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Estados Unidos descarta finalmente la exploración petrolera en la costa atlántica

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EFE.- El Gobierno del presidente estadounidense Barack Obama anunció su decisión de dar marcha atrás a su propuesta de autorizar la exploración petrolera en la costa atlántica desde Virginia a Georgia. El Departamento de Interior de Estados Unidos explicó que decidió excluir la exploración petrolera en la costa central y sur del Atlántico «debido a las actuales dinámicas del mercado, fuerte oposición local y conflictos con el uso del océano para fines comerciales y militares».

«Esta decisión protege el Atlántico para las futuras generaciones», agregó la secretaria de Interior de Estados Unidos, Sally Jewell. El paso atrás se produce en un sostenido descenso de la inversión en el sector petrolero debido a la caída del precio del crudo, que cayó más de un 70% desde mediados de 2014. En 2015, el Gobierno estadounidense abrió la puerta a la exploración petrolera a 80 kilómetros de la costa entre Virginia y Georgia.

La decisión de prohibir estas actividades ha sido acogida con críticas por parte de la industria y alabanzas por parte de los grupos ecologistas. El presidente del American Petroleum Institute (API), Jack Gerard, mostró su rechazo frontal al anuncio al asegurar que «se trata de aplacar a los extremistas que buscan detener la producción de petróleo y gas». De este modo, agregó Gerard, «se elevaría el coste de la energía y se cerrarían las puertas durante años a la creación de nuevos empleos, inversiones y a impulsar la seguridad energética».

Japón, Estados Unidos y Francia trabajarán juntos para desmantelar Fukushima, cuya situación todavía es complicada según la OIEA

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EFE / Europa Press.- La situación actual en la central nuclear japonesa de Fukushima Daiichi «todavía es complicada«, cuando se cumplen 5 años desde que un tsunami posterior al terremoto que convulsionó el país nipón provocara un accidente sin precedentes en un reactor atómico. En este sentido, el Gobierno de Japón trabajará con Estados Unidos y Francia para desarrollar las tecnologías necesarias para retirar el combustible fundido de la accidentada planta.

El trabajo para desmantelar Fukushima se ha completado en un 10%. De este modo, el Ejecutivo nipón espera completar el desmantelamiento de la planta, propiedad de la compañía eléctrica Tokyo Electric Power (TEPCO), con la ayuda de expertos y tecnologías de Estados Unidos y Francia. El Departamento de Energía estadounidense y la Agencia Nacional de Investigación gala colaborarán con el Ministerio de Ciencia y Tecnología japonés para llevar a cabo las labores pendientes. Washington ayudará a Tokio a crear equipamiento y tecnología para hacerse cargo y deshacerse de los residuos radiactivos derivados de las labores de desmantelamiento, mientras que París cooperará con el país asiático para desarrollar tecnologías por control remoto que puedan resistir entornos con altos niveles de radiación.

Japón ya ha enviado varios robots al interior de dos de los tres reactores dañados durante el accidente, donde los niveles de radiación actuales impiden la entrada de un humano. Los dispositivos introducidos en el reactor 1, el peor parado, fueron abandonados tras resultar dañados por la radiactividad.  Por otro lado, expertos de universidades, investigadores e ingenieros investigarán en materia de robótica, procesamiento de imagen y otras tecnologías para avanzar en el proceso de desmantelamiento.

En los últimos 5 años, el Gobierno nipón y TEPCO han lidiado con las toneladas de agua contaminada empleada para enfriar los reactores cuando el seísmo y el tsunami los dejaron sin los generadores primarios y de emergencia, pero ahora tienen que seguir avanzando en los trabajos, incluida la retirada del combustible. La retirada de las barras de combustible fundido es el proceso más complejo dentro de las labores de desmantelamiento de la central, que llevarán tres o cuatro décadas.

Situación “todavía complicada” en Fukushima

Por otro lado, la situación actual en la central nuclear japonesa de Fukushima Daiichi «todavía es complicada», según el director general adjunto y responsable del Departamento de Seguridad Nuclear de la Organización Internacional de la Energía Atómica (OIEA), Juan Carlos Lentijo, que cree que aún «lo más difícil de controlar» un lustro después son los núcleos de los reactores fundidos. Eso sí, destacó que la situación en la planta atómica «ha mejorado mucho» respecto a cuando visitó la central en 2011. Ahora, subraya que el programa de actividades tiene el objetivo final de desmantelar la central, para lo que faltan «unos decenios». Ahora lo importante es que la estabilización de la central se garantice de forma sostenible para el futuro.

