Seguimiento del cénit del petróleo (Peak Oil) [Hilo Oficial 2]

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Madmaxista
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Vaya, vaya, cuanto shale oil (petróleo caro, costoso y malo) desde el 2009... Voy a tener que revisar la estimación de producción de petróleo convencional que pongo en las gráficas, ya que por lo que se ve está siendo menor de lo que pensaba.
 

Proteus

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La producción de petróleo en Bakken comienza a declinar.

Como dice Antonio Turiel: primer clavo en el ataúd del mito de la independencia energética de los EE.UU.

Bakken Oil Output Fell in November for First Time in 18 Months | bloomberg.com

Oil output from North Dakota’s portion of the Bakken shale formation slipped in November for the first time in 20 months after producers began pulling rigs out of the state.

Production declined 2.2 percent from October to 669,000 barrels a day, according to the North Dakota Industrial Commission. It was the first month-to-month drop since April 2011. The decline closely followed a decline in rig counts in the state, from 210 on Oct. 19 to 181 on Nov. 30, according to data compiled by Smith Bits, a drilling products and services provider owned by Houston- and Paris-based Schlumberger Ltd. (SLB)

Bakken wells tend to have steep decline rates because they’re created with directional drilling and hydraulic fracturing, James Williams, president of WTRG Economics in London, Arkansas, said by telephone.

“The question is, are you drilling enough new wells to make up for the decline?” he said. “With a little decline in the rig count, and the very fast depletion rate of the wells, it’s not terribly surprising that the Bakken production leveled off.”

Increased production out of the Bakken, the Eagle Ford formation in South Texas and the Permian Basin in West Texas helped U.S. oil output exceed 7 million barrels in the week ended Jan. 4 for the first time since 1993.

Production in the Williston basin, which includes the Bakken, will rise to 1.19 million barrels a day by December 2014 from 840,000 in December 2012, the U.S. Energy Information Administration said in its Short-Term Energy Outlook Jan. 8.

To contact the reporter on this story: Dan Murtaugh in Houston at dmurtaugh@bloomberg.net

To contact the editor responsible for this story: Dan Stets at dstets@bloomberg.net
 

Proteus

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Pétrole : le déclin des « majors » se confirme en 2012

Traducción: Google

Petróleo: el descenso de las "majors" se confirma en 2012

Cuatro grandes compañías petroleras internacionales han vuelto a experimentar una disminución significativa en la producción de petróleo crudo en 2012, según los informes trimestrales en los últimos días. Estas reducciones parecen tanto más significativo que se produjo a pesar de las inversiones realizadas por registro de Exxon, Chevron, BP y Shell. (Esperamos con interés la publicación de la próxima semana los resultados del grupo francés Total.)

El balance de 2012 debe dar una indicación clara de los méritos de la amenaza del pico del petróleo .

Se empieza mal para las grandes petroleras.

La producción de petróleo gigante Exxon ha seguido disminuyendo en 2012, cayendo hasta un 5,5% en comparación con el año anterior, 2,31 a 2,18 millones de barriles por día (mb / d) se puede leer en el último informe trimestral .

El descenso no escatima continente.

Exxon dice que el descenso de la producción de petróleo se limita a - 1,6%, teniendo en cuenta los cambios en el perímetro de negocio, desinversiones y los efectos inducidos por las cuotas de la OPEP. La compañía no tiene el impacto de cada uno de estos factores por separado, no parece apropiado excluir las ventas de activos y ventas, ya que por lo general implican los pozos de petróleo en declive.

La hija mayor de la Standard Oil también vio bajar su producción total de gas natural (- 6,4%), entre ellos los Estados Unidos (- 2,4%) a pesar del "boom" de gas de esquisto. El CEO de Exxon, Rex Tillerson, admitió en junio con el gas de esquisto, su compañía iba a "perder [su] Camiseta" .

Chevron, la otra compañía de petróleo en los Estados Unidos, reportó una caída del 4,6% en la extracción de crudo, 1,85 mb / d en 2011 a 1,76 mb / d en 2012.

