Revisión reservas petróleo Golfo de México. Análisis.
Hace unos días, el departamento de Interior de los EE.UU. publicó una revisión de las reservas de gas y petróleo correspondientes al Golfo de México.
Veamos que nos dice esta revisión.
"El Departamento del Interior anunció hoy un aumento significativo en las reservas estimadas de petróleo y gas en la Plataforma Continental Exterior del Golfo de América, lo que subraya el papel fundamental de la región en el avance de la seguridad nacional de nuestro país y el dominio energético estadounidense.
El análisis de la Oficina de Gestión de Energía Oceánica revela 1.300 millones de barriles de petróleo equivalente adicionales desde 2021, lo que eleva la estimación total de reservas a 7.040 millones de barriles de petróleo equivalente. Esto incluye 5.770 millones de barriles de petróleo y 7,15 billones de pies cúbicos de gas natural, lo que representa un aumento del 22,6 % en las reservas recuperables restantes.
“Estos nuevos datos confirman lo que siempre hemos sabido: Estados Unidos posee un tesoro energético, y bajo el liderazgo del presidente Trump, lo estamos liberando”, declaró el secretario del Interior, Doug Burgum . “El Golfo de América es una potencia, y al agilizar los permisos y ampliar el acceso, no solo impulsamos nuestra economía, sino que también fortalecemos nuestra seguridad nacional y damos trabajo a miles de estadounidenses”.
La evaluación actualizada de BOEM evaluó más de 140 yacimientos de petróleo y gas, identificó 18 nuevos descubrimientos y analizó más de 37.000 yacimientos en 1.336 yacimientos del Golfo. Esta revisión exhaustiva añadió 4.390 millones de barriles de petróleo equivalente a las reservas originales. Tras restar la producción de 3.090 millones de barriles de petróleo equivalente desde 2020-2023 el aumento neto refleja la continua oportunidad y el impulso en el desarrollo offshore."
No cabe duda que es una noticia importante para el mercado de petróleo americano. Una reevaluación tan importante es conveniente desarrollarla y con la información aportada, es posible realizar un pequeño análisis, para comprobar si realmente las reservas son abundantes o no.
El informe detallado nos presenta el desglose por periodos de la evolución de las reservas, descubrimientos y producción acumulada, hasta el 31/Diciembre/2023.
Puesto que en el informe describen un cambio de método en el cálculo de las reservas, lo mejor es exponer la metodología y sus resultados.
https://www.boem.gov/factsheet/2025-estimated-oil-and-gas-reserves-report-gulf-america-ocs-region
Esta Hoja Informativa del Informe de Reservas Estimadas de Petróleo y Gas (EOGR) ofrece una visión general de las estimaciones de la Oficina de Gestión de Energía Oceánica (BOEM) sobre las reservas de petróleo y gas en la Plataforma Continental Exterior (OCS) del Golfo de América (GOA) al 31 de diciembre de 2023. A esta Hoja Informativa le seguirá un informe completo del EOGR. La OCS del GOA abarca el lecho marino sumergido, cuyos derechos minerales se rigen por la jurisdicción federal (Figura 1). En los yacimientos de petróleo y gas que abarcan aguas estatales y federales, las reservas se estiman exclusivamente para la porción federal. Estas estimaciones se derivan para yacimientos individuales mediante análisis geológicos, geofísicos y de ingeniería petrolera. En 2020, BOEM pasó de la estimación determinista de reservas a la probabilística. Esta metodología probabilística es coherente con el Sistema de Gestión de Recursos Petroleros (PRMS) de la Sociedad de Ingenieros Petroleros et al. (2022) para tener mejor en cuenta la incertidumbre en las estimaciones de reservas. Durante los últimos cuatro años, BOEM ha desarrollado flujos de trabajo y metodologías probabilísticas que han dado lugar a la revisión de 1336 campos y más de 37 000 yacimientos. Gracias a estas metodologías, las estimaciones de reservas han aumentado en 1300 millones de barriles de petróleo equivalente (BBOE) desde la publicación del EOGR en 2021, alcanzando un total de 7,04 BBOE (Tabla 1). El total se compone de 5770 millones de barriles (Bbbl) de petróleo y 7,15 billones de pies cúbicos (Tcf) de gas.
