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Thursday 28 Mar 2024 | Actualizado a 07:49 AM

El Carnaval de Oruro mueve la economía

El movimiento económico en el Carnaval de Oruro de la presente gestión más de Bs 260 millones”, destacó la autoridad gubernamental.

/ 24 de febrero de 2023 / 06:12

TENDENCIAS

Al menos 348.000 espectadores locales, nacionales y extranjeros del Carnaval de Oruro 2023 generaron un movimiento económico de Bs 260 millones, informó el ministro de Desarrollo Productivo y Economía Plural, Néstor Huanca.

La cantidad de visitantes este año fue superior en 227% respecto a la cifra registrada en 2022, cuando alcanzó a 153.293 personas.

“Estos espectadores han generado el movimiento económico en el Carnaval de Oruro de la presente gestión más de Bs 260 millones”, destacó la autoridad gubernamental.

De acuerdo con los datos de Huanca, de ese monto total, alrededor de Bs 235 millones corresponde al gasto efectuado en turismo, por los habitantes locales y turistas nacionales e internacionales. La entrada folklórica se llevó a cabo el sábado, con la participación de 52 conjuntos folklóricos, 65.000 danzantes y 15.000 músicos que deleitaron al público con su arte.

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Irena: ‘El mundo debe apurar la transición energética’

En la COP28, más de 130 países se comprometieron a transformar radicalmente el panorama energético

Por Pablo Deheza

/ 22 de marzo de 2024 / 10:32

La Conferencia COP28 en los Emiratos Árabes Unidos representó un momento histórico para la política energética global al comprometerse a abandonar los combustibles fósiles, triplicar las energías renovables y duplicar la eficiencia energética para 2030. En conjunto, más de 130 países se comprometieron a transformar radicalmente el panorama energético mediante la adopción de esta estrategia. Sin embargo, más allá de las buenas intenciones, los esfuerzos necesitan concretizarse y acelerarse.

Este acuerdo histórico plantea una nueva urgencia para los responsables de la formulación de políticas, quienes ahora deben hacer realidad las estrategias y medidas necesarias para facilitar un rápido despliegue de energía renovable. El escenario que impulsa la Agencia Internacional para la Energía Renovable (Irena, por su sigla en inglés) es el de triplicar la capacidad instalada de energía renovable a al menos 11 teravatios (TW) para 2030 y duplicar la tasa de mejora de la eficiencia energética.

El despliegue acelerado de energía renovable, junto con medidas de eficiencia energética, proporciona los medios más realistas para reducir las emisiones globales en un 43% para 2030, en línea con las conclusiones del Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (IPCC). Si bien una selección diversa de tecnologías es esencial para descarbonizar completamente el sistema energético para 2050, la urgencia de la fecha límite de 2030 reduce las opciones disponibles. Solo las medidas de energía renovable y eficiencia energética pueden ampliarse con la suficiente rapidez para alcanzar este hito que se acerca. Sin embargo, para garantizar el éxito a largo plazo, esta implementación acelerada debe complementarse con innovación y desarrollo continuos en un conjunto mucho más amplio de tecnologías, señala Irena en su reciente reporte titulado “Siguiendo los resultados de la COP28”.

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Transición energética

El organismo internacional sostiene que triplicar la capacidad de energía renovable para 2030 es técnicamente factible y económicamente viable, pero requiere compromiso, apoyo político e inversión a escala. El seguimiento y análisis del desarrollo y despliegue de energías renovables ha demostrado que la madurez tecnológica lograda en el campo de las energías renovables, respaldada por políticas propicias, competitividad y recursos generalizados, ha colocado a la industria en el centro de las estrategias climáticas, de desarrollo y de seguridad energética.

Desde 2015, las adiciones de energía renovable han superado consistentemente las nuevas instalaciones de energía nuclear y de combustibles fósiles combinadas, alcanzando un estimado de 473 gigavatios (GW) solo en 2023, según los datos de Irena.

Sin embargo, triplicar las energías renovables a nivel mundial también requerirá avances considerables en otros lugares, incluidas inversiones aceleradas en infraestructura y operación de sis-

temas (por ejemplo, redes eléctricas, almacenamiento); políticas y regulaciones actualizadas (por ejemplo, diseño y regulación del mercado eléctrico, simplificación de permisos); medidas para fortalecer las cadenas de suministro y desarrollar habilidades relacionadas con la transición; y un importante aumento de la inversión, incluidos fondos públicos respaldados por la colaboración internacional.

“Debemos superar las barreras estructurales y sistémicas que impiden el progreso, modernizando y ampliando la infraestructura; necesitamos establecer marcos regulatorios y diseños de mercado adecuados para la era de las energías renovables; además de la creación de capacidades institucionales y de recursos humanos”, dijo el director general de Irena, Francesco La Camera.