BP cobra una caída del 8,2%, impulsado por la desinversión masiva realizado para liquidar la factura por el derrame de petróleo en el Golfo de México . La producción de crudo de mayor Londres subió 1,29 mb / d en 2011 a 1,18 mb / d en 2012.

El consejero delegado de BP, Bob Dudley, dijo en enero que la hipótesis del peak oil "es menos establecida."

Shell ha registrado un descenso del 2% de su producción de oro negro, 1,66 a 1,63 Mb / d.

Los gastos de capital y exploración de Exxon subieron un 8,2% a $ 39,8 mil millones en 2012. Las de Chevron subieron un 17,5% a $ 34,2 mil millones en 2012. Los gastos de capital ascendieron a 32,5 mil millones de Shell en 2012 (+ 23,5%) BP:. $ 23 billones en 2012 (29,3% frente a 2011).

Estos resultados negativos para el 2012 confirman el declive de las grandes petroleras historia de la producción se inició en la década de 2000 tarde - una tendencia a la luz en este blog .

El Financial Times es el único momento en que los medios económicos para mostrar cierta preocupación hacia este desarrollo .

La primera revisión del año 2012 del grupo Total se espera para el 13 de febrero. Extracción de crudo de la firma francesa se ​​redujo continuamente entre 2007 y 2011 .

La disminución de Grandes Ligas crudo historia de producción está en línea con las previsiones incluidas en el último informe anual de la Energía Atómica, en silencio anticipando la caída de muchos países productores de petróleo y los antiguos líderes .

Crudo de Irak y Arabia Saudita, así como esquisto de petróleo en Estados Unidos a menudo se presentan como capaces de invertir la tendencia. Una vez más, varios primeros indicios de los resultados del año pasado aparecen negativo. Vamos a volver en el próximo post (como ya había prometido, a toda prisa, pero la prima actual).
 

Nico

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Suma Petrobras a la lista. También ellos están con la producción frenada.

Obviamente esto se corresponde al petróleo "tradicional" y creo que NADIE niega su declinación (nadie).

Donde se discuten los crecimientos es con los "no tradicionales" donde el fracking ha permitido estirar el crecimiento.
 

mmm

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Alcalá de H.

Proteus

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Muy interesante de principio a fin.

The Myth of “Saudi America”
El mito de la "Arabia América"
Hablando claro de los geólogos sobre nuestra nueva era de abundancia de petróleo.

Al igual que las golondrinas de volver a San Juan Capistrano, cada mes de diciembre unos 20.000 geocientíficos acuden a San Francisco para la reunión de otoño de la Unión Geofísica Americana. Lectores de Slate ya han oído hablar de una presentación con un título particularmente llamativo, pero para mí una de las más invita a la reflexión noticia llegó en un prestigioso de toda la Unión sesión con el lugar seco epígrafe "producción de combustibles fósiles, el crecimiento económico y el cambio climático". (Búsqueda por ello aquí .) En esta sesión se trató, de una manera realista, show-me-the-números, geología, con la afirmación de que estamos al borde de una nueva era de abundancia de petróleo y gas natural.

La popularidad de las ceras y las disminuciones de abundancia narrativas, y su ascenso actual proviene principalmente de la mano de un informe elaborado por Leonardo Maugeri , un ex jefe de la industria petrolera y en la actualidad un compañero en Harvard Belfer Center. Cuando su fantasía cuerno de la abundancia salió, olía a rata (o al menos un pez no muy profundamente enterrado). Pero la Agencia Internacional de la Energía se subieron al carro de aliento, e igualmente a pescado, las previsiones de la venida "América Arabia . "La mayoría de los medios de comunicación se tragó el anzuelo historia, línea y plomada, con incluso The Economist lo general sobria subiendo a la carnada .

