Monitor de noticias de energía

Nota:La sección de notas rápidas se reanudará en 2023.

Las compañías petroleras PSU (Public Sector Enterprise) están perdiendo 4 INR netos por litro en diésel, mientras que sus márgenes se han vuelto positivos en gasolina. El ministerio buscará asistencia para los tres minoristas de combustible: Indian Oil Corporation (IOC), Bharat Petroleum Corporation Limited (BPCL) e Hindustan Petroleum Corporation Limited (HPCL) por las pérdidas en las que incurrieron al mantener los precios de la gasolina y el diésel desde la guerra de Ucrania para ayudar. el gobierno lucha contra la inflación. Las tres empresas mantuvieron los precios a pesar de que los precios internacionales del petróleo se dispararon a más de una década. La recuperación insuficiente (diferencia entre el precio de venta minorista y la tasa internacional) actualmente es de aproximadamente INR27 por litro de diesel, pero la pérdida de efectivo real (la pérdida basada en el costo real de adquisición de petróleo crudo y su conversión en combustible) es de aproximadamente INR3-4 por litro. Las compañías petroleras moderaron los precios durante la volatilidad extrema para ayudar a los consumidores. Los tres minoristas de combustible sufrieron una pérdida neta de más de 190.000 millones de INR en el trimestre de abril a junio y se espera que también informen pérdidas en el trimestre siguiente. El mes pasado, el gobierno repartió 220.000 millones de INR a las tres empresas como una subvención única para compensar las pérdidas en las que incurrieron al vender GLP en dos años a partir de junio de 2020.

El Centro está listo para incluir la gasolina y el diésel bajo el régimen GST (Impuesto sobre Bienes y Servicios), pero es poco probable que los estados estén de acuerdo con tal medida. India ha visto uno de los aumentos más bajos en estos precios en el último año. India ha podido aislarse del aumento de los precios del combustible tomando una serie de medidas, incluida la reducción del impuesto especial del Centro.

SHV Energy Pvt Ltd, una subsidiaria de la multinacional holandesa SHV Energy NV, ha ampliado la capacidad de su terminal de GLP (gas licuado de petróleo) en 30 000 toneladas métricas en Tamil Nadu con un desembolso de aproximadamente INR5 mil millones. La instalación en Tuticorin aumentaría de 8500 toneladas métricas a 38 500 toneladas métricas, lo que representa una inversión de alrededor de 5.000 millones de INR. SHV Energy Pvt Ltd, establecida en 1996 bajo la marca SUPERGAS, tiene siete terminales de importación, 20 plantas de llenado. El GLP ayudaría a acelerar las necesidades energéticas a largo plazo de la India y apoyaría la transición del país para alejarse de los combustibles más contaminantes, como el carbón y el petróleo.

El precio de un cilindro comercial de GLP de 19 kg (kilogramo) ha vuelto a caer en Mumbai, esta vez en INR115,50 por cilindro. El precio revisado de los cilindros comerciales a partir del 1 de noviembre es de 1696 INR, lo que ha supuesto un gran alivio para los hoteleros, los servicios de catering, entre otros. Si bien los precios de los cilindros comerciales de GLP se redujeron drásticamente en los últimos meses, no ha habido cambios en los precios de los cilindros domésticos, que cuestan INR1,052 por cilindro. El precio del cilindro doméstico de GLP experimentó cinco aumentos en el último año, lo que elevó el precio a más de INR1,000 por un cilindro de 14,2 kg, mientras que el gas para cocinar por tubería o PNG también experimentó 10 aumentos durante el mismo período. La tarifa del gas de cocina canalizado era de 52,50 INR por unidad. Las tarifas comerciales de GLP se revisan una vez al mes. Las tasas difieren de un estado a otro según el IVA local, agregaron las fuentes. Este abril, las tarifas comerciales de GLP habían sido testigos de un aumento de INR250 y la tarifa había escalado a INR2,205 por cilindro. En cuanto al gas de cañería para cocinar, Mahanagar Gas redujo los precios en dos ocasiones, en abril y agosto, cuando el gobierno redujo los impuestos, pero los ciudadanos dijeron que esto no fue un gran alivio. En general, hubo más de INR20 alza en el último año.

Indian Oil Corporation (IOC), la principal refinería del país, planea reanudar las operaciones en su craqueador de nafta Panipat en el norte de India el 15 de diciembre, luego de un cambio programado que comenzó en la última semana de septiembre. El craqueador de nafta en la planta Panipat de IOC consume anualmente alrededor de 2,3 millones de toneladas (TM) de nafta y produce 857.000 toneladas de etileno. IOC no planea reducir las tiradas o extender el cierre del cracker debido a la reducción de los márgenes regionales a medida que aumenta el consumo interno de productos petroquímicos en la India. El consumo petroquímico per cápita de la India es aproximadamente un tercio del promedio mundial. Las refinerías asiáticas han estado lidiando con bajos márgenes de craqueo de nafta, principalmente debido a la baja demanda petroquímica en la región, especialmente en China.

Vedanta obtuvo una extensión de 10 años de la licencia para su prolífico bloque petrolero Rajasthan hasta el 14 de mayo de 2030. La licencia inicial para explorar y producir petróleo y gas en el bloque Barmer expiró el 14 de mayo de 2020. El gobierno había acordado un 10- extensión de un año, pero quería una mayor participación de petróleo y gas del bloque, así como la resolución de una disputa de INR56.51 mil millones sobre la recuperación de costos por el mismo. El gobierno acordó firmar la extensión del Contrato de Producción Compartida (PSC) en espera de la resolución de la disputa. La compañía produjo 120.805 barriles de petróleo equivalente por día (boepd) en el segundo trimestre finalizado el 30 de septiembre de 2022. El bloque, con 38 descubrimientos, hasta la fecha, tiene un total de hidrocarburos en el lugar de 5.900 millones de barriles de petróleo equivalente (bboe). El bloque ha producido acumuladamente más de 700 millones de barriles de petróleo equivalente (mmboe) en la última década. Vedanta cree que es elegible para una extensión automática de PSC para el bloque Rajasthan (RJ) en los mismos términos a partir del 15 de mayo de 2020. En octubre de 2018, el gobierno acordó extender por 10 años el contrato para los campos de Barmer en Rajasthan después de la expiración del período inicial del contrato de 25 años el 14 de mayo de 2020.

Oil India Ltd (OIL) reportó su ganancia neta trimestral más alta de 17.200 millones INR para julio-septiembre a pesar de que un impuesto a las ganancias extraordinarias recientemente introducido quitó algunas de las ganancias acumuladas por un aumento en los precios del petróleo. La compañía, que es el segundo mayor productor estatal de petróleo del país, ganó un promedio de US$100,59 por cada barril de petróleo que produjo y vendió en el segundo trimestre, en comparación con las ganancias de US$71,35 por barril del año pasado. La producción de petróleo se mantuvo casi sin cambios en 0,79 MT, mientras que la producción de gas aumentó marginalmente a 0,823 millones de metros cúbicos. La ganancia récord se produjo a pesar de que el gobierno impuso un nuevo impuesto a partir de julio sobre el petróleo crudo producido en el país para eliminar algunas de las ganancias tras el aumento de los precios internacionales del petróleo. El petróleo crudo de producción nacional se vende a un precio referenciado a las tasas mundiales.

