¿Por qué se está disparando la producción de petróleo en EE.UU.?
Durante todo el año 2023 hemos visto como las plataformas de perforación y los equipos de fracking han estado cayendo en USA. Y hemos mostrado como la productividad por pozo tocó techo en 2021, por lo que en 2023, la producción media por pozo es menor que en 2021. Por lo tanto si los equipos de perforación han caído y la productividad total por pozo también, ¿cómo es posible que la producción total siga aumentando?
Primero vamos con el dato. Producción de 13,236 millones de b/d de petróleo en Septiembre de 2023, un 7,4% más que en Septiembre de 2022.
https://www.eia.gov/petroleum/production/
Por estados, se aprecia el salto en Dakota y en el Golfo de México.
Como he comentado, la productividad ha caído tanto en el IP60 (producción de un pozo en los primeros sesenta días, donde alcanza su producción máxima), como en el promedio anual.
Aquí veíamos como el IP60 estaba descendiendo, después de alcanzar máximos en 2021.
https://futurocienciaficcionymatrix.blogspot.com/2023/06/ocaso-shale-oil-americano-ii.html
Y aquí comprobábamos que el promedio anual por pozo del Pérmico tocó techo en 2021.
La excusa de los laterales más largos dejó de funcionar en el Pérmico e incluso con esas extensiones más largas, la pérdida de presión hizo descender la productividad total.
Pero lo cierto es que la producción americana ha seguido subiendo, pero ¿cómo?
La respuesta es sencilla, perforando más pozos.
En la tabla anterior se ve como en 2022 se perforaron en el Pérmico 5.850 pozos, récord histórico.
El recuento en 2023 no está terminado y los datos actuales nos llegan con mucho retraso, pero en el mes de Julio (sin contabilizar todos los pozos por el retraso en el conteo) ya tenemos 3.232 pozos.
Cuando pasen los meses, este recuento se habrá incrementado, pero no sabemos cuanto.
El año pasado, con el recuento completo, se perforaron 3.352 pozos, que serán superados este año.
La clave para descifrar este enigma nos la da la aceleración impresionante de la velocidad de perforación y ejecución de frac, respecto a años anteriores.
De la presentación de Diamondback.
https://www.diamondbackenergy.com/static-files/3eeca7bb-494d-4057-84aa-706275f65608
El primer gráfico de la izquierda nos muestra el número de días que tardan en llegar a la profundidad total. Todos los años se reduce y especialmente en 2023. Vamos que perforan más metros en menos tiempo, lo que les permite perforar más pozos por unidad de tiempo.
El segundo gráfico a la derecha representa el promedio de pies por día en la fracturación (que es el segundo proceso después de la perforación del pozo). junto con la cantidad de apuntalante (material para evitar que las fracturas de la roca se vuelvan a juntar después de la explosión) inyectado.
Es impresionante el crecimiento de la velocidad desde 2019 hasta 2023.
La combinación de ambos procesos y su mejora simultánea, ha permitido perforar muchos más pozos en menos tiempo, lo que implica que son necesarios menos equipos de perforación y menos equipos de frac, para perforar más pozos.
Esta es la explicación de la pregunta inicial.
En Bakken, tenemos otro ejemplo en Chord Energy.
https://ir.chordenergy.com/presentations
En la presentación del 1 Noviembre vemos este gráfico.
La mejora en solo un año es espectacular. Pasa de 17 días a solo 11 días para los laterales de 3 millas.
"El desempeño de Chord en el tercer trimestre se benefició de una ejecución excepcional y un desempeño sólido y continuo de los pozos", dijo Danny Brown , presidente y director ejecutivo de Chord Energy. "El equipo de Chord estuvo a la altura del desafío y colocó 45 pozos (56% de tres millas) en línea en el tercer trimestre en comparación con 37 pozos (19% de tres millas) en toda la primera mitad del año."