Entonces, ¿qué hay de malo en esta historia? Maugeri problemas comienzan pero no terminan con un error aritmético tan tonto (que se sumó a una disminución porcentual incorrectamente) que haría que incluso Steve Levitt rubor . Las cosas geek geológico debatirse en la sesión AGU es más interesante y condenatoria en última instancia más. Las consideraciones geológicas exponer una serie de temas comunes de razonamiento defectuoso que impregnan la actual generación de idealistas proyecciones de la abundancia de petróleo sin fin.
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Es cierto que existen enormes cantidades de petróleo encerrados en formaciones de esquisto en todo el mundo. Sólo en los Estados Unidos, el Bakken y Eagle Ford pizarras contener hasta 700 millones de barriles, y el esquisto verde bajo Río Colorado, Wyoming, Utah y cuenta con la friolera de 2000 mil millones de barriles. Sin embargo, sólo una pequeña fracción de ese total es recuperable. Para Bakken (en Montana y Dakota del Norte) y Eagle Ford (en Texas), que representan la mayor parte de la oleada actual de la producción de petróleo de EE.UU., los rangos estimados recuperables fracción de 1 a 2 por ciento. Aunque todos estos depósitos están débilmente denominado "aceite de esquistos," Bakken y aceite Eagle Ford es más precisamente llamado "aceite apretado", porque es real del aceite, el líquido que queda atrapado en los poros de esquisto, y puede ser liberado por fractura de la roca para permitir que el aceite fluya. En contraste, el hidrocarburo en la pizarra Green River no es realmente aceite en absoluto, sino una sustancia cerosa que se debe cocinar en alrededor de 500 grados Celsius para convertirlo en aceite que fluye. La tecnología para extraer petróleo de yacimientos como el esquisto Green River es mucho más difícil que lo que se requiere para explotar petróleo apretado, y nunca ha sido rentable aplicado a una escala significativa. Así, no hay estimación fiable de la cantidad de aceite puede ser recuperado de la formación de Green River.

En el extremo superior de las estimaciones, predijo que la producción de Bakken y Ford Águila juntos tal vez equivale a un suministro de petróleo de dos años por los Estados Unidos en 2011 las tasas de consumo. Eso es importante, pero no es un cambio de juego. Incluso si llegara a ser posible alcanzar tasas de producción comparables a las de Arabia Saudita, que sólo significaría que tendríamos agotar el recurso más rápido y provocar un accidente de aceite antes.

¿Qué haría falta para aumentar la producción a niveles tan altos? Los avances tecnológicos han hecho posible para aprovechar el aceite apretado, pero estos no son los mismos tipos de desarrollos tecnológicos que nos han dado los ordenadores cada vez más potentes y teléfonos móviles a precios cada vez decrecientes. Tecnología de producción de petróleo nos está dando cada vez más caro petróleo cada vez con rendimientos decrecientes para el esfuerzo cada vez mayor que debe ser invertido. De acuerdo con las estadísticas presentadas por J. David Hughes en la sesión de la AGU, ahora estamos perforando pozos de 25.000 por año sólo para llevar la producción a los niveles del año 2000, cuando estábamos perforando sólo 5.000 pozos por año. Peor aún, los días son cosa del pasado cuando se podía meter un tridente en el suelo y conseguir un chorro que se producen desde hace años. Los nuevos pozos son caros (del orden de US $ 10 millones cada uno en el Bakken), sino dar a conocer rápidamente, como se muestra en la siguiente figura del discurso de Hughes ilustra la curva de producción típico.

Tight petróleo se encamina hacia una carrera Reina Roja , donde usted tiene que mantener la perforación y la perforación y la perforación sólo para mantener su producción en el mismo lugar. En varios millones de dólares cada uno, que se suma a una inversión anual grande, y al final te quedas sin lugares para poner nuevos pozos. En la figura siguiente, también de hablar de Hughes, demuestra que si se intenta aumentar la producción mediante la perforación de pozos más rápido, sólo terminan quedando sin petróleo antes.

