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  • ¿El fin del cartel del petróleo?

    El aumento de la producción de crudo en Estados Unidos, menor crecimiento de la demanda de grandes consumidores como India y China, y las expectativas potenciales de producción en el medio oriente, influyeron en la disminución de precios del primer semestre frente a un año atrás. ¿Qué significa ello para el cartel de la OPEP?
     
    Estados Unidos se convirtió en el productor más grande del mundo con 9 millones de barriles diarios (mbd) gracias a avances tecnológicos sobrepasando a Arabia Saudita tradicionalmente el productor más grande.
     
    Al mismo tiempo, A finales del año pasado, Aramco, empresa nacional de Arabia Saudita productora de crudo que hasta el año pasado, era el primer productor de petróleo del mundo, “aumentó su capacidad potencial de producción pasando de 120 taladros en perforación a 420 lo que significó futuras proyecciones de incrementar la producción”, explica el exingeniero de perforación de Aramco, Fernando Guerrero. 
     
    Guerrero le contó a Dinero que esto fue en respuesta a una expansión en la producción de la compañía a finales de 2014 y comenta que “la expectativa del aumento de la capacidad potencial de producción de Arabia Saudita necesariamente afectó al mercado, porque ahora se sabe que Arabia Saudita puede producir mucho más de lo que está produciendo”.
     
    A su vez, Iraq volvió a establecer sus volúmenes de petróleo habituales produciendo entre 3 y 4 millones de barriles diarios (mbd) que había dejado de producir hace 3 años.
     
    Durante el último año, dos de los grandes países consumidores de petróleo, India y China, han reducido el crecimiento de su demanda debido a una disminución del crecimiento de su economía. 
     
    Por lo tanto, mayor producción y expectativa de producción y menor demanda explicarían la reducción desde casi US$110 hasta  más o menos US$60 en el precio del barril.
     
    El  incremento y la expectativa de mayor oferta, como también la disminución de la demanda han tenido consecuencias en los costos de la producción del petróleo pues las empresas productoras concentran esfuerzos en ser más eficientes, para sopesar la caída de las utilidades de las empresas de perforación y extracción.  
     
    Esto se refleja en las reducciones de tarifas para las actividades de perforación las cuales se redujeron un 19,6% según la Administración de Información de Energía de los Estados Unidos (EIA). Una débil demanda y una mayor competencia de la industria para mantener la cuota de mercado han sido responsables de la disminución en las actividades de perforación y en  los costos.
     
    De nada sirvió que en 2015 la demanda mundial alcanzara un nuevo máximo histórico de 93,8 millones de barriles diarios (mbd). El mercado de petróleo sigue estando sobre abastecido. 
     
    Un repunte en la demanda ha ayudado a los precios del petróleo a recuperarse de sus mínimos en el inicio del año, la abundante oferta que anteriormente era regulada por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) ha influido más. Los líderes de ésta organización fundada en Iraq, se reunieron hace 5 meses para discutir el control sobre la producción pero como se ha visto en los aumentos de oferta han decidido no hacer nada, lo que representa el fin del cartel del petróleo.  
     
    Un reciente acuerdo que permitiría el levantamiento de sanciones de la ONU a Irán, que incluían restricciones a las exportaciones de petróleo, aumentan aún más las expectativas de incrementar el flujo del crudo por lo menos en 1 millón de barriles diarios (mbd) a partir del próximo año.
     
    En conclusión, las fuerzas del mercado en 2015 han ganado protagonismo en detrimento del cartel. Por lo mismo, se  podrá mantener una presión a la baja sobre los precios. “Los costos de producción en el Medio Oriente no superan los US$10 por barril y en Colombia están entre US$10 y US$12, siendo aproximadamente US$ 40 el precio natural del petróleo”. Explica el exingeniero de Aramco. 
     
     
    Fuente: Dinero.com
  • ¿Está la OPEP bloqueada en recortes de suministro con petróleo por debajo de $ 75?

    A medida que los precios del petróleo rondan los 75 dólares por barril Brent, es probable que la OPEP se haya visto atrapada por los recortes de suministro adicionales que asumió, principalmente Arabia Saudita, dijo un administrador de fondos de cobertura a Bloomberg el viernes.
    "Sería demasiado dañino para los precios eliminarlo en este momento, dada la fragilidad del sentimiento", dijo el administrador de fondos de cobertura de Black Gold Investors LLC.
    A principios de este mes, Arabia Saudita acordó voluntariamente reducir sus objetivos de producción en otro millón de barriles por día para el mes de julio, aunque podría extenderse. Los precios del petróleo reaccionaron con un salto, pero los efectos no fueron duraderos. Hoy, los precios del crudo son más bajos que antes del recorte anunciado, lo que coloca a la OPEP en una posición delicada.
     
    A medida que los precios del petróleo rondan los 75 dólares por barril Brent, es probable que la OPEP se haya visto atrapada por los recortes de suministro adicionales que asumió, principalmente Arabia Saudita, dijo un administrador de fondos de cobertura a Bloomberg el viernes.
     
    "Sería demasiado dañino para los precios eliminarlo en este momento, dada la fragilidad del sentimiento", dijo el administrador de fondos de cobertura de Black Gold Investors LLC.
    A principios de este mes, Arabia Saudita acordó voluntariamente reducir sus objetivos de producción en otro millón de barriles por día para el mes de julio, aunque podría extenderse. Los precios del petróleo reaccionaron con un salto, pero los efectos no fueron duraderos. Hoy, los precios del crudo son más bajos que antes del recorte anunciado, lo que coloca a la OPEP en una posición delicada.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com
     
  • ¿Están los precios del petróleo fijados para un repunte?

    Más de un millón de barriles diarios en recortes de producción adicionales de la OPEP+. Récord de importaciones de crudo desde China. Una perspectiva alcista para los viajes aéreos, por lo tanto, la demanda de combustible para aviones, este año. Sin embargo, nada parece ser capaz de mover los precios del petróleo mucho más allá de donde están estancados en este momento: entre $ 70 y $ 75 por barril.
    Los factores bajistas son claros y, de hecho, significativos: incertidumbre sobre el ritmo de la recuperación económica de China de la pandemia, a pesar de la tasa récord de importaciones de petróleo; y los temores de inflación y recesión que parecen haberse vuelto epidémicos entre los comerciantes de productos básicos.
    También hay un tercer factor bajista en juego, un factor nuevo que no existía en ciclos industriales anteriores. Esa es la transición energética y las docenas de pronósticos que dicen que el cambio a energía eólica, solar y EV acabará con la demanda de petróleo.
     
    El  último  de ese grupo de pronósticos provino del Regulador de Energía de Canadá, nada menos. El CER usó modelos informáticos para predecir la demanda de petróleo a largo plazo y descubrió que una transición exitosa a un estado neto cero del sistema energético global reduciría la demanda de petróleo en un 65% para 2050.
     
    Esa es una reducción bastante significativa, incluso si no es una "muerte" completa de la demanda. Mientras tanto, sin embargo, la Agencia Internacional de Energía dijo este mes que esperaba que el crecimiento de la demanda de petróleo alcanzara su punto máximo antes de 2030, nuevamente debido a la transición.
     
    “El cambio hacia una economía de energía limpia está acelerando, con un pico en la demanda mundial de petróleo a la vista antes del final de esta década a medida que avanzan los vehículos eléctricos, la eficiencia energética y otras tecnologías”, dijo el jefe de la AIE, Fatih  Birol . “Los productores de petróleo deben prestar mucha atención al ritmo creciente del cambio y calibrar sus decisiones de inversión para garantizar una transición ordenada”.
     
    Con tal grado de certeza proveniente de organizaciones como la IEA y el CER, muchos productores pensarían dos veces antes de sus planes de crecimiento. Y esto es lo que nos lleva al mayor riesgo de la situación actual con los precios del petróleo: un aumento en el futuro, como resultado de que el mercado entre en déficit.
     
    Este no es un escenario nuevo. De hecho, los analistas llevan tiempo advirtiendo al respecto. Según datos recientes de  Rystad Energy , ese déficit podría alcanzar los 2,4 millones de bpd durante la segunda mitad del año. La demanda, por su parte, crecerá en 1,7 millones de bpd. ¿Hacia dónde pueden ir razonablemente los precios del petróleo en tal contexto? Arriba.
     
    Y subirán tan pronto como los comerciantes descubran la brecha entre la oferta y la demanda, y recuerden el hecho de que la demanda de petróleo es bastante inelástica debido a la naturaleza fundamental de la materia prima. El petróleo se usa en casi todo, de una forma u otra. Esto significa que cualquiera que sea el precio, la demanda cambiará poco.
     
    Por ahora, los comerciantes parecen preocupados por el regreso de China a la normalidad, la recesión de Europa y la inflación de EE. UU., y parecen haber olvidado este último hecho. Pero al mismo tiempo, están viendo exportaciones de petróleo estables de Rusia a pesar de su promesa de reducir la producción en medio millón de barriles diarios,  mayores  exportaciones de petróleo de Irán y recortes de producción menores de lo previsto de la OPEP+.
    En otras palabras, hay mucha oferta en este momento, en lo que respecta a los comerciantes. Y no parece que la demanda se recupere con fuerza en ningún lugar en el corto plazo, al menos según los datos de movilidad.
     
    El tráfico vial mundial, informa Rystad, ha caído recientemente por debajo de los niveles de 2019 en las últimas semanas. Sin embargo, durante los tres meses anteriores a eso, estuvo por encima de esos niveles.
     
    Pero aquí hay un informe interesante de la AIE del año pasado. A mediados de junio de 2022, la AIE  pronosticó  que la oferta de crudo tendría que alcanzar la demanda este año.
     
    “El suministro mundial de petróleo puede tener dificultades para mantener el ritmo de la demanda el próximo año, ya que las sanciones más estrictas obligan a Rusia a cerrar más pozos y varios productores se enfrentan a limitaciones de capacidad”, dijo la AIE en su informe de mercado de junio de 2022.
     
    Todos vimos cómo resultó eso, y las exportaciones rusas se están convirtiendo en un misterio porque, señala nuevamente Rystad, Rusia de hecho ha reducido la producción en alrededor de 400,000 bpd. Esto es más bajo de lo prometido, pero no es poco. Sin embargo, las exportaciones siguen siendo más fuertes de lo que prácticamente todos esperaban.
     
    Esto, y el ritmo aparentemente insatisfactorio del crecimiento económico de China, son los dos factores que mantienen bajo control las preocupaciones sobre la oferta. Por ahora. Porque tarde o temprano, los recortes adicionales de la OPEP+ comenzarán a sentirse. Hay una razón simple para eso: la demanda no caerá en ningún grado proporcional a los cortes de suministro.
     
    Todo esto significa que los toros del petróleo aún podrían tener su día a finales de este año, especialmente a medida que el hemisferio norte se acerca al invierno y la demanda de calefacción aumenta la demanda de petróleo. La temporada de conducción en verano puede ser un buen indicador de las tendencias de la demanda de petróleo, pero la temporada de calefacción en invierno es mejor. Viajar en verano es una cuestión de preferencias y medios. Mantenerse abrigado en el invierno es una necesidad.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • ¿La OPEP+ sorprenderá al mercado con otro recorte de producción?