Resultados.
Metodología.
BOEM utiliza tres técnicas para estimar reservas: analógica, volumétrica y de rendimiento. Las estimaciones de reservas presentadas en esta hoja informativa se basan principalmente en métodos volumétricos y de rendimiento. El análisis volumétrico de yacimientos utiliza un modelo geológico basado en la interpretación de datos del subsuelo y el análisis de registros petrofísicos de pozos para definir los límites verticales y laterales de un yacimiento con hidrocarburos y calcular el volumen volumétrico. Las estimaciones probabilísticas de reservas requieren el desarrollo de distribuciones para las propiedades de la roca y los fluidos del yacimiento, así como para los factores de recuperación. Estas distribuciones se muestrean mediante una simulación de Monte Carlo para obtener un rango de volúmenes recuperables. En cambio, la metodología determinista anterior solo requiere un valor único, el más probable, para cada parámetro. Una vez que un yacimiento comienza a producir y se observa una tendencia de producción, se emplea el análisis de la curva de declinación junto con técnicas volumétricas para pronosticar el rendimiento futuro del yacimiento.
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Es decir, en el método anterior, cuando se descubría un campo, se estimaba un único número como reserva (el más probable), mientras que ahora se estima un rango en función del volumen del campo, las propiedades del reservorio y los factores de recuperación. Cuando el yacimiento empieza a producir, se estudia la producción y se afina el rango, hasta encontrar una cifra más exacta que la mera aproximación inicial de reservas 2P.
Con este análisis, BOEM estima que las revisiones técnicas elevan las reservas en 3.140 millones de barriles de petróleo.
El cálculo desglosado nos daría este resultado.
Reservas a 31/12/2019 4.650 millones de barriles.
Descubrimientos 2020-2023 520 millones de barriles.
Revisión técnica 3.140 millones de barriles.
Producción periodo 2020-2023 2.540 millones de barriles.
Reservas a 31/12/2023 5.770 millones de barriles.
En este pequeño análisis hay que realzar dos hechos.
1º). Los descubrimientos de petróleo totalizan 520 millones en cuatro años, mientras la producción alcanza los 2.540 millones de barriles, con una tasa de reposición del 20%.
2º). Las revisiones técnicas como consecuencia del cambio de metodología no se van a repetir en el futuro.
Es importante recalcar la casi total ausencia de nuevos descubrimientos, sobre todo si miramos lo que ocurrió en el periodo 2000-2023.
Con la ayuda de Grok, he desarrollado una lista de descubrimientos por periodos de tiempo, separándolos en 2000-2005, 2005-2010, 2015-2023. En el periodo 2010-2015 apenas hubo exploración debido al accidente de Macondo.
- Mad Dog (2001)
- Operador: BP, con socios como BHP y Chevron.
- Ubicación: Green Canyon, aguas profundas (1,300-2,000 metros).
- Reservas estimadas: Aproximadamente 200-400 millones de barriles de petróleo equivalente (boe) recuperables, con estimaciones iniciales más amplias debido al tamaño del campo.
- Detalles: Uno de los descubrimientos más importantes de la época en formaciones del Mioceno. La producción comenzó en 2005 con una plataforma tipo spar. Mad Dog se convirtió en un campo clave para BP, con expansiones posteriores (como Mad Dog Phase 2 en 2010s).
- Atlantis (2000)
- Operador: BP, con BHP como socio.
- Ubicación: Green Canyon, aguas profundas (~2,100 metros).
- Reservas estimadas: Cerca de 600 millones de boe recuperables.
- Detalles: Descubierto en 1998-2000, con perforaciones confirmatorias en 2000-2001, Atlantis es un campo masivo en arenas del Mioceno. La producción comenzó en 2007, pero el descubrimiento y las evaluaciones iniciales ocurrieron en este período. Su desarrollo fue un hito técnico por la profundidad y complejidad.