“Ya no podemos permitirnos retrasos ni declaraciones genéricas, ni podemos esperar que otros lideren o tomen medidas. Tenemos el conocimiento, la tecnología y los medios para corregir nuestro rumbo; estamos totalmente equipados para ajustar la trayectoria de la transición. Este cambio no solo reducirá la huella de carbono del sistema energético global, sino que también allanará el camino hacia un mundo más inclusivo y equitativo”. añadió.

Cifras

Los últimos datos de Irena indican que 2023 estableció un nuevo punto de referencia en el despliegue de energía renovable, agregando 473 GW a la combinación energética global, y la energía solar representa el 73% de este crecimiento. La nueva capacidad se concentró en China, la Unión Europea (UE) y Estados Unidos, que en conjunto representaron el 83% de las adiciones. China alcanzó un nuevo hito en 2023: el 85 % de su nueva capacidad provino de fuentes renovables, impulsada por los costos cada vez menores de la energía solar y eólica a gran escala, que ahora son competitivas frente a la generación alimentada por carbón y gas.

El rápido progreso de China en los últimos años puede atribuirse, en parte, a sus políticas energéticas e industriales de apoyo. En otros lugares, en medio de los aumentos de precios provocados por la crisis energética mundial, que inspiró un importante despliegue a escala de servicios públicos, la energía solar fotovoltaica (PV) distribuida (principalmente en tejados) para sistemas residenciales y comerciales experimentó un crecimiento récord en varios países, incluidos Australia, Francia, Alemania, India, Estados Unidos y Reino Unido.

Avances

Las políticas propicias, junto con los acontecimientos geopolíticos y la caída de los costos, han catalizado el rápido crecimiento de la energía renovable en los mercados de más rápida expansión del mundo. La UE experimentó un aumento extraordinario en el despliegue de energías renovables, impulsado por un mayor enfoque político, mayores preocupaciones sobre la seguridad energética y la creciente competitividad de costos de las energías renovables en comparación con sus contrapartes de combustibles fósiles. Esto ha llevado a un aumento del 37% en la capacidad solar fotovoltaica desde 2022 (56 GW más) y 17 GW adicionales en energía eólica en comparación con el año anterior. En Estados Unidos, la Ley de Reducción de la Inflación de 2022 ha impulsado la inversión en energías renovables a través de una serie de créditos fiscales. Se pueden ver ejemplos similares en todos los mercados en rápida expansión, lo que demuestra el papel fundamental de la intervención gubernamental en el despliegue de energías renovables.

A pesar de las adiciones récord de capacidad de energía renovable, el progreso en la transición energética es insuficiente y su trayectoria está marcadamente desviada hacia lo insuficiente. Según el informe de Irena, se requiere nada menos que una transformación integral del sistema energético en todos los sectores. Los últimos datos muestran un progreso por debajo de lo esperado, especialmente en relación con la triplicación de la capacidad de energía renovable para 2030, el desarrollo de vehículos eléctricos, la capacidad de electrolizadores para la producción de hidrógeno verde y el aumento de las inversiones en generación de energía renovable, redes y flexibilidad.

Las cifras globales consolidadas ocultan patrones continuos de concentración tanto en geografía como en tecnología. Estos patrones amenazan con exacerbar la brecha de descarbonización y plantean una barrera importante para lograr el objetivo de triplicar. La tendencia de despliegue establecida durante las últimas dos décadas perdura, centrándose principalmente en China, la UE y Estados Unidos. Esta concentración significa que muchos países del mundo en desarrollo continúan perdiendo las oportunidades que ofrecen las energías renovables para superar los desafíos de desarrollo y acceso a la energía, particularmente en África subsahariana, donde 567 millones de personas todavía no tenían acceso a la electricidad en 2021, según datos de la Agencia Internacional de Energía (AIE). Además, para alcanzar el objetivo de triplicar, es esencial que se aprovechen todas las formas de energía renovable y sus tecnologías asociadas.

La capacidad del mundo para alcanzar el objetivo de triplicar las renovables está lejos de estar asegurada, ya que se deben implementar 7,2 TW adicionales de este tipo de energía para alcanzar los 11 TW requeridos para 2030. Los datos globales indican tendencias positivas en la expansión de la energía renovable y el despliegue anual récord de 473 GW en 2023 es oportuno. Sin embargo, las proyecciones actuales para los próximos siete años sugieren que los objetivos no serán alcanzados sin intervenciones políticas urgentes. De acuerdo con el pronóstico de Irena, el Grupo de los 20 (G20) necesitaría aumentar su capacidad de energía renovable de menos de 3 TW en 2022 a 9,4 TW para 2030, lo que representa más del 80% del total mundial.