Estados Unidos (EE. UU.) está feliz de que India continúe comprando todo el petróleo ruso que quiera, incluso a precios por encima de un mecanismo de límite de precios impuesto por el G7, si se mantiene alejado de los servicios marítimos, financieros y de seguros occidentales sujetos al límite. dijo la secretaria del Tesoro de Estados Unidos, Janet Yellen. El tope aún impulsaría los precios mundiales del petróleo a la baja y frenaría los ingresos de Rusia, dijo Yellen. Rusia no podrá vender tanto petróleo como lo hace ahora una vez que la Unión Europea (UE) detenga las importaciones sin recurrir al precio tope o descuentos significativos de los precios actuales, dijo Yellen. La existencia del tope daría a India, China y otros grandes compradores de crudo ruso influencia para bajar el precio que pagan a Moscú, dijo Yellen.

Las importaciones de petróleo de India desde Medio Oriente cayeron a un mínimo de 19 meses en septiembre, mientras que las importaciones rusas se recuperaron, aunque las interrupciones de refinación afectaron las importaciones generales de crudo, según mostraron los datos de comercio y envío. Las importaciones totales de petróleo de la India en septiembre cayeron a un mínimo de 14 meses de 3,91 millones de barriles por día (bpd), un 5,6 por ciento menos que el año anterior, debido al mantenimiento en refinerías como Reliance Industries Limited (RIL) e Indian Oil Corporation (IOC). ), mostraron los datos. Las importaciones de India desde Medio Oriente cayeron a alrededor de 2,2 millones de bpd, un 16,2 por ciento menos que en agosto, mostraron los datos, mientras que las importaciones de Rusia aumentaron un 4,6 por ciento a unos 896.000 bpd tras caer en los dos meses anteriores. La participación de Rusia en las importaciones de petróleo de la India aumentó a un máximo histórico del 23 por ciento desde el 19 por ciento del mes anterior, mientras que la del Medio Oriente disminuyó al 56,4 por ciento desde el 59 por ciento, mostraron los datos. Las importaciones de Arabia Saudita cayeron a un mínimo de tres meses de alrededor de 758.000 bpd, un 12,3 por ciento menos que en agosto, mientras que las importaciones de Irak se desplomaron a 948.400 bpd, su nivel más bajo en un año, mostraron los datos. En la primera mitad de este año fiscal, las refinerías indias también redujeron las compras de petróleo africano, en su mayoría comprado en el mercado al contado. Sin embargo, el suministro de Medio Oriente aumentó desde una base baja el año pasado cuando la segunda ola del coronavirus redujo la demanda de combustible.

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP, por sus siglas en inglés) recortó su pronóstico para el crecimiento de la demanda mundial de petróleo en 2022 por quinta vez desde abril y recortó aún más la cifra del próximo año, citando los crecientes desafíos económicos, incluida la alta inflación y el aumento de las tasas de interés. La demanda de petróleo en 2022 aumentará en 2,55 millones de bpd, o un 2,6 por ciento, dijo la OPEP en un informe mensual, 100.000 bpd menos que el pronóstico anterior. El próximo año, la OPEP espera que la demanda de petróleo aumente en 2,24 millones de bpd, también 100.000 bpd por debajo de lo previsto anteriormente. A pesar de comentar sobre los crecientes desafíos, la OPEP mantuvo estables sus pronósticos de crecimiento económico global para 2022 y 2023 y dijo que si bien los riesgos estaban sesgados a la baja, también había potencial alcista. Para octubre, con el debilitamiento de los precios del petróleo por los temores de una recesión, el grupo hizo un recorte de 100.000 bpd al objetivo de producción de la OPEP+, con una reducción aún mayor a partir de noviembre.

Es probable que la OPEP mantenga su opinión de que la demanda mundial de petróleo aumentará durante otra década, más de lo que predicen muchos otros pronosticadores, en un importante informe próximo a publicarse, a pesar del papel cada vez mayor de las energías renovables y los automóviles eléctricos. Está previsto que la OPEP actualice sus previsiones de demanda de petróleo a largo plazo en su Perspectiva mundial del petróleo 2022 el 31 de octubre. La versión de 2021 prevé que la demanda de petróleo se estabilice después de 2035. Otra década o más de crecimiento de la demanda de petróleo sería un impulso para los productores y la OPEP, cuyos 13 miembros dependen de los ingresos del petróleo, y justificaría la inversión continua en nuevos suministros. Los consumidores y los gobiernos que instan a los esfuerzos para frenar el uso de petróleo para combatir el cambio climático estarían menos contentos.

Saudi Aramco ha dicho al menos a cuatro clientes de refinerías en el norte de Asia que recibirán volúmenes de contrato completos de petróleo crudo en diciembre. El productor mantiene un suministro constante a Asia a pesar de la decisión de la OPEP y sus aliados, incluida Rusia, conocida como OPEP+, de reducir el objetivo de producción del grupo en 2 millones de bpd a partir de este mes. El ministro de Energía de Arabia Saudita, Abdulaziz bin Salman, dijo cuando se anunciaron los recortes en octubre que el recorte real del suministro sería de aproximadamente 1 millón a 1,1 millones de bpd. Los últimos precios de venta oficiales (OSP) de Arabia Saudita a los compradores asiáticos han enviado una señal de que no recortará la asignación para el mes. Saudi Aramco redujo el OSP de diciembre para su crudo árabe ligero insignia que vende a Asia en 40 centavos por barril con respecto al mes anterior en medio de señales de una demanda más débil en la región. Pero la compañía elevó los OSP a los clientes europeos y mantuvo sin cambios los precios para los clientes en los EE. UU. Los EE. UU., la Unión Europea (UE) y otras naciones del G7 están listos para imponer un precio máximo al petróleo ruso el 5 de diciembre en respuesta a la invasión de Ucrania por parte de Rusia. China, el mayor comprador de crudo saudí, ha aumentado las compras a Rusia para aprovechar los descuentos del petróleo ruso a medida que los países occidentales redujeron el comercio con Moscú.

El ministro de Energía de Omán, Salim al-Aufi, dijo que vio que los precios del petróleo bajaban del rango de US$90 por barril después de la temporada de invierno. Aufi dijo que Omán fijó el precio del petróleo para su presupuesto en 55 dólares el barril para crear un colchón adicional para los pagos de la deuda, pero que no creía que los precios bajaran tanto. Aufi dijo que aún no había visto ningún dato y que la OPEP+ podría moverse en cualquier dirección, dependiendo de si el grupo creía que el mercado estaba sobreabastecido. Los productores de la OPEP+ se han unido en torno al principal exportador de petróleo y líder de facto de la OPEP, Arabia Saudita, después de que Washington lo acusó de empujar a algunos miembros al recorte. La capacidad de producción de Omán es actualmente de 1,2 millones de bpd, dijo Aufi.