- Thunder Horse (2000)
- Operador: BP, con ExxonMobil como socio.
- Ubicación: Mississippi Canyon, aguas profundas (~1,900 metros).
- Reservas estimadas: Más de 1,000 millones de boe recuperables, uno de los mayores descubrimientos del Golfo en ese momento.
- Detalles: Descubierto en 1999-2000, con pruebas clave en 2000-2001, Thunder Horse es un campo icónico por su tamaño y desafíos técnicos (alta presión y temperatura). La producción comenzó en 2008 tras retrasos por huracanes y problemas técnicos.
- Great White (2002)
- Operador: Shell, con socios como Chevron y BP.
- Ubicación: Alaminos Canyon, aguas ultraprofundas (~2,500 metros).
- Reservas estimadas: Entre 200 y 400 millones de boe recuperables.
- Detalles: Parte del desarrollo Perdido, Great White fue un descubrimiento pionero en aguas ultraprofundas cerca de la frontera con México. La producción comenzó en 2010, pero el hallazgo en 2002 marcó el potencial de la región.
- Trident (2001)
- Operador: Shell.
- Ubicación: Alaminos Canyon, aguas profundas.
- Reservas estimadas: Aproximadamente 100-200 millones de boe recuperables.
- Detalles: También parte del sistema Perdido, Trident complementó el descubrimiento de Great White. Fue uno de los primeros en confirmar el potencial petrolífero de Alaminos Canyon.
- Appomattox (2003)
- Operador: Shell, con Nexen (CNOOC) como socio.
- Ubicación: Mississippi Canyon, aguas profundas (~2,200 metros).
- Reservas estimadas: Cerca de 650 millones de boe recuperables.
- Detalles: Descubierto en 2003, Appomattox fue un hallazgo significativo en formaciones del Mioceno. Aunque la producción comenzó en 2019, las perforaciones iniciales y evaluaciones ocurrieron en este período. Campos cercanos como Vicksburg (2007) se vincularon más tarde a su infraestructura.
- St. Malo (2003)
- Operador: Chevron, con socios como ExxonMobil y Hess.
- Ubicación: Walker Ridge, aguas profundas (~2,100 metros).
- Reservas estimadas: Más de 500 millones de boe recuperables, combinado con sistemas cercanos como Jack.
- Detalles: Descubierto en el Lower Tertiary, una formación geológica más antigua y profunda, St. Malo fue un precursor de los grandes hallazgos de aguas profundas. La producción comenzó en 2014, pero el descubrimiento en 2003 fue clave.
- Neptune (2002)
- Operador: BHP (anteriormente operado por Kerr-McGee).
- Ubicación: Atwater Valley, aguas profundas (~1,900 metros).
- Reservas estimadas: Entre 50 y 150 millones de boe recuperables.
- Detalles: Descubierto en arenas del Mioceno, Neptune fue un proyecto relativamente rápido, con producción iniciada en 2007. Fue un éxito para operadores medianos en esa época.
- Gunnison (2000)
- Operador: Kerr-McGee (posteriormente Anadarko/Occidental).
- Ubicación: Garden Banks, aguas profundas (~950 metros).
- Reservas estimadas: Aproximadamente 100 millones de boe recuperables.
- Detalles: Descubierto en 2000, Gunnison fue un proyecto de aguas profundas que entró en producción en 2003, destacando por su rapidez en desarrollo.
- Habanero (2001)
- Operador: Shell.
- Ubicación: Garden Banks, aguas profundas (~600 metros).
- Reservas estimadas: Cerca de 50-100 millones de boe recuperables.
- Detalles: Un descubrimiento más pequeño, pero significativo para Shell, que lo conectó a la plataforma Auger. Producción iniciada en 2003.
- Contexto geológico: La mayoría de los descubrimientos de este período ocurrieron en aguas profundas (1,000-3,000 metros) y se enfocaron en formaciones del Mioceno, aunque St. Malo marcó el inicio de la exploración del Lower Tertiary, que sería dominante después de 2005.