Actual producción total de petróleo de EE.UU. es de aproximadamente 6 millones de barriles por día. A modo de comparación, la producción saudí se está ejecutando actualmente en 9,5 millones de barriles por día. Para superar a la producción de Arabia, el aceite nuevo de fuentes tight-petróleo tendrían que compensó con creces la disminución de producción de los pozos existentes. Está claro que, incluso si de alguna manera se las arreglan para superar temporalmente las tasas de producción de Arabia Saudita, el partido no va a durar mucho tiempo.

Los altos precios del petróleo pueden hacer que sea rentable para recuperar más petróleo de yacimientos no convencionales, pero en última instancia, las reglas de física. En su intervención en la sesión de la AGU, Charles AS Hall señaló que el retorno de la inversión de energía, la cantidad de energía que se obtiene de un pozo frente a la energía necesaria para producir el petróleo ha estado recibiendo cada vez peor con el tiempo. Siempre que hay una cierta ganancia de energía neta y algunos beneficios a realizar, la perforación puede seguir adelante, pero los beneficios para el suministro de energía deteriorarse en el momento mismo que el daño colateral con el clima (en forma de aumento de las emisiones de dióxido de carbono por barril de petróleo producido) aumenta.

El mercado no está sentando las bases para una era de infinita prosperidad a base de aceite. El mercado está empujando inexorablemente hacia la inversión en tecnologías costosas de extraer la última gota de ganancia a través de más rápido agotamiento de un recurso que está garantizado que se agoten. Si vamos a invertir en tecnologías de energía barata, sería mejor escoger ganadores a largo plazo en lugar de perdedores garantizados.

Las fallas en la narrativa abundancia de gas natural fracked son muy similares en cuanto a petróleo apretado, así que no voy a extenderme en este punto. Sin duda, el actual exceso de oferta de gas natural ha desempeñado un papel de bienvenida en la reducida tasa de crecimiento de las emisiones estadounidenses de dióxido de carbono, y los beneficios climáticos de la sustitución del carbón por el gas natural es muy claro . Pero el gas, también, en la carrera de la Reina Roja, y que no se puede contar con ellos para aguantar las próximas décadas, y mucho menos el siglo de la abundancia predicha por algunos refuerzos . Temporalmente gas barato y abundante nos compra un respiro-que deberíamos utilizar para instalar sistemas de energía descarbonizada en su lugar. Sólo nos hará bien si utilizamos este período de transición con sabiduría. No vamos a ser mucho mejor en el largo plazo si el gas barato sólo tiene éxito en matar a la naciente industria de renovables y el desarrollo de la próxima generación de energía nuclear.

¿Todo el aceite nuevo American darnos otra manera de freír nosotros mismos? A 0,1159 toneladas métricas de carbono por barril de petróleo, el aceite de Bakken y cantidades de Eagle Ford a un grupo de 81 gigatoneladas de carbono, y el esquisto Green River se suma a 232 gigatoneladas. Teniendo en cuenta que la quema de un adicional de 500 gigatoneladas s de carbono de combustibles fósiles es suficiente para cometer la Tierra a un calentamiento prácticamente irreversible de 2 grados centígrados, estos son números miedo. Sin embargo, si los analistas de petróleo como los que hablan en la Unión Geofísica Americana en lo cierto, casi todo este petróleo seguirá siendo inaccesible. En ese caso, el carbón-que sin duda contiene suficiente carbono para llevarnos al nivel de peligro y, probablemente, mucho más allá, sigue siendo la amenaza clara y presente para el clima, y ​​la lucha por salir de carbón tanto como sea posible en el terreno sigue siendo la primera línea en la batalla para proteger el clima. Esto no significa que la amenaza planteada por la reserva de carbono en el petróleo no convencional puede ser completamente ignorado. El caso en contra de la abundancia del petróleo parece convincente, pero me gustaría apostar al planeta contra el ingenio de los ingenieros de petróleo en el futuro, por lo que creo que algunas acciones de retaguardia que inhiben el desarrollo de petróleo no convencional se justifica, sobre todo en el caso de la Keystone XL gasoducto , que se nutre de Athabasca de Canadá arenas petrolíferas.