Irak exportó 104,83 millones de barriles de petróleo crudo en octubre, generando ingresos por 9.250 millones de dólares, anunció el Ministerio de Petróleo del país. Se exportaron un total de 102,7 millones de barriles desde los campos petrolíferos del centro y sur de Irak a través del puerto de Basora, mientras que más de 2 millones de barriles se exportaron desde la provincia norteña de Kirkuk a través del puerto turco de Ceyhan en el Mediterráneo. Los precios del petróleo han aumentado en los mercados mundiales desde el estallido de la crisis entre Rusia y Ucrania en febrero, beneficiando a Irak y otros países exportadores de petróleo. La economía de Irak depende en gran medida de las exportaciones de petróleo crudo, que representan más del 90 por ciento de los ingresos del país.

NNPC Ltd de Nigeria dijo que Addax Petroleum Development (Nigeria) Ltd de Sinopec había salido de sus cuatro principales bloques mineros de petróleo en Nigeria y los transfirió a la compañía petrolera estatal. Addax comenzó sus operaciones en Nigeria en 1998 al firmar contratos de producción compartida (PSC) con NNPC. Los arrendamientos petroleros fueron revocados en abril de 2021 por el regulador petrolero que acusó a Addax de no desarrollarlos lo suficiente, pero la decisión fue anulada por el presidente Muhammadu Buhari. NNPC se convirtió en una entidad comercial en julio y está acumulando activos antes de una oferta pública inicial planificada para la segunda mitad del próximo año.

El jefe de la Corporación Nacional de Petróleo de Libia (NOC), Farhat Bengdara, dijo que la producción de petróleo había aumentado a 1,2 millones de bpd desde los 600.000 bpd de hace tres meses y que NOC no espera ninguna interrupción en la producción de petróleo. La producción de petróleo ha sido golpeada repetidamente en Libia, un miembro de la OPEP, por grupos que bloquean las instalaciones, a veces para exigir beneficios materiales, pero también como una táctica para lograr fines políticos más amplios. Bengdara dijo que Libia, que busca inversiones para desarrollar nuevos suministros de petróleo y gas natural, está cerca de finalizar un acuerdo con la italiana Eni por un valor de hasta 8.000 millones de dólares.

Las refinerías chinas están ralentizando las compras de crudo ruso en diciembre y pagan primas más bajas ante las inminentes sanciones de la Unión Europea y la incertidumbre que rodea el plan del G7 para limitar los precios del petróleo ruso. La desaceleración del comercio está provocando un aumento de los suministros de crudo ruso, lo que pesa sobre los precios, ya que China e India se han convertido en los principales compradores de petróleo desde que estalló la guerra de Ucrania. La Unión Europea prohibió las importaciones de crudo y productos petrolíferos rusos el 5 de diciembre y el 5 de febrero, respectivamente. Se han vendido entre cinco y siete cargas ESPO Blend cargadas en diciembre a usuarios finales chinos, una fracción del promedio de alrededor de 30 envíos que Rusia exporta cada mes.

El gobierno de EE. UU. planea emitir una guía sobre un tope en el precio del petróleo ruso que entró en vigencia el 5 de diciembre y está listo para algunos "contratiempos" en su implementación. El gobierno estaba en estrecho contacto con la industria y los socios internacionales sobre el tope del precio del petróleo y lo abordaba con un "espíritu de flexibilidad". El tope de precios sin precedentes tiene como objetivo impedir que Rusia se beneficie de un aumento en los precios del petróleo desde su invasión de Ucrania el 24 de febrero, al tiempo que garantiza que el petróleo ruso continúe fluyendo hacia los mercados globales después de que entre en vigencia una prohibición de la Unión Europea sobre las importaciones de petróleo ruso el próximo mes. El plan exige que los países participantes nieguen los servicios de transporte de petróleo dominados por Occidente, como seguros, finanzas, corretaje y navegación, a los cargamentos de petróleo con un precio superior al tope.

La Administración de Información de Energía de EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés) recortó su pronóstico para el crecimiento de la producción de crudo del próximo año en un 21 por ciento, días después de que los jefes de los productores de petróleo advirtieran sobre la inflación persistente y las restricciones en la cadena de suministro. Se espera que la producción de crudo de EE. UU. aumente en alrededor de 480.000 bpd a 12,31 millones de bpd, por debajo del pronóstico de crecimiento anterior de 610.000 bpd. Aún así, la producción de petróleo de EE. UU. en 2023 superará la producción récord de 12,29 millones de bpd de 2019. La perspectiva más baja se produce cuando el presidente de EE. UU., Joe Biden, ha pedido a las empresas que aumenten su producción para hacer bajar los precios del combustible que están avivando la inflación y amenazando con la escasez de combustible para calefacción y diésel este invierno. La EIA recortó sus estimaciones de demanda para el próximo año a un aumento de 100.000 bpd desde los 190.000 bpd que había pronosticado el mes pasado.

La región productora de petróleo más grande del norte de Colorado está emergiendo como un caso de prueba para las compañías de energía que esperan abordar los problemas ambientales y regulatorios más apremiantes de la industria: tapar los pozos viejos que filtran metano y otras emisiones que contribuyen al calentamiento del clima. En esta comunidad agrícola, el gigante petrolero Chevron Corp está enviando cuadrillas como parte de una campaña estatal para sellar las fugas. Una vez que se tapan los pozos con cemento y se retira el equipo, los trabajadores restauran la tierra a su estado original. Colorado, el quinto estado productor de petróleo más grande de EE. UU., ha estado a la vanguardia del sentimiento anti-perforación que se extiende por todo el país. Los votantes establecieron límites a las operaciones cerca de hogares y escuelas, prohibieron la quema rutinaria de gas no deseado e impusieron restricciones a los productos químicos de fracking.

Exxon Mobil Corporation realizó dos nuevos descubrimientos en los pozos Sailfin-1 y Yarrow-1 en el bloque Stabroek en la costa de Guyana, lo que podría agregar más barriles a uno de los nuevos descubrimientos de petróleo más observados. Exxon no reveló cuánto petróleo crudo o gas estima que contienen los nuevos descubrimientos. Guyana suma un tercio del crudo descubierto en el mundo desde que Exxon tocó petróleo por primera vez en el país en 2015, según la consultora Rystad. Los cerca de 11.000 millones de barriles de petróleo recuperable descubiertos antes de los nuevos hallazgos deberían convertir al país en una potencia petrolera mundial en los próximos años, dijo Rystad. Exxon y su socio Hess Corporation dijeron que la Fase 1 y la Fase 2 de Liza, los primeros proyectos aprobados en alta mar en Guyana por las dos compañías, están produciendo por encima de su capacidad y alcanzaron un promedio de casi 360.000 bpd en el tercer trimestre. Las empresas esperan que la producción total de Guyana supere el millón de bpd para fines de esta década.