- Avances tecnológicos: La sísmica 3D y las plataformas tipo spar o semisumergibles permitieron explotar campos en condiciones extremas, como Thunder Horse y Atlantis.
- Reservas estimadas: Las cifras son aproximadas, ya que las operadoras a menudo ajustan estimaciones tras pruebas adicionales. Los valores de boe incluyen petróleo y gas natural.
- Impacto económico: Los descubrimientos de 2000-2005 consolidaron al Golfo de México como una región clave para la producción de EE.UU., con campos como Thunder Horse y Mad Dog representando inversiones multimillonarias.
- Fuentes: La lista se basa en reportes de BP, Shell, Chevron, y Kerr-McGee, así como en datos de la BOEM y artículos de la industria (por ejemplo, Offshore Magazine y comunicados de operadoras).
- Jack (2004, confirmado en pruebas 2006)
- Operador: Chevron, con socios como Devon Energy y Equinor (entonces Statoil).
- Ubicación: Walker Ridge, aguas profundas.
- Reservas estimadas: Parte de un sistema con potencial de 3,000 a 15,000 millones de barriles de petróleo equivalente (boe) en la región del Lower Tertiary, aunque el campo Jack específicamente se estima en cientos de millones de barriles.
- Detalles: La prueba exitosa en 2006 marcó un hito para las reservas del Lower Tertiary, una formación geológica prometedora. Producción comercial comenzó más tarde, pero el descubrimiento fue clave en este periodo.
- St. Malo (2003, avanzado en 2005-2006)
- Operador: Chevron, con socios como ExxonMobil y Hess.
- Ubicación: Walker Ridge, aguas profundas.
- Reservas estimadas: Combinado con el campo Jack, se estima que St. Malo tiene reservas recuperables de más de 500 millones de boe.
- Detalles: Aunque el descubrimiento inicial fue antes de 2005, las perforaciones y evaluaciones entre 2005 y 2010 confirmaron su potencial. La producción comenzó en 2014.
- Kaskida (2006)
- Operador: BP.
- Ubicación: Keathley Canyon, aguas profundas.
- Reservas estimadas: Aproximadamente 3,000 millones de boe en sitio, con reservas recuperables estimadas entre 400 y 600 millones de boe.
- Detalles: Uno de los mayores descubrimientos de BP en el Golfo, en una formación del Lower Tertiary. Su desarrollo se retrasó por la complejidad técnica y el derrame de Deepwater Horizon en 2010.
- Tiber (2009)
- Operador: BP.
- Ubicación: Keathley Canyon, aguas profundas.
- Reservas estimadas: Más de 4,000 millones de boe en sitio, con estimaciones recuperables de 600 a 1,000 millones de boe.
- Detalles: Perforado por la plataforma Deepwater Horizon, fue el pozo más profundo de su tiempo (10,685 metros). Confirmó el potencial masivo de las aguas profundas del Golfo.
- Knotty Head (2005)
- Operador: Nexen (ahora parte de CNOOC), con Chevron como socio.
- Ubicación: Green Canyon, aguas profundas.
- Reservas estimadas: Entre 200 y 500 millones de boe recuperables.
- Detalles: Descubierto en 2005, fue uno de los primeros en la tendencia del Lower Tertiary. Su desarrollo fue más lento debido a desafíos técnicos.
- Freedoms (2008)
- Operador: BP.
catechumenateUbicación: Mississippi Canyon, aguas profundas. - Reservas estimadas: No divulgadas públicamente con precisión, pero estimadas en 100 a 300 millones de boe recuperables.
- Detalles: Parte de la cartera de BP en el Golfo, con potencial significativo en formaciones profundas.
- Hadrian (2008-2010, confirmado en pruebas)
- Operador: ExxonMobil.
- Ubicación: Keathley Canyon, aguas profundas.
- Reservas estimadas: Cerca de 700 millones de boe recuperables.
- Detalles: Descubrimiento en varias fases, con perforaciones exitosas entre 2008 y 2010. La producción comenzó después de 2015, pero el hallazgo fue clave en este periodo.
