El ministro de Energía kuwaití, Ali Al Yarrah, descarta que la Organización de los Países Exportadores de Petróleo decida un nuevo recorte de su producción

El ministro de Energía kuwaití, Ali Al Yarrah, descarta que la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP) decida un nuevo recorte de su producción durante la reunión que tiene previsto celebrar el 15 de marzo en Viena.

«Los actuales precios son buenos», dijo al Yarah a los periodistas tras inaugurar una conferencia en Kuwait sobre el papel del sector privado en los proyectos de desarrollo.

Numerosos expertos y analistas habían pronosticado que la OPEP iba a reducir en la próxima reunión su producción para hacer frente a la posible baja en la demanda durante el segundo trimestre de este año.

La OPEP había recordado su producción en 1,2 millones barriles diarios, y en 500 millones de barriles, medidas que aplicó el 1 de noviembre y el 1 febrero pasados, respectivamente.

Gaz de France candidato para explotar un yacimiento de gas en Kazajistán

El consejo de administración de Gaz de France (GDF) ha dado autorización a su presidente, Jean-François Cirelli, para que negocie la compra de una participación en un yacimiento gasístico en Kazajistán, reveló hoy «Le Figaro«.

La decisión del consejo de administración de GDF, tomada ayer, debería concretarse en un contrato con socios kazakos para la explotación del yacimiento durante 30 años y supondría para la compañía francesa la inversión de 1.000 millones de euros, precisó el diario. Esa inversión contribuiría al objetivo de GDF de producir por sí misma el 15% del gas que comercializa, en lugar del 9% en la actualidad. Para la república asiática, significaría reducir la hegemonía chino-rusa sobre sus recursos naturales. El problema es que por el momento el gas de Kazajistán no puede llegar hasta Europa ya que no hay posibilidad de vías marítimas y tampoco existen gasoductos en dirección del Viejo Continente.

En la actualidad la producción de hidrocarburos de GDF es de unos 42,4 millones de barriles equivalentes de petróleo, dos tercios de los cuales de gas, y sus reservas se sitúan en unos 753 millones de barriles, cuando el objetivo a medio plazo es aumentarlos a 1.000 millones. La principal fuente de esos recursos se sitúa en el Reino Unido, con el 32% de la producción pero sólo un 10% de las reservas.
En Noruega, por el contrario, las extracciones suponen el 10% del total de la compañía francesa, pero el 41% de las reservas.

De acuerdo con los programas de GDF, en el periodo 2006-2009 tiene previsto invertir 700 millones de euros en la exploración y 2.800 millones en el lanzamiento de la explotación de yacimientos.

Rumanía duplicará la producción de energía nuclear con un segundo reactor de la central nuclear de Cernavoda

Rumanía duplicará su producción de energía atómica con un segundo reactor de la central nuclear de Cernavoda que entrará en funcionamiento en abril, mientras que su explotación comercial se prevé para el próximo septiembre.

En un comunicado difundido hoy en esta capital, la Sociedad Nacional Nucleoeléctrica (SNN) informó de que comenzó el cargamento de combustible nuclear en la zona activa del reactor. Esta fase se efectúa de forma manual y durará diez días, de acuerdo con los reglamentos de seguridad. A continuación se procederá al cargamento con agua pesada del circuito primario y a las pruebas para poner el reactor en funcionamiento, proyectado para abril de 2007.

Con el inicio de la explotación comercial del reactor -llamado «Unidad 2«- la central de Cernavoda generará un 18 por ciento de la producción de electricidad en Rumanía.

El combustible nuclear es producido por la Fábrica de Combustible Nuclear de Pitesti -situada a 120 kilómetros al noroeste de Bucarest– que desde hace más de diez años abastece también a la Unidad 1 de Cernavoda, mientras que el agua pesada es fabricada en Turnu Severín.

Cernavoda, la única planta nuclear de Rumanía, utiliza la tecnología canadiense conocida con el acrónimo CANDU, con agua pesada, considerada entre las más seguras en el mundo.

