Un nuevo pozo confirma el potencial del enorme yacimiento brasileño hallado en el Atlántico

El nuevo pozo fue perforado a unos 7,5 kilómetros de otro donde en 2008 se halló el yacimiento gigante de Júpiter, ubicado en el presal de la cuenca marina de Santos, según un comunicado de la petrolera estatal.

El presal es el nuevo horizonte de explotación descubierto por Petrobras en aguas muy profundas del océano Atlántico por debajo de una capa de sal de cerca de dos kilómetros de espesor y que puede convertir a Brasil en uno de los mayores exportadores mundiales de hidrocarburos.

El pozo de extensión en Júpiter confirmó la «presencia de gas natural y condensado, así como la existencia de una reserva continua entre los dos pozos», según el comunicado de Petrobras, que es la empresa operadora en una concesión en la que tiene un 80 por ciento de participación y como socia a la portuguesa Galp (20 por ciento).

«Hasta el momento el pozo identificó una columna de 176 metros de petróleo en rocas con excelentes características de permeabilidad y porosidad», agrega la nota.

La petrolera informó de que el nuevo pozo, con una profundidad hasta ahora de 5.438 metros y cuya perforación proseguirá, está a 275 kilómetros del litoral del estado de Río de Janeiro (sudeste de Brasil) en una región del mar en que las aguas tienen una profundidad de 2.161 metros.

El campo de Júpiter se sitúa a unos 37 kilómetros de Tupí, un campo que puede contener entre 5.000 y 8.000 millones de barriles de petróleo recuperable y hasta ahora el mayor descubierto en el presal, según la empresa.

Un nuevo pozo confirma el potencial del enorme yacimiento brasileño hallado en el Atlántico

El nuevo pozo fue perforado a unos 7,5 kilómetros de otro donde en 2008 se halló el yacimiento gigante de Júpiter, ubicado en el presal de la cuenca marina de Santos, según un comunicado de la petrolera estatal.

El presal es el nuevo horizonte de explotación descubierto por Petrobras en aguas muy profundas del océano Atlántico por debajo de una capa de sal de cerca de dos kilómetros de espesor y que puede convertir a Brasil en uno de los mayores exportadores mundiales de hidrocarburos.

El pozo de extensión en Júpiter confirmó la «presencia de gas natural y condensado, así como la existencia de una reserva continua entre los dos pozos», según el comunicado de Petrobras, que es la empresa operadora en una concesión en la que tiene un 80 por ciento de participación y como socia a la portuguesa Galp (20 por ciento).

«Hasta el momento el pozo identificó una columna de 176 metros de petróleo en rocas con excelentes características de permeabilidad y porosidad», agrega la nota.

La petrolera informó de que el nuevo pozo, con una profundidad hasta ahora de 5.438 metros y cuya perforación proseguirá, está a 275 kilómetros del litoral del estado de Río de Janeiro (sudeste de Brasil) en una región del mar en que las aguas tienen una profundidad de 2.161 metros.

El campo de Júpiter se sitúa a unos 37 kilómetros de Tupí, un campo que puede contener entre 5.000 y 8.000 millones de barriles de petróleo recuperable y hasta ahora el mayor descubierto en el presal, según la empresa.

Endesa vende su negocio en Irlanda a SEE por 286 millones

Este precio incluyó la valoración de los derechos de emisión de CO2 asignados por la Unión Europea, que tienen un precio real en el mercado y por ello deben ser contabilizados, así como las reservas de combustibles de la compañía.

La eléctrica apuntó también que el valor real de la compañía o «enterprise value» asciende a 361 millones de euros, ya que el comprador asumirá la deuda acumulada por la filial irlandesa de Endesa.

La operación se anunció el pasado 15 de junio y estaba pendiente de recibir el visto bueno de las autoridades administrativas y de competencia.

Endesa Ireland posee en Irlanda plantas de generación de energía eléctrica con una capacidad instalada total equivalente de 1.068 megavatios (MW), aproximadamente el 12% de la capacidad instalada en el país.

En concreto, la filial irlandesa de Endesa cuenta con dos centrales de fuel oil ubicadas en Tarbert y Great Island, con una capacidad de 620 MW y 240 MW respectivamente; y dos plantas de gasóleo ubicadas en Rhode y Tawnaghmore, cada una con una capacidad de 104 MW cada una.