Las falsas esperanzas de una época de abundancia inagotable aceite proporcionar una excusa para posponer las decisiones difíciles que tenemos que hacer con el fin de allanar el camino hacia un futuro de energía sostenible. Si cornucopianos petroleras como Leonardo Maugeri están equivocados, entonces el fin del petróleo y el gas no es muchas décadas fuera (algunos dirían que esto es cierto para el carbón también), y por lo que incluso sin traer el cambio climático en la imagen, es necesario comenzar la planificación de nuevas fuentes de energía. Los economistas ofrecen un panorama color de rosa en la que los precios gradualmente crecientes llamar a existir una combinación de aumento de la producción y la sustitución de recursos, pero el final del juego el agotamiento de recursos no siempre funciona de esta manera. La historia de Wisconsin agotamiento de la madera del pino blanco, narrado en el libro de William Cronan Metropolis de la naturaleza , nos debe hacer reflexionar:

El fabricante aguda necesidad estacional de crédito a corto plazo los llevó al mercado una donde sabían que podían obtener dinero rápido, incluso si eso significaba que estaban siempre venta de madera a precios más bajos de lo que le gustaba. En tales circunstancias, la única manera de mantenerse al día con los costos era cortar más árboles, lo que contribuye aún más a los mercados de sobreproducción y saturadas que habían creado los bajos precios en el primer lugar. Chicago se convirtió así en el centro de un círculo vicioso: la sobreproducción descapitalización causada, a su vez, mantuvo los precios bajos y aceleró la destrucción de los bosques del norte. El Lumberman resumió el problema atribuyéndolo a "tantos hombres ... que se esfuerzan por desarrollar una actividad empresarial más grande que su capital se justifican" y, en consecuencia, tener que recurrir capital natural en capital líquido para sobrevivir. "La única explicación razonable de este paradójico estado de cosas", escribieron los editores del leñador ", está que los hombres de molino ... está usando su capital, tal como existe en la forma de madera en pie, para ningún fin que no sea simplemente mantenerse en el negocio . "
Esta descripción es inquietantemente similar al escenario en el último suspiro se describe en el artículo de Chris Nelder sobre el final del petróleo ", el último sorbo . "Las ballenas fueron llevados al borde de la extinción antes de que el petróleo sustituye el aceite de ballena, y bien puede freír nuestro planeta y quiebra nosotros mismos mientras lo hace, antes de que finalmente estamos obligados a dejar el hábito de los combustibles fósiles. Va a ser difícil de reunir los recursos necesarios para desarrollar sustitutos para la energía de combustibles fósiles si esperamos hasta tanto la economía y el clima están en ruinas. Estamos en un aterrizaje duro si no usamos nuestra prosperidad actual de allanar el camino para un futuro energético seguro y clima.
Resumiendo... la burbuja del shale oil se desinfla.
 

Proteus

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Otro dato interesante... o inquietante.

El coste marginal de producción de petróleo está acercándose a 92$ por barril

Marginal Oil Production Cost Nearing $92 Per Barrel
Energy analysts at Bernstein say the marginal cost of oil production, already $92 per barrel, is nearing $100 per barrel.
The marginal cost of the 50 largest oil and gas producers globally increased to US$92/bbl in 2011, an increase of 11% y-o-y and in-line with historical average CAGR growth. Assuming another double digit increase this year, marginal costs for the 50 largest oil and gas producers could reach close to US$100/bbl.
Their analysis does not include OPEC or former Soviet Union producers. But this does not matter. Since the former SU and OPEC aren't going to grow their production fast enough to meet rising world demand the marginal cost of the other producers will determine at what price rising demand and market price will meet.