La Unidad 1, puesta en funcionamiento en 1996, produce unos 650 megavatios de energía eléctrica, un 10 por ciento del total de la producción de electricidad de Rumanía.

Medgaz encarga las obras del gasoducto a Mitsui, Sumitomo, Rolls, Saipem y Técnicas Reunidas

La sociedad Medgaz ha adjudicado los contratos de construcción del futuro gasoducto submarino entre Argelia y España a las empresas japonesas Mitsui y Sumitomo, a la británica Rolls-Royce, a la italiana Saipem y al consorcio formado por la española Técnicas Reunidas y la francesa Amec Spie. Según informó Medgaz, las obras comenzarán en el segundo semestre de este año y el gasoducto se pondrá en marcha en 2009.

Los contratos firmados se llevarán el grueso de la inversión total prevista para el proyecto, que asciende a 900 millones de euros. Hasta ahora, el consorcio ha gastado unos 30 millones de euros en cuestiones como estudios de viabilidad o sondeos sísmicos.

Mitsui y Sumitomo, las dos mayores acerías de Japón, se ocuparán de la fabricación y revestimiento de la tubería, que tendrá una longitud total de 226 kilómetros. La tubería será de acero al carbono de alta resistencia y contará con un revestimiento de tres capas de polipropileno y una de hormigón para protegerla de factores externos. Cada tubo de los que compondrán la tubería tendrá una longitud de doce metros y un diámetro de 24 pulgadas (610 milímetros). El proceso de construcción, que comenzará próximamente, durará unos doce meses. Los tubos se trasladarán en barco al puerto de Almería para su almacenamiento.

El grupo británico Rolls-Royce se encargará de la fabricación e instalación de tres compresores, elementos básicos de la estación de compresión que bombeará el gas desde Argelia hasta España a través del Mediterráneo. Los tres compresores se fabricarán en la planta de Liverpool (Reino Unido) y se entregarán entre el cuarto trimestre de 2007 y el primer trimestre de 2008, informó hoy la compañía adjudicataria.

El tendido del gasoducto se ha adjudicado a Saipem, empresa italiana especializada en la construcción de infraestructuras submarinas. En este caso, el contrato incluye la ingeniería de detalle, el suministro de los equipos de construcción, el tendido del gasoducto y las pruebas de calidad. La empresa italiana empleará sus dos barcos insignia, Castoro Sei y Saipem 7000, para tender el gasoducto desde Almería hasta la costa argelina. El primero, diseñado para aguas poco profundas, se utilizará en las zonas más próximas a la costa y el segundo en profundidades mayores de 550 metros.

La construcción de la estación de comprensión y de la terminal de recepción ha recaído en el consorcio hispano-francés integrado por Técnicas Reunidas y Amec Spie. La estación de compresión estará situada en la localidad de Beni Saf, en la costa argelina, y su misión será elevar la presión del gas natural procedente de los yacimientos de Hassi R’Mel. La terminal de recepción, que se instalará en la costa de Almería, permitirá recibir, filtrar, regular y medir el gas procedente de Argelia. Posteriormente, la infraestructura conectará con el gasoducto Almería-Albacete, propiedad de Enagás.

El futuro gasoducto submarino tendrá 210 kilómetros sumergidos y alcanzará una profundidad máxima de 2.160 metros. Su capacidad inicial será de 8.000 millones de metros cúbicos. El consorcio Medgaz está integrado por la compañía estatal argelina Sonatrach (36 por ciento), las españolas Cepsa (20 por ciento), Iberdrola (20 por ciento) y Endesa (12 por ciento) y la francesa Gaz de France (12 por ciento).

La semana pasada, el ministro de Industria, Joan Clos, planteó al titular argelino de Energía y Minas, Chakib Jelil, la posible incorporación de Gas Natural a Medgaz. Jelil explicó que Sonatrach está dispuesta a favorecer la entrada de la compañía gasista, incluso cediendo una parte de su participación, aunque precisó que hace falta el acuerdo del resto de los socios. Gas Natural dijo que estudiará «con interés» la opción de participar en Medgaz.