Los compromisos asumidos a partir de octubre de 2023 en las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional al Acuerdo de París son menos de la mitad de lo necesario para cumplir el compromiso global de triplicar la capacidad de energía renovable, mientras que los asumidos en los planes y políticas energéticas nacionales se quedan cortos en algunos aspectos.

Los avances en la electrificación del transporte en 2023 no alcanzaron el ritmo requerido. El transporte por carretera es el subsector con mayor potencial de electrificación. La tasa de electrificación en el sector del transporte mundial aumentaría a casi el 7% para 2030. Los lanzamientos exitosos de nuevos modelos de vehículos eléctricos, los incentivos financieros y la mejora de la infraestructura de carga han sido fuertes impulsores; sin embargo, el stock actual de vehículos eléctricos de batería y de vehículos eléctricos híbridos enchufables tendría que aumentar de alrededor de 40 millones en la actualidad a 360 millones para 2030, un objetivo que no se puede alcanzar con las tasas de crecimiento actuales.

Recomendaciones

Irena presenta una serie de recomendaciones para acelerar el paso en la transición energética y aproximarse a los objetivos acordados para 2030. Entre las principales, se puede citar las siguientes.

Modernizar y ampliar la infraestructura. El retraso en el desarrollo de infraestructura, las ineficiencias en los sistemas de redes y la lentitud en los procedimientos de obtención de permisos representan obstáculos importantes en ciertos mercados, que impiden la transición energética. En el sector energético, el desajuste entre las capacidades de la red y el rápido despliegue de energías renovables variables está provocando una mayor reducción de la energía eólica y solar fotovoltaica. El refuerzo de la red, las capacidades de almacenamiento, la digitalización y las soluciones inteligentes van a la zaga del ritmo necesario para fomentar el despliegue variable de energía renovable. Fundamentalmente, priorizar la expansión de las redes en los mercados emergentes y en desarrollo es crucial para desbloquear el potencial renovable sin explotar y facilitar la industrialización verde.

Políticas y regulaciones

La formulación de políticas aisladas también continúa obstaculizando los cambios sistémicos necesarios en la política y la planificación energéticas. En particular, se requieren mejoras en los marcos legales y regulatorios del sector energético. Estas reformas deberían priorizar la expansión de las energías renovables y la integración de las energías renovables variables en el sector eléctrico; la promoción de soluciones de acoplamiento sectorial; la implementación de estrategias innovadoras para mejorar la flexibilidad y las capacidades de almacenamiento de electricidad; y el fortalecimiento de medidas para apoyar el uso directo de energías renovables en los sectores de uso final.

Fuerza laboral calificada

La expansión de las energías renovables y las soluciones relacionadas con la transición energética requiere esfuerzos simultáneos para ampliar la fuerza laboral. Esto implica prever la evolución de las necesidades y alinearlas con el sector educativo, a fin de evitar importantes brechas de habilidades. Hacer coincidir la oferta y la demanda de habilidades puede requerir una coordinación gubernamental proactiva. Construir una fuerza laboral futura adecuada implica la capacitación y preparación de nuevos ingresantes al mercado laboral; la mejora y recapacitación de los trabajadores existentes; y apoyo para ayudar a los trabajadores a adquirir las certificaciones necesarias (y a veces costosas) y reorientar sus carreras. Muchos países ya se enfrentan a una escasez de profesionales como electricistas e ingenieros de redes. Lo mismo se aplica a la fuerza laboral responsable de supervisar el sector energético.

Intensificar la financiación

Las inversiones en energías renovables dependen principalmente del capital privado y de políticas que se centran en la movilización de recursos de las empresas. Esto significa que cuanto más grandes sean los riesgos, reales o percibidos, mayores serán los costos. Por lo tanto, las poblaciones de ingresos más bajos pagan los costos más altos por necesidades energéticas a menudo básicas, lo que socava directamente el objetivo de acceso universal a la energía del Objetivo de Desarrollo Sostenible 7 de las Naciones Unidas. La colaboración internacional es esencial para fortalecer los flujos financieros, las capacidades y las tecnologías globales de manera equitativa; aunque las medidas exactas que se necesitan para superar estas barreras variarán según el país y la región.