El resultado de la mejora de la eficiencia tan claro es que con menos equipos de perforación, pueden terminar más pozos. Incluso con una disminución de la productividad total, son capaces de incrementar la producción total, mediante la perforación de más y más pozos. Lo malo es que el número total de pozos se conoce con mucho retraso y por ejemplo, el total de 2023 no se sabrá hasta mediados de 2024.
Naturalmente, si perforamos más pozos, también reducimos las ubicaciones de los puntos dulces y probablemente, aceleremos la pérdida de presión de las cuencas, reduciendo a la larga la productividad por pozo, pero no parece que eso les preocupe en estos momentos. Con la mejora en la rapidez de terminar pozos, consiguen ganar tiempo y reducir los costes de perforación, al tiempo que incrementan la producción. Todos ganan.
Fuera de los puntos dulces, la productividad cae con rapidez como muestran estos gráficos de Mike Shellman.
https://www.oilystuff.com/forumstuff/forum-stuff/increases-in-cost-of-supply
Una vez emprendido este camino, no se sabe cuanto podrán incrementar la producción de shale oil, sin "estropear" la presión de las cuencas y agotar las ubicaciones de primer nivel, pero es evidente que para hacer frente a los recortes de la Opep+(*), EE.UU. necesita estratégicamente el petróleo aquí y ahora, no mañana (y no digamos Europa que depende de las exportaciones USA).
Pero no olvidemos que hacer más pozos para producir más, no aumenta las reservas, al revés, las agota más rápido. Pan para hoy y hambre para mañana...
(*)
Los detalles de lo acordado para el primer trimestre de 2024 entre los miembros de la OPEP+:
- Argelia acordó reducir la producción de petróleo en otros 51.000 bpd
- Kazajstán acordó reducir la producción de petróleo en 82.000 bpd adicionales
- Arabia Saudita acordó extender su recorte de producción de 1 millón de bpd
- El viceprimer ministro de Rusia, Alexander Novak, dijo que profundizaría los recortes voluntarios de exportación de petróleo en 300.000 bpd y que prorrogaría los recortes voluntarios de producción existentes de 500.000 bpd.
- Omán recortará otros 42.000 bpd
- Irak recortará voluntariamente 211.000 bpd
- Kuwait recortará 135.000 bpd
- Los Emiratos Árabes Unidos recortarán 163.000 bpd
Angola no sólo no anunció un recorte voluntario adicional, sino que rechazó públicamente su cuota actual y reiteró su propuesta de una cuota de 1,18 millones de barriles a partir de enero. Añadió que no se atendrá a la nueva cuota de la OPEP.
Sin incluir las extensiones de recortes de Arabia Saudita y Rusia, los recortes voluntarios adicionales que comenzaron en enero y se extenderán hasta finales de marzo son de 684.000 bpd. En conjunto, el total de recortes voluntarios para el primer trimestre es de 2,184 millones de bpd.
Saludos.
PD.
También este año se está poniendo de moda el refracking. Todo ayuda, junto con la terminación de los DUC´s.
https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/US-Shale-Challenges-OPEC-With-Record-Production-In-2023.html
La refracturación es una operación diseñada para reestimular un pozo después de un período inicial de producción y puede restaurar la productividad del pozo a tasas de producción cercanas a las originales o incluso más altas, así como extender la vida productiva de un pozo. El nuevo fracking puede ser una especie de refuerzo para los productores: un rápido aumento de la producción por una fracción del costo de desarrollar un nuevo pozo.
Si bien la refracturación nunca se ha generalizado, la técnica está experimentando una mayor adopción a medida que mejora la tecnología de perforación, los yacimientos petrolíferos envejecidos erosionan la producción y las empresas intentan hacer más con menos. Según un informe publicado en el Journal of Petroleum Technology , una nueva investigación realizada en Eagle Ford Shale en el sur de Texas muestra que los pozos refractarios que utilizan revestimientos son incluso capaces de superar a los nuevos pozos a pesar de que estos últimos se benefician de diseños de terminación más modernos.