La caída de la producción llevó las exportaciones de petróleo de Venezuela en octubre al cuarto promedio mensual más bajo de este año, según datos de seguimiento de buques y documentos de la petrolera estatal PDVSA. La producción y las exportaciones de petróleo de PDVSA y sus empresas conjuntas han fluctuado este año debido a interrupciones, la falta de inversión sostenida y un grupo cada vez menor de socios dispuestos a continuar operando en la nación sudamericana sancionada por Estados Unidos. En octubre, un total de 25 cargamentos partieron de aguas venezolanas con un promedio de 533.968 bpd de crudo y productos, según los datos de seguimiento de petroleros de Refinitiv Eikon y los informes internos de exportaciones de PDVSA. La disminución de la producción de crudo y los inventarios insuficientes del grado exportable insignia del país, Merey 16, derribaron las exportaciones de petróleo de Venezuela en octubre al cuarto promedio mensual más bajo en lo que va del año. Venezuela informó a la OPEP una caída de 57.000 bpd en su producción de crudo en septiembre a 666.000 bpd, la segunda cifra mensual más baja de este año. En diciembre pasado, PDVSA celebró haber alcanzado 1 millón de bpd de producción de petróleo, pero el aumento duró poco. La mayoría de los cargamentos de petróleo enviados en octubre se dirigieron a destinos asiáticos, principalmente Malasia y China, a través de intermediarios. Otros 52.000 bpd de crudo, fueloil, diésel y combustible para aviones se enviaron al aliado político Cuba, que lucha por satisfacer la demanda interna de combustible en medio de un mayor consumo y unas importaciones insuficientes después de que un gran incendio dañara su principal terminal petrolera en agosto.

La petrolera estatal mexicana Pemex registró un aumento mensual del 30 por ciento en las exportaciones de crudo en septiembre con respecto al mes anterior, impulsada por la creciente demanda de Europa y Asia tras la invasión rusa de Ucrania. Pemex exportó 1,21 millones de bpd de crudo frente a los 914.665 bpd de agosto. Las exportaciones aumentaron un 23 por ciento interanual, desde los 983.000 bpd registrados en septiembre pasado. El gobierno mexicano, que había dicho que este año avanzaría hacia la refinación de más petróleo en el país, se aprovechó de los precios más altos que siguieron a la guerra de Rusia en Ucrania. Pemex dijo que los envíos de crudo con destino a Europa, que busca separarse del petróleo ruso, aumentaron un 85 por ciento en septiembre frente a agosto para llegar a 149.734 bpd, mientras que los envíos a Asia aumentaron un 80 por ciento a 292.008 bpd.

El gobierno de Colombia puede cambiar su posición sobre la prohibición de nuevos contratos para la exploración de petróleo. Otorgar nuevos contratos para la exploración petrolera representaría un gran cambio de sentido para el gobierno del presidente izquierdista Gustavo Petro, quien anteriormente describió el petróleo y el carbón, las principales exportaciones del país, como venenos, al tiempo que se comprometió a alejar a Colombia de los hidrocarburos. La decisión de Petro de evitar nuevos contratos de exploración de petróleo, junto con otros comentarios sobre controles de capital y críticas al aumento de la tasa de interés por parte del banco central, ha provocado que el peso colombiano se deprecie bruscamente, cayendo a un mínimo histórico. El gobierno de Petro acordó modificar una propuesta de reforma tributaria para implementar nuevos aranceles sobre el petróleo y el carbón de manera más gradual.

El Consejo Asesor de Empresas Petroleras (OCAC) de Pakistán ha dicho que se espera que el país enfrente una escasez de gasolina y diésel de alta velocidad, y ha pedido medidas especiales para evitar la crisis de combustible que se avecina. Se calculó un déficit de 210.000 toneladas métricas de diesel de alta velocidad y 147.000 toneladas métricas de gasolina después de una extensa deliberación previa. Sin embargo, es alarmante que aún no se haya registrado la importación de gasolina correspondiente al volumen de ventas anticipado y la cobertura de existencias, señaló la OCAC. Teniendo en cuenta la situación, el representante del sector petrolero solicitó a los reguladores de petróleo y gas del país que emitan las directivas necesarias a las empresas importadoras para el estricto cumplimiento de los planes de importación para evitar una escasez.

El primer ministro británico (PM), Rishi Sunak, pidió esfuerzos para estabilizar los mercados petroleros en las conversaciones con el príncipe heredero de Arabia Saudita, a quien el presidente estadounidense Joe Biden rechazó por un recorte de la producción. Biden se indignó después de que el cártel petrolero de la OPEP+ liderado por Arabia Saudita decidiera reducir la producción en dos millones de barriles por día a partir de noviembre, lo que agregó presión a los precios mundiales y potencialmente aumentó los ingresos para el exportador de energía Rusia, contrarrestando la campaña liderada por Estados Unidos para aislar a Moscú por su invasión. de Ucrania Arabia Saudita insistió en que solo estaba considerando factores económicos, pero la medida enfureció a Biden, ya que había asumido riesgos políticos en junio al visitar el reino en una misión para garantizar el flujo de petróleo.

25 de noviembre: El Ministro Principal (CM) de Meghalaya, Conrad K Sangma, dijo que no hay escasez de gasolina y diésel en el estado. El CM pidió a todos los ciudadanos que no recurran a la compra de pánico de ningún producto básico. Dijo que su gobierno ha iniciado las acciones necesarias para garantizar que no haya escasez de existencias y suministros. El organismo principal de trabajadores del petróleo en Assam dijo que detuvo el transporte de combustible al estado vecino. Se vieron cientos de vehículos esperando en las bombas de gasolina mientras la gente se apresuraba a llenar los tanques por temor a la escasez. Las colas de vehículos provocaron atascos de tráfico en la capital del estado aquí y también en otras partes del estado. Se vio a policías regulando el movimiento de vehículos en algunos surtidores de gasolina donde los automovilistas se descontrolaron mientras esperaban su turno. Assam Petroleum Mazdoor Union (APMU) había enviado cartas a todas las empresas de comercialización de petróleo de PSU, incluidas IOC (Indian Oil Corporation), HPCL (Hindustan Petroleum Corporation Ltd) y BPCL (Bharat Petroleum Corporation Ltd), informándoles sobre su decisión de no cargar combustible en camiones cisterna. El sindicato expresó su preocupación por la seguridad de los vehículos de Assam en Meghalaya en medio de la violencia que siguió al asesinato de seis personas en la frontera interestatal.