La primera fase Sajalin-1 alcanza una producción máxima de 250.000 barriles diarios

La primera fase del proyecto petrolero Sajalin-1, uno de los principales en esa isla rusa en el Pacífico, alcanzó su producción máxima de 250.000 barriles diarios, informó su operador, el consorcio internacional Exxon Neftegas Ltd (ENL). «Exxon Neftegaz tiene la satisfacción de informar de que la primera fase de su proyecto Sajalin-1 alcanzó la extracción máxima en los plazos previstos», dijo un comunicado de la empresa, con sede en Yushzno-Sajalín, la capital de la región de Sajalín.

Según el informe, la realización de Sajalin-1 supondrá ingresos para el fisco ruso por un monto superior a los 50.000 millones de dólares, así como inversiones por 100 millones de dólares para el desarrollo de la isla durante cinco años. Catalogado entre los mayores proyectos energéticos en el extremo oriente de Rusia, Sajalin-1 permitirá crear en la isla 13.000 puestos de trabajo y ya ha firmado contratos con empresas rusas por más de 3.600 millones de dólares.

El proyecto Sajalin-1 abarca los yacimientos Chaibo, Odoptu y Arkutun-Dagui, en la plataforma continental en el noroeste de Sajalin con reservas comprobadas estimadas en 307 millones de toneladas de petróleo (2.300 millones de barriles) y 485.000 millones de metros cúbicos de gas. Según expertos rusos, las reservas de gas de Sajalin-1 pueden satisfacer las necesidades de Japón de este carburante durante seis años.

La exploración y explotación de Sajalín-1 la desarrolla el consorcio ENL, creado en 1995 por la petrolera norteamericana Exxon Mobil (30%), la nipona Sodeco (30%), la petrolera nacional de India, ONGC Videsh Ltd (20%), y la estatal rusa Rosneft (20%).

La primera fase de Sajalin-1 comenzó en septiembre de 2005 con la explotación del yacimiento Chaibo cuyo crudo se trasiega por un oleoducto de 220 kilómetros que cruza de este a oeste la parte norte de Sajalín. Desde la isla, por un tramo submarino de 20 kilómetros, el oleoducto llega hasta la terminal marítima De-Kastri en la región continental de Jabárovsk, la infraestructura más importante del sector energético ruso en esa zona. La terminal De-Kastri incluye dos depósitos con una capacidad de 650.000 barriles cada uno y un muelle apartado cinco kilómetros de la costa, lo que garantiza su funcionamiento todo el año, pues a esa distancia de la orilla las aguas en invierno no se congelan.

La exportación de crudo de Sajalin-1 desde la terminal De-Kastri comenzó el pasado mes de octubre y se realiza con tres petroleros con capacidad de 100.000 toneladas cada uno, fabricados en Corea del Sur. El pasado mes de enero, ENL informó sobre el envió a consumidores del sudeste asiático del primer millón de toneladas de petróleo extraído de Sajalin-1.

E.On no es tan dura como parece: entrará en Endesa aunque no se eliminen los blindajes

En la rueda de prensa que se celebró ayer en Madrid, durante un desayuno de la Asociación de Periodistas de Información Económica, el presidente de E.On dijo lo que no quería decir. Y lo dijo dos veces, antes de darse cuenta del error que estaba cometiendo y de rectificar, para evitar causar el efecto opuesto al deseado. Wulf Bernotat insistió en el hecho de que su compañía seguirá luchando por Endesa incluso si no se retiran los blindajes que le impedirían el control de la eléctrica española.

La compañía alemana había impuesto dos condiciones para seguir adelante con la opa sobre Endesa. La primera, obtener un porcentaje superior al 50,01% de la eléctrica española. La segunda, la eliminación de la limitación de los derechos de voto al 10%, lo que se puede conseguir mediante el voto favorable de los accionistas. La limitación de los derechos de voto al 10% significa que, aunque E.On tenga un 50% de Endesa, Acciona un 20%, y Caja Madrid un 10%, los votos de las tres compañías tendrían el mismo valor.