Adicionalmente, posee dos emplazamientos en Lanesboro y Shannonbridge con potencial para la construcción de nueva capacidad.

Actualmente, Endesa Irlanda está construyendo una planta de ciclo combinado en Great Island, con una capacidad instalada equivalente a 461 MW y cuya puesta en marcha está prevista para los primeros meses de 2014.

Endesa vende su negocio en Irlanda a SEE por 286 millones

Este precio incluyó la valoración de los derechos de emisión de CO2 asignados por la Unión Europea, que tienen un precio real en el mercado y por ello deben ser contabilizados, así como las reservas de combustibles de la compañía.

La eléctrica apuntó también que el valor real de la compañía o «enterprise value» asciende a 361 millones de euros, ya que el comprador asumirá la deuda acumulada por la filial irlandesa de Endesa.

La operación se anunció el pasado 15 de junio y estaba pendiente de recibir el visto bueno de las autoridades administrativas y de competencia.

Endesa Ireland posee en Irlanda plantas de generación de energía eléctrica con una capacidad instalada total equivalente de 1.068 megavatios (MW), aproximadamente el 12% de la capacidad instalada en el país.

En concreto, la filial irlandesa de Endesa cuenta con dos centrales de fuel oil ubicadas en Tarbert y Great Island, con una capacidad de 620 MW y 240 MW respectivamente; y dos plantas de gasóleo ubicadas en Rhode y Tawnaghmore, cada una con una capacidad de 104 MW cada una.

Adicionalmente, posee dos emplazamientos en Lanesboro y Shannonbridge con potencial para la construcción de nueva capacidad.

Actualmente, Endesa Irlanda está construyendo una planta de ciclo combinado en Great Island, con una capacidad instalada equivalente a 461 MW y cuya puesta en marcha está prevista para los primeros meses de 2014.

Uruguay firma varios acuerdos de exploración con BP, BG, Total y Tullow Oil para intentar buscar hidrocarburos en aguas profundas

El compromiso entre el Estado uruguayo y las multinacionales petroleras fue presentado a la prensa en un acto presidido por el ministro de Energía, Roberto Kreimerman, y el presidente de la petrolera estatal uruguaya Ancap, Raúl Sendic, y con presencia de los directivos de las compañías extranjeras.

«Hoy es un día de fiesta en el avance de nuestra política energética en general y de la política de Ancap en la búsqueda de recursos soberanos que este país tiene», afirmó Kreimerman, que consideró los acuerdos logrados como «un mojón» en la historia del país.

El nuevo reto, que significará una inversión global de 1.560 millones de dólares y que puede prolongarse por 10 años más, forma parte del afán del Gobierno uruguayo de diversificar la matriz energética nacional para contrarrestar su dependencia de las importaciones, explicó.

Por su parte, Sendic calificó la jornada de «día histórico» para la pequeña nación sudamericana, de tres millones de habitantes, y opinó que la buena acogida que tuvo la convocatoria demuestran la importancia del proyecto.

«Es difícil ver en una cuenca de riesgo, como es la Plataforma Uruguay II, que haya habido un nivel tan alto de interés de las empresas», manifestó.

Una veintena de compañías se presentaron a la licitación de la denominada Ronda Uruguay II para explorar las aguas territoriales uruguayas y cuyo fallo fue conocido en marzo pasado.

En caso de que se descubran reservas de hidrocarburos, Uruguay podrá asociarse con las empresas adjudicatarias para la explotación de las áreas, con porcentajes de participación que podrían ir del 22% al 35%.

La Ronda Uruguay II se lanzó en septiembre de 2011 después de que las investigaciones llevadas a cabo por Ancap revelaran indicios de la presencia de hidrocarburos en el subsuelo marino.

Ancap ofreció para explorar unos 101.000 kilómetros cuadrados, además de otros 6.300 de sus aguas territoriales en los que ya había realizado una investigación sísmica.

En 2009 el país lanzó la primera Ronda Uruguay y logró adjudicar dos bloques para su exploración y explotación a un consorcio internacional integrado por YPF, Petrobrás y Galp.