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Rio Tinto invertirá $us 350 millones en litio argentino

Su planta entrará en operación hasta fin de año y tendrá una capacidad de 3.000 toneladas anuales

Por Pablo Deheza

/ 22 de marzo de 2024 / 10:17

La minera global Rio Tinto invertirá $us 350 millones en la planta de litio Rincón, que está desarrollando en Argentina. La multinacional tiene la intención de comenzar la producción a finales de año, dijo la compañía esta semana luego de la visita del director ejecutivo Jakob Stausholm al sitio.

“El arduo trabajo de nuestro equipo de Rincón está sentando las bases para contar con nuestra primera producción de litio para fin de año”, dijo el ejecutivo en una conferencia de prensa el lunes, después de un reciente viaje al proyecto en la provincia norteña de Salta.

Rio Tinto, el mayor productor de mineral de hierro del mundo, es una de las pocas grandes empresas mineras que apuestan por el litio, incluso cuando sus contrapartes como BHP se mantienen alejadas de invertir en el metal, que se utiliza en baterías de vehículos eléctricos.

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Litio argentino

La compañía compró el proyecto Rincón a la empresa Rincon Mining en 2022 por $us 825 millones y planea desarrollar una planta de carbonato de litio para baterías con una capacidad anual de 3.000 toneladas.

Rio Tinto dijo que está trabajando con las comunidades y autoridades locales para garantizar los estándares ambientales.

Argentina es parte del llamado “triángulo del litio” junto a Chile y Bolivia, donde se estima que se encuentra la mitad de los recursos mundiales del mineral. Esto ha atraído cada vez más inversiones de mineras internacionales de litio a la región.

La producción de litio argentino aumentó más del 45% de 2022 a 2023, según los datos del Servicio Geológico de Estados Unidos, alcanzando las 9.600 toneladas métricas.

Rincón

El proyecto de litio Rincón se trata de una gran iniciativa para explotar la salmuera de litio ubicada en el corazón del triángulo del metal blanco en Argentina. Rio Tinto cree que será una fuente valiosa de este mineral de alta calidad producido rápidamente para la transición energética global. Destaca que es un recurso escalable y de larga duración capaz de producir carbonato de litio apto para baterías a partir de salmuera cruda. También cree que el proyecto ayudará a la minera a entregar este recurso vital a la industria energética global y, al mismo tiempo, cumplirá su propio compromiso de descarbonizar sus operaciones para 2050.

Actualmente está desarrollando una pequeña planta de carbonato de litio para baterías de arranque con una capacidad de 3.000 toneladas por año, que comience a producir a finales de año.

Una vez que esté operativo, es probable que el proyecto suministre litio al gigante automotriz Ford. En 2022, ambas empresas firmaron un acuerdo no vinculante que podría convertir a Ford en el cliente base del proyecto de litio Rincón.

Las acciones de Rio Tinto han subido un 6,5% en los últimos 12 meses a pesar de la reciente debilidad.

Minera. Rio Tinto Group es una empresa multinacional británico-australiana que es la segunda corporación minera y de metales más grande del mundo, después de BHP. Fue fundada en 1873 cuando un grupo de inversores compró al gobierno español un complejo minero en el Río Tinto, en Huelva, España. Ha crecido a través de una larga serie de fusiones y adquisiciones. Aunque se centra principalmente en la extracción de minerales, también opera en el área de la refinación.

(22/03/2024)

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La falsa promesa de la captura de carbono como solución al cambio climático

Este tipo de proyectos no solo no ayudan, sino que perpetúan nuestro uso de combustibles fósiles

Naomi Oreskes

Por Naomi Oreskes

/ 22 de marzo de 2024 / 10:10

En diciembre, los líderes de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP28) en Dubái declararon la victoria cuando las partes acordaron una “transición para alejarse” de los combustibles fósiles. Pero hay una gran cuestión que seguirá siendo polémica a medida que los países intenten definir lo que se considera una transición: el llamado uso incesante de combustibles fósiles. Entre sus disposiciones, el acuerdo pedía “acelerar los esfuerzos hacia la eliminación gradual de la energía a base de carbón”.

La reducción en este contexto significa captura y almacenamiento de carbono (CAC). Es la idea de que todavía podemos utilizar combustibles fósiles siempre que el dióxido de carbono emitido sea capturado y almacenado en el suelo. En Estados Unidos, las industrias del petróleo y el gas han estado impulsando este enfoque como una de las soluciones clave a la crisis climática. ¿Pero qué tan realista es?

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Comencemos con algunos hechos. El petróleo es una sustancia pegajosa y cuando intentas bombearlo fuera de un depósito, la mayor parte queda pegada a las rocas. Pero si inundas un campo con agua, detergentes o gas (como CO2), puedes eliminar gran parte del petróleo restante. Esta técnica se conoce como recuperación mejorada de petróleo y ha sido una práctica estándar en la industria durante mucho tiempo. Según el Departamento de Energía de Estados Unidos, la inyección de gas representa más de la mitad de la recuperación mejorada de petróleo en Estados Unidos y ha ayudado a agregar décadas de vida a campos que de otro modo ya se habrían secado. El mismo enfoque se utiliza en los campos de gas para mantener la presión que mantiene el flujo del gas.