This rapidly rising marginal cost of production is what Peak Oil looks like. Peak Oil is going to happen because marginal cost will go too high for the world economy to afford to pay what it takes to boost production. At that point oil production will start falling. I originally expected peak production to happen at a much higher price for oil. But the European debt crisis, the deceleration of Chinese economic growth, and the continued weak US economic recovery make me think peak global oil production will happen at a price not much higher than current oil prices.

The costs of tight shale oil is very high and high oil prices are needed to keep it flowing.
"The United States is producing an awful amount of oil from tight shale and tight sands reservoirs... If oil prices send a signal and drop below the $90-$80 level it is going to be uneconomic to drill those well. So drilling will stop immediately," said Michel Hulme, fund manager at Lombard Odier.
How high an oil price is needed to start world oil demand headed on a downward slope? Higher or lower than the current price range near $90-100?
Otra prueba más de que el petróleo barato es historia. Adiós a los tiempos del barril por debajo de los 100 $
 

Proteus

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Hoy el Brent alcanzó los 119$
 
Última edición:

sirpask

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¿Burbuja de plataformas petrolíferas ? :pienso:
 

Proteus

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Amplio la información de este post

Marginal oil production costs are heading towards $100/barrel

El coste marginal de producción de petróleo se dirigen hacia los 100$ el barril
Los analistas de Bernstein energía han analizado los costos ascendentes de los 50 mayores productores de petróleo lista y encontró que - sorpresa, sorpresa - "la era del petróleo barato se acabó":

Los datos de seguimiento de los 50 más grandes de petróleo y gas figuran las empresas productoras a nivel mundial (ex FSU) indica que el efectivo, la producción y los costos unitarios en 2011 crecieron a un ritmo mucho más rápido que el promedio de 10 años. Último año los costos de producción aumentaron un 26% interanual, mientras que el costo unitario de producción aumentó un 21% año con año a EE.UU. $ 35.88/bbl. Esta cifra es significativamente más alta que las tasas de crecimiento a largo plazo sobre el coste, destacando las continuas presiones de costos que enfrenta la industria de E & P como el barril incremental se hace más costoso de producir. El costo marginal del aceite 50 mayores productores de gas y todo el mundo aumentó a EE.UU. $ 92 / bbl en 2011, un incremento de 11% año con año y en línea con el crecimiento histórico CAGR promedio. Suponiendo que otro aumento de dos dígitos este año, los costos marginales para el aceite 50 mayores productores de gas y podría llegar a cerca de EE.UU. 100 dólares por barril.

Mientras vemos cerca de desventaja plazo a los precios del petróleo sobre el crecimiento de la demanda más débil, las perspectivas a largo plazo de los precios del petróleo sigue siendo apoyado por los crecientes costos de producción.
Esto es importante porque, como analista de Bernstein Neil Beveridge y destacó el equipo, el costo de producción de barriles de petróleo marginales juega un papel importante en la determinación de los precios del petróleo.

Nos gustaría añadir que las expectativas de dichos costes también juegan un papel muy importante, pero esa es otra historia ... y de todos modos, el equipo de Bernstein argumentar su punto bastante fuertemente con la siguiente tabla:

(DD & A es el agotamiento, depreciación, amortización y, F & D es encontrar y desarrollo).

Además, esta investigación, obviamente, sólo cubre los productores fuera de la OPEP, y en su mayoría excluye Rusia. Dado el papel de Arabia Saudita como el "productor swing", ¿cómo le cuesta a la ex-OPEP, ex-ex soviético producción de la Unión aceite marginal tan correlacionado con los precios del Brent?