JPT también estima que Bakken Shale, en Dakota del Norte, abarca unos 400 pozos a cielo abierto capaces de generar un exceso de 2.000 millones de dólares si se refractan. Eso sí, esa estimación se deriva de los precios del petróleo a 60 dólares por barril frente al precio promedio del petróleo de este año de casi 90 dólares por barril. Según Garrett Fowler, director de operaciones de ResFrac, un refracción puede ser hasta un 40% más barato que un pozo nuevo y duplicar o triplicar los flujos de petróleo de los pozos antiguos.
Cómo funcionan las refracciones
Fowler dice que el método de refracción más común implica colocar un revestimiento de acero dentro del pozo original y luego abrir agujeros a través de la carcasa de acero para acceder al yacimiento. El proceso normalmente utiliza la mitad de acero y arena de fractura que un pozo nuevo.
PD 2.
Sobre la reciente "sobreabundancia" de petróleo.
A partir del 1 de Noviembre de cada año, comienza la temporada de calefacción en el hemisferio occidental. El año pasado fue muy suave con la consiguiente disminución del uso de calefacción (gas gasóleo) y este año, todavía es más suave.
Se puede apreciar en este gráfico, donde las reservas de gas de USA (que deberían estar cayendo en picado como muestra la media de los cinco años anteriores) están aumentando, porque no se pone la calefacción porque no hace falta (luego dirán que es por las renovables, claro).
https://ir.eia.gov/ngs/ngs.html
Entre el invierno cálido y la recesión industrial europea, es completamente normal que el suministro de petróleo sea más que suficiente.
PD 3
Incluyo este magnífico gráfico del señor Kaplan en peak oil barrel, para mostrar que en el golfo de México ya están terminando la artillería pesada en forma de nuevos desarrollos (poco les queda ya).
Han añadido 350.000 b/d en menos de dos años.
https://peakoilbarrel.com/july-non-opec-and-world-oil-production/#comments
PD 4.
Jean Laherrere, Junio de 2023. Su modelo para la producción USA (total incluyendo Alaska y Golfo de México). El pico son 13 millones de b/d de promedio o 4.745 millones de barriles al año.
https://aspofrance.org/2023/06/16/us-drilling-and-production-1900-2021/
Solo petróleo.
Incluyendo Oil and Gas.
Lectura obligada para el fin de semana.
ResponderEliminarhttps://thephilosophicalsalon.com/welcome-to-low-energy-capitalism-or-proletarians-of-the-world-wear-facemasks/
Saludos.
El fracking parece el ave Fenix, nuevas técnicas que le dan un resurgimiento, las nuevas técnicas provocan más rapidez en el agotamiento pero este proceso del refracking, ¿no aumenta las reservas recuperables?
ResponderEliminarEl refracking es como rebañar el fondo del barril. Sí, aumenta un poco (poquísimo), las reservas finales.
EliminarLo importante es que hemos entrado en la dinámica destructiva. Hacer más pozos, más rápido, mientras la productividad de cada pozo disminuye, implica reducir las reservas finales, si la presión de la cuenca decae más rápido de lo previsto.
En la extracción del petróleo, la presión del pozo o yacimiento, lo es todo.
Por ejemplo, en el caso de aguas ultraprofundas se da una situación paradójica. Al estar el petróleo enterrado a gran profundidad, la presión de este tipo de yacimientos (como los del pre-sal) es mayor. Cuando se perforan dan cifras espectaculares al principio,. por el exceso de presión. A medida que van saliendo barriles, la presión disminuye y obliga a inyectar desde el comienzo gas o agua, para mantener la presión lo más alta posible. Pero lógicamente se necesita mucha más presión para sacar el petróleo de 6.000 metros de profundidad que si el pozo solo está a 1.000 metros bajo el subsuelo.
El resultado (aparte del resto de características del reservorio, como porosidad y permeabilidad) es que la recuperación de petróleo es menor, cuando la presión cae.