En los últimos años, la industria petrolera ha intentado verter este vino viejo en botellas nuevas, presentando esta práctica como un método para mitigar el cambio climático porque, de lo contrario, parte del CO2 inyectado podría terminar en la atmósfera. En teoría, es una buena idea. En la práctica, existen grandes problemas.

Todos conocemos el dicho de que lo que sube debe bajar, pero en gran medida también es cierto lo contrario (al menos si los materiales involucrados son líquidos o gaseosos), porque los fluidos migran a través de los agujeros microscópicos y las fracturas que se encuentran incluso en las superficies más grandes de rocas. Después de que el gobierno de Estados Unidos gastara miles de millones en evaluar un posible sitio de eliminación de desechos nucleares civiles en Yucca Mountain en Nevada, la propuesta fracasó en parte porque los científicos no podían garantizar que los desechos permanecerían en su lugar. Esos residuos eran en su mayoría una mezcla de sólidos y líquidos. El CO2 residual que almacenaríamos para detener el cambio climático sería un fluido “supercrítico” flotante y de baja viscosidad, es decir, un fluido mantenido a una temperatura y presión tan altas que no existen fases distintas de gas y líquido. Como todo fluido, tendría capacidad de migrar a través del suelo y encontrar su camino de regreso a la superficie y, de allí, a la atmósfera.

Muchos geólogos (incluido yo misma) creemos que hay lugares en la Tierra donde se podría lograr de manera segura el almacenamiento de CO2 a largo plazo, pero eso requeriría lo que los científicos llaman “caracterización del sitio”. Eso significa estudiar la ubicación con suficiente detalle para estar seguro de que las cosas colocadas allí permanecerán allí. Por ejemplo, Estados Unidos actualmente almacena desechos radiactivos militares en formaciones salinas de baja permeabilidad en Nuevo México, y hay numerosas propuestas pendientes para almacenar CO2 en areniscas cubiertas por esquistos de baja permeabilidad en Dakota del Norte.

Pero la caracterización del sitio requiere un tiempo del que no disponemos. El Departamento de Energía de los Estados Unidos pasó más de 20 años evaluando Yucca Mountain. Pasó unos 14 años estudiando el sitio de Nuevo México. El Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático concluyó en 2018 que solo tenemos hasta 2030 para detener el daño climático irreversible, por lo que es urgente que centremos nuestra atención en soluciones que se puedan implementar ahora mismo.

Podríamos impulsar el proyecto ampliando los sitios de captura y almacenamiento de carbono existentes. El problema, como han explicado el profesor del Instituto de Tecnología de Massachusetts, Charles Harvey, y el empresario Kurt House, es que casi todos los proyectos de CAC en Estados Unidos son en realidad proyectos de recuperación mejorada que mantienen el flujo de petróleo y gas, y cada nuevo barril de petróleo y pie cúbico de gas vendido y quemado está liberando más CO2 a la atmósfera. Así que este tipo de proyectos no solo no ayudan, sino que perpetúan nuestro uso de combustibles fósiles en un momento crítico de la historia en el que necesitamos hacer lo contrario.

A pesar de que el gobierno de Estados Unidos ha gastado miles de millones en proyectos fallidos de CAC, en virtud de la Ley de Reducción de la Inflación (IRA), se dispone a gastar muchos miles de millones más, muchos de ellos en subsidios fiscales a empresas de combustibles fósiles. En teoría, los créditos fiscales del IRA deben utilizarse para el almacenamiento “seguro” de carbono, pero los mecanismos para garantizar que el CO2 no vuelva a filtrarse a la atmósfera son, en el mejor de los casos, endebles. Y la cosa empeora: la Agencia de Protección Ambiental ha llegado a la conclusión de que si el precio de la CCS cae (debido a créditos fiscales, por ejemplo, o a economías de escala), algunos yacimientos de petróleo o gas actualmente cerrados podrían reabrirse.

Existe otro modelo para la CAC: la planta Orca en Islandia, donde el CO2 se toma directamente del aire y se disuelve en agua, que luego reacciona con el basalto (la roca que forma tanto Islandia como el fondo del océano) para crear minerales carbonatados estables. Pero es tremendamente caro: $us 1.200  por tonelada métrica de CO2 capturado. (Bill Gates ha negociado un acuerdo a granel para Microsoft a “solo” $us 600 por tonelada). Estados Unidos produce alrededor de 6.000 millones de toneladas métricas de CO2 al año. Si para facilitar la aritmética asumimos un costo de $us 1.000  por tonelada, entonces compensar las emisiones estadounidenses costaría alrededor de $us 6 billones cada año. Con el tiempo estos costos probablemente disminuirán, pero lo que no tenemos es tiempo.

