¿Será posible que una compañía petrolera tenga planes de construir el mayor parque de energía solar en California?

Otro paso en la eliminación en curso de los combustibles fósiles

 

La imagen muestra los concentradores solares dentro de sus invernaderos.

 

El campo petrolífero Belridge en el Valle de San Joaquín de California ha producido alrededor de 1.7 billones de barriles de crudo pesado desde su descubrimiento en 1911 . Gracias a los avances en la energía solar, sus próximos 500 millones de barriles serán un poco más verdes.

 

Aquí, en el medio del yacimiento petrolífero de 22 millas, Aera Energy gastará aproximadamente $ 250 millones para construir el proyecto de energía solar más grande de California. La pieza central será de 255 hectareas de casas de vidrio, como invernaderos en granjas. Colgados dentro de las cajas de vidrio habrá colectores solares, básicamente espejos endebles hechos de láminas de papel de aluminio y suspendidos por cables. A medida que el sol se mueve por el cielo, pequeños motores tiran de los cables para ajustar el paso de los espejos. Los rayos reflejados se concentran en una serie de tuberías que transportan agua a través del bloque de vidrio, creando vapor. El plan en Belridge es utilizar la energía del sol para producir 12 millones de barriles de vapor por año.

 

   ¿Para qué sirve? Bueno, Belridge es lo que llamarías un campo petrolífero geriátrico. Su aceite ya no fluye bajo su propia presión natural, por lo que su operador, Aera Energy, inyecta continuamente vapor en la roca de depósito para aflojar y extraer más petróleo. Las llamadas inundaciones por vapor han estado ocurriendo durante tanto tiempo en campos antiguos en toda la región alrededor de Bakersfield, California, que a menudo más del 95% del fluido que sale del suelo es agua. Después de que el aceite se haya desnatado, el agua se represuriza y se inyecta de nuevo en el depósito.

 

   La producción en Belridge alcanzó un máximo de 160,000 barriles por día en 1986, y hoy en día sigue produciendo 76,000 bpd, una tasa que Christina Sistrunk, CEO de Aera Energy , cree que puede mantener durante los próximos 20 años. Esa larga esperanza de vida es por qué tiene sentido económico que Aera invierta aproximadamente $ 250 millones con GlassPoint para construir su tecnología solar.

 

   Con la energía solar, usted hace sus grandes inversiones por adelantado, y luego obtiene su combustible de forma gratuita cuando brilla el sol. De lo contrario, al quemar gas natural, Aera se enfrenta a las facturas de combustible continuas, y es regulado por los reguladores de California por sus emisiones industriales de carbono. La instalación de Glasspoint eliminará 375,000 toneladas de emisiones de carbono cada año y compensará aproximadamente 4.9 mil millones de pies cúbicos de uso de gas natural. A unos $ 3 por cada mil pies cúbicos, eso equivale a alrededor de $ 15 millones en ahorros de gas por año como combustible. 

 

  Los créditos de carbono son más difíciles de entender. Los precios de subasta recientes en el marco del programa de límites máximos y comercio de carbono entre California y Canadá han llegado a alrededor de $ 14.50 por tonelada. Con esto debemos suponer que el flujo de capital para certificaciones también sera grande.   Las estimaciones de años son más altas. ¿Las reducciones de carbono de Belridge podrían valer aproximadamente $ 5 millones por año? El Sistrunk de Aera no hará comentarios sobre tales especulaciones.

 

Invernadero en construcción para montar los concentradores

 

   ¿Entonces por qué ir al problema? Porque se ve bien hacer proyectos solares. Y porque California, a pesar de ser el epítome de la cultura automovilística de Estados Unidos, ha hecho que sea un lugar cada vez más difícil para las compañías petroleras mantener una "licencia social" para operar. "Es un desafío en California, donde necesita que su desempeño sea aún más fuerte para compensar los costos regulatorios de hacer negocios aquí", dice Sistrunk. "Anteriormente no podíamos permitirnos hacerlo".

 

   Hace seis años, Glasspoint construyó  sus primeras  casas de vidrio para Berry Petroleum en otro campo petrolífero del Condado de Kern. Eso llamó la atención del "sultanato" del Golfo de Omán, lo que llevó a un contrato de  $ 600 millones para construir un sistema de 1.000 mw para apoyar la producción de petróleo inundada por el vapor allí. 

 

  Es sorprendente, pero "el gas natural en el Medio Oriente no está distribuido uniformemente", dice el CEO de GlassPoint, Ben Bierman. Qatar e Irán tienen mucho gas, mientras que Omán, Kuwait y Arabia Saudita son relativamente cortos. Como resultado, la planificación de grandes proyectos de capital en la región supone un gas a largo plazo de $ 5.50 a $ 7 por mmBTU. Eso es el doble del precio que prevalece en Henry Hub en Louisiana.

 

   Lo emocionante de la oferta de Aera Energy para GlassPoint es que les otorga un sello de aprobación implícita de ExxonMobil y Shell, que firmaron la inversión de su empresa conjunta. 

   Bierman afirma que ampliar su negocio para suministrar el proyecto Omán (operado por Shell) ha permitido a Glasspoint reducir sus costos en un 55%.  Bierman dice que su objetivo es hacer que el sistema sea lo más simple e infalible posible aprovechando las cadenas de suministro que sirven al mercado agrícola mucho más grande. Predice un gran crecimiento en los mercados que ya están aumentando las grandes inundaciones de vapor como Bahrein, Kuwait y especialmente Arabia Saudita. Más allá, tiene los ojos puestos en Indonesia y China. No existe un cuello de botella en el camino para crecer hasta ocho veces su tamaño actual, dice Bierman, quien ahora vive en Omán. "Las estrellas finalmente se alinearon". Gracias al negocio del petróleo.

 

   El negocio de la energía solar continua abriéndose camino, dato a observar para las compañías solares de México.  Abriéndose oportunidades en las nuevas rondas de subastas y el nuevo campo encontrado para explotación de tierras petroleras.

 

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