29 de noviembre: Un panel de revisión de precios del gas designado por el gobierno, dirigido por Kirit Parikh, recomienda un precio mínimo y máximo para el gas natural producido a partir de campos heredados de empresas estatales durante cinco años para ayudar a moderar las tarifas de GNC (gas natural comprimido) y gas de cocina canalizado. A los productores estatales Oil and Natural Gas Corporation (ONGC) y Oil India Ltd (OIL) se les pagará un precio mínimo o mínimo de 4 dólares estadounidenses por millón de unidades térmicas británicas métricas (mmBtu) y un precio tope o tope de 6,5 dólares estadounidenses en comparación con el precio actual. tasa de US$8.57. El informe, que exige no modificar la fórmula de precios existente para campos difíciles como KG-D6 de RIL (Reliance Industries Ltd) y BP plc, está en proceso de finalización y puede reducir marginalmente el precio máximo del gas ONGC. Los campos KG-D6 de RIL y su socio bp plc del Reino Unido se rigen por la fórmula de precios para campos difíciles. La tarifa para campos difíciles a partir del 1 de octubre es de US$12,46 por mmBtu. El Ministerio del Petróleo procesará las recomendaciones antes de enviarlas al Gabinete para que apruebe los cambios en el régimen de precios del gas existente. Para mantener las tarifas bajo control para que no agreguen fuego a la ya alta inflación, el gobierno formó un comité para revisar la forma en que se fijan los precios del gas producido en India.

28 de noviembre: India recibirá su primer cargamento de la planta Tangguh LNG (gas natural licuado) de Indonesia en la terminal de Dahej, según un analista de Refinitiv y los datos de seguimiento de barcos de Refinitiv. La carga de GNL está siendo transportada por el tanquero BW Helios, dijo el analista. El BW Helios recogió la carga de 132.000 metros cúbicos en la instalación de carga de Tangguh LNG el 18 de septiembre, según datos de Refinitiv. El envío fue inusual ya que los cargamentos de GNL de Indonesia generalmente se exportan al norte de Asia, y la India recibe cargamentos de GNL de Qatar, Omán y los Emiratos Árabes Unidos.

25 de noviembre: India está preparando una hoja de ruta para organizar servicios de almacenamiento flotante para GNL (gas natural licuado) en todos sus puertos principales. Se estima que la empresa vale IMR200 mil millones en total y probablemente estará abierta para la participación del sector privado. India tiene 12 puertos principales, de los cuales Cochin (Kerala) y Kandla (Gujarat) ya cuentan con servicios de almacenamiento de GNL accesibles. Las terminales de GNL propuestas brindarán servicios de reabastecimiento de combustible para los barcos, además de ayudar a atender la creciente demanda de gasolina de la India para el comercio y para la distribución de gas urbano. Los Ferrocarriles de la India permitieron recientemente el transporte del GNL en su red para permitir suministros confiables a los consumidores en las áreas del interior. Según la Célula de Análisis y Planificación del Petróleo, aproximadamente la mitad del consumo completo de gasolina pura de la India se satisface con GNL importado. El sector de los fertilizantes, principal comprador de gasolina, cubre alrededor del 70 por ciento de su requerimiento vía importaciones.

28 de noviembre: A Coal India Ltd (CIL) se le ha dado la libertad de pasar los costos de cierre de la mina a los consumidores, pero aún no ha tomado tal medida. La minera había producido 622 millones de toneladas (TM) de carbón en 2021-22 y perseguía un objetivo de 700 TM en el ejercicio fiscal actual. Coal India había cerrado minas subterráneas por razones de inviabilidad en el pasado, pero con la implementación de la tecnología, estas minas pueden reactivarse. Como resultado de la demanda sin precedentes de carbón, la minera más grande del mundo está considerando activamente reactivar algunas minas discontinuadas. Coal India propone reabrir 30 minas discontinuadas con reservas explotables estimadas de alrededor de 600 MT.

25 de noviembre: Después de enfrentar una prolongada crisis del carbón, las plantas de energía térmica en el estado están tomando un respiro ya que el carbón del bloque Parsa East-Kanta Basan (PEKB) en Chhattisgarh ha vuelto a llegar a ellas. Actualmente, con cuatro rastrillos por día transportados a Rajasthan, la situación en las centrales eléctricas se ha normalizado. El gobierno central había asignado a Rajasthan un bloque de carbón de 15 mtpa (millones de toneladas por año) en PEKB en Chhattisgarh y otro de 5 mtpa de capacidad en Parsa, también en Chhattisgarh, en 2015. Las reservas en la primera fase del bloque de carbón PEKB se agotaron este año. La primera fase de minería en 762 hectáreas de tierra en el bloque PEKB se asignó a Rajasthan Rajya Vidyut Utpadan Nigam Limited (RRVUNL) en 2007, y la minería, que comenzó en 2013, se completó. La interrupción del suministro de carbón de Chhattisgarh había sumido a las centrales eléctricas de Rajasthan en una crisis, obligando a RRVUNL a comprar carbón a precios más altos y causando agujeros en los bolsillos de los consumidores. Si bien se requieren 23 rastrillos de carbón por día para operar todas las plantas de energía en Rajasthan a plena capacidad, el estado actualmente recibe 17 rastrillos por día, lo cual es suficiente para satisfacer la demanda actual.

29 de noviembre: El Ministerio de Energía ha lanzado un esquema para la adquisición de electricidad agregada de 4.500 MW durante cinco años bajo la política SHAKTI (Scheme for Harnessing and Allocating Koyala Transparently in India). Bajo el esquema, PFC Consulting Ltd ha llamado a licitación para el suministro de 4.500 MW. El suministro de electricidad comenzará a partir de abril de 2023. Las empresas de servicios públicos que han mostrado interés en el esquema son Gujarat Urja Vikas Nigam Ltd, Maharashtra State Electricity Distribution Company Ltd, Madhya Pradesh Power Management Company Ltd, New Delhi Municipal Corporation y Tamil Nadu Generation and Distribution. Corporation Ltd. La última fecha para la presentación de ofertas es el 21 de diciembre de 2022.

29 de noviembre: La privatización no es la única solución a los problemas que enfrentan muchas discoms (empresas de distribución) de energía en el país, ya que muchas entidades estatales funcionan de manera eficiente y obtienen ganancias, dijo el presidente y director general (CMD) de NTPC Ltd, Gurdeep Singh. El gobierno sindical ha estado tomando iniciativas para privatizar los discoms. Pero dado que la electricidad está en la lista concurrente de la Constitución de la India, el gobierno de la unión podría tomar medidas para privatizar las discoms solo en los Territorios de la Unión. Algunos estados, incluidos Gujarat, Odisha y Bengala Occidental, han privatizado la distribución de energía. Dijo que las discordias privadas funcionan de manera eficiente y obtienen ganancias y también mencionó que, al mismo tiempo, hay discordias estatales que funcionan de manera eficiente y también obtienen ganancias.

27 de noviembre: Punjab CM (Ministro Principal) Bhagwant Mann afirmó que más del 95 por ciento de las familias en el estado obtendrán cero facturas de electricidad en los próximos meses, lo que les brindará un gran alivio. El CM dijo que el gobierno estaba proporcionando 600 unidades de electricidad gratuita a las personas en cada ciclo. Mann dijo que, por primera vez, el 86 por ciento de los hogares en Punjab habían recibido cero facturas de electricidad. Dijo que la medida también había ayudado a reducir el consumo de energía ya que varias familias en el estado habían comenzado a usar menos energía, por lo que podían aprovechar 600 unidades de electricidad gratis. Agregó que se estaban haciendo esfuerzos para mejorar la producción de electricidad en el estado.