Se dice que una vez le preguntaron a Mahatma Gandhi qué pensaba de la civilización occidental. Él respondió: “Sería una buena idea”. Lo mismo podría decirse de la captura y almacenamiento de carbono como solución a la crisis climática. Aunque podría ser parte de la solución en el futuro, en este momento es más que nada una distracción peligrosa. Nuestro enfoque debería centrarse en aumentar la producción de energía renovable con costos competitivos, baterías a escala de red para almacenar esa energía y medidas de eficiencia para conservarla lo más rápido posible.

(*) Naomi Oreskes es Profesora de historia de la ciencia en la Universidad de Harvard

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El crudo al alza, el barril sobrepasa los $us 85

La demanda mundial de petróleo subirá a un menor ritmo en 2024, paliado por los recortes de producción

/ 15 de marzo de 2024 / 10:50

Los precios del petróleo crudo subieron ayer, luego de que la Agencia Internacional de Energía (AIE) predijo un mercado más ajustado en 2024. En su último reporte sobre la situación global del crudo, el organismo elevó su previsión sobre el crecimiento de la demanda este año.

El crudo Brent subió $us 1,21, o un 1,4%, y cerró ayer a $us 85,25 por barril, llegando así esta semana a nuevos picos desde principios de noviembre. El petróleo de referencia estadounidense, el West Texas Intermediate (WTI), alcanzó su cotización más alta en más de tres meses, llegando a un nuevo máximo de $us 81,05 en la jornada. Los operadores bursátiles están reequilibrando sus perspectivas de precios después de que las reservas estadounidenses cayeron más de lo esperado, según los últimos datos.

“El mercado puede haber estado preparado para algunas compras de seguimiento después de que los ataques con aviones no tripulados ucranianos dañaran tres refinerías de petróleo rusas y los inventarios estadounidenses cayeran la semana pasada, pero el mercado recibió un impulso adicional del informe mensual del mercado petrolero de la Agencia Internacional de Energía (AIE), publicado ayer”, dijo Tim Evans, analista independiente del mercado petrolero.

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Foto: Freepik

Crudo

La AIE elevó su opinión sobre el crecimiento de la demanda de petróleo para 2024 por cuarta vez desde noviembre. Además, los ataques hutíes han interrumpido la normalidad en el transporte marítimo por el Mar Rojo.

El organismo de control de la energía pronostica que la demanda aumentará en 1,3 millones de barriles por día (mbpd) en 2024, 110.000 barriles por día (bpd) más que el mes pasado, pero aún por debajo del crecimiento de 2,3 mbpd del año pasado. La AIE también recortó su pronóstico de suministro para 2024 y ahora espera que el suministro de petróleo aumente en 800.000 bpd a 102,9 mbpd este año.

El Ministerio de Energía de Rusia dijo que espera un aumento en las exportaciones de crudo debido a los cortes de las refinerías. Los ataques con aviones no tripulados ucranianos contra instalaciones de refinación rusas continuaron esta semana, concentrándose en cuatro grandes refinerías de petróleo.

Las exportaciones rusas de combustible por vía marítima cayeron un 1,5% respecto al mes anterior en febrero debido al tiempo de inactividad de las refinerías derivado de los ataques e incendios de aviones no tripulados ucranianos.

Mientras tanto, en EEUU, los inventarios de crudo y gasolina se desplomaron la semana pasada, según mostraron los datos del Gobierno norteamericano a principios de esta semana. Se esperan precios de surtidor marcadamente más altos en las próximas semanas, ya que importantes cortes en las refinerías han reducido los suministros antes de la temporada de conducción de verano.

Los operadores ahora ven un 63% de posibilidades de que la Reserva Federal (Fed) de Estados Unidos reduzca las tasas en junio, bajando de un 67% que se tenía hasta antes de los datos de esta semana. Las tasas de interés más bajas reducen los costos de endeudamiento de los consumidores, lo que puede impulsar el crecimiento económico y la demanda de petróleo.