Las preguntas de los periodistas debieron desorientar a E.On, quien explicó que, si la eliminación de los blindajes no se producía en la primera junta de accionistas, ya tendrían tiempo para convocar otra junta, o las que fuera necesario, hasta obtener el voto favorable a sus intereses.

Como es habitual en las situaciones en que a uno le traiciona la lengua, el presidente de E.On parecía disfrutar de sus declaraciones, sin ser consciente del análisis al que se estaban sometiendo, en ese mismo momento, sus comentarios. Sólo cuando el jefe de prensa de la eléctrica germana se acercó para advertirle del error, trató Bernotat de rectificar.

El problema es que de nada vale taparse la boca cuando uno ya ha soltado lo que tenía que decir. O lo que no tenía que decir, en este caso. Si Wulf Bernotat pretendía conseguir que el máximo número posible de accionistas le dejase vía libre mediante el voto, ahora lo tendrá más difícil. Es posible que la asistencia de muchos accionistas a la Junta General Extraordinaria se debiera, probablemente, a que no querrían perderse la posibilidad de vender sus títulos a 38,75 euros.

Da que pensar que el presidente de una empresa alemana de las dimensiones de E.On cometa semejante torpeza. Y sin embargo, ha ocurrido. Bernotat pretendía transmitir un mensaje de firmeza, pero se le ha visto el plumero. Los alemanes se quedarán aunque no consigan retirar los blindajes. Si alguien no se había enterado, ahora es un secreto a voces.

Este miércoles, además, la eléctrica alemana ha remitido una nota de prensa a los medios de comunicación en la que exhorta a los accionistas de Endesa a que tomen parte en la opa de forma activa y positiva, es decir, que le abran el camino. Pero además, la nota refleja los comentarios del presidente de la firma, quien insta a quienes tengan acciones de Endesa a actuar con rapidez y no agotar el plazo hasta el 20 de marzo, fecha en la que Endesa celebra la Junta General Extraordinaria de Accionistas.

El teutón no ha dejado ninguna duda en el aire, por si las hubiera, de que lo más beneficioso para el accionista de Endesa será acudir a la oferta de 38,75 euros por título. Por si no quedase claro, lo ha dicho «sin rodeos»: «sin la eliminación de los blindajes los accionistas de Endesa no podrán beneficiarse de nuestra espléndida oferta en metálico».

Rusia participará en el proyecto de gasoducto que unirá Irán, Pakistán e India

El ministro ruso de Desarrollo Económico y Comercio de Rusia, Herman Gref, informó hoy de que la empresa estatal rusa Gazprom participará en un proyecto para la construcción de un gasoducto que unirá Irán, Pakistán e India.

Gref declaró que la parte india incluyó a Gazprom entre las empresas para la construcción de ese gasoducto por su territorio, según la agencia de noticias rusa Interfax. Explicó que la participación rusa en ese proyecto es posible tras firma de un protocolo de cooperación firmado entre Gazpom y la empresa nacional india Oil and Natural Gas Corporation Ltd (ONGC) la semana pasada en la ciudad india de Goa.

Con una longitud de 2.775 kilómetros un costo estimado en 7.400 millones de dólares, el gasoducto transportará gas iraní hasta Pakistán e India, después de China los mayores consumidores de hidrocarburos en Asia.

El gasoducto permitirá a India importar hasta 60 millones de metros cúbicos de gas por día en 2010, con miras a alcanzar 90 ó 100 millones de metros cúbicos en 2015, mientras que Pakistán empezará con 30.000 metros cúbicos y doblará este volumen antes de 2015.

Gref indicó que Gazprom invitó a ONGC a participar en la exploración y explotación conjunta de al menos ocho yacimientos de gas y petróleo en Siberia Oriental y en el extremo oriente ruso. Por su parte, ONGC propuso a Gazprom participar en la construcción en territorio indio de varias refinerías, una planta para la licuefacción de gas y otros proyectos.

Gref añadió que el protocolo permitirá a Gazprom participar en proyectos energéticos de ONGC en Qatar, Myanmar, Libia, Vietnam, Cuba y países de la antigua Unión Soviética.