La totalidad del petróleo que consume Uruguay es importado, fundamentalmente de Venezuela, que aporta el 40% del total, Angola y Rusia.

Uruguay firma varios acuerdos de exploración con BP, BG, Total y Tullow Oil para intentar buscar hidrocarburos en aguas profundas

El compromiso entre el Estado uruguayo y las multinacionales petroleras fue presentado a la prensa en un acto presidido por el ministro de Energía, Roberto Kreimerman, y el presidente de la petrolera estatal uruguaya Ancap, Raúl Sendic, y con presencia de los directivos de las compañías extranjeras.

«Hoy es un día de fiesta en el avance de nuestra política energética en general y de la política de Ancap en la búsqueda de recursos soberanos que este país tiene», afirmó Kreimerman, que consideró los acuerdos logrados como «un mojón» en la historia del país.

El nuevo reto, que significará una inversión global de 1.560 millones de dólares y que puede prolongarse por 10 años más, forma parte del afán del Gobierno uruguayo de diversificar la matriz energética nacional para contrarrestar su dependencia de las importaciones, explicó.

Por su parte, Sendic calificó la jornada de «día histórico» para la pequeña nación sudamericana, de tres millones de habitantes, y opinó que la buena acogida que tuvo la convocatoria demuestran la importancia del proyecto.

«Es difícil ver en una cuenca de riesgo, como es la Plataforma Uruguay II, que haya habido un nivel tan alto de interés de las empresas», manifestó.

Una veintena de compañías se presentaron a la licitación de la denominada Ronda Uruguay II para explorar las aguas territoriales uruguayas y cuyo fallo fue conocido en marzo pasado.

En caso de que se descubran reservas de hidrocarburos, Uruguay podrá asociarse con las empresas adjudicatarias para la explotación de las áreas, con porcentajes de participación que podrían ir del 22% al 35%.

La Ronda Uruguay II se lanzó en septiembre de 2011 después de que las investigaciones llevadas a cabo por Ancap revelaran indicios de la presencia de hidrocarburos en el subsuelo marino.

Ancap ofreció para explorar unos 101.000 kilómetros cuadrados, además de otros 6.300 de sus aguas territoriales en los que ya había realizado una investigación sísmica.

En 2009 el país lanzó la primera Ronda Uruguay y logró adjudicar dos bloques para su exploración y explotación a un consorcio internacional integrado por YPF, Petrobrás y Galp.

La totalidad del petróleo que consume Uruguay es importado, fundamentalmente de Venezuela, que aporta el 40% del total, Angola y Rusia.

España y Portugal, en contra de las normas de ahorro de energía de la UE por razones económicas

Así figura en un documento que recoge la posición de esos países y que contiene los argumentos con los que se opusieron a esas normas, que finalmente se aprobaron sin debate durante la reunión del Consejo de ministros de Empleo la Unión Europea (UE) celebrado el jueves en Luxemburgo.

Según ese documento ambos países votaron en contra de la adopción de la nueva directiva de eficiencia energética, que es el primer marco legislativo a nivel europeo específicamente dedicado a la materia.

Los demás países de la UE dieron su apoyo a las normas, mientras que Finlandia se abstuvo.

Finlandia, España y Portugal consideran que la nueva normativa no valora lo suficiente los esfuerzos realizados hasta el momento en materia de ahorro de energía, una cuestión que las autoridades de Lisboa consideran «injusta», según el citado texto.

España y Portugal señalaron que las nuevas normas exigen un aumento del gasto público, en un momento en que varios Estados miembros tienen dificultades económicas.

«Dado el actual contexto económico y los esfuerzos ya realizados, España considera que la nueva directiva de Eficiencia Energética no provee un enfoque eficiente en términos económicos para alcanzar mayores ahorros energéticos, e impone por otra parte una carga desproporcionada en ciertos países«, señaló ese país en su declaración.

España reiteró su «compromiso firme» con el cumplimiento del objetivo europeo de alcanzar un ahorro del 20% de energía primaria para 2020 y recalcó los esfuerzos realizados por el país en la última década para «mejorar significativamente la eficiencia energética en su economía».