Pero al principio, los resultados son extraordinarios. Luego ya veremos, porque requiere una gestión fina, para mejorar la recuperación máxima de reservas.
Saludos.
Vuelve a salir el tema del petróleo..ahora sobra por doquier por lo visto..barcos esperando a descargar..qué maravilla por Dios.....minuto 42 aprox...hablan de la Guyana..como nuevos descubrimientos..pero no dicen que se puede liar entre Venezuela y Brasil...¿Está llenando pues las reservas USA?
ResponderEliminarhttps://www.cesarvidal.com/la-voz/despegamos/despegamos-alerta-bancaria-espanola-subida-pensiones-pinza-china-saudi-y-despidos-en-alemania-29-11-23
De momento, tenemos recesión industrial en Europa y parte de China, con la disminución de la demanda asociada.
EliminarEs verdad que USA está produciendo mucho petróleo y LGN, también Brasil y otros lugares, pero dentro de lo previsto. El invierno ha tardado en llegar y hemos vuelto a ahorrar gas y gasóleo de calefacción (mejor para todos)...
Todo son procesos naturales, pero puntuales. Dejemos evolucionar al tiempo, para opinar sobre la abundancia o no del suministro de petróleo. El primer semestre del año tiene una demanda 2 millones de b/d inferior al segundo semestre por razones estacionales y si el invierno viene menos frio, como el anterior, pues lógicamente se consume menos petróleo.
Saludos.
La parte buena es menor dependencia de los fósiles, la parte negativa es que la gente se queda en paro y pueden haber más disturbios sociales, por cierto solo basta que cambie el clima para estar pensando en cortes otra vez. En Barcelona no hemos encendido la calefacción y aún hay personas en pantalón corto
EliminarDespidos en Michelin en Alemania..despidos Volkswagen..los hornos en Alemania tocados...nos viene un 2024 interesante..
ResponderEliminarMe quedo con la frase "pan para hoy..." y hambre para el año 2.150...Cada vez soy más escéptico con el PO y quizá acabe dándole la razón a D. Lorenzo Ramírez frente a Turiel, etc. El primero muestra más coherencia que el segundo ya que también argumenta en contra de la estafa climática mientras que Turiel lo hace en favor de los dos, el peak oil y la emergencia que no es.
ResponderEliminarEstas en tu derecho a creer lo que quieras, pero que sea por una buena razón.
EliminarNo se puede confundir reservas con producción y te pongo un ejemplo.
Tengo un barril de cerveza con 1.000 litros, pero no sé cuanto volumen contiene. Pongo un grifo que saca 10 litros por día. Tengo para 100 días. Si luego pongo otro grifo más, la impresión es que dispongo del doble de cerveza, pero si no repongo el barril, a los 50 días se habrá acabado. Y si pongo un tercer grifo, sacaré 30 litros al día, pero solo me durará 33 días.
En esos 33 días pensaré que la cerveza nunca se acaba ... hasta que empieza a perder presión y sea demasiado tarde.
En eso estamos y el día 33, llegará en los entornos de 2030. Hasta entonces disfrutemos de la fiesta.
Saludos.
Quark debo darte la enhorabuena por tu labor de analisis, de manera muy monitorizada, concreta y documentada.
ResponderEliminarAlgo que encuentro a faltar a Turiel, que tiene su docena de diapositivas y repite como un loro lo mismo de hace algunos años. Aunque tampoco monosprecio su labor.
En contraposición, casualmente ayer se colgó un vídeo de una nueva conferencia. La he visto y aunque dice lo mismo que en otras, va dando algun que otro dato actualizado (sin ahondar mucho)
Una gráfica sorprendente sobre el diesel. En el minuto 23 sale. Saludos.
https://youtu.be/E2Fq8oIIt4I?si=9mGtLP64718oVSRu
En la grafica refleja una caída impresionante del diesel, que si no es por el recorte de la opep, que tiene el mejor petroleo, no entiendo de donde proviene tal abrupta caída
EliminarYa he comentado que es un dato irreal.
