lunes, febrero 09, 2026

El Hidrogeno: Vector Clave en la Transición Energética

 Por: Nelson Hernández

El Hidrogeno, al igual que la electricidad, es un vector energético clave en el proceso de la transición energética, sobre todo si es el denominado “Hidrogeno Verde (H2V)[1]”, el cual es producido mediante la electrolisis del agua, utilizando electricidad proveniente de energías no emisoras de CO2.



(Ver Grafico Mas Grande)

La gráfica corresponde a las prospectivas de la DNV (Det Norske Veritas) sobre la demanda mundial de hidrógeno hasta el año 2060, de la cual se infieren conclusiones clave sobre el futuro de la matriz energética global:

1.         Crecimiento Exponencial de la Demanda

·         Aumento masivo: Se proyecta que la demanda global se cuadruplique, pasando de aproximadamente 100 Mton en 2025 a casi 400 Mton en 2060.

·         Transición acelerada: La pendiente de la curva se vuelve más pronunciada a partir de 2035-2040, lo que sugiere que para esas décadas se espera que las tecnologías de hidrógeno (electrólisis, transporte, pilas de combustible) alcancen su madurez comercial y escala industrial.

2.         China como el Actor Principal

·         Liderazgo indiscutible: China (la franja azul oscuro en la base) no solo es el mayor consumidor hoy, sino que mantendrá y expandirá su dominio en la demanda durante todo el periodo proyectado.

·         Concentración del mercado: Junto con Norteamérica y Europa, estos tres bloques representan la gran mayoría de la demanda mundial durante las próximas décadas.

3.         Nuevos Mercados Emergentes

·         India: Se observa un crecimiento significativo en su cuota de participación (franja verde), especialmente después de 2040, convirtiéndose en uno de los pilares de la demanda en Asia.

·         Latinoamérica y África: Aunque sus cuotas son menores comparadas con las de China o Europa, muestran un crecimiento constante, lo que indica que el hidrógeno será una tecnología de adopción global y no solo de países desarrollados.

4.         Confirmación de la Equivalencia Energética

·         Validación de datos: La nota al pie de la gráfica indica la equivalencia energéticamente de: 1 Mton de H2 = 21 MBPE (millones de barriles de petróleo equivalente).

·         Impacto real: Esto significa que para el año 2060, el hidrógeno estaría suministrando una energía equivalente a unos 8,400 millones de barriles de petróleo anuales, lo cual es una cifra enorme para la descarbonización de industrias pesadas.

5.         Diversificación Geográfica

·         La gráfica muestra que, a diferencia del petróleo (donde la oferta está muy concentrada en ciertas regiones), la demanda de hidrógeno estará distribuida por todo el planeta, lo que sugiere una reconfiguración total de las rutas comerciales de energía.

6. Venezuela y el Hidrogeno

 La producción de H2V en Venezuela es un gigante dormido con un potencial técnico extraordinario[2], que muy pocos países lo poseen.

Venezuela tiene condiciones naturales envidiables que permitirían producir H2V a costos muy competitivos:

·         Viento: El estado Falcón es la joya de la corona, con vientos alisios constantes. Otros puntos clave son Táchira y Nueva Esparta.

·         Sol: Los estados Nueva Esparta, Anzoátegui y Falcón presentan una radiación solar privilegiada. El costo nivelado de energía (LCOE) solar en Venezuela se estima en un promedio de 2.38 ¢/kWh, uno de los más bajos de la región.

·         Agua e Hidroelectricidad: La infraestructura del Caroní ya provee una base de energía limpia para alimentar electrolizadores. Aunado a esto, la planitud de la superficie de las riberas del rio Orinoco son ideales para plantas de producción de H2V, por su potencial eólico y solar y su eventual salida al mar para su exportación

 

En resumen:

·         El hidrógeno dejará de ser un “nicho” industrial (actualmente usado mayormente en la refinación de petróleo y producción de fertilizantes) para convertirse en un pilar sistémico de la energía mundial en la segunda mitad del siglo XXI.

 

·         Venezuela tiene que actuar cuanto antes en desarrollar su potencial de producción de H2V, y convertirse en uno de los principales productores de este vector a nivel internacional.