27 de noviembre: Adani Transmission Ltd (ATL) invitó sugerencias y objeciones del público para la concesión de una licencia de distribución de energía en más áreas de la región metropolitana de Mumbai, incluidas Mulund, Bhandup, partes del distrito de Thane, Navi Mumbai, Panvel, Kharghar, Taloja y Uran. La nueva subsidiaria de ATL, Adani Electricity Navi Mumbai Ltd (AENML), presentó recientemente una solicitud ante la Comisión Reguladora de Electricidad de Maharashtra (MERC) para obtener una licencia de distribución en las áreas recientemente identificadas. La solicitud fue admitida por MERC. Planea atender a más de 5 lakh de nuevos consumidores en cinco años. En la actualidad, Adani Electricity atiende a 31 lakh de consumidores en los suburbios de Mumbai. Se ha previsto una inversión de 57.000 millones INR para que ATL construya la nueva red de distribución paralela.

29 de noviembre: Panasonic Life Solutions, el brazo indio del gigante japonés de productos electrónicos de consumo y electrodomésticos, ha elegido India como base para expandir la producción de engranajes solares para servir a los mercados nacionales y de exportación selectos. La decisión de localizar se produce en medio de políticas gubernamentales recientes para frenar las importaciones y el aumento de los problemas de la cadena de suministro con las importaciones chinas, dijo el jefe de negocios solares de la compañía, Amit Barve. Dijo que las políticas gubernamentales también influyeron en "hasta cierto punto" en la decisión de Panasonic de hablar localmente y agregó que los esfuerzos en otros países para encontrar una cadena de suministro alternativa a China en términos de abastecimiento también presenta oportunidades de exportación de Panasonic India. La compañía está lanzando inversores solares para hogares para aprovechar las oportunidades presentadas por las políticas de medición neta y en la azotea y probando un prototipo de medición neta de cosecha propia, ya que apunta a cuadriplicar la facturación del negocio solar a INR10 mil millones en los próximos 3-4 años, dijo.

27 de noviembre: India está tomando medidas para el desarrollo de pequeños reactores modulares con una capacidad de hasta 300 MW para cumplir con su compromiso de transición hacia la energía limpia, dijo el ministro de la Unión, Jitendra Singh. Dijo que se debe explorar la participación del sector privado y las nuevas empresas en el desarrollo de esta tecnología crítica dentro de la India. Dijo que la exploración de nuevas opciones de energía limpia está en sintonía con la hoja de ruta del primer ministro Narendra Modi para la transición de energía limpia a través de compromisos climáticos audaces que se reflejan en las contribuciones determinadas a nivel nacional actualizadas.

25 de noviembre: El gobierno de Punjab planea equipar todos los edificios del gobierno estatal con energía solar. El paso tiene como objetivo fortalecer aún más la infraestructura de energía limpia en el estado. El ministro de Fuentes de Energía Nuevas y Renovables de Punjab, Aman Arora, dijo que había escrito una carta a los jefes de todos los departamentos al respecto. Se buscó su consentimiento para instalar paneles solares fotovoltaicos (PV) en los techos de los edificios de oficinas bajo el modo de empresa de servicios de energía renovable (RESCO). También se ordenó a todos los jefes que designaran a un oficial superior de sus departamentos como oficial nodal para coordinar con la Agencia de Desarrollo Energético de Punjab (PEDA) para suavizar el proceso de solarizar el edificio de los departamentos involucrados, dijo Arora.

29 de noviembre: Nigeria espera dejar de importar productos derivados del petróleo desde antes o alrededor del tercer trimestre de 2023, dijo el ministro de Petróleo, Timipre Sylva. Sylva dijo que una refinería renovada en la ciudad de Port Harcourt, en el delta del Níger, productor de petróleo, entregaría 60.000 barriles por día de crudo refinado para fines de diciembre. El Ministro dijo que todavía espera que la nueva refinería de Dangote entre en funcionamiento en el primer trimestre del próximo año. La producción de crudo de Nigeria había mejorado a alrededor de 1,3 millones de barriles por día desde menos de 1 millón de barriles anteriormente, y el país esperaba cumplir con su cuota de la OPEP para mayo del próximo año, dijo Sylva. El petróleo es la mayor fuente de ingresos de exportación de Nigeria, pero el robo de crudo y el vandalismo de los oleoductos han reducido la producción de petróleo y gas, desplazando al país de su lugar como el principal productor de África. Nigeria cambia su crudo por productos de petróleo refinado, pero está en proceso de modernizar la refinería de Port Harcourt a un costo de 1.500 millones de dólares. Con los altos precios mundiales del petróleo, Nigeria quiere refinar sus propios combustibles. Sus esfuerzos anteriores para renovar sus refinerías se estancaron, dejándolo dependiente de las importaciones.

29 de noviembre: La petrolera estatal mexicana, Pemex, registró un aumento sustancial en la producción de gasolina y diésel en octubre con respecto al mes anterior, en medio de un ligero aumento en la capacidad de procesamiento en sus refinerías locales y mayores importaciones de petróleo. Pemex produjo 282,600 barriles por día (bpd) de gasolina en octubre, un 17 por ciento más que en septiembre. La producción de diésel aumentó un 21 por ciento a 151.400 bpd, y la producción de fuel oil cayó un 2,5 por ciento a 272.000 bpd, según la compañía. La petrolera estatal reportó un aumento del 8,7 por ciento en las importaciones de productos derivados del petróleo, especialmente gasolina, que aumentaron un 17 por ciento en octubre a 475.000 bpd. Pemex tuvo ventas nacionales de gasolina de casi 648.000 bpd en octubre, un 4 por ciento menos. El presidente mexicano, Andrés Manuel López Obrador, dijo que México será autosuficiente energéticamente para 2024, cesando las exportaciones de crudo y en su lugar refinando localmente para producir combustibles. Pemex reportó una producción de crudo relativamente estable de 1.7 millones de bpd. El procesamiento de crudo en sus seis refinerías locales aumentó un 3,7 por ciento desde septiembre a 808.759 bpd, dijo Pemex, muy por debajo de su capacidad combinada de 1,5 millones de bpd y la meta oficial de 1,0 millón de bpd este año. Las exportaciones de crudo de Pemex cayeron 5 por ciento en octubre a 971,000 bpd, de los cuales 651,000 bpd se destinaron a "América" ​​-especialmente Estados Unidos-, un aumento de 12 por ciento.