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AIE

En su último reporte sobre la situación del mercado mundial de crudo, la AIE pronostica que la demanda mundial de petróleo aumentará en 1,7 mbpd más de lo esperado en el primer trimestre de 2024 debido a una mejora de las perspectivas para Estados Unidos y un mayor abastecimiento de combustible. Si bien el crecimiento para 2024 se ha revisado al alza en 110 mbpd con respecto al Informe del mes pasado, el ritmo de expansión está en camino de desacelerarse de 2,3 mbpd en 2023 a 1,3 mbpd, a medida que el crecimiento de la demanda regrese a su tendencia histórica mientras la eficiencia gana, y los vehículos eléctricos reducen su uso.

Se prevé que la producción mundial de petróleo caiga 870.000 bpd en el primer trimestre de 2024, frente al último trimestre de 2023 debido a los fuertes impactos relacionados con el clima y las nuevas restricciones del bloque OPEP+. A partir del segundo trimestre, los países no pertenecientes a la OPEP+ dominarán las ganancias después de que algunos miembros de la OPEP+ anunciaran que ampliarían recortes voluntarios adicionales para apoyar la estabilidad del mercado. La AIE indica que la oferta global para 2024 aumentará 800.000 bpd a 102,9 mbpd, incluido un ajuste a la baja de la producción de la OPEP+.

Desde la perspectiva de la AIE, el consumo de crudo de refinería aumentará desde un mínimo de febrero de 81,4 mbpd a un máximo de 85,6 mbpd en agosto. Para el año en su conjunto, se prevé que el rendimiento aumente en 1,2 mbpd hasta un promedio de 83,5 mbpd, impulsado por Oriente Medio, África y Asia. Los márgenes de refinación mejoraron hasta mediados de febrero antes de retroceder, con el centro del continente estadounidense y la costa del Golfo, así como Europa, liderando las ganancias.

Los inventarios mundiales observados de petróleo aumentaron en 47,1 mbpd en febrero, señala la AIE. Las acciones en alta mar dominaron las ganancias, ya que las exportaciones marítimas alcanzaron un máximo histórico y las interrupciones en el transporte marítimo a través del Mar Rojo inmovilizaron volúmenes significativos de petróleo en alta mar, mientras que los inventarios en tierra disminuyeron.

Los futuros del Brent subieron $us 2 por barril durante febrero, impulsados por los continuos ataques marítimos de los hutíes en el Mar Rojo, lo que mantuvo una oferta firme por debajo de los precios del crudo. Dado que los petroleros tomaron la ruta más larga alrededor de África, se mantuvo más petróleo en el agua, lo que endureció aún más el mercado de la Cuenca Atlántica y provocó que la estructura de precios futuros del crudo se hundiera aún más en un retroceso.

Transporte

Los precios de referencia del petróleo crudo estaban dentro de un rango a principios de marzo, ya que el mercado ya había descontado la extensión anunciada de los recortes voluntarios de producción de la OPEP+ hasta mediados de 2024. El North Sea Dated subió $us 2,13 por barril, hasta los $us 84,66 por barril durante febrero, ya que los continuos ataques a los barcos petroleros en el Mar Rojo alargaron las rutas de suministro. Como consecuencia, los inventarios mundiales de petróleo en tierra cayeron por séptimo mes consecutivo para alcanzar su nivel más bajo desde al menos 2016.

Las reservas mundiales de petróleo terrestre cayeron otros 38 millones de barriles el mes pasado, con lo que la reducción desde julio se sitúa en 180 millones de barriles, según los datos preliminares de la AIE. Durante el mismo período, el petróleo siendo transportado sobre el agua aumentó. Las perturbaciones comerciales derivadas del desvío de los barriles rusos y, más recientemente, debido a los disturbios en Oriente Medio, han aumentado el petróleo en alta mar en 115 millones de barriles. Solo en febrero, el petróleo en el agua aumentó en 85 millones de barriles debido a que los repetidos ataques a petroleros en el Mar Rojo desviaron más cargamentos alrededor del Cabo de Buena Esperanza. Con casi 1.900 millones de barriles a finales de febrero, el petróleo sobre el agua alcanzó su segundo nivel más alto desde el apogeo de la pandemia de COVID-19.

Datos

Las interrupciones del flujo comercial también impulsaron el uso de combustible búnker. Las rutas marítimas más largas y las velocidades más rápidas de los buques hicieron que el abastecimiento de combustible en Singapur alcanzara máximos históricos. Según la AIE, esto, junto con la creciente demanda estadounidense de etano para su sector petroquímico, sustenta la revisión de ligera alza en sus expectativas de demanda mundial de petróleo para 2024; que es mayor en 110.000 bpd en comparación con el reporte del mes pasado.