Lentijo, ingeniero vallisoletano, indica que una de las cuestiones que plantean más retos a corto plazo es la acumulación del agua contaminada y la filtración del agua subterránea que baja de la colina hacia los edificios principales. Para ello, recuerda que se diseñaron numerosos sistemas de descontaminación del agua y una barrera para prevenir que esta siga entrando. En Fukushima se implantaron numerosas medidas y sistemas para evitar que el agua contaminada salga al mar. La última novedad, que está en su fase final de implantación, es la construcción de una barrera de hielo en el suelo, cuyos sistemas ya están instalados y pronto comenzará la etapa de pruebas para llegar a «eliminar o limitar la acumulación de agua contaminada».

Sin embargo, el responsable de la OIEA estima que a largo plazo las actividades más importantes y difíciles será la retirada del combustible nuclear que quedó dañado. «Tienen buenos planes iníciales y ahora tienen que diseñar en detalle las actividades concretas para ponerlas en marcha», comentó. Con todo, apunta que el de Fukushima no será un desmantelamiento «normal», por lo que aplaudió el programa japonés de investigación muy ambicioso con el que se desarrollarán nuevas tecnologías y programas. En todo caso, considera que «lo más difícil de controlar» son los núcleos de los reactores fundidos, mientras que calificó de «experiencia extraordinaria» el proceso de retirar el combustible nuclear gastado que había en el reactor 4.

Por otro lado, el directivo de la OIEA ha destacado que los datos apuntan que en el futuro seguirá aumentando el parque nuclear mundial. Los datos hablan de una previsión de crecimiento, aunque ha puntualizado que «no está igualmente distribuida en todas las regiones del mundo» sino que la tendencia ascendiente se observa en Asia frente a la estabilización o descenso en Europa o Estados Unidos. Lentijo ha agregado que como tecnología, la nuclear tiene ventajas e inconvenientes y que es decisión de las autoridades de cada país tenerla en cuenta como uno de los posibles vectores de futuro para determinar la forma de cumplir los objetivos del cambio climático puesto que ha recordado que no contribuye a emitir CO2.

Finalmente, sobre la operación a largo plazo, ha manifestado que el tiempo en las centrales nucleares no es una cuestión de años, sino de condiciones de funcionamiento y conservación y, por ello, considera que cuando se llega a las edades para las que fueron licenciadas, se debe analizar las mejoras que se deben implantar si se quieren operar durante más tiempo. «No existe una vida determinada para las instalaciones, sino una vida condicionada por las autorizaciones que tienen. Se plantean por 40 años y después de decenios de operación y revisiones periódicas se comprueba si la instalación puede seguir operando si cumple las medidas de seguridad necesarias», ha concluido Lentijo.

El Canal de Panamá prevé un tráfico anual de 25 millones de toneladas de GNL en 2020

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EFE.- El Canal de Panamá calcula que a partir de 2020 pasarán cada año por las nuevas esclusas «aproximadamente 25 millones de toneladas métricas de gas natural licuado (GNL)», según su administrador, Jorge Luis Quijano. «El descubrimiento de grandes reservas de gas en el área del Golfo de México, en Estados Unidos, abre la oportunidad para que se den las primeras exportaciones de gas licuado natural a través del Canal de Panamá hacia los países asiáticos, principalmente Corea del Sur y Japón«, explicó Quijano.

Actualmente no se transporta GNL por el Canal de Panamá porque los buques que se usan para ello son demasiado grandes y no caben en las esclusas actuales. La ampliación de la vía interoceánica, que se inaugurará previsiblemente a mediados de año, permitirá el paso de casi tres veces más carga y el tránsito de los llamado buques Postpanamax, que son los que habitualmente se usan en la industria energética. «También estamos esperando el lanzamiento de gas natural licuado en la ruta que une Trinidad y Tobago con Chile porque representará 6 días de ahorro en tiempo y casi 3.000 millas náuticas de ahorro en distancia frente a la alternativa del Estrecho de Magallanes», indicó.

El Canal de Panamá y la Agencia de Estados Unidos para el Comercio y el Desarrollo (USTDA) firmaron en junio de 2015 un acuerdo de cooperación técnica que incluye la realización de un estudio de viabilidad para impulsar la construcción de una terminal de GNL. Dicha terminal podrá «proveer el combustible a las plantas de generación eléctricas del Canal de Panamá y al mismo tiempo permitirá en el futuro el abastecimiento del gas a buques propulsados por este combustible, más amigable con el medio ambiente».