    A los vendedores en corto de petróleo se les ha emitido una advertencia: cuidado con más "toques". El ministro de energía de Arabia Saudita, el príncipe Abdulaziz bin Salman, emitió la amenaza a principios de esta semana en su último ataque a los vendedores en corto de petróleo.
    Podría decirse que el ministro de energía de Arabia Saudita está tomando las riendas de la OPEP, que podría decidir recortar la producción de petróleo crudo nuevamente, elevando los precios en lo que seguramente sería un resultado doloroso para muchos especuladores y vendedores en corto.
    “Les sigo avisando (refiriéndose a los especuladores petroleros) que van a tocar, lo hicieron en abril, no tengo que mostrar mis cartas. No soy un jugador de póquer… pero les diría que tengan cuidado”, advirtió el Príncipe.
     
    Las posiciones cortas de petróleo son considerables, con 184 millones de barriles al 16 de mayo. Este es un aumento del 140 % con respecto al número de posiciones cortas en juego apenas un mes antes.
     
    Que empiecen los juegos
     
    El resultado de una amenaza tan audaz no está claro. Por un lado, las promesas de recortes en la producción seguramente traerán alcistas, lo que hemos visto en los últimos días a medida que suben los futuros del Brent. Pero también significa que el mercado está comenzando a valorar la posibilidad de otro recorte de producción cuando la OPEP se reúna la próxima semana. Esto podría desinflar algunos de los aumentos de precios inducidos por el valor de shock si la OPEP realmente redujera la producción, lo que significa que esos vendedores en corto podrían no estar afectando tanto como le gustaría al ministro de energía de Arabia Saudita.
     
    Ahora todo está en juego para la OPEP. La OPEP se ha convertido una vez más en la fuerza del mercado que tiene la capacidad de reducir o aumentar su producción, haciendo subir o bajar los precios, ya no obstaculizada por la industria del esquisto estadounidense que solía contrarrestar los movimientos de la OPEP ojo por ojo. Pero las amenazas vacías si la OPEP decide no recortar la producción podrían disminuir el poder del organismo para al menos subir o bajar los precios de la mandíbula, una herramienta que el grupo solía tener lista.
    Si la OPEP decide no recortar, los precios deberían hundirse al menos temporalmente, dando una victoria a los cortos. La próxima semana, el vencedor será revelado.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com
     
  • ¿Llegarán los precios del petróleo a 100 dólares a finales de año?

    La OPEP está produciendo menos petróleo gracias a los recortes voluntarios de Arabia Saudita y la suspensión de las cargas de crudo en la terminal Forcados de Nigeria debido al riesgo de fuga.
    Las cifras varían según la fuente, pero una  encuesta de Reuters  sugirió que el grupo bombeó 840.000 bpd menos en julio que en junio. Y no muestran signos de reconsideración.
     
    Los resultados ya son  visibles : los precios del petróleo están subiendo y subiendo, con el Brent superando los 85 dólares por barril a principios de esta semana, mientras que el WTI se acercó a los 82 dólares por barril. La pregunta ahora es qué tan alto llegarán antes de que la OPEP comience a revertir los recortes. La otra pregunta: ¿será capaz de impulsar la producción lo suficientemente rápido si es necesario?
     
    Los analistas dijeron anteriormente que Arabia Saudita necesita petróleo a $ 90 por barril para continuar con sus ambiciosos planes de gasto público que conforman el programa de diversificación Vision 2030.
     
    Sin embargo, si se deja que los precios suban demasiado, comenzaría a socavar la demanda y tendría un efecto boomerang que ni los saudíes ni sus compañeros miembros de la OPEP querrían experimentar.
     
    Aún así, esto podría ser solo el comienzo de un repunte porque mientras Arabia Saudita ha estado recortando la producción deliberadamente, Nigeria y Angola no han podido producir tanto como sus estados de cuota de la OPEP. Y la producción de Libia se ha visto interrumpida una vez más, mientras que el crecimiento de la producción en el parche de esquisto de EE. UU. se ralentiza.
     
    Si se materializan todas las proyecciones de demanda que han sido fundamentales para impulsar este último repunte, esto significa que el petróleo podría alcanzar los $100 nuevamente antes de fin de año. Esa perspectiva se vuelve especialmente plausible a la luz de  los informes  de que los inventarios de petróleo crudo en algunas partes del mundo están disminuyendo.
     
    Antes, los niveles globales de inventario de petróleo y combustible no tenían mucho impacto en los precios internacionales del petróleo, pero ahora esto ha cambiado debido a las sanciones occidentales a Rusia, dijeron analistas de JP Morgan esta semana. La razón: más petróleo y combustibles se comercializan en monedas distintas al dólar estadounidense.
     
    Con esa diversificación de monedas, el nivel de oferta física real de los productos comercializados ha cobrado importancia como factor que afecta sus precios. Y la demanda ahora ha vuelto al centro de atención de los comerciantes.
    Tanto la OPEP como la Agencia Internacional de Energía estiman el ritmo de crecimiento de la demanda anual para 2023 en más de 2 millones de barriles diarios. La OPEP lo ve en 2,4 millones de bpd. La AIE prevé un crecimiento de la demanda de 2,2 millones de bpd, aunque ha  advertido que  el crecimiento de la demanda de petróleo se desacelerará "significativamente" a medio plazo.
     
    Las últimas cifras de importación e inventario de China  confirman  la sensación de una sólida demanda de petróleo, con el país visto por prácticamente todos como el mayor impulsor de la demanda de petróleo a nivel mundial. Las importaciones están funcionando a niveles casi récord y el petróleo almacenado está aumentando rápidamente. Esto también le daría a China influencia sobre los precios si suben demasiado, y los analistas sugieren que una vez que Beijing se sienta incómodo con los precios, comenzaría a vender crudo almacenado en lo que básicamente sería una repetición de la publicación SPR del presidente Biden el año pasado.
     
    Todo dependería de cuánto tiempo esté dispuesta Arabia Saudita a apegarse a sus recortes voluntarios. Las últimas cifras del PIB sugieren que su economía  se desaceleró  en el segundo trimestre debido a la caída de los precios del petróleo. Ahora que los precios están repuntando, probablemente también lo hará la economía saudita, lo que le da a Riyadh una buena razón para continuar limitando la producción de petróleo.
     
    Mientras tanto, Rusia está  perforando  en busca de petróleo a niveles récord, según datos informados por Bloomberg. La cantidad de nuevos pozos de producción perforados en la primera mitad del año fue un 6,6% superior a lo planificado y un 8,6% a la cantidad perforada durante la primera mitad de 2022.
     
    Esto significa un potencial suministro adicional que podría servir para moderar los precios de la misma forma en que las exportaciones récord de petróleo ruso a China ayudaron a moderarlos a principios de este año. Sin embargo, con Rusia y Arabia Saudita firmemente en un campo, este suministro bien puede seguir siendo potencial durante el tiempo que los dos líderes de la OPEP+ lo consideren oportuno.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com 
  • ¿Nos estamos acercando a un punto de inflexión para el petróleo?

    Los fundamentos actuales del mercado petrolero están bajo presión, y si está escuchando a economistas, fondos de cobertura o gobiernos occidentales, puede concluir que el sentimiento es decididamente bajista. La baja volatilidad actual de los precios del petróleo es una señal de una posible recesión económica. El debate en curso sobre el techo de la deuda agrega otro factor a la incertidumbre en los mercados petroleros, justo después de que se disiparan los temores de la crisis bancaria de EE. UU. Si bien los osos actualmente están haciendo mucho ruido, la realidad podría ser la opuesta. Hay indicios de que un mercado alcista potencial está en el horizonte, especialmente si se consideran las últimas cifras de demanda de petróleo presentadas por la AIE en París y la OPEP. 
    Los informes de los principales medios de comunicación destacan que los continuos retrasos y el obstruccionismo de los dos partidos políticos estadounidenses, demócratas y republicanos, en las conversaciones sobre el techo de la deuda están ejerciendo una presión negativa sobre los precios mundiales del petróleo. Esto ha dado lugar a un análisis emocional entre los actores del mercado petrolero y las instituciones financieras, lo que ha frenado el creciente optimismo en torno al crecimiento esperado de la demanda en la segunda mitad de 2023 y más allá. El mercado ya ha valorado cifras de crecimiento económico chino inferiores a las esperadas, y se prevé que la combinación de una producción reducida de la OPEP y una desaceleración en la producción de petróleo canadiense respalde los precios del crudo en los próximos meses.
    El contrato del WTI de junio, que se renueva hoy, refleja el miedo. Miedo a una posible desaceleración económica de EE. UU., debido a un posible incumplimiento, lo que posiblemente podría traducirse en una menor demanda. Sin embargo, los mercados pueden estar malinterpretando la situación, ya que es poco probable que el resultado final del juego de poder actual en el Senado y el Congreso de los EE. UU. sea una crisis económica por defecto o a gran escala. Ambas partes son conscientes de los riesgos involucrados y las consecuencias, como lo demuestran las experiencias pasadas. El foco de atención de los medios y la resistencia de los partidos a sucumbir a la presión en un año electoral están alimentando el impulso para un enfrentamiento dramático. Sin embargo, se entiende ampliamente que finalmente se alcanzará un nuevo acuerdo sobre el techo de la deuda y la vida continuará como de costumbre. Además, no se espera una recesión económica, ya que la economía mundial sigue siendo en gran medida positiva, y los precios de la energía, así como los precios de las principales materias primas, han disminuido. La posibilidad de una recesión económica en Europa tampoco está en el horizonte, ya que las economías europeas demuestran solidez, con una gran demanda de mano de obra disponible incluso para cubrir puestos vacantes. Fuera de la OCDE, los mercados emergentes como el Medio Oriente y la India continúan mostrando fortaleza.
     
    A pesar de esta perspectiva macroeconómica, el sentimiento negativo gobierna el día, como se ve en las posiciones cortas de los fondos de cobertura. Como informó Bloomberg la semana pasada, los fondos de cobertura son ultra pesimistas con respecto al petróleo. En la actualidad, las posiciones no comerciales se acercan a los mínimos de 2011. Según Bloomberg, la mayoría de los administradores de dinero se están preparando para una recesión inminente. El medio de noticias también informó que los fondos de cobertura han expresado opiniones extremadamente pesimistas sobre el diésel y el gasóleo, lo que refleja niveles de pesimismo que no se habían visto desde las primeras etapas de la pandemia de Covid-19. Estas preocupaciones surgen de una combinación de factores, que incluyen posibles aumentos de la tasa de interés por parte de la Reserva Federal, un crecimiento económico más lento de lo anticipado en China y la posibilidad inminente de un incumplimiento de pago de EE. UU. Además,
     
    Curiosamente, el mercado físico del petróleo presenta una imagen diferente, ya que no muestra el mismo nivel de sentimiento bajista. Se espera que aumente la demanda, evidente en el aumento de los viajes aéreos, la sólida utilización de las refinerías y la fuerte demanda de gasolina y diésel en los EE. UU. También se pueden observar signos similares en Europa y otras regiones. Los analistas han advertido que los niveles de almacenamiento de combustible, en general, están por debajo de las normas estacionales. Además, los productores de petróleo y otros participantes de la industria han demostrado su voluntad de abstenerse de protegerse contra una posible caída de precios.
     