En concreto, España recordó que en 2010 alcanzó el objetivo introducido por la directiva de servicios energéticos de 2006 de reducir un 9% el consumo final de energía, seis años antes del plazo acordado, así como que ha aprobado recientemente el «ambicioso» Plan Nacional de Eficiencia y Ahorro Energético para el periodo 2011-2020.

El Gobierno español consideró también que la directiva de eficiencia energética no tiene en cuenta los ahorros logrados antes de 2014 «lo que penaliza a países que como España han estado durante los últimos años liderando la promoción de la eficiencia energética, con un importante esfuerzo económico».

También se mostró contraria a la medida que obliga a los países a renovar el 3% de la superficie de los edificios gubernamentales para hacerlos más eficientes, ya que considera que no está probado que se vaya a amortizar el coste de estas reformas con el ahorro de energía que suponen.

«Por tanto, este objetivo añadirá mayor presión a corto plazo en los presupuestos públicos», subrayó en el documento.

Portugal, por su parte, lamentó que la directiva de eficiencia energética «implique un aumento del gasto público» y mostró su preocupación sobre «cómo va a ser posible hacer frente a las obligaciones de gastos públicos dadas las severas restricciones presupuestarias que resultan del programa de ayuda financiera que hemos firmado».

Lisboa solicitó en la primavera de 2011 a sus socios europeos y al Fondo Monetario Internacional (FMI) asistencia financiera, que conlleva un exhaustivo programa de reformas económicas.

España y Portugal, en contra de las normas de ahorro de energía de la UE por razones económicas

Así figura en un documento que recoge la posición de esos países y que contiene los argumentos con los que se opusieron a esas normas, que finalmente se aprobaron sin debate durante la reunión del Consejo de ministros de Empleo la Unión Europea (UE) celebrado el jueves en Luxemburgo.

Según ese documento ambos países votaron en contra de la adopción de la nueva directiva de eficiencia energética, que es el primer marco legislativo a nivel europeo específicamente dedicado a la materia.

Los demás países de la UE dieron su apoyo a las normas, mientras que Finlandia se abstuvo.

Finlandia, España y Portugal consideran que la nueva normativa no valora lo suficiente los esfuerzos realizados hasta el momento en materia de ahorro de energía, una cuestión que las autoridades de Lisboa consideran «injusta», según el citado texto.

España y Portugal señalaron que las nuevas normas exigen un aumento del gasto público, en un momento en que varios Estados miembros tienen dificultades económicas.

«Dado el actual contexto económico y los esfuerzos ya realizados, España considera que la nueva directiva de Eficiencia Energética no provee un enfoque eficiente en términos económicos para alcanzar mayores ahorros energéticos, e impone por otra parte una carga desproporcionada en ciertos países«, señaló ese país en su declaración.

España reiteró su «compromiso firme» con el cumplimiento del objetivo europeo de alcanzar un ahorro del 20% de energía primaria para 2020 y recalcó los esfuerzos realizados por el país en la última década para «mejorar significativamente la eficiencia energética en su economía».

En concreto, España recordó que en 2010 alcanzó el objetivo introducido por la directiva de servicios energéticos de 2006 de reducir un 9% el consumo final de energía, seis años antes del plazo acordado, así como que ha aprobado recientemente el «ambicioso» Plan Nacional de Eficiencia y Ahorro Energético para el periodo 2011-2020.

El Gobierno español consideró también que la directiva de eficiencia energética no tiene en cuenta los ahorros logrados antes de 2014 «lo que penaliza a países que como España han estado durante los últimos años liderando la promoción de la eficiencia energética, con un importante esfuerzo económico».

También se mostró contraria a la medida que obliga a los países a renovar el 3% de la superficie de los edificios gubernamentales para hacerlos más eficientes, ya que considera que no está probado que se vaya a amortizar el coste de estas reformas con el ahorro de energía que suponen.

«Por tanto, este objetivo añadirá mayor presión a corto plazo en los presupuestos públicos», subrayó en el documento.

Portugal, por su parte, lamentó que la directiva de eficiencia energética «implique un aumento del gasto público» y mostró su preocupación sobre «cómo va a ser posible hacer frente a las obligaciones de gastos públicos dadas las severas restricciones presupuestarias que resultan del programa de ayuda financiera que hemos firmado».