Oklahoma (Estados Unidos) limita el fracking para reducir los terremotos

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EFE.- El estado de Oklahoma anunció un plan de medidas para reducir el elevado número de terremotos que registró en los últimos años y que parecen asociados al empleo masivo de la técnica de fracturación hidráulica o fracking para extraer petróleo y gas de esquisto. El nuevo programa, que ahonda las regulaciones anunciadas por la Oklahoma Corporation Commission (OCC), exigirá que a partir de ahora se reduzca un 40% el volumen de inyecciones de agua en 400 pozos del estado respecto a las cifras de 2015.

«El plan de reducción del centro de Oklahoma cubre un área donde hemos llevado numerosas y localizadas acciones en los últimos 12 meses, como las Cushing, Crescent y Edmond», explicó Tim Baker, director de la división de petróleo y gas de la OCC. Se trata de un área que cubre 13.000 kilómetros cuadrados. Baker señaló que estas nuevas exigencias suponen «una reducción de los más de 300.000 barriles diarios que se inyectaron en 2015» y buscan ser una iniciativa para adelantarnos a la actividad sísmica.

Un comunicado del Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) de 2015 advirtió que la actividad sísmica inducida aumentó notablemente en Estados Unidos desde 2009, especialmente en el centro del país, por el auge del uso de la fracturación hidráulica. Oklahoma es el principal afectado por esta alza en la actividad sísmica; seguido de Texas, Kansas, Colorado, Nuevo México y Ohio, que en los últimos años han registrado sismos con más frecuencia de lo habitual. En 2010, Oklahoma registró tres terremotos de más de 3 grados en la escala Richter, mientras que en 2015 registró 907.

El auge de la fracturación hidráulica se encuentra detrás del «boom» energético en Estados Unidos, cuya producción nacional se disparó en los últimos años gracias a esta técnica que permite el acceso a bolsas de petróleo y gas a las que anteriormente no era posible llegar. Esta polémica técnica inyecta en el subsuelo una mezcla de agua y productos químicos a altas presiones para romper las rocas porosas que almacenan los combustibles y así liberarlos.

Estados Unidos rebaja su previsión del precio del petróleo a 34 dólares por barril para este año

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Europa Press / EFE.- La Administración de Información de Energía estadounidense (EIA) revisó a la baja su previsión del precio del petróleo y estima que el Brent, de referencia en Europa, y el Texas, de referencia en Estados Unidos, alcanzarán una media de 34 dólares en 2016 y 40 dólares en 2017.

Esta previsión rebaja en 3 dólares por barril la anterior estimación para 2016 y en 10 dólares para 2017, como consecuencia de que la producción de petróleo ha sido «más resiliente» de lo esperado dado el contexto de bajos precios y las menores expectativas de crecimiento de demanda, según la EIA. Respecto a los inventarios globales de petróleo, la EIA estima que se incrementen en una media de 1,6 millones de barriles diarios en 2016 y en 0,6 millones de barriles diarios adicionales en 2017, lo que supone un incremento respecto a la anterior estimación.

Este aumento de inventarios tendría como consecuencia el retraso del equilibrio del mercado de petróleo, que ya se encuentra en situación de sobreoferta, por lo que continuaría la tendencia bajista de los precios del petróleo. La EIA explica que esta previsión de aumento de inventarios supone la «principal fuente de incertidumbre» en la previsión de precios del crudo, ya que la capacidad global de absorción de este almacenamiento es «desconocida». Además, la agencia estadounidense destaca un incremento de la incertidumbre derivada del ritmo de crecimiento económico global además de la reacción que negocian los productores ante los continuos bajos precios.

En este sentido, la EIA prevé que la producción de los países no pertenecientes a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) descienda en 0,4 millones de barriles diarios en 2016, lo que supondría la primera rebaja de su producción desde 2008. Respecto a los países pertenecientes a la OPEP, la EIA estima que su producción se incrementará en 0,7 millones de barriles diarios en 2016 y en 0,4 millones de barriles diarios en 2017, especialmente por la vuelta al mercado del petróleo iraní una vez levantadas las sanciones impuestas por la comunidad internacional.