EliminarUtiliza datos de JODI, que llevan un retraso considerable. Al año que viene repasa las cifras de JODI actualizadas y verás que la producción de diésel es mucho mayor que la que presenta A. Turiel.
Saludos.
Vale, así se entiende que no haya sonado ninguna alarma sobre el diesel. Me sorprendía si era un dato cierto.
EliminarA eso me refería sobre Turiel, hay que coger lo que dice con pinzas
Consiguen ganar algo de tiempo...¿Pero cuánto? ¿Pueden aguantar hasta el 2028 aumentando la producción a costa de agotar las reservas?
ResponderEliminarSi aguantan Guyana y Brasil estarían produciendo al máximo por esas fechas.
EliminarEl pacto de la OPEP se firma en papel mojado: el recorte de un millón prometido no llegará ni a la mitad
Eliminarhttps://www.msn.com/es-es/dinero/economia/el-pacto-de-la-opep-se-firma-en-papel-mojado-el-recorte-de-un-mill%C3%B3n-prometido-no-llegar%C3%A1-ni-a-la-mitad/ar-AA1kNRm4?ocid=msedgntp&pc=SCOOBE&cvid=6f283716068b4fd6bf829d07652fceb1&ei=14
Hace 10 años Turiel publico el articulo, el fracking se fractura. https://crashoil.blogspot.com/2013/11/el-fracking-se-fractura.html
ResponderEliminarEn el que ya advertía que los puntos dulces ya habian sido explotados.
"Sin embargo, una vez que los mejores lugares (sweet spots) han sido explotados lo que va quedando es más difícil y caro de explotar, y menos rentable"
En el 2013 la producción no llegaba a los 500K, ahora supera los 5.000K.
El fracking que se iba a fracturar y que estaba apuntito de declinar, con los mejores yacimientos ya explotados... ha multiplicado por 10 su producción.
Este articulo muestra como ha habido una gran mejora tecnologica, se es mucho mas eficiente abriendo pozos.
Los colapsistas niegan las mejoras tecnologicas y acusan de "tecnoptimistas" las previsiones.
Pero la realidad es que existen esas mejoras. Tanto en el fracking como en la generación renovables, en los coches electricos, o en la eficiencia energética.
Ignorar o negar esta mejora tecnológica hace que los colapsistas fallen siempre en sus predicciones.
Soy el primero en reconocer que me equivoqué con la producción futura de fracking, pero no en 2013, en 2017.
EliminarLos yacimientos de shale oil fueron un sumidero de dinero durante muchos años, pero la industria aguantó el endeudamiento masivo con la inestimable anuencia de la banca estadounidense. Pensar que el sector quebraba financieramente fue un grueso error.
Lo que no quiere decir que las características del shale oil y sus reservas hayan cambiado.
Por otro lado la EIA americana, con una información mucho mayor, también se equivocó.
https://www.bloomberg.com/news/articles/2014-05-21/eia-cuts-monterey-shale-estimates-on-extraction-challenges-1-
Nada menos que en un 96% tuvo que rebajar sus estimaciones de reservas de shale oil en Monterey. Y fue en 2014.
Lo importante no es cometer errores, sino ser capaz de asumirlos, estudiar por qué se han producido y tratar de mejorar el pronóstico.
La mejora de la eficiencia actual, no consiste en extraer más reservas de las estimadas, sino en ser capaz de perforar más rápido. Esto es bueno para las empresas, pero acelerar el agotamiento no aporta nada a sumar nuevas reservas.
Saludos.
Por cierto, el fracking va por los 9 millones de b/d.
EliminarSaludos.
Extraer mas rápido supone un menor coste, mayor rentabilidad y por lo tanto hay una mayor cantidad yacimientos que se pueden explotar.