Productores e Industria, satisfechos con acuerdo sobre los contratos tipo para la colza y el girasol con destino a la elaboración de biodiésel

El sector productor e industrial de biocarburantes valoró hoy la reunión mantenida con representantes del Ministerio de Agricultura en la que acordaron, entre otros asuntos, el modelo de contrato tipo para la colza y el girasol con destino a la elaboración de biodiésel.

El director de Cultivos Herbáceos de la Confederación de Cooperativas de España (CCAE), Antonio Catón, dijo que «estamos en un buen momento y creemos que el futuro de los cultivos energéticos es muy brillante», aunque «no es la panacea», es decir, que no se dedicarán sólo a estas producciones. Explicó que los contratos alcanzados hoy «no fijan en ningún caso los precios ni establecen obligaciones para unos o para otros» y detalló que «ahora cada industria marcará el precio que crea conveniente de forma independiente».

El director técnico de Asaja, José Carlos Caballero, señaló que se ha alcanzado un acuerdo sobre el contrato tipo de biodiésel, tanto para colza como para girasol, mientras que en el caso de bioetanol no ha sido posible por las dificultades de la propia industria para vender este combustible en la UE. Explicó que no hay confirmación sobre la obligatoriedad en las mezclas, «escollo que habrá que salvar y sobre el que la Administración tiene mucho que decir».

El responsable técnico de biocarburantes de COAG, José Luis de Miguel, añadió que con este acuerdo se ha dado por concluida satisfactoriamente la primera fase de la Mesa de los Biocarburantes. Hizo alusión al acercamiento obtenido en el sector del bioetanol aunque las condiciones impiden llegar a un acuerdo, debido a la inestabilidad de los mercados cerealistas.

El responsable del sector de la Unión de Pequeños Agricultores, (UPA), Javier Alejandre, destacó «el acuerdo sobre cuatro contratos tipo», y explicó que «no ha sido posible llegar a un marco contractual estable en el caso del bioetanol por la inestabilidad en los precios, aunque esperamos hacerlo en próximos encuentros». Hizo hincapié en la importancia de los biocombustibles, valoró «que exista una interlocución constante entre productores, industria y el Gobierno«, y recalcó que en los próximos meses proseguirán los encuentros entre representantes para «continuar avanzando por los intereses comunes».

El director de la Asociación de Productores de Energías Biocarburantes (APPA Biocarburantes), Manuel Bustos, valoró el acuerdo por el que se establece un contrato tipo -que debe homologar el MAPA– relativo al girasol y la colza como materias primas para la producción de biodiésel. Este contrato prevé una fórmula abierta de cálculo de precios, con una parte fija y otra variable que atiende a la evolución del mercado del gasóleo y a la del mercado alimentario. Sobre el bioetanol, consideró que los elevados precios de los cereales para esta temporada desaconsejaban el establecimiento de un contrato tipo, pero ello no ha impedido que se llegue a un acuerdo sobre los principios generales que deberán articularlo en el futuro.

La Mesa de los Biocarburantes, en la que están representadas APPA, la Confederación de Cooperativas Agrarias de España y las organizaciones profesionales agrarias UPA, Asaja y COAG, tratará próximamente otros aspectos como el potencial de los cultivos energéticos en España o la I+D aplicada a las diversas especies vegetales y los procesos de transformación.

También se abordará la Obligación de Biocarburantes, una medida legal impulsada por APPA que consiste en que los suministradores de gasóleos y gasolinas deban alcanzar un porcentaje creciente de biocarburantes sobre el total de sus ventas.

Roderic Miralles, elegido presidente de APPA Biocarburantes

Roderic Miralles ha sido elegido presidente de APPA Biocarburantes para los próximos cuatro años por la Asamblea General de esta sección de la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA), de la que es miembro fundador. Desde 2005, es además miembro del Comité Ejecutivo de la Asociación Europea de Biodiésel (EBB).

Miralles es director general de Campa Iberia, S.A., con responsabilidad sobre el negocio del grupo alemán de biodiésel Campa para el sur de Europa y Latinoamérica. Con anterioridad, ejerció durante varios años el cargo de director general de la empresa productora de biodiésel Bionet Europa, S. L.