- Lucius (2009)
- Operador: Anadarko (posteriormente Occidental), con socios como ExxonMobil.
- Ubicación: Keathley Canyon, aguas profundas.
- Reservas estimadas: Más de 300 millones de boe recuperables.
- Detalles: Descubierto en 2009, entró en producción en 2015. Confirmó el potencial de arenas del Plioceno en la región.
- Heidelberg (2009)
- Operador: Anadarko (posteriormente Occidental).
- Ubicación: Green Canyon, aguas profundas.
- Reservas estimadas: Aproximadamente 200 a 400 millones de boe recuperables.
- Detalles: Descubrimiento en formaciones del Mioceno, con producción iniciada en 2016, pero confirmado durante este periodo.
- Vito (2009)
- Operador: Shell.
- Ubicación: Mississippi Canyon, aguas profundas.
- Reservas estimadas: Cerca de 300 millones de boe recuperables.
- Detalles: Descubierto en 2009, Vito es un campo clave para Shell. Su desarrollo se aceleró después de 2015, pero el hallazgo ocurrió dentro del periodo solicitado.
- Limitaciones de datos: Las reservas reportadas son estimaciones iniciales o recuperables, y algunas cifras exactas no siempre son públicas, ya que las compañías tienden a consolidar datos en informes posteriores. Los valores de "barriles de petróleo equivalente" (boe) incluyen petróleo y gas natural.
- Contexto geológico: Muchos de estos descubrimientos ocurrieron en aguas profundas y ultraprofundas, especialmente en formaciones como el Lower Tertiary y el Mioceno, que requerían tecnología avanzada para su exploración.
- Impacto del Deepwater Horizon: El derrame de 2010 en el pozo Macondo (operado por BP) ralentizó temporalmente la exploración en el Golfo debido a regulaciones más estrictas, pero no detuvo los descubrimientos significativos.
- Fuentes: La lista se basa en reportes de la industria, comunicados de operadoras como BP, Chevron, Shell, y Anadarko, y datos de la Oficina de Gestión de Energía Oceánica (BOEM) de EE.UU. Algunos detalles específicos, como Tiber, están respaldados por fuentes como.
Descubrimientos de petróleo en el Golfo de México (lado USA, 2015-2025):
- Warrior (2016)
- Operador: Anadarko Petroleum (posteriormente Occidental).
- Ubicación: Green Canyon, aguas profundas.
- Reservas estimadas: No divulgadas públicamente con precisión, pero estimadas en 100 a 200 millones de barriles de petróleo equivalente (boe) recuperables, basadas en el potencial de la región.
- Detalles: Descubierto en el bloque Green Canyon 515, este hallazgo se suma a la tendencia del Mioceno en aguas profundas. Fue considerado un descubrimiento complementario a campos cercanos como Heidelberg.
- Dover (2018)
- Operador: Shell.
- Ubicación: Mississippi Canyon, aguas profundas.
- Reservas estimadas: Aproximadamente 100 a 150 millones de boe recuperables.
- Detalles: Anunciado como un descubrimiento en el campo del Mioceno, se planeó como un vínculo submarino a la plataforma Appomattox de Shell. La producción comenzó en 2024, con tasas máximas estimadas de 21,000 boe por día.
- Monument (2019)
- Operador: Talos Energy.
- Ubicación: Green Canyon, aguas profundas.
- Reservas estimadas: Entre 50 y 100 millones de boe recuperables.
- Detalles: Descubierto en el bloque Green Canyon 781, este hallazgo se vinculó al sistema existente de Talos. Fue parte de los esfuerzos para explotar arenas del Mioceno.
- Leibniz (2019)
- Operador: Talos Energy.
- Ubicación: Green Canyon, aguas profundas.
- Reservas estimadas: Aproximadamente 50 a 150 millones de boe recuperables.
- Detalles: Cercano al descubrimiento Monument, Leibniz fortaleció la posición de Talos en la región. Se conectó a la infraestructura existente, optimizando costos.