28 de noviembre: La junta de ADNOC de Abu Dhabi respaldó los planes para adelantar la expansión de la capacidad de producción de petróleo de cinco millones de barriles por día de la compañía a 2027 desde un objetivo anterior de 2030, para satisfacer la creciente demanda mundial de energía. Las reservas de hidrocarburos de los Emiratos Árabes Unidos aumentaron en 2.000 millones de barriles de tanque de almacenamiento (STB) de crudo en su mayoría de grado Murban y 1 billón de pies cúbicos estándar (TSCF) de gas natural en 2022, dijo la empresa petrolera estatal. Las reservas adicionales aumentan la base de reservas de los EAU (Emiratos Árabes Unidos) a 113 000 millones STB de petróleo y 290 TSCF de gas natural. Una entidad de procesamiento y comercialización de gas que entrará en vigencia a partir de enero, la compañía combinará las operaciones, el mantenimiento y la comercialización de ADNOC Gas Processing y ADNOC LNG en una sola entidad consolidada.

28 de noviembre: El mercado mundial del petróleo está indicando un cambio potencial, ya que los comerciantes y analistas se preocupan por la reducción de la demanda de crudo y un mercado con exceso de oferta en los próximos meses. Después de meses de fortaleza, los futuros del crudo están coqueteando con mínimos no vistos en todo el año a medida que el principal consumidor de petróleo, China, ingresa en bloqueos adicionales de COVID-19 mientras los bancos centrales aumentan las tasas de interés para combatir la inflación. Los precios mundiales del petróleo del mes anterior se han negociado más débiles que los contratos con fecha futura, mientras que los precios de los grados físicos de crudo en todo el mundo han disminuido, dijeron los participantes del mercado. El entorno más turbio llega en un momento tenso para el mercado. El 5 de diciembre, está previsto que comience una prohibición de la Unión Europea (UE) sobre las importaciones de crudo ruso, junto con un plan de las naciones del G7 para obligar a los transportistas a cumplir con un precio máximo en las ventas de petróleo ruso.

28 de noviembre: Exxon Mobil Corporation reducirá la producción de petróleo en Guinea Ecuatorial y abandonará el país de África Occidental después de que expire su licencia en 2026. La salida refleja un movimiento más amplio de los principales productores de petróleo para reducir la producción de crudo en África Occidental y cambiar las inversiones a gas natural con menos carbono. desarrollo en el continente, y a proyectos más lucrativos en las Américas. Exxon ha reducido su producción en el país a menos de 15.000 barriles de petróleo por día (bpd) a través de la unidad de producción existente Serpentina. Europa, que ha estado buscando proveedores alternativos de petróleo tras la imposición de sanciones contra Rusia este año, es el principal destino de las exportaciones de petróleo de Guinea Ecuatorial. La producción de petróleo de Exxon en Guinea Ecuatorial, miembro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), alcanzó un máximo de más de 300.000 barriles por día (bpd) hace ocho años y ha ido disminuyendo desde entonces. Exxon ha estado tratando de vender su operación Zafiro desde 2020. El año pasado, la compañía bombeó alrededor de 45.000 bpd en Guinea Ecuatorial, de la producción total del país de 93.000 bpd. África está luchando por cumplir con las cuotas de la OPEP debido a la falta de inversiones en la producción de crudo. La producción de sus dos principales productores, los miembros de la OPEP Angola y Nigeria, se hundió en un tercio a 2,1 millones de bpd en octubre desde 3,2 millones de bpd en 2019. Desde 2013, ha disminuido un 41 por ciento.

26 de noviembre: El precio del petróleo transportado por vía marítima rusa debe tener un tope de entre 30 y 40 dólares por barril, un nivel más bajo que el nivel que han propuesto las naciones del Grupo de los Siete, dijo el presidente ucraniano Volodymyr Zelenskiy. Los gobiernos de la Unión Europea, que buscan frenar la capacidad de Moscú para financiar la guerra de Ucrania sin causar un shock en el suministro de petróleo, están divididos sobre un impulso del G7 para que el tope se fije en US $ 65 a US $ 70 por barril. Está previsto que entre en vigor el 5 de diciembre. La idea del tope es prohibir que las compañías de transporte, seguros y reaseguros manejen cargamentos de crudo ruso en todo el mundo, a menos que se venda por menos del precio establecido por el G7 y sus aliados. Polonia, Estonia y Lituania están presionando por un tope mucho más bajo que US$65-70 por barril, mientras que Grecia, Chipre y Malta quieren un tope más alto.

29 de noviembre: La Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi (ADNOC) contrató a Goldman Sachs para que trabaje en la consolidación de sus operaciones de gas para una salida a bolsa planificada el próximo año, dijeron a Reuters dos fuentes cercanas a la transacción. ADNOC está agudizando su enfoque en el mercado del gas a medida que Europa busca reemplazar todas las importaciones de energía rusas a mediados de 2024 después de los cortes graduales de suministro desde que se impusieron sanciones occidentales al país por su invasión de Ucrania. El banco de inversión estadounidense (Estados Unidos) está trabajando para combinar el brazo de procesamiento de gas de ADNOC y su subsidiaria de gas natural licuado (GNL) en una sola entidad que cotiza en bolsa. ADNOC está buscando nuevas energías, combustibles bajos en carbono como el amoníaco y el hidrógeno, así como GNL y productos químicos incorporados en una nueva unidad de negocios junto con los negocios upstream y downstream del grupo.

29 de noviembre: Alemania está preparada para recibir nuevos flujos de gas natural licuado (GNL) de Qatar a partir de 2026 después de que QatarEnergy y ConocoPhillips firmaran dos acuerdos de compra y venta para su exportación que cubren al menos un período de 15 años. Desde la invasión rusa de Ucrania en febrero, la competencia por el GNL se ha vuelto intensa, y Europa en particular necesita grandes cantidades para ayudar a reemplazar el gas de los gasoductos rusos que solía representar casi el 40 por ciento de las importaciones del continente. El acuerdo, el primero de su tipo en Europa desde el proyecto de expansión North Field de Qatar, proporcionará a Alemania 2 millones de toneladas de GNL al año, que llegarán desde Ras Laffan en Qatar a la terminal de GNL de Brunsbuettel, en el norte de Alemania, dijo QatarEnergy. QatarEnergy y las empresas de servicios públicos alemanas han estado negociando acuerdos de GNL a largo plazo durante gran parte de este año mientras Berlín busca alternativas a Rusia, que es el mayor proveedor de gas de Alemania. La economía más grande de Europa, que depende principalmente del gas natural para impulsar su industria, tiene como objetivo reemplazar todas las importaciones de energía rusas a mediados de 2024. Alemania es el mayor importador de gas ruso de Europa y necesitaría alrededor de 40 millones de toneladas (TM) de GNL para reemplazar los 50 mil millones de metros cúbicos (bcm) de gas de tubería que solía obtener de Moscú. Su consumo de gas en 2021 fue de unos 88 bcm.

28 de noviembre: Italia necesita aumentar significativamente su capacidad de importación de gas natural licuado (GNL), dijo el presidente ejecutivo de Eni, Claudio Descalzi. El país cuenta actualmente con tres terminales, que tienen una capacidad de alrededor de 17 mil millones de metros cúbicos (bcm) de gas, actualmente cerca de la saturación. El gobierno ha planeado establecer otras dos unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU) para aumentar la capacidad a 27 bcm, pero se necesita un mayor esfuerzo para ayudar a Roma a reemplazar los suministros rusos con gas proveniente de una variedad de proveedores africanos a través de barcos.