    En las próximas semanas, existe la posibilidad de un cambio significativo en el sentimiento del mercado hacia una perspectiva más alcista. Es probable que la disminución continua de los inventarios despierte a la mayoría de los participantes del mercado. Los productores, con sus estrategias actuales, pueden incluso considerar más recortes de producción si los precios caen por debajo de $75 por barril, lo que indica una fuerte señal alcista. Además, una resolución a la farsa política que rodea el techo de la deuda de Washington, junto con una sólida demanda durante la temporada navideña en todo el mundo, podría reforzar aún más el sentimiento alcista.
     
    La inversión insuficiente sigue siendo una preocupación crítica, como lo enfatizó el secretario general de la OPEP, Haitham Al Ghais. Reiteró que la inversión insuficiente en el sector del petróleo y el gas podría conducir a la volatilidad del mercado a largo plazo y obstaculizar el crecimiento. En la Conferencia de Gas y Petróleo de Oriente Medio (MEPGC) en Dubai, Al Ghais destacó la importancia de centrarse en reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en lugar de simplemente reemplazar una fuente de energía por otra. Se necesitan con urgencia grandes inversiones en todos los sectores energéticos. La OPEP ha enfatizado constantemente el requisito de $ 12,1 billones en inversiones globales para satisfacer el aumento a largo plazo de la demanda de petróleo.
    La restricción en curso de la producción de petróleo rusa debido a las sanciones occidentales plantea riesgos significativos para el mercado. Los analistas estiman que entre 2 y 2,5 millones de barriles por día (bpd) de la producción de petróleo de Rusia, de los 11 millones de bpd actuales, podrían estar en riesgo. El último informe mensual de la AIE sugiere una posible escasez de 2 millones de bpd en el suministro de crudo en la segunda mitad de 2023. Sin embargo, esta estimación ya puede ser optimista considerando las declaraciones realizadas por el G7 durante el fin de semana, indicando su intención de fortalecer esfuerzos para contrarrestar la evasión de Rusia de los topes de precios en sus exportaciones de petróleo y combustible.
     
    Tan pronto como los fondos de cobertura hayan recuperado su equilibrio, se espera un gran resurgimiento de las posiciones largas. Solo se necesita un gran jugador de Wall Street para volverse alcista, y las otras ovejas lo seguirán. 
     
    Por Cyril Widdershoven para Oilprice.com
  • ¿Qué importancia tiene la industria del esquisto estadounidense?

    En 2022, se produjeron casi 7,8 millones de barriles diarios de petróleo crudo a partir de los llamados recursos de petróleo compacto. El otro nombre para estos es recursos no convencionales. Sin embargo, un tercer nombre, mucho más popular, es esquisto.
    El esquisto es una roca porosa que atrapa moléculas de hidrocarburos en sus poros y dificulta su liberación. O solía ser complicado. A principios del siglo XX , se desarrolló una tecnología llamada fracturación hidráulica que permitió la extracción de esas moléculas de hidrocarburos de los poros de la roca de esquisto.
    Algunos remontan los orígenes del fracking al siglo XIX , cuando algunos productores utilizaron nitroglicerina líquida y sólida para estimular el rendimiento de los pozos de petróleo en varios estados de EE. UU. El fracking moderno, afortunadamente para todos los involucrados, no usa nitroglicerina. Utiliza agua, productos químicos y arena.
     
    Aunque se conoce desde hace décadas, la fracturación hidráulica solo se aceleró a principios de la década de 2000 después de un estudio histórico realizado por la Agencia de Protección Ambiental, que concluyó que la fracturación hidráulica no representa una amenaza de contaminación para los recursos de agua potable. Lo que siguió a este estudio se denominó acertadamente una revolución.
     
    Un gráfico histórico de producción de petróleo de EE. UU. elaborado por la Administración de Información Energética revela una historia fascinante. Hasta finales de 2010, la producción crece de manera gradual y constante, con algunas caídas aquí y allá siguiendo los ciclos de auge y caída de la industria.
     
    A partir de 2011, el crecimiento ya no es uniforme ni gradual: es un aumento literal de alrededor de 5,6 millones de barriles diarios a fines de 2010 a 13 millones de barriles diarios a fines de 2019. Todo gracias al fracking.
     
    El fracking, que no le gusta a todo el mundo en la industria del petróleo y el gas, por cierto, porque se usó como un eufemismo para una palabrota en Battlestar Galactica, convirtió a Estados Unidos en el mayor productor de petróleo del mundo y también en el mayor productor de gas del mundo. La fracturación hidráulica se utilizó por primera vez para la producción de gas, y solo más tarde se expandió al petróleo.
     
    Hasta la fecha, a pesar de la desaceleración del crecimiento de la producción y las previsiones de algunos analistas de que la revolución ha terminado definitivamente, la fracturación hidráulica sigue contribuyendo con la mayor parte de la producción total de petróleo y gas de EE. .
     
    El proceso de fracturación hidráulica es simple, a primera vista. Se trata de perforar un pozo en la roca de esquisto e inyectarle una mezcla de agua, productos químicos y lo que la industria llama apuntalante, o un tipo especial de arena, que se aloja en la roca porosa y mantiene los poros abiertos para que el petróleo y el gas puede rezumar y recogerse del pozo.
     
    Sin embargo, simple no significa fácil. El fracking requiere cantidades masivas de los materiales antes mencionados: cuanto más largos y profundos se vuelven los pozos, más agua, productos químicos y arena se requieren para fracturarlos. Luego está el problema de las aguas residuales.
    Hace unos años, Oklahoma atrajo la atención de los medios debido al aumento significativo de la frecuencia de los terremotos desde el comienzo del auge del esquisto. El estado, uno de los grandes productores de petróleo de EE. UU., tenía una actividad sísmica insignificante antes de 2009, cuando el fracking realmente despegó. Para 2016, Oklahoma estaba registrando un promedio de dos terremotos por día, lo que antes era el promedio de un año. Hasta la fecha, los terremotos son igual de frecuentes.
     
    Algunos culpan a la fracturación hidráulica por desestabilizar la roca y estimular la actividad sísmica. El Servicio Geológico de EE. UU. realizó un estudio y descubrió que el problema no es el fracking en sí mismo. El problema eran las enormes cantidades de aguas residuales que se desechaban en depósitos subterráneos después de que se completaba el proceso de fracturamiento.
     
    Los pozos de aguas residuales, dijo el USGS en su estudio, operan más tiempo del que se necesita para fracturar un pozo de producción y absorben mayores cantidades de fluido. Esto es lo que causa el aumento de la actividad sísmica, según el USGS, que solo encontró un vínculo causal entre el fracking y los terremotos en solo el 2% de los terremotos en Oklahoma.
     
    Se espera que las regulaciones de eliminación de aguas residuales se hayan endurecido desde que se publicó ese estudio, pero la oposición a la fracturación hidráulica no ha disminuido, al menos fuera de los Estados Unidos.
     
    En medio de la crisis energética del año pasado en Europa, algunos miembros de la industria pidieron a los gobiernos europeos que comenzaran a explotar sus propios recursos, a veces considerables, de petróleo y gas de esquisto. La reacción violenta fue inmediata y poderosa, tal como lo fue años antes cuando condujo a la prohibición del fracking en Francia, Bulgaria, Dinamarca y los Países Bajos.
     
    En algunos casos, sin embargo, es una cuestión de viabilidad económica. Polonia, por ejemplo, tiene amplios recursos de esquisto, pero la exploración extensa no logró encontrar una manera de extraerlos económicamente. Noruega también declaró que sus recursos de esquisto no son rentables y se centró en la perforación convencional en alta mar.
     
    Si la fracturación hidráulica ha sido una bendición o una ruina depende de la perspectiva. Desde una perspectiva de seguridad energética, sin duda ha sido una bendición, y no solo para los Estados Unidos.
     
    Argentina ahora está aprovechando la experiencia de los productores estadounidenses para desarrollar su propia riqueza de petróleo y gas de esquisto en la formación Vaca Muerta, y Europa ha disfrutado de un flujo constante de petróleo y gas estadounidense, la mayoría de ellos extraídos de las mismas formaciones de esquisto que explotan el esquisto de Europa. -Los países ricos lo han prohibido.
     
    Sin embargo, como un recordatorio de que siempre hay una compensación, Oklahoma todavía experimenta temblores de tierra con mucha más frecuencia que antes de que comenzara la revolución del esquisto. También existe una presión creciente sobre la industria para que reduzca sus emisiones de metano, que son considerables. La industria está trabajando en eso. Después de todo, el metano es un producto comercializable, otro fruto de la roca de esquisto.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • ¿Qué significa el nuevo objetivo de crecimiento económico de China para los precios del petróleo?

    La semana pasada, China anunció oficialmente su objetivo de crecimiento económico para 2024 de “alrededor del 5 por ciento”.
    El impresionante crecimiento económico de China fue casi el único responsable del superciclo de las materias primas desde finales de la década de 1990 hasta el inicio de la guerra de precios del petróleo de 2014-2016. 
     
    Esto se caracterizó por un aumento constante de los precios de los productos básicos clave que el país necesitaba en su espectacular expansión económica. En 2013, China se convirtió en el mayor importador neto de petróleo total y otros combustibles líquidos del mundo y, aún en 2017, su tasa aún alta de crecimiento económico le permitió superar a Estados Unidos como el mayor importador bruto anual de petróleo crudo del mundo. 
     
    A finales de 2019, la mayor parte de esta actividad se detuvo cuando Covid golpeó el país, y la desaceleración económica se vio exacerbada por su manejo draconiano del virus, con su política de 'Covid cero' que provocó cierres completos de los principales centros económicos al menor indicio. de infección. La semana pasada, China anunció oficialmente su objetivo de crecimiento económico para 2024 de “alrededor del 5 por ciento”, el mismo que el año pasado, que logró superar en un 0,2 por ciento. La pregunta clave ahora, dado el estatus duradero de China como el principal importador bruto de petróleo del mundo, es si esto se puede lograr nuevamente.
     
    Un factor que no puede subestimarse en esta cuestión es la pura voluntad política para garantizar que se cumpla este objetivo de crecimiento. Las principales figuras políticas de China –incluido el presidente Xi Jinping– son muy conscientes de la posibilidad de que el alto desempleo juvenil causado por el bajo crecimiento económico se convierta en una espiral de protestas generalizadas. Saben que justo antes de la serie de levantamientos violentos de 2010 que marcaron el inicio de la Primavera Árabe, el desempleo juvenil promedio en esos países era del 23,4 por ciento. Esta es la razón por la que China dejó de publicar los datos sobre el desempleo juvenil después de que la cifra de junio de 2023 mostrara esta tasa de desempleo en un máximo histórico del 21,3 por ciento, muy cerca del nivel de la Primavera Árabe. 
     