Baja un 3,06% el Brent

El barril de crudo Brent para entrega en mayo cerró en el mercado de futuros de Londres en 39,59 dólares, un 3,06% menos que al cierre de la sesión anterior. El petróleo del mar del Norte, de referencia en Europa, terminó la jornada en el International Exchange Futures (ICE) con un retroceso de 1,25 dólares respecto a la última negociación, cuando acabó en 40,84 dólares.

El Brent cerró a la baja por primera vez tras seis jornadas de avances ante el desplome en las cifras del comercio exterior chino, que hace temer un descenso en la demanda de crudo desde el gigante asiático y los temores a un nuevo incremento récord en las reservas de petróleo estadounidenses. El Brent volvió a rebasar a la baja la barrera psicológica de los 40 dólares, que había superado por primera vez desde diciembre.

Exxon Mobil dice que el petróleo de esquisto que se obtiene con el fracking ya no es rentable

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EFE.- El consejero delegado de la petrolera estadounidense Exxon Mobil, Rex Tillerson, aseveró que con los actuales precios no tiene sentido invertir en la extracción de petróleo de esquisto. «No vamos a invertir en extracción de petróleo de esquisto porque creemos que nuestros recursos son mucho más valiosos», afirmó el máximo ejecutivo de la mayor petrolera del país.

Tillerson explicó que en la actualidad cada barril que extraen de la cuenca de Permian, en los estados de Texas y Nueva México, cuesta 10 dólares, mientras que en la cuenca de Bakken, en los estados de Montana y Dakota del Norte, cuesta 11 dólares. Preguntado por los bruscos movimientos de precios en los mercados de materias primas, Tillerson vaticinó que «seguirá habiendo algo de volatilidad» pero confió en que poco a poco el rebote sea «de un rango reducido».

El ejecutivo afirmó que en la actualidad sigue habiendo una «gran incertidumbre» en el mundo, especialmente en zonas como Oriente Medio, pero subrayó que la energía sigue siendo la «savia vital» del crecimiento económico. «El riesgo geopolítico es un modo de vida para nosotros, así lo ha sido durante toda mi carrera. Hemos pasado por guerras, por revoluciones, nos han echado de algunos países y hemos vuelto a otros», subrayó.

Y en cuanto a Irán, con su inminente regreso a los mercados tras el fin de las sanciones de la comunidad internacional, el consejero delegado de Exxon Mobil aseguró que estará «muy pendiente» de la evolución de los acontecimientos en ese país. «Esperaremos a ver si se abren oportunidades de negocio para las empresas estadounidenses en Irán, y por supuesto vamos a tenerlo muy en cuenta porque es un país con enormes recursos», concluyó Tillerson.

Abengoa convoca asamblea de bonistas para el 28 de marzo mientras Abengoa Bioenergy se acoge a la ley de bancarrota

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Ree La filial de Abengoa se acogió a la ley de bancarrota de Estados Unidos, cediendo a la presión de los acreedores, en una jornada en la que la compañía convocó para el próximo 28 de marzo, fecha que la empresa tiene como límite para evitar el concurso, una asamblea general de los bonistas de una emisión de 500 millones de euros con vencimiento en 2016 y un interés del 8,5%.

Según comunicó Abengoa a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), la asamblea tendrá lugar en su sede de Madrid, en el Paseo de la Castellana 43, a las 10:00 horas y entre los puntos del orden del día está la eventual modificación de las condiciones y tipo de interés. En el supuesto de que no pudiera celebrarse en primera convocatoria por no alcanzarse el quórum necesario, se haría una segunda convocatoria. El 28 de marzo se cumple el plazo de 4 meses con el que Abengoa, que solicitó el preconcurso de acreedores en noviembre, cuenta para evitar la que sería la mayor insolvencia de la historia de España.

Problemas también para Abengoa Bioenergy

Por su parte, Abengoa Bioenergy, se acogió a la ley de bancarrota e informó de activos y deudas por una cuantía de entre 1.000 y 10.000 millones de dólares en su solicitud del capítulo 11 de la ley ante el tribunal de quiebras de San Luis (Misuri), lo que le da la posibilidad de reestructurarse bajo su actual dirección. La petición de Abengoa, que opera plantas de etanol, se produce poco después de que varios proveedores de maíz presentaran solicitudes de liquidación contra dos filiales de Abengoa ante los tribunales de Kansas y en Nebraska.