La desaceleración del crecimiento, ya evidente en los datos recientes, significa que el consumo de petróleo vuelve a su tendencia histórica después de varios años de volatilidad por el rebote pospandemia. Una perspectiva económica más débil modera aún más el uso de petróleo, al igual que las mejoras en la eficiencia y el aumento de las ventas de vehículos eléctricos. El crecimiento seguirá estando fuertemente sesgado hacia las economías más desarrolladas.

Al igual que en 2023, el crecimiento de la oferta de petróleo fuera de la OPEP+ eclipsará la expansión de la demanda de petróleo por cierto margen. Se pronostica que la producción fuera de la OPEP+, liderada por Estados Unidos, aumentará en 1,6 mbpd en 2024, en comparación con los 2,4 mbpd del año pasado, cuando la producción mundial de petróleo aumentó 2 mbpd, hasta totalizar 102 mbpd. También se obtendrán ganancias sustanciales provenientes de Guyana, Brasil y Canadá, países que se prevé que bombearán a niveles récord este año. En conjunto, el cuarteto americano que no perteneciente a la OPEP+ agregará 1,3 mbpd de nueva producción de petróleo en 2024.

Se espera que Irán, que el año pasado fue la segunda mayor fuente de crecimiento de la oferta del mundo después de Estados Unidos, aumente la producción en otros 280.000 bpd este año. La política de producción para el resto del bloque OPEP+ se revisará cuando los ministros se reúnan en Viena el 1 de junio para evaluar las condiciones del mercado.

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Los precios del litio avizoran recuperarse

Tras una sobreoferta, los stocks dan señales de ir equilibrándose

Por Pablo Deheza

/ 15 de marzo de 2024 / 10:49

Los recientes ajustes en el mercado del litio han llevado a las principales instituciones financieras a revisar significativamente sus estimaciones de oferta. UBS Group AG y Goldman Sachs Group Inc. han reducido sus previsiones de suministro de litio para 2024 en un 33% y un 26%, respectivamente. Además, Morgan Stanley ha expresado su preocupación por la posibilidad de que los inventarios disminuyan en China. Estas revisiones se producen tras un período en el que los precios del litio se desplomaron debido a un exceso de oferta desde principios de 2023, lo que llevó a algunos productores a recortar la producción.

“Ya se ha eliminado del mercado del litio una capacidad de dos dígitos y eso generalmente es una señal de que el precio de las materias primas está tocando fondo”, dijo Jun Bei Liu, administrador de fondos de cobertura de Tribeca Investment Partners en Sydney.

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Litio

El indicador definitivo de la salud del mercado del litio será un repunte de la demanda, especialmente por parte del sector de vehículos eléctricos y de los fabricantes de baterías. Matt Griffin, administrador de fondos de Maple-Brown Abbott Ltd., señala la demanda de vehículos eléctricos y un posible ciclo de reabastecimiento como factores clave que podrían impulsar el mercado. Con la industria en un posible punto de inflexión, la atención se centra ahora en identificar signos de crecimiento sostenido de la demanda. “Sospecho que estamos en el fondo de los precios del litio o muy cerca de llegar a éste”, aseveró Griffin.

Ahora, los precios del material esencial para impulsar los vehículos eléctricos están mostrando signos de recuperación después de que la caída del año pasado hizo que las acciones se dispararan y atrajera a los vendedores en corto. Las apuestas contra el principal productor Albemarle Corp. y la minera australiana Pilbara Minerals Ltd. representan más de una quinta parte de sus acciones en circulación, o el equivalente a unos $us 5.000 millones, según datos compilados por Bloomberg.

Ventas

La venta en corto implica pedir prestado un valor cuyo precio se cree que va a bajar y luego venderlo en el mercado abierto. Después, se vuelve a comprar las mismas acciones más tarde, con suerte por un precio más bajo que el que las vendió inicialmente. Finalmente, se devuelve las acciones prestadas al corredor que las cedió inicialmente y el segundo operador gana la diferencia.

Las ventas en corto pueden parecer sencillas, pero este tipo de operaciones especulativas implican un riesgo considerable.

Es posible que algunos vendedores en corto ya hayan sido atrapados después de que los dos productores subieran cada uno alrededor del 20% en febrero. El índice Solactive Global Lithium, que sigue el desempeño de 40 de las empresas más grandes y líquidas relacionadas con el litio, subió un 10% en el mismo período, frente a una caída de casi el 20% en enero.

Las apuestas de los inversores contra Pilbara Minerals rondan niveles récord de alrededor del 22% del capital flotante, equivalente a $us 1.800 millones, lo que la convierte en la acción con más posiciones cortas en el índice bursátil de referencia de Australia, según muestran datos de S&P Global. Para Albemarle, los intereses a corto plazo tienen una proporción similar y representan $us 3.200 millones en valor de mercado.

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