- Whale (2017, confirmado en 2018)
- Operador: Shell, con Chevron como socio.
- Ubicación: Alaminos Canyon, aguas profundas.
- Reservas estimadas: Más de 200 millones de boe recuperables, con potencial para un sistema mayor.
- Detalles: Uno de los descubrimientos más significativos del período, Whale está cerca del campo Perdido. Shell avanzó en su desarrollo con una plataforma de producción, entrando en operación después de 2020.
- Anchor (2014, confirmado en pruebas 2015)
- Operador: Chevron, con socios como TotalEnergies.
- Ubicación: Green Canyon, aguas profundas.
- Reservas estimadas: Cerca de 400 a 600 millones de boe recuperables.
- Detalles: Aunque el descubrimiento inicial fue en 2014, las pruebas y evaluaciones en 2015 confirmaron su viabilidad. La producción comenzó en 2024, destacando por su alta presión y complejidad técnica.
- Baleine (2021, evaluación extendida)
- Operador: Chevron.
- Ubicación: Mississippi Canyon, aguas profundas.
- Reservas estimadas: No divulgadas con precisión, pero estimadas en 100 a 300 millones de boe recuperables.
- Detalles: Descubrimiento en formaciones profundas, parte de los esfuerzos de Chevron para expandir su cartera en el Golfo tras Anchor.
- Escasez de nuevos descubrimientos: Entre 2015 y 2025, la actividad exploratoria en el Golfo de México (lado estadounidense) se redujo en comparación con el período anterior. Esto se debe a los altos costos de perforación en aguas profundas, la volatilidad de los precios del petróleo (especialmente tras la caída de 2014-2016) y un mayor enfoque en optimizar campos existentes como Mad Dog, Atlantis o Thunder Horse.
- Reservas estimadas: Muchas operadoras no publican estimaciones detalladas de reservas hasta que los campos entran en producción, por lo que algunas cifras son aproximadas basadas en reportes de la industria.
- Contexto técnico: Los descubrimientos de este período se concentran principalmente en formaciones del Mioceno y, en menor medida, del Plioceno, con perforaciones en aguas profundas (1,500-3,000 metros). La tecnología avanzada, como la sísmica 4D, ha sido clave para identificar prospectos.
- Impacto ambiental y regulaciones: Tras Deepwater Horizon, las regulaciones de la BOEM y la Oficina de Seguridad y Cumplimiento Ambiental (BSEE) se endurecieron, lo que elevó los costos y ralentizó algunos proyectos exploratorios, afectando el ritmo de nuevos descubrimientos.
- Fuentes: La información proviene de comunicados de operadoras como Shell, Chevron, Talos Energy y Anadarko, así como de reportes de la BOEM y artículos de la industria. Por ejemplo, el descubrimiento de Dover está respaldado por datos de Shell citados en fuentes como.
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Regulación en al descarbonización del transporte marítimo.
ResponderEliminarhttps://www.hellenicshippingnews.com/unprecedented-global-agreement-gives-shipping-clarity-on-critical-next-step-to-decarbonization/
Otro artículo sobre el tema.
Eliminarhttps://cleantechnica.com/2025/04/11/un-shipping-agreement-a-victory-for-multilateralism-but-a-failure-for-the-climate/
Análisis del mercado del gas en 2025 por IEA.
ResponderEliminarhttps://www.hellenicshippingnews.com/global-gas-demand-growth-is-expected-to-slow-in-2025-amid-macroeconomic-uncertainties/
El tema de las reservas en general en EEUU es bastante "curioso". A diferencia de otros paises donde según sus reservas y producción tienen para muchas décadas al ritmo actual (sobre todo la OPEP, donde ya sabemos que las hincharon para ganar cuota), en EEUU, con una producción de mas de 13 millones (casi 5000 millones al año) apenas les da para una decada (48.000 a fin 2022. El mes que viene dan el dato 2023), aunque asi llevan bastantes años.
ResponderEliminarhttps://www.eia.gov/naturalgas/crudeoilreserves/
¿A alguien le sobra otro planeta?