Iberdrola prevé crecer un 6% anual e invertir 24.000 millones de euros hasta 2020

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Redacción / Agencias.– Iberdrola invertirá 24.000 millones de euros entre 2016 y 2020 en España, Estados Unidos, Reino Unido, México y Brasil. En este sentido, prevé un crecimiento medio anual del 6% en sus resultados (beneficio y resultado bruto de explotación o ebitda), según el plan presentado por la eléctrica. Este plan de inversiones 2016-2020 arroja una media anual de inversiones de 4.800 millones de euros en 5 años, un 50% más que los 3.200 millones de media del anterior plan 2014-2016 que sumaba 9.600 millones para ese período.

Por perfil de negocio, el 88% de los 24.000 millones de euros de este nuevo plan de inversión se dedicará a actividades reguladas o con contratos a largo plazo. De este importe, el 46% se destinará a Redes (11.000 millones), el 33% a Renovables (7.700 millones) y el 9% a Generación Regulada .El 12% restante se invertirá en los negocios de Generación y Comercial (3.700 millones). Atendiendo al reparto por regiones, el 80% de las inversiones serán fuera de la zona euro, en dólares (43%), libras (35%) y reales (2%).

Al detalle, la empresa destaca proyectos de transporte, distribución y renovables en Reino Unido y Estados Unidos, donde acaban de integrar negocios tras la compra de UIL en Avangrid, nuevas centrales de ciclo combinado y cogeneración en México o refuerzos en redes y renovables en Brasil. Iberdrola confía en Avangrid como un importante motor de crecimiento en los próximos años.

Con la culminación de estas inversiones, Iberdrola prevé que en 2020 el 81% de su beneficio bruto de explotación (Ebitda) proceda de negocios regulados o con contratos a largo plazo, frente al 75% actual, y que más del 60% del total se genere para ese año en dólares y libras. Con estas inversiones, la compañía eléctrica señala que en 2020 el 36% de su ebitda estará en dólares, el 25% en libras, el 3% en real brasileño y el 36% restante en euros. Así, el 64% del ebitda vendrá de fuera de la zona euro.

Para España, la eléctrica apunta que destinará 1.700 millones de euros a mantenimiento y proyectos de digitalización en el negocio de redes. Para dibujar sus planes en España, la empresa ha previsto que la demanda crezca a un ritmo anual del 1,8% en el periodo y que el precio del megavatio-hora en el mercado mayorista se mantenga en 48 euros. En cuanto al endeudamiento, prevé alcanzar un pico de 31.000 millones de euros en 2018 y terminar el periodo en alrededor de los 30.000 millones, lo que supondrá un 6,8% más que los 28.067 millones con los que cerró 2015.

La compañía destaca que con estas cifras emprende «una nueva etapa», con un 70% de la inversión prevista, 17.000 millones de euros, destinada a iniciativas de crecimiento y más del 90% de la inversión ya comprometida, 22.000 millones de euros, de los cuáles el 42% está adjudicado y el 58% ya en construcción. Asimismo, apunta que espera que el flujo de caja operativo acumulado en el periodo 2016-2020 alcance los 34.500 millones «superando la inversión realizada en todos los negocios».

En cuanto a las previsiones de beneficio y ebitda, Iberdrola prevé que el crecimiento se mueva alrededor del 5% en la primera mitad del periodo (2015-2018) y alrededor del 6% en la segunda mitad (2018-2020). Este mayor crecimiento en la segunda parte se deberá a la contribución de las inversiones, señala la empresa eléctrica. En cuanto a los objetivos financieros, señala que para 2018 la relación entre deuda neta y ebitda se situara en 3,6 veces y que ese ratio bajara a 3,1 en 2020.

Sobre la política de remuneración al accionista, apunta que irá «en línea con el incremento de los resultados» y el porcentaje de beneficio destinado a dividendo (pay-out) se situará entre el 65% y el 75% manteniendo el modelo de dividendo flexible, que permite a los accionistas elegir entre recibir su retribución en efectivo o en acciones de la compañía de forma gratuita. Al mismo tiempo, Iberdrola llevará a cabo programas de recompra de acciones propias, con lo que mantendrá el número de títulos de su capital social en 6.240 millones.

