La producción total de crudo en Estados Unidos creció un 15% en 2013, hasta los 7,4 mbd. Como consecuencia de este aumento, la producción doméstica de crudo sobrepasó a las importaciones por vez primera vez en los últimos veinte años.

El estado de Texas es el principal productor con el 35% del suministro, seguido por Dakota del Norte con un 12%, California y Alaska en tercer lugar con un 7%, respectivamente; y Oklahoma, con un 4%.

Las plataformas petrolíferas mar adentro del golfo de México, generaron un 17% del suministro total.

Esto significa que sólo estas seis regiones fueron el origen del 80% del petróleo de Estados Unidos, o el equivalente a 6 millones de barriles diarios (mbd) en 2013. En Estados Unidos se extrae crudo en 31 de los 50 estados, y en dos regiones federales mar adentro: en el golfo de México y la costa del Pacífico.

Gran parte de esa concentración corresponde al boom generado en el país por el petróleo no convencional extraído a través de la técnica conocida como fracking o fracturación hidráulica.

Desde 2010, la producción de este tipo de petróleo se disparó un 177% en Dakota del Norte, por el campo conocido como Bakken, y un 119% en Texas, por el campo Eagle Ford.

La central de Zubair, que explotará Southern Oil Company (SOC), que está integrada por la italiana ENI, el Ministerio iraquí de Energía, Oxidental y KoGas, contribuirá a la expansión del yacimiento petrolero que lleva su nombre, según explicó Alstom.

La compañía francesa se encargará de la ingeniería, la construcción, la puesta en servicio, lo que incluye las cuatro turbinas de tipo GT13E2.

Esas turbinas saldrán de la factoría que la empresa tiene en Mannheim, en Alemania, mientras que su centro de Baden, en Suiza, se encargará del soporte técnico y de la ingeniería.

El vicepresidente encargado del negocio de gas, Steve Meszaros, subrayó que este proyecto confirma «una vez más la importancia de Alstom en el sector de la producción de electricidad a partir del gas natural en Irak».

«En un momento en que el país continúa los esfuerzos de reconstrucción y de expansión, Alstom está una vez más a su lado para trabajar con sus socios y contribuir a la modernización de las infraestructuras en Irak», añadió Meszaros.

Ortega lo anunció en 2009 como el proyecto de generación eléctrica más grande en la historia de Nicaragua, que espera que los 253 megavatios que Tumarín debe empezar a producir a partir de 2019 aporten el 30% de la generación nacional, que para ese año tendría al menos un 74% de producción limpia. Esto implicaría un cambio del mix energético, que hasta hace cinco años era predominantemente térmico y dominado por los derivados del petróleo. Un cambio por el que Nicaragua también obtendría prestigio en la lucha contra el cambio climático.

En julio de 2009, la Asamblea Nacional, que es el parlamento nicaragüense, aprobó una ley que habilitaba la ejecución del proyecto Tumarín en Apawás, una comunidad de difícil acceso ubicada en el municipio de La Cruz de Río Grande, en la Región Autónoma del Atlántico Sur (RAAS).

El proyecto Tumarín consiste en la construcción de una central hidroeléctrica sobre una extensión de 2.590 hectáreas; producirá 253 megavatios de energía y trasladará a los habitantes de Apawás a un sitio seguro, con casa para cada familia, servicio de agua potable a domicilio, energía eléctrica, tres iglesias, una casa comunal y un centro comercial, más el pago por sus tierras.

El costo total de Tumarín será de 800 millones de dólares y estará a cargo de la firma Centrales Hidroeléctricas de Nicaragua (CHN), creada por la estatal brasileña Eletrobras y el conglomerado Queiroz Galvão. Después de años de retraso, el ministro nicaragüense de Energía, Emilio Rappaccoli, aclaró que el acuerdo se logró por intervención directa de los presidentes de Nicaragua y Brasil, Daniel Ortega y Dilma Roussef.

Se trata del segundo concurso público, al que se presentaron 357 candidaturas antes del cierre del plazo en septiembre del pasado año, y que se programó para un volumen de 400 MW, según explicó el Ministerio del Desarrollo Sostenible.

El dispositivo de apoyo a las instalaciones fotovoltaicas prevé dos mecanismos complementarios, en función de la potencia de los proyectos.

En primer lugar, hay unas tarifas garantizadas para la compra de la electricidad generada por las explotaciones colocadas en los tejados de edificios, y de una potencia inferior a 100 kilovatios en máxima producción (equivalentes a unos 1.000 metros cuadrados de paneles).

Además, hay licitaciones de dos tipos: unas «simplificadas» para instalaciones en edificios con una potencia de entre 100 y 250 kilovatios (de entre 1.000 y 2.500 metros cuadrados de superficie) y otras «ordinarias» para las de más de 250 kilovatios.

Precisamente, el Ministerio del Desarrollo Sostenible avanzó que «próximamente» se lanzará un tercer concurso público, para lo cual está abierta ahora una consulta, y hasta el próximo día 31, para fijar las condiciones.

Por otro lado, en las semanas venideras se lanzará un procedimiento específico para zonas que carecen de conexión a la red eléctrica, dirigido en particular a algunos territorios de la Francia de ultramar.