EliminarAMT afirmaba que para el fracking solo era rentable con precios por encima de 80$/barril.
Pero como ha estado por debajo de los 60 e incluso por debajo de los 40$/barril y se ha seguido explotando, y aumentando las inversiones.
Las compañías petrolíferas no invierten para perder dinero. Alguna vez pueden equivocarse, pero no pueden llevar una década perdiendo dinero sistemáticamente. Si invierten en fracking es porque obtienen ganancias.
Es evidente que extraer más rápido determina una mayor rentabilidad para las empresas, por el ahorro de costes. Pero en contrapartida, si el recurso a explotar es finito (y en este caso relativamente escaso "10 años"), también se agota antes el número de ubicaciones de primer y segundo nivel.
EliminarUn petrolero de la zona del shale oil, dice que los 75$ son los 60$ de 2019, por el incremento de costes de mano de obra y materiales. Con un petróleo a 50$, pierden dinero, a 60$ ni ganan ni pierden y a 80-90$ ganan bastante.
Y esta sucesión de precios de breakeven es dinámica, no estática. También depende de la calidad del recurso, porque no es lo mismo zonas de Tier 1 (dulces) que Tier 2-3, donde la productividad por pozo cae bastante.
Saludos.
Quark , I made the same error as you . We understimated the deep pockets of the FED . I have always said that shale is a scheme to burn useless green paper in exchange for low EROEI oil . This is the source rock they are drilling in . After this where and what ??
EliminarMe temo que la gente no entiende la diferencia. Los yacimientos porosos convencionales proceden de la migración de petróleo generado en la roca madre, lo que quiere decir que detrás de la roca madre, no queda nada más. Cuando se agote el shale oil, emprenderemos el camino sin retorno hacia la destrucción del sistema moderno (1950-20xx).
EliminarSospecho que iremos hasta el final, antes de reconocer que tenemos un grave problema.
Le estaba diciendo a alb, que la dependencia que tiene la sociedad actual del petróleo, no es del 1-2%, ni del 10%, sino del 100% (aunque sea de forma indirecta). Esto es lo que no se quiere comprender, no se admite de ninguna manera y por eso, las personas que abogan por la desaparición de los combustibles fósiles para "salvar el planeta", contribuyen (si tienen éxito) a la desintegración de la civilización actual, mucho más rápido que el cambio climático.
La hipocresía de la clase dirigente alcanza niveles sangrantes, cuando manifiestan en discursos enfervorizados, la "obligación" de acabar con los combustibles fósiles, al mismo tiempo que vuelan en aviones privados a la sala de conferencias. Lo de dar ejemplo, no lo aprendieron en la escuela.
Saludos.
Observo que en peak oil barrel hacen un seguimiento exhaustivo de las plataformas de perforación y equipos de fracking, pero todavía no han caído en la cuenta de que en 2023, el mismo equipo trabaja mucho más rápido, lo que deriva en mayor número de pozos, como digo en el artículo de hoy.
EliminarEl problema es que el incremento en el número de pozos, tardaremos meses en poder chequearlo, por lo que Mike Shellman y los demás (yo mismo hasta ahora), siguen esperando una caída en la producción, que no será tal en 2024, a no ser que la productividad de pozo se hunda en los próximos meses.
La mejora de la eficiencia en la velocidad de ejecución de los pozos, me ha sorprendido.
Saludos.
2025? Pinta que trabajan para salvar las elecciones del año que viene, luego puede pasar cualquier cosa.
EliminarWhen I talk to the man on the street and try to explain him peak oil , I use this method . I ask him to imagine that our body is the planet earth , the roads , shipping canals and air routes are the arteries and viens and oil is the blood that runs thru the system . If their is no blood then the body will die . So once the oil goes so will the planet . Next I tell him the oil does not have to go to zero . Just 10 % loss will kill the system . The fact is that our body has 5 litres of blood . If we loose 0.75 lit we will become incapable of working ( dizyness , fatigue , etc ) , if we loose 1.75 litres is called terminal shutdown that means your kidneys , heart ,liver etc will shutdown and you will die . Same is with oil .This is one of the reasons that I am worried about the ELM model . Exports are the key , not total world production or even regional oil production .