ResponderEliminarCreo que el blog no funciona bien
ResponderEliminarEste comentario ha sido eliminado por el autor.
ResponderEliminarhttps://www.elsaltodiario.com/inteligencia-artificial/demanda-energetica-centros-datos-ia-se-cuadruplicara-2030-segun-un-informe
ResponderEliminarQuark tienes un poder de trabajo fenomenal.
ResponderEliminarGracias Agan.
EliminarAranceles a la carta ...
https://www.zerohedge.com/markets/trump-exempts-computers-handsets-chips-reciprocal-tariff-blitz
This is a curious way to 1. undermining U.S. manufacturing and 2. to increase the trade imbalance.
EliminarHigh price, high technology products can now be imported from China with low tariffs applied to them while low tech intermediate goods from China, which U.S. producers need for their products, will have super high tariffs on them.
If this stands it will lead to more low tech production of intermediate goods within the U.S. while the high tech production will stay and expand in China.
China had retaliated to the U.S. tariffs by applying a 125% tariff on all U.S. products. It is unlikely to exempt specific categories from that. At rates above 100% trade between China and the U.S. will within a short timeframe come to a complete halt.
The U.S. has now exempted some 22% in value of its previous imports from China from tariffs while China keeps tariffs on all U.S. products high. The trade between the two countries will thereby become more unbalanced than ever before.
The U.S. will continue to import 22% of its previous imports from China while its exports to China will shrink to zero. The absolute trade imbalance will thereby be higher than it was before Trump started his tariff war.
All this is a curious way of acknowledging defeat in the war. The rolling of heads will start tomorrow.
Copy/paste MoA .
De nuevo CHS en su blog.
ResponderEliminarhttps://charleshughsmith.blogspot.com/2025/04/last-gasp-of-landfill-economy.html
Parece que deberíamos lamentar el último suspiro de la Economía del Vertedero . Quizás deberíamos celebrar su desaparición.
El gran regalo de la globalización no fueron los precios bajos, sino el colapso de la durabilidad , que transformó la economía global en una Economía del Vertedero de productos de mala calidad fabricados con componentes de bajo costo con fallos garantizados, un control de calidad deficiente, obsolescencia programada y ciclos de producción acelerados, todo hiperrentable, en detrimento de los consumidores y del planeta.
La globalización también aceleró otra táctica hiperrentable:.Dado que ahora todos los productos se fabrican con los mismos componentes de baja calidad, todos fallan sin importar la marca o el precio. El refrigerador de $2,000 no dura más que el de $700. Dado que los fabricantes y minoristas saben que los productos están destinados al vertedero por diseño o por defecto, las garantías son uniformemente de un año, y es casi milagroso que el consumidor pueda encontrar a alguien que actúe para reemplazar o reparar el producto defectuoso incluso con la garantía.
...
Este hombre creer que todos somos tontos o algo así.
EliminarYo me preguntaría, si fuéramos a un modelo de producción de bienes de alta calidad, que provocaría una baja en las ventas y un colapso de la economía del crecimiento, de que trabajarían la gran mayoría de personas que sobran con ese modelo ? Se ha preguntado esto chs antes de lanzar sus críticas al modelo vigente ?
Obviamente CHS sabe todo esto, pero en realidad la narrativa que el busca es que quienes lo leen piensen que se puede volver a viejos sistemas económicos qué ya se demostraron obsoletos hace medio siglo, es la zanahoria del burro.
De cualquier forma, nadie tiene una respuesta al problema anterior, al menos que la intención sea efectivamente esta, provocar que millones se mueran de hambre.
En fin, espero que esta narrativa solo quede en tonterías y nada más, no es la primera vez, en todas las crisis salen los antiglobalistas(qué antes eran de izquierdas y anticapital, hoy de derechas y liberales),los anticapitalistas, los comunistas, los anticonsumistas,etc,etc.
Luego, claramente, todo sigue igual, y agregó, por más pasta que algunos ponen(ya sea la Matrix o no), la narrativa anticonsumo sigue siendo despreciable.