    El noviembre anterior había visto el comienzo de las protestas contra el bloqueo de Covid en China, después de que un incendio en Urumqi provocara varias muertes, que los líderes saben que tienen el potencial de cambiar el enfoque hacia movimientos antigubernamentales más amplios si la economía no mantiene un alto nivel tasa de crecimiento. La compensación básica en China ha sido durante mucho tiempo la aquiescencia del pueblo para la mayoría de las cosas, siempre que el gobierno les proporcione lo que necesitan y desean: comida, un lugar para vivir, un trabajo, educación, atención médica y la oportunidad de tener a sus hijos. para tener aún más oportunidades. Esta es la razón por la que, hacia finales de 2023, el presidente Xi ordenó varias medidas de estímulo nuevas para garantizar que se alcanzara el objetivo de crecimiento económico del gobierno (que entonces también era “alrededor del 5 por ciento”).
     
    Esto incluía 828.000 millones de CNY (115.000 millones de dólares estadounidenses) de contratos de recompra inversa anunciados por el Banco Popular de China (PBOC) el 20 de octubre. El mismo día, el banco central mantuvo tasas de interés históricamente bajas para la tasa preferencial de préstamos a un año (del 3,45 por ciento) y para la tasa a cinco años (del 4,2 por ciento), e insinuó que se podría efectuar más flexibilización monetaria si fuera necesario.
     
    Además, el 24 de octubre se aprobó una nueva emisión especial de bonos soberanos por valor de 1 billón de CNY, que se colocará en el cuarto trimestre. Los canales de noticias del gobierno chino declararon que los ingresos de los bonos se asignarían a los gobiernos locales para ayudar a generar crecimiento. El ajuste presupuestario también elevó el límite del déficit fiscal general a 4,88 billones de yuanes, o el 3,8 por ciento del PIB, desde el déficit inicialmente previsto del 3,0 por ciento. Los efectos de esta última medida también se extendieron en parte a principios de este año, dijo en exclusiva a OilPrice.com Eugenia Victorino, jefa de estrategia asiática de SEB en Singapur.
     
    "La oferta entrante de bonos sigue siendo elevada, y esto requerirá continuas inyecciones de liquidez por parte del banco central", dijo la semana pasada. “Aparte de una mayor oferta de bonos, el gobierno central probablemente aumentará la presión sobre los gobiernos locales para implementar el presupuesto de manera oportuna y, suponiendo que la tasa de ejecución de la emisión de bonos gubernamentales se acelere en los próximos meses, el crecimiento en el financiamiento agregado probablemente aumentará. recoger”, añadió. “La reducción de 50 puntos básicos [puntos básicos] en el coeficiente de reservas obligatorias implementada en febrero [2024] ya ha inyectado 1 billón de yuanes en liquidez a largo plazo y esto le da al Banco Popular de China algo de tiempo para evaluar si es necesario una mayor flexibilización de las políticas”, concluyó.
     
    Sumado a esto, hay señales de que el comercio de China a nivel mundial está comenzando a tener una marcada tendencia ascendente nuevamente. Las exportaciones aumentaron un 7,1 por ciento interanual a 528.000 millones de dólares en enero y febrero, tras un aumento del 2,3 por ciento en diciembre de 2023, y por delante de las previsiones del mercado de un aumento del 1,9 por ciento. Esto se reflejó en su superávit comercial, que aumentó a 125 mil millones de dólares durante el período de enero y febrero, en comparación con sólo 104 mil millones de dólares en el mismo período del año anterior, superando nuevamente las previsiones del mercado. Sin embargo, es poco probable que un comercio mundial más sólido por sí solo sea suficiente para alcanzar la cifra oficial de crecimiento de “alrededor del 5%”. Para alcanzar su objetivo, Beijing necesitará aumentar la inversión en infraestructura y, para ello, deberá superar dos obstáculos clave, dijo en exclusiva a OilPrice.com Rory Green, economista jefe para China de GlobalData.TSLombard la semana pasada.
     
    El primer obstáculo es la falta de dinero en los gobiernos locales para tales proyectos, y para abordar esto es probable que el gobierno establezca una postura fiscal expansiva, con el gobierno central asumiendo mayor deuda y redistribuyendo entre autoridades provinciales más débiles. “El objetivo de déficit del 3,2 por ciento, una cuota de bonos para fines especiales del gobierno central de 1 billón de CNY y una cuota de bonos para fines especiales del gobierno local de 3,9 billones de CNY marcan un alejamiento de la postura fiscal agresiva durante el segundo semestre de 2022 y el primer semestre de 2023”, añadió. 
     
    El segundo obstáculo es la falta de proyectos que promuevan los objetivos políticos de largo plazo de Xi, y aquí la posición fiscal expansiva podría indicar que Beijing está adoptando una postura cíclica pro-crecimiento, piensa Green. "Además del estímulo anunciado en el NPC [Congreso Nacional del Pueblo], esperamos un endeudamiento gubernamental (1 billón de CNY entre el balance central y provincial) y préstamos complementarios prometidos de 500 mil millones de CNY en la segunda mitad de este año", dijo. "Junto con los ajustes para permitir una gama más amplia de proyectos - similar a la nueva inversión inmobiliaria alineada con la "prosperidad común" - todo esto sería suficiente para registrar un crecimiento oficial del 5%", añadió.  
     
    Es probable que la expansión fiscal y el aumento del comercio se traduzcan en una mayor demanda de petróleo de China, a diferencia del tipo de crecimiento que ha dominado en 2023, liderado en gran medida por el consumo de los hogares, principalmente de servicios, tras tres años de restricciones intermitentes de movilidad durante el período de Covid. . En esta fase, es oportuno señalar que el elemento de transporte representó sólo el 54 por ciento del consumo de petróleo de China, en comparación con el 72 por ciento en Estados Unidos y el 68 por ciento en la Unión Europea. En consecuencia, subrayó Green, aunque el repunte impulsado por el consumo produjo un aumento en la demanda de petróleo, no provocó por sí solo un aumento de los precios del petróleo. Según la Agencia Internacional de Energía, se prevé que los aumentos de la demanda mundial de petróleo se reduzcan a la mitad, de 2,3 millones de barriles por día (bpd) en 2023 a 1,2 millones de bpd este año, pero China seguirá liderando este crecimiento de la demanda. 
     
    También es oportuno señalar que la economía de China está valorada en 18 billones de dólares, y la de la India (actualmente la favorita de los mercados de productos básicos en desarrollo) en 3 billones de dólares. Esto significa que incluso si el crecimiento de China no alcanza su objetivo de “alrededor del 5 por ciento”, una tasa de crecimiento anual de incluso el 4,5 por ciento significaría que China sumaría a la suya una economía del tamaño de la de la India cada cuatro años.
     
    Por Simon Watkins para Oilprice.com
  • ¿Qué significa que hayan aumentado las reservas de petróleo, pero reducido las de gas?

    En el último informe de reservas de petróleo y gas natural se dio a conocer que estas variaron en 1,7% y -11% respectivamente.
    Hoy se dio a conocer el informe anual de reservas de petróleo y gas. Según el reporte, con corte al 31 de diciembre de 2022, el país tiene reservas probadas de petróleo y gas para 7,5 y 7,2 años, respectivamente.
     
    De acuerdo al informa, las reservas probadas de petróleo pasaron de 2.039 millones de barriles reportados en 2021 a 2.074 millones de barriles en 2022. Es decir, crecieron en 1,7%. Mientras que las reservas probadas de gas se situaron en 2.82 terapies cúbicos (Tpc), con una diferencia de -0,35 con respecto a 2021. La producción de gas comercializado fue de 0,39 terapies cúbicos.
     
    Francisco Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), dio su análisis sobre qué significa que suban las reservas de petróleo, pero se presente una reducción en las de gas natural.
     
    Lloreda explicó que "con un precio promedio de US$105 barril en 2022 era de esperar un mayor incremento en las reservas probadas de petróleo y gas. Si se recuerda que el precio en 2021 fue US$70, amerita un mayor análisis; si este hubiese sido el precio en 2022, las reservas se habrían desplomado".
     
    En contraste está la caída en las reservas de gas natural, lo cual, señala, debería ser una advertencia para el Gobierno sobre si se está listo para iniciar la transición energética. "Este informe, que el Gobierno y el país aguardaba, debe conducir a una profunda reflexión respecto a si están dadas las condiciones para garantizar la autosuficiencia, la seguridad energética, y la triple transición que requiere Colombia: exportadora, fiscal y energética", dijo.
     
    Sin embargo, recomendó seguirse alineando a lo establecido en el Plan Nacional de Desarrollo, y revisar la política de hidrocarburos a futuro. "No es tarde para darle un impulso decidido a los contratos existentes de petróleo y gas, como lo hace el Gobierno; para hacer viables los recursos contingentes, y revisar, cómo lo dice el Plan de Desarrollo, la política de hidrocarburos a futuro", comentó.
     
    Por Juliana Trujillo para LaRepública.com
  • ¿Qué sigue para la compañía petrolera más grande del mundo a medida que disminuyen las ganancias?

    Saudi Aramco, la compañía petrolera más grande del mundo, ha sido noticia una vez más con sus menores ganancias en el primer trimestre.de $ 31,9 mil millones, lo que representa una disminución del 19,25 % en comparación con el mismo período del año anterior, cuando ganó $ 39,5 mil millones.
    Esta caída en las ganancias se puede atribuir a la evolución del mercado mundial, como la reducción de los precios del petróleo y los recortes de producción. A pesar de esto, las ganancias generales de Aramco siguen siendo asombrosas en comparación con sus pares. En su informe, la empresa saudí reveló que la disminución de las ganancias se debió principalmente a los menores precios del crudo, aunque esto fue parcialmente compensado por menores impuestos y mayores finanzas e ingresos. Los mercados globales han estado experimentando volatilidad últimamente, con una crisis bancaria parcial que afecta a los mercados y el aumento anticipado de la demanda de Asia, especialmente China, que no se materializó. Aramco también se enfrenta a la dura competencia de Rusia, que se está comiendo su cuota de mercado en Asia.
     
    A pesar de la disminución de los ingresos generales en un 10,61 % a 459 800 millones de SAR en el primer trimestre de 2023, en comparación con los 517 000 millones de SAR en el primer trimestre de 2022, el beneficio neto de Aramco aumentó un 3,75 % en comparación con los 30 730 millones de dólares informados en el cuarto trimestre de 2022. Amin Nasser, director ejecutivo de Aramco , atribuyó este éxito a la inquebrantable confiabilidad de la empresa, su enfoque en los costos y su capacidad para responder a las condiciones del mercado. La empresa sigue comprometida con el pago de un dividendo de 19.500 millones de dólares en el segundo trimestre del año, en línea con el trimestre anterior. Además, Aramco planea introducir un mecanismo de dividendos vinculados al rendimiento para brindar a los accionistas una combinación equilibrada de crecimiento y rendimiento. El monto de este dividendo se determinará con los resultados anuales y se distribuirá adicionalmente a los pagos de dividendos existentes.
     
