiento económico oficiales por encima del 6%, parece extraño hablar de crisis en China. Sin embargo, muchos inversores temen que tras esas cifras oficiales se esconda una realidad diferente. El desplome de los mercados de valores con el que ha inaugurado el año ha sido una señal de que el milagro chino podría tocar a su fin. Eso introduce nerviosismo en los mercados mundiales de materias primas. En una década, el consumo de petróleo chino subió de 7 a 11 millones de barriles diarios, más que toda Latinoamérica y África subsahariana juntas. Normal que cualquier síntoma de crisis haga temblar los precios del petróleo.

7. Inviernos suaves

El 2015 fue el año más cálido desde que hay registros. Gracias al fenómeno de «El niño», 2016 promete serlo también. Las altas temperaturas en Estados Unidos, Europa y Japón baja la demanda de combustibles para calefacción, contribuyendo a la caída de los precios.

8. La OPEP ya no funciona como un cártel

Los 13 miembros de la OPEP (entre los que se encuentran Arabia Saudí, Irak, Irán, Nigeria y Venezuela) representan una producción conjunta de 32,3 millones de barriles al día. Un tercio de la producción mundial de petróleo. Debería serles fácil reducir la producción para aumentar los precios. Sería lo esperable. No en vano, la organización se estableció para eso, para mantener los precios.

Sin embargo, prácticamente todos los estados miembro han sostenido su producción, a pesar de los intentos de Venezuela, cuyo ministro del ramo, Eulogio del Pino, ha intentado acordar recortes de producción que eleven el precio a unos 70 dólares por barril. Su gira por países de la OPEP y por Rusia no ha dado sus frutos. La Agencia Internacional de la Energía ve improbable tal acuerdo. «Las continuas especulaciones sobre un acuerdo entre la OPEP y terceros países productores parecen no ser más que eso, meras especulaciones», escribió la AIE en su informe mensual publicado el martes pasado.

«Sea cual sea el desarrollo de los precios, el mercado no volverá a ser el mismo», dijo la AIE en enero. Es una mala noticia para las economías dependientes del petróleo como la de Venezuela, Nigeria o Angola. Tendrán que adaptarse para evitar el colapso económico. Pues los numerosos cambios que han empujado a la baja a los precios del crudo, son estructurales.