 



 

 

martes, enero 13, 2026

MUNDO. Adición de Barril de petróleo por Barril Producido (Índice RRR)

 Por: Nelson Hernández

El Índice RRR en petróleo significa Tasa de Reemplazo de Reservas (Reserve Replacement Ratio), una métrica crucial que indica cuántas nuevas reservas probadas de petróleo y gas se añaden en relación con lo que extrae en un período. Un RRR de 1 o 100% o más significa que se repone lo que se produce, siendo vital para evaluar su sostenibilidad y desempeño ante inversores, y un RRR superior a 1.0 (o 100%) es deseable.

La grafica a continuación muestra el RRR de los últimos 65 años para la OPEP, NO OPEP y MUNDO, tabulado por décadas.



Motivos de las subidas y bajadas

  • Subidas del RRR:
    • Descubrimientos masivos (por ejemplo: Mar del Norte, Cantarell, offshore Brasil).
    • Inversiones fuertes en exploración en épocas de precios altos.
    • Expansión tecnológica (sísmica 3D, perforación en aguas profundas).
  • Bajadas del RRR:
    • Crisis económicas o geopolíticas (1973, 1979, 2008, 2020).
    • Producción acelerada que supera las adiciones de reservas.
    • Menor inversión en exploración por transición energética y presión ambiental.

El RRR mundial (lado derecho del grafico) muestra una fuerte volatilidad a lo largo de las décadas: los picos y caídas reflejan tanto descubrimientos de grandes reservas como crisis económicas y geopolíticas que afectaron la inversión en exploración. En general, el RRR tiende a bajar cuando la producción supera las adiciones de reservas y a subir en momentos de auge exploratorio o descubrimientos significativos.

Inferencias principales del gráfico RRR mundial

La variabilidad del RRR mundial, está influenciado por el RRR de los países productores de petróleo No OPEP, ya que el correspondiente al de los de OPEP, se mantiene en 1.

Décadas de alta volatilidad (1960s–1980s)

  • 1960s: El RRR mundial es muy alto (superior a 4 en promedio). Esto se relaciona con grandes descubrimientos de reservas en Medio Oriente y África, en un contexto de expansión petrolera global.
  • 1970s: Caída abrupta del RRR. La crisis del petróleo de 1973 y 1979 generó incertidumbre y cambios en la producción, mientras que los descubrimientos no compensaron el ritmo de extracción.
  • 1980s: Repunte del RRR (cercano a 3). Se asocia con descubrimientos en el Mar del Norte y México (Cantarell), además de mejoras en exploración offshore.

Estabilización relativa (1990s–2000s)

  • 1990s: El RRR vuelve a subir (≈2.1). Esto coincide con la apertura de nuevas áreas en la ex URSS y Brasil, junto con inversiones en exploración tras la caída de la URSS.
  • 2000s: El índice baja a ≈1.9. Aunque hubo descubrimientos en aguas profundas (Brasil, África Occidental), la producción global creció más rápido que las reservas añadidas.

Tendencia descendente reciente (2010s–2020s)

  • 2010s: El RRR se mantiene en torno a 1.6 – 1.7. La producción se sostiene, pero los grandes descubrimientos son menos frecuentes.
  • 2020s: El RRR mundial cae a ≈1.1. Esto refleja:
    • Menor inversión exploratoria por transición energética y precios bajos del crudo en 2014–2020.
    • Mayor explotación de reservas existentes (shale oil en EE. UU.) sin descubrimientos equivalentes.
    • Pandemia 2020, que redujo inversiones y afectó balances de reservas.

Caso Venezuela

Venezuela presenta un caso sui generis. En su historia petrolera presenta dos incrementos sustanciales de reservas de petróleo:

Conclusión

Se evidencia que el RRR mundial ha pasado de valores muy altos en los 60s – 80s a una tendencia descendente en los 2000s – 2020s, reflejando el agotamiento de grandes descubrimientos y el cambio estructural hacia energías renovables. Hoy, un RRR cercano a 1 indica que la reposición de reservas apenas compensa la producción, lo que plantea dudas sobre la sostenibilidad del modelo petrolero a largo plazo.

 

 

 

 


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