    Además, Aramco ha reiterado su compromiso de aumentar las inversiones en oportunidades de crecimiento únicas, aunque no se proporcionaron detalles. Los analistas predicen que la compañía se centrará en aumentar las inversiones en oportunidades de combinación energética global, particularmente en los campos de hidrógeno verde, amoníaco verde y otros combustibles nuevos. El gigante saudí ya está apuntando a los combustibles bajos en carbono. Actualmente, los gastos de capital y las inversiones externas de Aramco en el primer trimestre de 2023 son de 32 800 millones de SAR y 9 900 millones de SAR, respectivamente, y la empresa tiene como objetivo un gasto de capital de 45 000 millones de dólares a 55 000 millones de dólares para 2023. En las últimas semanas, Aramco ha anunciado una serie de nuevas inversiones, como la adquisición de una participación del 10 % en Rongsheng Petrochemical Company de China por 13 500 millones de SAR, ampliando su presencia downstream en China. Como parte de un acuerdo de venta a largo plazo, Aramco también se comprometió a suministrar 480 millones de bpd de petróleo crudo a la filial de Rongsheng Petrochemical, Zhejiang Petroleum and Chemical Company. Además, Aramco completó la adquisición del negocio de productos globales de Valvoline, valorado en 10.400 millones de SAR.
     
    Durante años, los analistas han estado examinando de cerca las políticas de dividendos de Aramco y anticipando cambios significativos si fuera necesario debido a las finanzas del gobierno saudita. Dado que Aramco sigue siendo la principal fuente de ingresos para el presupuesto y los proyectos de inversión del gobierno saudí, cualquier dividendo adicional sería bienvenido, especialmente porque los precios más bajos del petróleo ya han provocado un déficit en el presupuesto estatal. El informe financiero actual es una bendición para el gobierno saudí, ya que ha aumentado el precio de las acciones de Aramco entre un 3,7 % y un 4 %. Esto es especialmente atractivo si se tiene en cuenta que el gobierno saudí posee directamente una participación del 90 % en el gigante petrolero, mientras que el fondo soberano saudí PIF posee alrededor del 8 %. En general, los precios de las acciones de Saudi Aramco aumentaron un 16 % durante el año pasado, superando a todas las Siete Hermanas (como Shell y BP).
     
    Esta semana, el Ministerio de Finanzas de Arabia Saudita anunció que el país registró un déficit de 2910 millones de riales (770 millones de dólares) en el primer trimestre del año. La principal causa del déficit un aumento sustancial en el gasto público, particularmente en su programa Visión 2030 destinado a la diversificación económica. El informe presupuestario del Ministerio de Hacienda reveló que, a pesar de los mayores ingresos no petroleros que compensaron parcialmente el gasto presupuestario, el gasto total aumentó un 30 %, lo que resultó en un déficit presupuestario. Esta situación podría persistir por un período más largo si los precios del petróleo no aumentan o generan más ingresos petroleros. Los continuos esfuerzos del Reino para diversificar su economía están imponiendo una carga significativa en las finanzas del gobierno, a pesar del aumento sustancial de la inversión extranjera directa (IED).
     
    Los asesores financieros saudíes vigilarán de cerca a Aramco y, digan lo que digan los partidarios de Vision 2030, la principal fuente de ingresos del reino sigue siendo el petróleo y el gas. Los nuevos megaproyectos no solo requerirán acceso a los mercados financieros internacionales, sino que también pueden generar ventas adicionales de acciones de Aramco por parte del reino para recaudar fondos.
    Muchos otros países del CCG también deberán reevaluar su propia situación, ya que la situación de Arabia Saudita sirve como un ejemplo destacado en muchos sentidos para la región.
     
    Por Cyril Widdershoven para Oilprice.com
  • ¿Se convertirá Namibia en el miembro más nuevo de la OPEP?

    Namibia quiere unirse a la OPEP mientras se prepara para cosechar los beneficios de sus recursos de petróleo crudo.
    Namibia quiere unirse a la OPEP mientras se prepara para cosechar los beneficios de sus recursos de petróleo crudo, con una capacidad de producción diaria estimada en unos impresionantes 700.000 bpd en 2030, el primer año de producción según los planes actuales. La OPEP, al parecer, estará encantada de darle la bienvenida.
     
    La OPEP ha creado "un gran valor" al "garantizar que la dinámica del mercado sea controlada y gestionada de manera sostenible",  dijo la comisionada de Petróleo de Namibia, Maggy Shino  , en un reciente evento en línea, sugiriendo que la nación del suroeste de África estaría feliz de unirse al grupo petrolero. grupo.  Los informes  decían que los dos ya habían comenzado a discutir la membresía de Namibia.
     
    Mientras tanto, Reuters  citó  fuentes anónimas y el presidente ejecutivo de la Cámara Africana de Energía diciendo que la OPEP desea mucho que Namibia se convierta en miembro. Al principio, el país podría convertirse en miembro de la Carta de Cooperación de la OPEP, dijeron estas fuentes a Reuters, y luego pasar a ser miembro de pleno derecho. Brasil se adhirió a la Carta de Cooperación a principios de este año, recuerda el informe.
     
    Según NJ Ayuk, de la Cámara Africana de Energía, la OPEP ha iniciado una "ofensiva seductora" contra Namibia. Según el Ministro de Minas y Energía de Namibia, no hubo conversaciones sobre la adhesión del país a la OPEP.
     
    "Nadie nos ha contactado para unirnos a la OPEP. Los miembros de la OPEP son países exportadores de petróleo y todavía no hemos llegado a ese punto", dijo Tom Alweendo, citado por Reuters. "Eso sólo se considerará después de que hayamos comenzado a producir".
     
    Esto sucederá muy pronto, según los planes. Las grandes empresas han  extraído  aproximadamente 11.000 millones de barriles de petróleo en recursos marinos, y la primera producción se prevé para 2030. Shell y TotalEnergies son los principales inversores en el futuro petrolero de Namibia, junto con Qatar Energy y un perforador australiano que cotiza en el Reino Unido llamado Global. Petróleo. Chevron, Galp de Portugal y Rhino Resources también están explorando en busca de petróleo en la Cuenca Naranja del país.
     
    Dos descubrimientos en particular –Graff de Shell y Venus de TotalEnergies– podrían transformar al país no sólo en un nuevo productor de petróleo sino en uno importante, ya que se estima que contienen miles de millones de barriles de petróleo y gas.
     
    El descubrimiento de Graff podría contener hasta 1.700 millones de barriles de petróleo y gas en tres pozos, según estimaciones de Barclays. El descubrimiento de Venus es aún mayor, con reservas estimadas de hasta 3 mil millones de barriles de petróleo equivalente.
     
    "En los últimos 18 meses se han realizado dos descubrimientos de petróleo crudo ligero en Namibia: Venus y Graff, en la cuenca de Orange. El descubrimiento de Venus por sí solo se sitúa como el segundo mayor descubrimiento de petróleo en aguas profundas del mundo desde 2015 y, si se demuestra junto con otros descubrimientos de petróleo, tiene el potencial de colocar a Namibia entre los 15 principales países productores de petróleo para 2035", dijo el año pasado el Primer Ministro de Namibia, Saara Kuungongelwa-Amadhila.
     
    Este potencial ciertamente convierte a Namibia en un nuevo objetivo atractivo para ser miembro de la OPEP. El cártel ya representa una parte sólida de la producción mundial de petróleo. Esta porción aumentó sustancialmente cuando Rusia y los productores de Asia Central se unieron a la OPEP+. Luego Angola se fue, lo que le costó a la OPEP unos 1,1 millones de bpd en producción. Namibia básicamente podría llenar ese vacío, aunque no del todo. Además, Angola bien podría regresar, como ha ocurrido con otros miembros de la OPEP en el pasado.
     
    Parece, entonces, que hay dos socios potenciales dispuestos y la unión es sólo cuestión de tiempo. Tal acuerdo agregaría 700.000 bpd al total de la OPEP, que también podría crecer aún más si la exploración adicional arroja resultados. La incorporación de Namibia al grupo fortalecería la posición de la OPEP en futuras medidas de control de precios, que es el objetivo de agregar nuevos miembros en primer lugar.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • ¿Verá la Gran Industria Petrolera Mejores Ganancias en el Segundo Trimestre?

    Las grandes empresas petroleras han informado en su mayoría resultados mixtos en el primer trimestre.
    Estamos casi a mitad de la temporada de reportes de ganancias, con el 46% de las compañías del S&P 500 habiendo entregado sus tarjetas de calificaciones del primer trimestre. Según datos de FactSet, el 77% de las compañías del S&P 500 han superado las expectativas de ganancias, mientras que el 60% ha reportado una sorpresa positiva en ingresos.
     
    Desafortunadamente, el sector energético ha tenido un desempeño inferior al mercado, en gran parte debido a los precios más bajos del petróleo y el gas.
    El sector Energético está reportando la segunda mayor disminución de ganancias (año tras año) de todos los 11 sectores del mercado, con un -25.5%, mientras que el crecimiento de los ingresos del primer trimestre del 2024 de -3.5% es el tercero más bajo. A nivel de subindustria, cuatro de las cinco subindustrias en el sector están reportando una disminución de las ganancias año tras año: Refinación y Comercialización de Petróleo y Gas (-61%), Petróleo y Gas Integrado (-27%), Exploración y Producción de Petróleo y Gas (-9%), y Almacenamiento y Transporte de Petróleo y Gas (-3%). Por otro lado, la subindustria de Equipos y Servicios de Petróleo y Gas (19%) es la única subindustria en el sector que reporta un crecimiento de las ganancias año tras año.
     
    Las grandes compañías petroleras han reportado principalmente resultados mixtos en el primer trimestre, con precios más bajos del gas y márgenes de refinación más estrechos afectando las ganancias.
     
    Exxon Mobil Corp. (NYSE:XOM) reportó un EPS ajustado de $2.06 en el primer trimestre, $0.12 por debajo del consenso de Wall Street, mientras que los ingresos de $83.08 mil millones (-4.0% año tras año) superaron en $1.57 mil millones. Las ganancias GAAP de Exxon de $8.22 mil millones ($2.06 por acción) marcaron una gran caída del 22% año tras año a medida que los márgenes de refinación de la industria y los precios del gas natural retrocedieron desde los máximos del año pasado para negociar dentro del rango histórico de diez años. Sin embargo, la compañía sigue siendo una 'vaca lechera', generando sólidos flujos de efectivo de operaciones de $14.7 mil millones y flujo de efectivo libre de $10.1 mil millones en el primer trimestre. Exxon anunció distribuciones a accionistas de $6.8 mil millones en el trimestre, incluidos $3.8 mil millones en dividendos y $3.0 mil millones en recompras de acciones.
     
    El proyecto de Guyana de Exxon continúa siendo un éxito, con la compañía logrando una producción bruta trimestral de más de 600,000 barriles equivalentes de petróleo por día y también alcanzó una decisión final de inversión (FID) en el sexto desarrollo importante. La producción neta de la compañía en el primer trimestre se situó en 3.8 millones de barriles equivalentes de petróleo por día, una disminución de 40,000 barriles equivalentes de petróleo por día en comparación con el cuarto trimestre, pero un aumento de 57,000 barriles equivalentes de petróleo por día excluyendo desinversiones, derechos y recortes ordenados por el gobierno.
     
    En la llamada de ganancias de la compañía, el CEO de Exxon Mobil, Darren Woods, reiteró que no está interesado en adquirir a Hess Corp. (NYSE:HES) ya que la gigante petrolera está actualmente envuelta en un caso de arbitraje con Chevron Corp. (NYSE:CVX) por un bloque de petróleo masivo en la costa de Guyana.
     