Colar qué tener menos y ser pobre es una bendición, sigue siendo difícil.
Creó que hoy día, nadie quisiera vivir como Lobo Estepario
La última vez que vi un último resplandor del anticonsumismo fue allá por la crisis del 2008 y años posteriores, más de alguno recordara a Michael Moore y su peli criticando al capitalismo y el despilfarro.
Digamos que quienes seguían esta corriente de pensamiento, aquellos fueron años dorados, debe ser también porque algo del espíritu hippie de los 60s aún estaba con vida, no lo sé, pero fue la última vez que se escucho alguna crítica.
Pero hoy la visión es otra, los únicos que discuten el consumismo son chalados o frikis, el decrecimiento ya sonaba ridículo en 2009 , pero hoy día ya ni a ese nivel llega.
Hoy día, todo el mundo, de una u otra vereda, fachas o progres, woke o no,todos pero todos sin excepción, lo único que desean es consumir, y cada año más si es posible.Esta es el camino, y de ahí no nos vamos a mover.
saludos
Tranquilo, JR. Millones van a morir de hambre, tomemos el camino que tomemos...
EliminarJorge Rafael, deberías ver esta conferencia sobre lo imperioso del decrecimiento; va a ocurrir nos guste o no, por las buenas o por las malas: https://www.youtube.com/watch?v=eiRQBUV1AVQ
EliminarTe equivocas de lleno, JR. Antes de hacer esos juicios, deberías leer el excelente libro de C.H. Smith "The Mythology of Progress, Anti-Progress and a Mythology for the 21st Century". Lástima que no esté traducido al español.
EliminarAquí nadie está añorando sistemas económicos obsoletos, pero sí cabe criticar el que se ha erigido en plenamente dominante y que es capaz de alcanzar todo el espectro de lo que nos concierne, desde el modo de producción hasta los perfiles más detallados de nuestra vida cotidiana a través de lo que este autor llama "mitologías" y que nos impregna a todos sin que seamos realmente conscientes. Lo que en realidad llamamos "progreso" no es sino un antiprogreso disfrazado. Este es el centro de la tesis de CHS. Dos ejemplos:
1- ¿Qué podríamos exigirle a un electrodoméstico, pongamos por caso, un frigorífico? Pues sencillamente que esté construido con buenos materiales, resistentes y duraderos, que tenga un diseño funcional y que esté pensado para servir a su auténtico y exclusivo propósito: conservar debidamente los alimentos. Sin embargo, hoy en día nos encontramos con máquinas de pésima calidad que raramente pasan de durar unos pocos años tras los cuales sufren las típicas averías de componentes irreparables y sofisticados. Eso sí, estaría equipado de una tarjeta electrónica WIFI para avisarme en el móvil que tengo que pasar urgentemente por un Carrefour a comprar yogures.
2- En España mueren 11 personas al día por suicidio; son las mayores tasas de la historia, tanto totales como por género. El problema ha llegado a ser tal, que es ahora mismo la primera causa de muerte no natural del país. Sin embargo, no deberíamos preocuparnos demasiado porque actualmente ya podemos descargar en nuestros dispositivos móviles con las correspondientes apps dedicadas al cultivo del mindfulness en nuestras vidas y que nos permitirán alcanzar la elevación espiritual y transcender fácilmente esos "pequeños" problemillas de nuestra interioridad que a veces se nos cruzan en el camino. También se debería hablar mucho de la hipermedicación que se prescribe en multitud de dolencias psiquátricas y que tanto hace las delicias de la industria farmacéutica.
Mientras se deteriora gravemente la asistencia psicológica pública y colectiva y no se termina de reconocer que estamos ante un enorme problema que involucra íntegramente a la sociedad, confiamos el auxilio de nuestra salud mental a la evolución de la Inteligencia Artificial y los grandes centros de datos. No hace falta decir que todo este complejo tecnológico del "bienestar interior" se encuentra inextricablemente enredado con el enriquecimiento aún mayor de algunos bolsillos multimillonarios.