Lisboa solicitó en la primavera de 2011 a sus socios europeos y al Fondo Monetario Internacional (FMI) asistencia financiera, que conlleva un exhaustivo programa de reformas económicas.

Rusia podría conceder licencias a compañías extranjeras para explotar los yacimientos del Ártico

En concreto, el ministro ruso de Energía, Alexander Novak, indicó al diario «Financial Times» que la propuesta permitiría a las grandes compañías extranjeras, no sólo operar algunos proyectos, sino «acceder a la producción» y ser «copropietarios de las licencias».

Esta decisión representaría un giro radical en la política energética mantenida hasta ahora por el Kremlin, que sólo concede licencias de exploración de los yacimientos «offshore» a compañías controladas por el Estado, como Gazprom o Rosneft.

En este sentido, el ministro ruso señaló que la idea está aún siendo discutida y que todavía no se ha tomado ninguna decisión definitiva al respecto. Asimismo, precisó que solamente podrían optar a estas licencias aquellas empresas que cuenten con suficientes garantías medioambientales, así como con tecnologías avanzadas y fortaleza financiera.

«Sería una medida muy bienvenida por nuestra parte», apuntó Tim Dodson, responsable del área de exploración de la noruega Statoil, que ya participa en una sociedad conjunta en el Artico con Rosneft, al considerar que simplificaría la estructura de las inversiones de las multinacionales en Rusia.

Explotar las reservas de petróleo localizadas en los yacimientos del Mar de Kara y de Barents resulta crucial para que Rusia pueda mantener su producción estimada de 10 millones de barriles de crudo diarios. Las previsiones de Moscú contemplan que para 2030 alrededor del 30% de la producción de petróleo rusa proceda de yacimientos «offshore», principalmente ubicados en el Artico.

El Gobierno ruso es cada vez más consciente de las dificultades de aprvechar estas riquezas naturales sin la ayuda de las tecnologías y recursos financieros occidentales. De hecho, recientemente Rosneft suscribió acuerdos de exploración en el Ártico con compañías como ExxonMobil y Eni.

No obstante, dichos acuerdos solamente proporcionan a las multinacionales extranjeras participaciones minoritarias en los proyectos, mientras la rusa Rosneft mantiene la propiedad de las licencias.

Rusia podría conceder licencias a compañías extranjeras para explotar los yacimientos del Ártico

En concreto, el ministro ruso de Energía, Alexander Novak, indicó al diario «Financial Times» que la propuesta permitiría a las grandes compañías extranjeras, no sólo operar algunos proyectos, sino «acceder a la producción» y ser «copropietarios de las licencias».

Esta decisión representaría un giro radical en la política energética mantenida hasta ahora por el Kremlin, que sólo concede licencias de exploración de los yacimientos «offshore» a compañías controladas por el Estado, como Gazprom o Rosneft.

En este sentido, el ministro ruso señaló que la idea está aún siendo discutida y que todavía no se ha tomado ninguna decisión definitiva al respecto. Asimismo, precisó que solamente podrían optar a estas licencias aquellas empresas que cuenten con suficientes garantías medioambientales, así como con tecnologías avanzadas y fortaleza financiera.

«Sería una medida muy bienvenida por nuestra parte», apuntó Tim Dodson, responsable del área de exploración de la noruega Statoil, que ya participa en una sociedad conjunta en el Artico con Rosneft, al considerar que simplificaría la estructura de las inversiones de las multinacionales en Rusia.

Explotar las reservas de petróleo localizadas en los yacimientos del Mar de Kara y de Barents resulta crucial para que Rusia pueda mantener su producción estimada de 10 millones de barriles de crudo diarios. Las previsiones de Moscú contemplan que para 2030 alrededor del 30% de la producción de petróleo rusa proceda de yacimientos «offshore», principalmente ubicados en el Artico.

El Gobierno ruso es cada vez más consciente de las dificultades de aprvechar estas riquezas naturales sin la ayuda de las tecnologías y recursos financieros occidentales. De hecho, recientemente Rosneft suscribió acuerdos de exploración en el Ártico con compañías como ExxonMobil y Eni.

No obstante, dichos acuerdos solamente proporcionan a las multinacionales extranjeras participaciones minoritarias en los proyectos, mientras la rusa Rosneft mantiene la propiedad de las licencias.