    "He dejado claro en el pasado que esto no es un movimiento para adquirir a Hess. No estamos interesados en una transacción con Hess. Se trata realmente de proteger el valor que hemos creado como parte de ese desarrollo. Asegurar que se reconozcan y confirmen los derechos de preeminencia que creemos que existen en el JOA y luego entender cuál es el valor del activo y cuáles son las opciones para maximizar ese valor para los accionistas," dijo Woods en una  entrevista con CNBC a principios del viernes.
     
    En una entrevista por separado, el CEO de Chevron, Mike Wirth, también le dijo a CNBC que la compañía no podrá completar su adquisición de $53 mil millones de Hess si pierde el caso de arbitraje.
     
    "Si un fallo arbitral en caso de que vaya en contra de la interpretación del contrato de Hess, y estamos muy seguros de que su interpretación es la correcta, entonces esa condición no se cumpliría y la transacción no se cerraría."
    Al igual que su principal competidor, Chevron reportó resultados mixtos con un EPS ajustado en el primer trimestre de $2.93, superando en $0.03, mientras que los ingresos de $48.72 mil millones (-4.1% año tras año) quedaron cortos por $1.99 mil millones. Las ganancias totales en el primer trimestre se situaron en $5.5 mil millones ($2.97 por acción), lo que representa una caída del 16% año tras año. Chevron devolvió $6.0 mil millones en efectivo a los accionistas durante el trimestre, incluidos $3.0 mil millones en dividendos y recompras de acciones por casi $3.0 mil millones.
     
    La compañía informó que la producción mundial aumentó un 12% con respecto al año anterior, principalmente debido a la adquisición de PDC Energy, así como a un sólido desempeño operativo en las Cuenca del Permian y DJ en Estados Unidos. Chevron informó que la producción neta de petróleo en Estados Unidos aumentó un 35% a 406,000 barriles por día.
     
    Mientras tanto, Hess Corp presentó un informe sólido del primer trimestre, con un EPS GAAP de $3.16 superando en $1.50, mientras que los ingresos del primer trimestre de $3.31 mil millones (+35.1% año tras año) superaron en $160 millones. De hecho, FactSet ha informado que Hess ha reportado hasta ahora la tercera mayor superación de ganancias. El ingreso neto fue de $972 millones, o $3.16 por acción, en comparación con el ingreso neto de $346 millones, o $1.13 por acción, en el primer trimestre de 2023.
     
    La producción neta de petróleo y gas de la compañía se situó en 476,000 barriles de equivalente de petróleo por día (bepd), un aumento del 27% desde 374,000 bepd en el primer trimestre de 2023, con la producción neta de Guyana de 190,000 bopd representando un aumento del 70% año tras año. Se espera que la producción de la compañía siga creciendo después de que se autorizara el desarrollo de Whiptail en alta mar de Guyana. Se espera que el nuevo bloque agregue una capacidad de producción bruta de aproximadamente 250,000 barriles de petróleo por día para fines del 2027.
     
    Perspectivas del Sector Energético
     
    Las compañías petroleras y de gas podrían ver un repunte en el trimestre actual, con FactSet prediciendo un crecimiento de ganancias del segundo trimestre del 15.7%, el tercero más alto en el S&P 500, mientras que el crecimiento de los ingresos del segundo trimestre del 4.0% será el sexto más alto del mercado.
     
    Desafortunadamente para los alcistas, es probable que el repunte sea solo temporal.
     
    FactSet ha predicho un crecimiento de ganancias del -3.0% para el sector energético en el año calendario 2024, mientras que se espera que los ingresos crezcan -0.4%. Es probable que las ganancias del sector mejoren en el próximo año, con FactSet prediciendo un crecimiento del 8.2% en el año calendario 2025, mientras que se espera que los ingresos crezcan 1.2%.
     
    Sin embargo, las tasas de crecimiento del sector energético en ambos años estarán por debajo de los promedios del mercado, con se espera que las ganancias del S&P 500 se expandan un 10.8% en el año calendario 2024 y un 13.9% en el año calendario 2025, mientras que se espera que los ingresos crezcan 4.9% en el 2024 y 5.8% en el 2025.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • ¿Veremos petróleo a 100 dólares en octubre?

    Después de subir a más de 97 dólares por barril el miércoles, el crudo Brent se tomó un respiro el jueves cuando los operadores comenzaron a tomar ganancias y la atención macroeconómica en los mercados se centró en el aumento de las tasas de interés.
    Los alcistas pueden agradecer que un ajuste fundamental sostenido ayude a compensar las preocupaciones sobre un ciclo de tasas más altas durante más tiempo. La semana pasada, el banco central de Estados Unidos  dejó las tasas de interés sin cambios  , pero reforzó su postura dura con un nuevo aumento de tasas proyectado para fin de año. Históricamente, las tasas de interés más altas han sido bajistas para los precios del petróleo porque generalmente se traducen en una menor demanda de petróleo a medida que la actividad disminuye con costos más altos. Curiosamente, los analistas de materias primas de Standard Chartered han sugerido que una Fed de línea dura podría resultar esta vez una bendición disfrazada, ya que es probable que haga que los productores de la OPEP sean más cautelosos durante más tiempo. 
    Mientras tanto, el dólar estadounidense se ha fortalecido considerablemente en los últimos tres meses después de que la economía estadounidense demostró ser más resistente de lo esperado, alimentando así el apetito por los activos financieros estadounidenses.
     
    StanChart ha pronosticado una caída adicional de 1,3 millones de barriles por día (mb/d) en los inventarios mundiales de crudo en el cuarto trimestre, luego de una reducción de 2,1 millones de barriles por día en el tercer trimestre. Los analistas han observado que, si bien tardaron en unirse al repunte, los fondos especulativos ahora se han movido hacia el lado largo del mercado de futuros del petróleo. El índice de posicionamiento de administrador de dinero de petróleo crudo patentado de StanChart se encuentra ahora en un máximo de 44 meses de +16,7.
     
    Aún mejor para los alcistas: el repunte del precio del petróleo todavía tiene camino por recorrer. 
     
    StanChart ha lanzado SCORPIO (Standard Chartered Oil Research Price Indicator), un modelo de aprendizaje automático para la predicción del precio del petróleo. SCORPIO es un modelo patentado basado en árboles diseñado para generar un pronóstico de los precios al contado del crudo Brent en un período de una semana utilizando parámetros como datos fundamentales de EE. UU., datos de posicionamiento, existencias físicas mundiales de petróleo, márgenes de refinería/precios de productos, indicadores financieros, indicadores técnicos. indicadores e indicadores no específicos del petróleo.
     
    Los analistas probaron esta herramienta y descubrieron que mejora significativamente todas las métricas logradas por el modelo de referencia, que es un pronóstico de caminata aleatoria (es decir, el cambio de precio para la próxima semana será el mismo que el de la semana anterior).
     
    SCORPIO ha pronosticado un aumento del precio w/w de USD 2,1/bbl para el Brent del próximo mes a
     
    liquidación el 2 de octubre. StanChart dice que el pronóstico alcista habría sido mayor si no fuera por el posicionamiento especulativo con el índice de posicionamiento de administradores de dinero como indicador de punto de pivote. ESCORPIO también considera que la fortaleza del dólar pesa sobre el repunte del precio del petróleo.
     
    StanChart no es el único toro aquí. JP Morgan dice que mantendrá su estrategia de "mantenerse a la defensiva y recortar la duración de la cartera". JPM califica el sector energético como sobreponderado a pesar de un dólar más fuerte, una Fed agresiva y los acontecimientos geopolíticos y cree que la Fed mantendrá tasas más altas hasta el tercer trimestre de 2024.
     
    " En el entorno actual, se supone que una desinflación adicional inmaculada permitiría un recorte de tasas sin que el riesgo de crecimiento sea el motor de la desinversión de la curva de rendimiento", dijeron economistas de  JP Morgan en el informe.
     
    En general, Wall Street sigue siendo optimista en el sector energético a pesar de que las acciones petroleras están por detrás de los precios del petróleo. FactSet ha informado que en general, Wall Street tiene 11.062 calificaciones de acciones en el S&P 500, de las cuales el 54,4% son calificaciones de Compra, el 40,0% son calificaciones de Mantener y el 5,6 Los % son calificaciones de venta. Curiosamente, a nivel sectorial, el sector de Energía (64%) tiene el porcentaje más alto de calificaciones de Compra, mientras que el sector de Consumo Básico (45%) tiene el porcentaje más bajo de calificaciones de Compra.
     
    La mayoría de los analistas esperan que los precios del petróleo se mantengan altos o  incluso suban más . 
     
    “ Las acciones de energía obviamente mejorarán debido al aumento de los costos de la energía en este momento. El mundo no puede tener una interrupción en la energía en este momento porque el desequilibrio entre oferta y demanda en el mundo es muy frágil ”, ha dicho en una nota Louis Navellier, director de inversiones de Navellier & Associates Inc. 
     
    Mientras Arabia Saudita y la OPEP+ mantengan la disciplina de producción y los mercados sigan ajustados, los precios del petróleo podrían permanecer imperturbables ante un dólar musculoso o una Fed de línea dura.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • ‘Si no se actúa, la crisis petrolera se verá en dos años'

    El experto en hidrocarburos, Alberto Cisneros Lavaller, aseguró que la paralización de la exploración en el país está cocinando la próxima emergencia para el sector. La responsabilidad, dice, es del Gobierno y operadoras.Pocos analistas han sido tan contundentes como Alberto Cisneros Lavaller, a la hora de diagnosticar el sector petrolero colombiano ante la coyuntura actual.
     
    Y tiene todas las credenciales para hacerlo: Cisneros es hoy presidente de Global Business Consultants, una firma que asesora empresas petroleras en Suramérica, sirvió entre 1992 y 2003 como consejero en geopolítica y negocios internacionales de PDVSA y como académico ha trabajado, entre otras, con la Universidad de Illinois, la Universidad Central de Venezuela, las universidades colombianas Sergio Arboleda y Los Andes, en todas en niveles de máster y doctorado.
     
    En su última visita al país, Lavaller habló de Colombia y de cómo se está cocinando la próxima crisis petrolera nacional.
     
    ¿Cuál es su expectativa con Irán, como un nuevo jugador que entraría al mercado?
     
    En principio hay que señalar que no se trata de un nuevo jugador, sino de uno que había comenzado a cortar el suministro, principalmente, por las sanciones interpuestas. Ahora, hay una percepción importante con respecto al suministro extra que puede entrar al mercado, estaríamos hablando de un millón de barriles por día adicionales.
     
    Sin embargo, desde el punto de vista petrolero, hay que hacer una precisión: no es de la noche a la mañana que se va a invadir el mercado con este nuevo crudo. Aunque sí hay un gran optimismo con respecto a un aumento de la producción iraní en el mediano plazo, que puede hacer que se aflojen los precios.
     
    ¿A qué llama usted mediano plazo?
     
    Hay que hacer una distinción entre lo que es el mediano plazo político y el mediano plazo petrolero. El mediano plazo petrolero está en el orden de 5 a 7 años, que está vinculado al ciclo de inversión en la exploración, producción y refinación. Esto, en términos políticos y económicos, puede considerarse largo plazo.
     
    ¿Qué tiene que hacer Colombia en este nuevo entorno?
     
    Yendo a la coyuntura actual petrolera, yo creo que Colombia va a tener que cambiar la mentalidad de manera radical.
     