La AIE no ve una subida rápida ni inmediata del petróleo al estimar que el mercado se equilibrará en 2017

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EFE / Europa Press.- El precio del petróleo Brent, de referencia en Europa, subió un 4,96% hasta situarse por encima de los 34 dólares y cerrar en 34,65 euros desde los 33,01 euros, después de que la Agencia Internacional de la Energía (AIE) pronostique que en 2017 se alineará la oferta y demanda de crudo a nivel mundial, lo que pondría fin a la actual sobreoferta del mercado, que ha llevado la cotización del petróleo a valores mínimos de hace más de una década.

En concreto, la AIE considera que durante este año la oferta de petróleo se sitúe en 96,7 millones de barriles diarios y la demanda en 95,6 millones de barriles, lo que llevará a una sobreoferta de 1,1 millones de barriles diarios. De cara a 2017, la organización afirma que «finalmente» se producirá una nivelación entre la oferta y demanda, aunque ha advertido de que «las enormes existencias que han ido siendo acumuladas actuarán como amortiguador» de la recuperación del precio del petróleo. La AIE estima que la oferta de crudo se situará en 97 millones de barriles diarios, mientras que la demanda alcanzará los 96,9 millones de barriles diarios, por lo que la sobreoferta disminuirá hasta los 100.000 barriles diarios.

Eso sí, los precios del petróleo no se van a recuperar a corto plazo, y aunque la brecha entre oferta y demanda pueda equilibrarse en 2017, parece difícil que la subida del barril sea entonces pronunciada, según la AIE. En su informe sobre el mercado petrolero para los 5 próximos años, la AIE justifica esta perspectiva de precios bajos por «abundancia de recursos» actuales, pero también por la «tremenda innovación técnica» que permite a las petroleras sacar crudo al mercado a un coste netamente inferior al de hace unos años.

Entre 2015 y 2021, la agencia apuesta por que se añadirán una media de 4,1 millones de barriles diarios al mercado, lo que supone una significativa caída respecto a los 11 millones de barriles diarios que se añadían a la demanda en el periodo entre 2009 y 2015. Respecto a la caída del precio del petróleo, la organización afirma que «es muy tentador, pero peligroso, afirmar que estamos en una nueva era de bajos precios», aunque reconoce que las condiciones actuales «no sugieren que los precios se puedan recuperar rápidamente en el futuro inmediato, a no ser que se produzca «un suceso geopolítico» de importancia.

La AIE reconoce que hay un «riesgo» de un tirón en la cotización del petróleo por efecto de una insuficiente inversión en la exploración y la producción (se espera que caiga un 17% en 2016 tras el 24% constatado en 2015). Esta situación supone la primera vez desde 1986 en la que la inversión en exploración y producción se reduce por segundo año consecutivo. «En el mercado actual de petróleo no hay casi ninguna capacidad de producción adicional que no sea en Arabia Saudí e Irán y se requiere una inversión significativa para mantener la producción existente», advierte la AIE.

La demanda crecerá 1,2% anual

Pero la AIE también hace notar que por ejemplo, debido a cambios tecnológicos, los costes de extracción se redujeron casi un 26% en Estados Unidos en poco más de un año. Sobre la demanda global, estima que va a incrementarse a un ritmo medio del 1,2% anual de aquí a 2021 (el listón simbólico de los 100 millones de barriles diarios se superará en 2019 ó 2020), que es medio punto porcentual inferior al 1,7% registrado entre 2009 y 2015.

La agencia, que reúne a los grandes consumidores de energía del mundo desarrollado, advierte de que no hay que esperar que un barril a 30 dólares siga estimulando esa progresión, como ocurrió en 2015. El grueso del aumento del consumo vendrá de los países asiáticos que, si se excluyen Japón y Corea del Sur, pasarán de absorber 23,7 millones de barriles en 2015 a 28,9 millones en 2021. Sólo China, ya necesitará 13,6 millones de barriles e 2021, 2,5 millones más que en 2015. La otra cara de la moneda son los países de la OCDE y en particular los europeos, con caídas del consumo allí en esos cinco años de 500.000 barriles diarios, hasta los 13,1 millones de barriles.

Por el lado de la oferta, Estados Unidos e Irán van a ser los países que más van a incrementar su producción. Gracias al fracking, la producción estadounidense ha pasado de 5 millones de barriles diarios en 2008 a 9,4 millones en 2015. Y aunque el hundimiento del precio ha puesto fin a esa progresión, ya que a comienzos de febrero se extraían cerca de 9 millones diarios, la AIE aventura que para 2021 Estados Unidos pondrá en el mercado 1,3 millones de barriles suplementarios respecto a 2015. En el caso de Irán, el fin del embargo internacional debería suponer que la extracción de crudo se incremente en un millón de barriles diarios para llegar a 3,9 millones en 2021.