Bernstein argumenta que es porque son, básicamente, más costoso:

Mientras que la OPEP juega un papel clave para influir en los precios a través de las cuotas de producción, en el largo plazo, creemos que es el costo marginal de producción no-OPEP que fija el precio del petróleo. Dado que la demanda mundial ha aumentado espectacularmente en la última década, el costo marginal de producción y los precios del petróleo han aumentado, al igual que la industria tiene venture con el costo cada vez más alto (más pequeños, los campos más profundos) y las regiones más marginales (de aguas profundas y de alto ártico) para producir el barril incremental de petróleo.
Y si Arabia Saudita ya está cómodo con el petróleo a un precio de $ 100 el barril (o más alto, a juzgar por el estado del mercado), es de suponer que no está a punto de utilizar sus tasas de producción mucho más barato para salvar a las grandes compañías petroleras que figuran en el mayores costos que enfrentan. Destrucción de la demanda podría ser otra cosa, pero de nuevo, divagando ...

He aquí una comparación de los costes medios y los costes del percentil 90 por barril para este colectivo:

(Haga click para ampliar.) El costo de producción del barril marginal corresponde muy de cerca al cañón en general, especialmente en términos de los costos en efectivo. Beveridge et al escribir (el énfasis es nuestro):

Se encontró que el costo marginal aumentó drásticamente entre 2002 y 2005, y luego aumentó ligeramente en 2006 y 2007, alcanzó su punto máximo en 2008, se redujo en 2009 y volvió a aumentar en 2010 y 2011. El percentil 90 para los costos marginales aumentó con una tasa de crecimiento anual compuesto del 14% mientras que los costos marginales promedio aumenta con la tasa de crecimiento del 9% anual compuesto (Anexo 10).

Además de calcular el costo marginal necesario para reemplazar la producción con nuevas reservas, también calculó los costos directos variables en función de los costos de producción (gastos de explotación e impuestos de producción). Esto indica en qué momento se convierte en rentable la producción de aceite, lo que llevaría a producción confinados. Dada la variabilidad dentro de la cartera de cada empresa, hay probablemente es parte de la producción que se cerrarían en incluso a niveles más altos que los costos de efectivo totales, pero el costo efectivo da una idea de la gama.
Y así es como parece que van:

Oh, Pemex ...

Todos recordamos lo siguiente que pasa, verdad?
Aquí dejo otras gráficas sobre los costes de producción

 

Proteus

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Japón ofrece centrales nucleares a Arabia Saudí a cambio de acceso preferente al petróleo
ABU DHABI, 10 Feb. (Reuters/EP) -

Las autoridades japonesas han ofrecido a Arabia Saudí la construcción de centrales nucleares a cambio de un posible incremento de las ventas de petróleo saudí en caso de inestabilidad, ha informado este domingo la agencia de noticias japonesa Kiodo. Sin embargo, el ministro de Comercio nipón, Toshimitsu Motegi, de visita en Riad, ha asegurado que no esperan un incremento de los envíos por el momento.

Según Kiodo, que cita fuentes oficiales, la visita de Motegi a Arabia Saudí buscaba garantizar un eventual incremento la cuota de petróleo que el país vende a Japón en el caso de que se produjera inestabilidad en el suministro de otras fuentes. Japón depende más de la importación de petróleo después del accidente de la central nuclear de Fukushima que obligó a paralizar el funcionamiento de todas las centrales nucleares del país.

"No hemos realizado ninguna petición específica sobre un incremento de la producción o el suministro", ha asegurado Motegi en declaraciones a la prensa. Durante su viaje se ha reunido con el viceministro del Petróleo saudí, Abdul Aziz bin Salman bin Abdulaziz.

Arabia Saudí tiene previsto construir en las dos próximas décadas centrales nucleares para producir 17 gigawatios de electricidad, una buena noticia para la industria dedicada a la construcción de centrales nucleares, en crisis desde el accidente de Fukushima.

Por su parte, Japón importó en 2012 el 31 por ciento del petróleo de Arabia Saudí, su principal abastecedor, un 5 por ciento más que el año anterior, particularmente debido a los recortes en la compra de crudo iraní debido a las sanciones.
Síntoma de que empieza la caída por el lado derecho de la campana de Hubert. :pienso:

P.D: esas centrales nucleares en Arabia Saudí son comparables a nuestro Eurovegas... dudo que se hagan realidad algún día.