25 de noviembre: Nippon Steel Corporation, la siderúrgica número 4 del mundo, está buscando comprar más participaciones en las minas de carbón coquizable para asegurar un suministro estable del ingrediente clave para la fabricación de acero. La siderúrgica más grande de Japón ya posee participaciones en varias minas de carbón coquizable y minas de mineral de hierro, adquiriendo alrededor del 20 por ciento de los 27 millones de toneladas (TM) de su importación anual de carbón coquizable y las 58 TM de importación de mineral de hierro de esas explotaciones. Para la siderúrgica, la necesidad más urgente es invertir en minas de carbón coquizable que en proyectos de mineral de hierro, ya que las sanciones occidentales a Rusia por la invasión de Ucrania han reducido un suministro ya escaso de productos básicos como el carbón metalúrgico. Nippon Steel no tiene planes de invertir en minas de carbón térmico.

23 de noviembre: Vietnam ha aumentado su objetivo de energía de carbón para 2030 en virtud de un borrador de plan energético revisado, según muestran los documentos gubernamentales vistos, mientras que los objetivos de energías renovables se redujeron, en un posible golpe a las iniciativas de financiación de las naciones ricas para una energía más limpia. El último plan da marcha atrás en un borrador publicado que habría frenado el crecimiento en el uso del carbón para fines de esta década. Una caída significativa en la capacidad de carbón se produciría recién en 2045. Vietnam, uno de los 20 principales usuarios de carbón del mundo, ha sido testigo de disputas prolongadas entre intereses gubernamentales en competencia sobre sus planes de desarrollo de energía para esta década, y puede haber más cambios en las próximas semanas y meses por delante, dijeron los inversionistas con sede en Vietnam. Según el último escenario de referencia del gobierno, el carbón seguiría siendo la fuente de energía más importante de Vietnam hasta 2030, con más de 36 gigavatios (GW) de capacidad instalada y hasta 11 nuevas centrales eléctricas de carbón que se construirán en los próximos años, frente a las 21 GW en 2020 y 30 GW en 2025. El uso del carbón ha ido en aumento a nivel mundial desde que la invasión rusa de Ucrania a fines de febrero hizo subir los precios de otros combustibles fósiles.

27 de noviembre: El presidente filipino, Ferdinand Marcos Jr., espera que la Corte de Apelaciones del país reconsidere una decisión que plantea la posibilidad de aumentos en las tarifas eléctricas en la capital. El tribunal permitió que South Premiere Power Corp., una unidad de San Miguel Corporation, suspendiera un acuerdo de suministro de energía con Manila Electric Company (Meralco) después de que el regulador impidiera que las empresas aumentaran las tarifas. South Premiere y Meralco habían tratado de subir los precios en medio de los mayores costos del carbón, lo que la Comisión Reguladora de Energía rechazó en septiembre citando precios fijos establecidos en los acuerdos de suministro de energía. Marcos, quien comenzó su mandato de seis años en junio, prometió tarifas eléctricas más bajas, que se encuentran entre las más altas de Asia. Los precios más altos de la electricidad ejercerían más presión sobre la inflación filipina, que alcanzó el ritmo más rápido en casi 14 años el mes pasado.

25 de noviembre: Gran parte de Ucrania permaneció sin calefacción ni electricidad después de los ataques aéreos rusos más devastadores en su red eléctrica hasta el momento, y en Kiev se advirtió a los residentes que se preparen para nuevos ataques y se abastezcan de agua, alimentos y ropa de abrigo. El presidente Volodymyr Zelenskiy acusó a Rusia de bombardear incesantemente Kherson, la ciudad del sur de Ucrania que abandonó a principios de este mes. Siete personas murieron y 21 resultaron heridas en un ataque ruso, dijeron las autoridades locales. Zelenskiy dijo que si bien la electricidad, la calefacción, las comunicaciones y el agua se restablecían gradualmente, todavía existían problemas con el suministro de agua en 15 regiones. Ukrenergo, que supervisa la red eléctrica nacional de Ucrania, dijo que el 50 por ciento de la demanda no se cumplía a las 7 pm hora de Kiev. En la capital, Kiev, una ciudad de tres millones de habitantes, el 60 por ciento de los residentes estaban sin electricidad en medio de temperaturas muy por debajo del punto de congelación, dijo el alcalde Vitaly Klitschko. Desde principios de octubre, Rusia ha lanzado misiles aproximadamente una vez por semana en un intento por destruir la red eléctrica de Ucrania.

28 de noviembre: La española Acciona Energia anunció planes para construir un parque eólico por valor de 2.000 millones de dólares australianos (1.340 millones de dólares estadounidenses) en Australia, casi duplicando su inversión y capacidad de generación en un sitio en el estado nororiental de Queensland. El parque eólico Herries Range de 1.000 megavatios (MW) se construirá en el Recinto Eólico de MacIntyre, donde el conglomerado de infraestructura y energía renovable ya está construyendo un parque eólico de 923 MW junto con uno de propiedad estatal. Queensland ha estado presionando para atraer inversiones en parques eólicos y solares, ya que quiere que el 70 por ciento de la energía del estado sea suministrada por energía renovable para 2032 y espera crear más empleos.

28 de noviembre: La prolongada escasez de energía de Zimbabue empeorará después de que la entidad que administra la represa más grande del sur de África ordenó la suspensión de la generación de electricidad en su principal planta hidroeléctrica debido a la escasez de agua. La Autoridad del Río Zambezi (ZRA) le dijo a la Compañía de Energía de Zimbabue que la central hidroeléctrica de Kariba Sur había utilizado más agua que su asignación de agua para 2022 y que el almacenamiento utilizable de la presa de Kariba estaba lleno solo en un 4,6 por ciento. Zimbabue ha sufrido una grave escasez de energía durante varios años, ya que las sequías sucesivas han dado como resultado una escasa afluencia a la presa de Kariba y las centrales eléctricas de carbón envejecidas se han averiado repetidamente.

Esta es una publicación semanal de la Observer Research Foundation (ORF). Cubre información actual nacional e internacional sobre energía categorizada sistemáticamente para agregar valor. El año 2022 es el decimonoveno año continuo de publicación del boletín. El boletín está registrado en el Registro de Periódicos de la India con el número DELENG/2004/13485.

Descargo de responsabilidad : La información de este boletín tiene únicamente fines educativos y ha sido compilada, adaptada y editada a partir de fuentes confiables. ORF no acepta ninguna responsabilidad por errores en el mismo. El material de noticias pertenece a los respectivos propietarios y se proporciona aquí solo para una difusión más amplia. Las opiniones son de los autores (ORF Energy Team).

Editor:baljit kapoor

Asesor editorial:Lidia Powell

Editor:Akhilesh Sati

Desarrollo de contenido:vinod kumar

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