La agencia corrige a la baja, respecto a su informe del pasado año, sus expectativas de producción de Brasil por el impacto de los bajos precios, pero también del escándalo de corrupción en Petrobras. En cualquier caso, el gigante latinoamericano será uno de los que experimentará mayor progresión: de 2,5 millones de barriles diarios en 2015 a 3,4 millones en 2021. En el otro extremo, Rusia verá su producción reducida a 10,8 millones de barriles diarios en 2021, lo que significará 275.000 barriles menos que su récord de 2015 en razón del declive de pozos maduros que no se verán compensados con otros nuevos donde las inversiones se han aplazado.

México, por su parte, debería continuar en su línea descendente y pasar de los 2,6 millones de barriles diarios de 2015 a unos 2,4 millones en 2018, que tendría que marcar un punto de estabilización a partir de entonces. En cuanto a Venezuela, la AIE estima que el severo recorte en las inversiones (las previstas por PVDSA para 2016 son un 63% inferiores a las del pasado año) acarreará un estancamiento de sus volúmenes de extracción (2,42 millones de barriles diarios en 2021 frente a los 2,46 millones de 2015).

En términos globales, el hundimiento del barril de crudo supuso para los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) pasar de 1,2 billones de dólares de ingresos en 2012 a 500.000 millones en 2015, que se quedarán en unos 320.000 millones este ejercicio si el precio se mantiene a los niveles actuales, sobrepasando levemente los 30 dólares.

El Supremo bloquea cautelarmente las medidas de Obama sobre las centrales eléctricas para reducir sus emisiones de CO2

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EFE / Europa Press.- El Tribunal Supremo de Estados Unidos bloqueó las regulaciones federales implementadas por el presidente Barack Obama para reducir las emisiones de dióxido de carbono de las centrales eléctricas, lo que supone un duro golpe para el mandatario ya que eran una pieza clave de su estrategia para combatir el cambio climático. Con una votación 5 a 4, el tribunal accedió a una solicitud presentada por 27 estados, varias compañías y grupos empresariales para bloquear el Plan De Energía Limpia de la Administración.

La decisión implica que las regulaciones no entrarán en vigor mientras continúe el litigio sobre su legalidad, algo que la Casa Blanca lamentó. «No estamos de acuerdo con la decisión del Supremo de suspender el Plan De Energía Limpia mientras continúa el litigio», dijo el portavoz de la Casa Blanca, Josh Earnest. El llamado Plan De Energía Limpia impulsado por Obama pretende que Estados Unidos reduzca para 2030 en un 32% las emisiones de carbono de las centrales termoeléctricas respecto a los niveles de 2005.

Los Estados Unidos están desunidos

Los 27 estados, encabezados por el gran productor de carbón, Virginia Occidental, y el productor de petróleo, Texas, y varios de los principales grupos de empresas del sector lanzaron varias demandas el pasado octubre para detener la iniciativa del presidente. Más de una docena de otros estados y la Liga Nacional de Ciudades, que representa a más de 19.000 ciudades de Estados Unidos, presentaron documentos judiciales que respaldan al Gobierno y a la Agencia de Protección del Medio Ambiente (EPA).

No obstante, esta decisión del Supremo no es definitiva sobre la regulación, ya que el caso está pendiente del veredicto de una corte de apelaciones. Aun así, es probable que tras su veredicto el caso se eleve de nuevo al Supremo y esta decisión sea un síntoma del escepticismo de los jueces sobre la regulación. La corte de apelaciones aún debe escuchar los argumentos orales el próximo junio y decidir si las regulaciones son lícitas.

La Casa Blanca defendió que el plan de Obama se apoya «en una base legal y técnica muy sólida» y que concede a los estados «el tiempo y flexibilidad que necesitan para desarrollar planes a medida y lo menos costosos posibles para reducir sus emisiones«. «Estamos seguros de que prevaleceremos en cuanto a los méritos» del plan, aseguró Earnest. Mientras avanza el litigio, la EPA «trabajará con los estados que elijan seguir adelante con el desarrollo de sus planes y preparará las herramientas que necesiten». «Al mismo tiempo, esta Administración seguirá dando pasos agresivos para hacer avances en la reducción de emisiones de carbono», subrayó.