Nacido en Barcelona, Roderic Miralles es licenciado en Económicas por lasUniversidades de Barcelona y Nottingham, y Master en Asesoría y Gestión Tributaria por ESADE. Desde los inicios de su actividad profesional, ha estado vinculado a la asesoría y gestión de empresas, desarrollando cargos de dirección general en sectores como la distribución de vehículos o la gestión hotelera, así como diversos
puestos en bufetes como Garrigues y Cuatrecasas.

La Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA) es la asociación de referencia de las energías renovables en España. Agrupa a unas 350 empresas y entidades, que aplican todas las tecnologías limpias: biocarburantes, biomasas, eólicas, hidráulicas, marinas y solares. La Sección de Biocarburantes aglutina a 33 empresas que representan el 99% de la producción de biocarburantes en España.

Expertos aseguran que en los próximos 25 años el consumo de carbón se triplicará a nivel mundial, ante el encarecimiento del petróleo y del gas

En un mundo dominado por el petróleo, el carbón se asocia a algo obsoleto, propio de otra época. Sin embargo, este mineral puede convertirse en uno de los principales recursos energéticos en los próximos años. De hecho, el carbón, lejos de encontrarse jubilado, comienza a vivir una segunda juventud. Los expertos aseguran que en los próximos 25 años el consumo de carbón se triplicará a nivel mundial, ante el encarecimiento del petróleo y del gas. La Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA) ha calculado que en 2030 las centrales térmicas seguirán siendo las principales productoras de energía, por lo que el carbón será cada vez más importante.

Esta estimación está vinculada con dos datos. Por un lado, quedan cerca de 40 años de petróleo barato y 60 años de gas natural, según el Instituto Nacional del Carbón (INCAR), mientras que el carbón podría seguir consumiéndose durante más de dos siglos. Por otro lado, el petróleo y el gas tienen sus principales reservas en unos pocos países, por lo general zonas conflictivas que suponen un peligro creciente para el abastecimiento mundial. El carbón, en cambio, se encuentra repartido por todo el planeta y sus precios son más bajos y estables. Además, supone una fuente de riqueza y de creación de empleo.

Desde la década de los 80 se vienen desarrollando las denominadas ‘tecnologías limpias de carbón’, guiadas por un doble desafío: el de producir energía de manera económica y el de respetar el medio ambiente. En este esfuerzo se ubica la ‘gasificación integrada con unidades de fraccionamiento del aire’. Este sistema pone al carbón en contacto con vapor y oxígeno, generándose un gas combustible, compuesto principalmente por monóxido de carbono e hidrógeno, que cuando se quema puede ser usado para turbinas de gas.

Este proceso logra una eficiencia energética del 80 por ciento en la transformación del carbón, reduce en un 75 por ciento la emisión de CO2 y elimina casi en su totalidad el resto de contaminantes químicos. Por su parte, algunos sistemas de ‘ciclo combinado híbrido’, que unen las mejores características de las tecnologías de gasificación y combustión, consiguen eficiencias mayores del 50 por ciento.

Otro ejemplo de las tecnologías limpias en el uso de este mineral son las ‘centrales de combustión de lecho fluido’. En ellas el carbón se quema aplicando una corriente de aire sobre un lecho de partículas inertes, como, por ejemplo, de piedra caliza, mejorando el rendimiento de la combustión del carbón y disminuyendo el impacto ecológico.

A largo plazo, las tecnologías de captura y almacenamiento de CO2, que evitan la expulsión a la atmósfera de este gas de efecto invernadero, tienen un enorme potencial, tanto es así que el carbón podría convertirse en un elemento fundamental de una economía futura basada en el aprovechamiento energético del hidrógeno. Las investigaciones en torno a los combustibles líquidos a partir de carbón, que ya se realizan en Sudáfrica, Estados Unidos y varios países europeos, también representan opciones de futuro.

La Unión Europea es consciente del valor estratégico del carbón. El Ejecutivo de Bruselas financia proyectos para este tipo de tecnologías y para este año prevé ayudas por valor de casi 12 millones de euros.