    Estamos en un proceso de recorte de inversiones operativas y de capital y, así como vamos, la verdadera crisis petrolera colombiana no será la actual, sino que la vamos a tener en dos o tres años.
     
    ¿Por qué lo dice?
     
    Es que se ha cortado el corazón de la supervivencia colombiana en materia petrolera, el error es cortar hasta el hueso, si me permite la expresión, incluso los capitales de inversión en exploración, esto es completamente dañino para los intereses colombianos.
     
    Necesitamos mejorar las reservas y la única manera que tenemos es a través de la actividad exploratoria. La cantidad de taladros que hemos perdido en los últimos meses es preocupante, y el ritmo de la actividad de ninguna manera debió sufrir de la manera en que ha sufrido en Colombia.
     
    ¿Pero esos recortes se han dado en otras partes también?
     
    Sí, pero hay ejemplos en América Latina donde muy ingeniosamente han generado otro tipo de alternativas. Aquí hay unas verdaderas culpas por parte de los operadores, por haber congelado la exploración, esta no es una culpa única, tiene una concurrencia también del Estado, de los entes regulatorios que dirigen la política petrolera del país, porque se necesitan incentivos que solamente ellos pueden dar. Me refiero a incentivos fiscales, de regalías y también desde el punto de vista de mejorar la ‘permisología’, si no se hace, esto va a llevar a que tengamos una declinación tremenda de la producción en dos o tres años.
     
    ¿Considera que estamos a tiempo para tomar esas acciones?
     
    Sí estamos a tiempo, pero es inmediata y perentoria la necesidad de que se tomen las decisiones por parte del Estado y se cambie la mentalidad por parte de los operadores. Y hay una reflexión histórica reciente que quiero hacer, para mí, como analista que estudia a América Latina, es completamente inexplicable que Colombia haya entrado en esta etapa de congelación con respecto a la crisis del petróleo, porque en la última crisis, la del 2009, se vio a un país que hizo exactamente lo contrario, no se amilanó, sino que logró hacer las reformas que necesitaba y pudo llegar a un pico de producción de un millón de barriles, a pesar de la crisis. Entonces ¿por qué estamos con las manos atadas ahora?, por parte y parte, el operador y el Estado.
     
    ¿No será porque en este momento es más difícil dar incentivos?
     
    Se han hecho comentarios en este respecto, me dicen que los incentivos no son algo que pueda sostenerse en el tiempo.
     
    Perfecto, pero nada quita que dentro de la potestad y los compromisos que pueda tener el Estado con los operadores petroleros del país puedan fijarse plazos, en el tema fiscal, por ejemplo, se pueden dar incentivos por cinco años o hasta que mejore a cierto punto el precio del petróleo. Pero además los permisos ambientales y la consulta previa, que son trámites muy loables, tardan unos tiempos asombrosos, un año, año y medio o ¡tres años! Entonces, si decimos que el ciclo de inversión es de 5 a 7 años, pero en Colombia inviertes hoy y solo en diez años ves los resultados, es una locura.
     
    ¿Qué han hecho en otros países de la región que usted destaque?
     
    El ejemplo de Argentina es interesante. Este país propuso hace casi un año un bono a la producción extra o a mantener la producción por parte de los operadores. Ese bono, de alrededor de 3 dólares por barril, es un suicidio fiscal si se mantiene de manera indefinida porque no hay bolsillo que alcance, pero en estos momentos las medidas están concluyendo, fue una reacción ágil que dio resultados. Es solo un ejemplo de una acción que se tomó rápidamente y de manera exitosa.
     
     
    Fuente: Portafolio.co /  Nohora Celedón
  • "No hemos determinado que haya funcionarios involucrados en el caso de robo de petróleo"

    El presidente de Ecopetrol Ricardo Roa aseguró que no fue informado en el empalme del caso sobre el contrabando de crudo.
    Ricardo Roa, actual presidente de Ecopetrol, se refirió al escándalo por el robo y tráfico de petróleo que defraudó alrededor de $400.000 millones en hidrocarburos a la estatal petrolera.
     
    Roa aseguró, en entrevista con La FM, que no hay evidencia de que haya ningún funcionario de Ecopetrol involucrado en este entramado, según lo que se ha encontrado en las auditoría diarias que realiza la compañía internamente.
     
    Cabe señalar que en las últimas horas el ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla, insinuó que la administración pasada estuvo involucrada en este entramado criminal que afectó las finanzas de Ecopetrol.
     
    "Significa que involucra, no a la nueva administración, sino a la que estaba y que la nueva administración es la que lo está descubriendo”, apuntó el ministro Bonilla cuando se le consultó sobre este caso.
     
    Al respecto, el presidente de Ecopetrol dijo que "no sé qué información tenga disponible el ministro de Hacienda. La que yo tengo internamente es que, hasta ahora, no hemos logrado, con nuestras auditorías, determinar que haya funcionarios internamente involucrados. Seguimos haciendo las auditorias permanentes a diario".
     
    Roa también aseguró que no fue informado sobre este caso en el empalme que hizo con la administración anterior que estaba a cargo del expresidente Felipe Bayón.
     
    "Debo admitir que no. Durante el proceso de empalme, yo no fui informado de esa situación. Simplemente, ya cuando empiezan los medios hacia junio a sacar estas informaciones, con sus unidades investigativas, ahí es donde empezamos a enterarnos y yo personalmente me entero así", aseguró Roa en La FM.
     
    Agregó que solo se le informó de los aspectos más relevantes de la compañía y confirmó que esta investigación se venía construyendo desde abril de 2021, que fue cuando la Dijin empezó a solicitar información y el apoyo permanente de Ecopetrol.
     
    Por Brayan Becerra para LaRepública.
  • “Pese a las más de 15 millones de hectáreas petroleras, no se firmarán más contratos”

    Según Orlando Velandia Sepúlveda, presidente de la ANH, no se seguirá ampliando la frontera exploratoria a través de contratos

    Durante la audiencia pública de rendición de cuentas del Ministerio de Minas y Energía, MinEnergia, Orlando Velandia Sepúlveda, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, se refirió a la importancia de hacer uso eficiente de los más de 300 contratos firmados para la explotación petrolera. Según Velandia, pese a que se tienen más de 15 millones de hectáreas con vocación petrolera, no se van a seguir firmando contratos que amplíen la frontera exploratoria.


    “El presupuesto que teníamos para ir conociendo más nuestro potencial hidrocarburífero, lo vamos a segmentar fundamentalmente en el conocimiento de los potenciales de gas. Vamos a ir disminuyendo en el conocimiento del potencial hidrocarburífero, sin dejar de aprovechar el recurso. Lo que estamos buscando es hacer mucho más eficiente su aprovechamiento”, explicó Velandia, agregando que más contratos no implican más reservas, ni tampoco que la actividad de explotación se incremente.

    El jefe de la Agencia destacó también que la transición energética no solamente va en descarbonizar la economía y la energía, sino también poder hacer uso de las nuevas fuentes. “Lo que necesitamos es ir dependiendo menos de los recursos energéticos fósiles por fuentes no convencionales”, añadió.

    Además, a lo largo de la audiencia, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, dio a conocer un balance sobre lo que han realizado este año con relación al sector minero energético, destacando la construcción y publicación de la hoja de ruta de la transición energética, la cual recoge la sistematización de los diálogos regionales, la línea base de la transición energética justa, el análisis social y ambiental de la situación energética, y un documento de su potencial.

    “La energía no es solo luz. Es fundamental que todo el mundo no solo tenga acceso, sino que también pueda gestionarla y hacer parte de la transición energética”, añadió.

    Juan Camilo Vallejo, director ejecutivo del Fondo de energías no convencionales, Fenoge, agregó que “las comunidades energéticas no son solo nuevos usuarios con acceso a la energía. Son comunidades que se agrupan para generar, comercializar y hacer un uso eficiente de la energía”.

    Según Vallejo, se van a duplicar los recursos que se van a destinar para el fortalecimiento de estas comunidades. “Vamos a tener en un año más de 50 empresas con participación comunitaria fortalecida, prestando servicios energéticos en el marco de las comunidades energéticas”, manifestó.

    Otro de los temas tratados durante la rendición de cuentas fue la ampliación de coberturas. De acuerdo con el ministro, se tiene una meta de ampliación que quedó establecida en el Plan Nacional de Desarrollo, y que se va a buscar cumplir a través de la energización de zonas rurales y del uso de los fondos disponibles para zonas no interconectadas.

    Con respecto al pivote de minería, Camacho se refirió a la nueva ley minera que ya está en curso su discusión, a través del mecanismo de consulta previa con los pueblos indígenas, afro y palanqueros, con el fin de definir la ruta y garantizar que, además de que exista un consenso, cumplan con este requisito.

    “Esta nueva ley minera, además de resolver los problemas del pasado, debe permitirnos la construcción de las bases de una política minera que enfrente los retos del futuro. Dentro de los desafíos se destaca la minería estratégica para la transición, el aprovechamiento de los recursos de los minerales de transición, y la armonización del desarrollo de estos sectores y la protección del ambiente. Es un equilibrio que tenemos que buscar”, aclaró.



    Fuente: Larepublica.co

  • $ 85 es solo el comienzo del repunte del petróleo

    A principios de esta semana, los medios informaron que la producción de petróleo de los miembros de la OPEP había caído al nivel más bajo desde  2021 , o  2020 , según la fuente, gracias a los recortes voluntarios de producción de Arabia Saudita y las disminuciones involuntarias en Nigeria, Angola y Libia.
    La noticia, naturalmente, hizo subir los precios del petróleo . Sin embargo, ya han comenzado a subir ya que los comerciantes finalmente comenzaron a prestar atención a las advertencias de oferta y las proyecciones de demanda que los bancos y otros analistas han estado emitiendo durante semanas.
    El salto en los precios debería haber hecho feliz a Riyadh, y probablemente lo hizo. La pregunta ahora es cuánto más subirían los precios los saudíes antes de comenzar a relajar sus recortes.
     
    La economía de Arabia Saudí creció un modesto 1,1% en el segundo trimestre del año, frente al 3,8% del primer trimestre. Los medios y los analistas  atribuyeron  la desaceleración a los precios más bajos del petróleo, a pesar de que el sector no petrolero del Reino registró una tasa de crecimiento bastante saludable del 5,5%.
     
    Sin embargo, el peso que tiene el comercio del petróleo en la economía en general sigue siendo abrumador a pesar de los esfuerzos de Riad por diversificarse. Y esto significa que necesita precios del petróleo aún más altos para continuar con los esfuerzos de diversificación.
     
    Grant Smith de Bloomberg  sugirió  esta semana que los saudíes pueden decidir relajar el recorte a partir de septiembre a medida que el Brent se mueve a $85 y más. El razonamiento fue que las refinerías agradecerían los barriles adicionales, y los saudíes estarían felices de aumentar su participación de mercado después de perder parte debido a los recortes voluntarios.
     
    Por otro lado, escribió Smith, los observadores veteranos de la OPEP no estaban convencidos de que esto fuera suficiente para que los saudíes relajaran los recortes. La incertidumbre sobre la demanda fue una de las razones citadas, y el riesgo de alterar la disciplina de la OPEP en su conjunto fue otra.
     