EliminarPersonalmente sigo pensando que cuando empiece a caer el shale oil en EEUU, al menos teóricamente, se podrá hacer fracking en muchas otras zonas del mundo.
Eliminar1366_2000.jpg (650×383) (remediosdigitales.com)
En fin, ya veremos qué pasará en el futuro
https://3.bp.blogspot.com/-guIzOa4EFkI/U-ac8i-1TxI/AAAAAAAACvs/sbPhx3kJGqQ/s1600/gas+shale.jpg
EliminarYo también soy de los que no se cree a un científico o a un analista por que sí. Se pueden equivocar y a Turiel, por ejemplo le ha ocurrido.
EliminarLo que tampoco me creo es que la tecnología punta superará esa ley física de que puedes gastar más de lo que se regenera.
Y si voy en lo cierto, un día las máquinas de última generación no tendrán qué extraer.
Por lo que el argumento de que existen las mejoras continuas, no desmonta la ley de la insostenibilidad.
Esta claro que el hambre agudiza el ingenio, conforme los recursos sean más complicados los técnicos van a intentar resolver el problema, mientras exista producto y el coste sea soportable.
ResponderEliminarAlb, vamos a estrenar pronto el 2024, a pesar de la pandemia, esta bastante claro que la reducción de petróleo en 2025 no va a ser de un 20, 30 o no se cuanto % menos que se dijo en el blog crash oil, cuando lo negabas te puse en algun comentario que quedaba poco para comprobarlo, hay que reconocer que el hecho no va camino de cumplirse. Vamos a poner la nueva fecha del 2030, ¿hasta allí no ves ningún problema con la producción del petróleo?
Red eléctrica ha publicado un informe donde dice claramente que no se pueden desmantelar las centrales de ciclo combinado sin preparar primero su contrapartida en forma de almacenamiento, debido a la posibilidad de apagones.
ResponderEliminarhttps://www.ree.es/sites/default/files/01_ACTIVIDADES/Documentos/informe_os_nov23.pdf
El periódico de la energía lo resume de forma más directa.
https://elperiodicodelaenergia.com/la-falta-de-almacenamiento-obliga-a-espana-a-mantener-abiertos-los-ciclos-combinados/
En un esfuerzo por fortalecer la seguridad del suministro eléctrico en el Sistema Eléctrico Peninsular Español, Red Eléctrica ha llevado a cabo un detallado Análisis Nacional de Cobertura (NRAA) como complemento al Análisis Europeo de Cobertura (ERAA) de 2022, considerando sensibilidades adicionales, en el que ha identificado que la falta de almacenamiento obliga a España a mantener abiertos los ciclos combinados.
Por una vez, la evidencia es incuestionable. Dependemos de los fósiles, nos guste o no.
Saludos.
Hasta el momento, al igual que con la economía y la bolsa, sólo puedo confirmar que nadie sabe nada. En el meta-análisis, por qué crean la paranoia entorno al CO2, que es una estafa como lo fue la pandemia, mientras los mismos medios niegan el PO?
ResponderEliminarSegún algunos, el fin es desposeer y controlar. ¿Quizá sea ese en realidad el único "medio" para evitar el caos que traerá el PO?
EliminarPobre infeliz
ResponderEliminarhttps://www.france24.com/es/medio-ambiente/20231201-no-podemos-salvar-un-planeta-en-llamas-con-manguera-de-combustibles-f%C3%B3siles-guterres-en-la-cop28
Buen artículo de David González
ResponderEliminarhttps://ctxt.es/es/20231101/Firmas/44107/David-Gonzalez-energia-consumo-alimentos-crisis-ecosocial.htm