    En última instancia, sin embargo, los saudíes pueden mantener el límite de producción exactamente durante el tiempo que sea necesario para obtener los precios donde quieren que estén. Es otra demostración más de que la OPEP no solo está muy viva y es relevante en el mundo actual, sino que su líder de facto todavía tiene mucha influencia sobre el grupo.
     
    “El reino querrá ver un aumento prolongado hacia los 90 dólares por barril y posiblemente una mejora en los datos económicos chinos para comenzar a considerar volver a poner el millón de barriles por día en el mercado”, dijo a Bloomberg el analista de PVM Oil Associates, Tamas Varga, a principios de esta  semana  .
     
    Mientras tanto, Goldman Sachs actualizó su perspectiva sobre la demanda de petróleo de una manera que debería complacer a Riyadh. El banco  dijo que  la demanda de petróleo alcanzó un récord en julio, llegando a 102,8 millones de barriles diarios, y que esto conduciría a un déficit de 1,8 millones de bpd en el segundo trimestre del año.
    En tal contexto, Arabia Saudita realmente no tiene prisa por devolver esos barriles al mercado. Sobre todo si no son exactamente un millón entero. Esto fue sugerido por una fuente no identificada de la UE que  habló  con Simon Watkins de Oilprice.com y dijo que los datos de producción de Arabia Saudita mostraban que no se estaban realizando recortes en los campos que los saudíes operan en una zona neutral que el Reino comparte con Kuwait.
     
    En otras palabras, Arabia Saudita puede estar recortando algunos barriles pero bombeando mucho en la zona neutral y vendiéndolos "bajo el radar", como informó Watkins. Esto le permitiría beneficiarse de precios más altos, aumentar su participación de mercado y, al mismo tiempo, seguir ejerciendo una presión alcista sobre los precios con los recortes oficiales.
     
    Mientras tanto, el Instituto Estadounidense del Petróleo les hizo un gran favor a los saudíes al informar una caída de inventario estimada en 15,4 millones de barriles la semana pasada. La cifra masiva superó seriamente las expectativas de los analistas, que eran de una disminución de inventario mucho más moderada de menos de un millón de barriles.
     
    Los comerciantes también se  apresuran  a cubrir sus posiciones cortas en petróleo, y esto está impulsando aún más los precios. Los puntos de referencia subieron a un máximo de tres meses esta semana cuando los fondos compraron crudo y combustibles y cambiaron sus apuestas de bajistas a alcistas.
     
    Todo esto funciona a favor de Arabia Saudita y también sugiere que los precios podrían alcanzar el nivel que a Riad le gustaría ver más temprano que tarde. Y ahí es cuando las cosas se pondrían interesantes: anunciar el fin de los recortes sería imprudente, ya que provocaría una caída inmediata de los precios. Una relajación gradual es una opción más probable, como lo sugieren los analistas encuestados por Bloomberg esta semana.
     
    Según ellos, los saudíes podrían decidir relajar los recortes entre 250.000 y 500.000 barriles diarios a partir del próximo mes. Por otra parte, podrían decidir quedarse con ellos durante otro mes y ver qué tan altos serían los precios.
     
    Algunos, como Amrita Sen de Energy Aspects, han  pronosticado  que el Brent podría alcanzar los 100 dólares antes de fin de año gracias no solo a los recortes, sino también a la reducción de los inventarios. Eso fue hace un mes. Ahora, Reuters también  informa  que los inventarios mundiales de petróleo están en declive. Se necesitaría una lectura de crecimiento del PIB negativa para que EE. UU. o China detuvieran este repunte.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • Actividad de perforación petrolera cayó 19% en abril

    De acuerdo con el informe de Campetrol, se perdieron unos 16.000 empleos por cuenta de esta reducción de la actividad.
    Campetrol, gremio de bienes y servicios petroleros, reportó que la actividad de taladros en el país ha venido en continuo descenso y en abril esta tendencia se mantuvo. De acuerdo con su reporte, para este mes hubo 126 taladros activos en el territorio.
     
    Esto es una caída de 19% frente al informe de noviembre que evidenció 155 taladros operando. No solo se ha reducido el número de equipos, sino que además esperan que otros siete dejen de perforar en julio, con lo que ese mes estarían operativos 119.
     
    De las 126 máquinas operativas en abril, 40 de ellas corresponden a perforación y 86 a reacondicionamiento. 
     
    "La razón de esta disminución se puede asociar directamente con la finalización de proyectos y contratos en los departamentos de Meta, Santander, Casanare y Putumayo", dice el informe.
     
    Cabe recordar que en semanas pasadas, algunas compañías petroleras han anunciado que están terminando contratos y saliendo de estos. Tal es el caso de Geopark, Emerald Energy, Frontera y ExxonMobil.
     
    El informe señala que esta menor actividad de los taladros trae consigo un impacto en empleo. Los cálculos de la agremiación son que se perdieron unos 16.000 empleos,  de los cuales 2.452 fueron directos y 13.475 indirectos.
     
    ​El documento también señala que la producción preliminar de petróleo durante el mes de abril de 2023 alcanzó los 782.900 barriles de petróleo por día (Bpd), evidenciando un crecimiento de 4,2% frente al mismo periodo de 2022.
     
    Por Portafolio.
  • Acuerdo De OPEP No Impresiona A Mercado, Petróleo Baja De US$50

     

    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) anunció que extenderá nueve meses los recortes en la producción.

    El petróleo cayó por debajo de US$50 después de que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se atuvo al resultado más previsible en una reunión en Viena.

    Los futuros cayeron hasta el 5,1 % en Nueva York luego que el grupo liderado por Arabia Saudita y sus aliados presentaron sólo lo que ya habían anunciado durante días: un acuerdo para ampliar los recortes de producción durante nueve meses, sin profundizarlos ni decir lo que sucederá después de marzo de 2018.

    "Los saudíes han estado tratando de poner un rostro feliz en esto", dijo John Kilduff, socio de Again Capital, un fondo de cobertura con sede en Nueva York que se centra en energía. "Pero esto es todo lo que pudieron conseguir, y eso es decepcionante para el mercado".

    El petróleo se recuperó tras caer por debajo de US$44 el barril a principios de este mes, al tiempo que las existencias estadounidenses -uno de los indicadores más críticos del exceso de suministro mundial- han disminuido durante las últimas siete semanas. Pero los inventarios se mantienen obstinadamente por encima de un promedio de cinco años a medida que los productores de shale agregan plataformas cada semana y la producción estadounidense sigue aumentando.

    En una conferencia de prensa en Viena, el ministro de Energía de Arabia Saudita, Khalid Al-Falih, dijo que espera que los productores estadounidenses de shale moderen su crecimiento. Señaló que no ve ningún conflicto entre la OPEP y el shale, destacando que la demanda de petróleo está aumentando.

    El crudo West Texas Intermediate para entrega en julio caía US$2,08, o 4 %, a US$49,28 el barril a las 12:45 pm en la Bolsa Mercantil de Nueva York. El volumen total negociado era de un 86 % por encima del promedio de 100 días.

    El crudo Brent para el mes de julio perdía US$2,06 a US$51,90 el barril en la bolsa ICE Futures Europe, con sede en Londres.

    El ministro ruso de Energía, Alexander Novak, dijo en Viena que no hay mucha preocupación por la actual caída de los precios del crudo. Dijo que estima que el petróleo promediará entre US$55 y US$60 por barril este año.

    Los recortes están funcionando, y prolongar el acuerdo hasta marzo "surtirá efecto", dijo Al-Falih antes de la reunión. La Organización de Países Exportadores de Petróleo autorizará a su comité de monitoreo a recomendar "nuevas intervenciones" si es necesario, dijo Al-Falih. Libia y Nigeria, que han aumentado la producción desde que comenzaron las reducciones en enero, seguirán exentos de los recortes de producción, señaló.

    "Todo ha ido como se esperaba", señaló por teléfono Bob Yawger, director de la división de futuros de Mizuho Securities USA Inc. en Nueva York. "Esta es una prórroga de los recortes existentes sin cambios, por lo que tiene sentido mantener sus posiciones".

    Fuente:Elespectador.com

  • ADNOC de los Emiratos Árabes Unidos contempla la expansión de la actividad downstream en Europa

    ADNOC de Abu Dhabi ha hecho una propuesta de adquisición preliminar para el grupo químico alemán Covestro, un grupo químico alemán, como parte de sus planes estratégicos para aprovechar los desarrollos del mercado. Si bien aún no se ha hecho una oferta oficial, se estima que la propuesta ronda los 10.000 millones de euros (10.900 millones de dólares), valorando a Covestro en casi 11.000 millones de euros.
    El interés de ADNOC en Covestro se alinea con su objetivo de volverse más sostenible, aunque cualquier acuerdo potencial probablemente implique mantener las operaciones de Covestro separadas de ADNOC. 
     
    Aunque no es inminente un acuerdo completo, la estrategia más amplia de ADNOC incluye invertir aproximadamente $ 150 mil millones en la expansión de las actividades upstream, así como en el desarrollo y expansión de la energía baja en carbono. 
     
    La participación en Covestro sigue a la adquisición por parte de ADNOC de una participación del 24,9% en la empresa austriaca de energía y productos químicos OMV en 2022. El alcance de inversión de ADNOC se extiende más allá de los EAU y MENA, ya que busca aumentar su cartera en la UE, EE. UU. y Asia. Sus ambiciones de expansión upstream internacional quedaron claras cuando la empresa  adquirió una participación  en NewMed Energy de Israel.
     
    Además, ADNOC planea participar activamente en los mercados de carbono mediante la generación y el comercio de créditos de carbono a través de su brazo comercial de productos básicos, ADNOC Global Trading (AGT). La atención se centrará inicialmente en la generación de créditos a partir de sus propios proyectos y otros proyectos basados ​​en los EAU en varios sectores. La estrategia a largo plazo de ADNOC gira en torno a las fuentes de energía verde y una economía baja en carbono, con un énfasis particular en los productos derivados del petróleo y el gas.
     
    La mesa de carbono recientemente establecida de AGT, dirigida por Aleksi Parkkila, anteriormente de Trafigura, encabezará los esfuerzos del mercado de carbono de ADNOC. El CEO de ADNOC, Sultan Al Jaber, quien también es el líder de la COP28 y supervisa al productor de energía verde MASDAR, dice que la transición de los "combustibles fósiles" es inevitable, pero tenga en cuenta que esto no significa el fin de los hidrocarburos y los productos combustibles. producción. 
     
    Por Cyril Widdershoven para Oilprice.com
     
  • AIE dice que en condiciones económicas normales los precios del petróleo repuntarán

    "Creemos que en condiciones normales, hacia el final de este año, en la segunda mitad de este año o más tardar en 2017, los mercados van a reequilibrarse", sostuvo el jefe de la Agencia Internacional de Energía (AIE), Fatih Birol.
     
    Kitakyushu, Japón. El jefe de la Agencia Internacional de Energía (AIE), Fatih Birol, dijo este domingo que los precios del petróleo podrían haber tocado fondo, siempre y cuando la salud de la economía global no represente una preocupación.
     
    Los precios del petróleo alcanzaron máximos de 2016 el viernes, cuando el referencial Brent llegó a los US$48,50 el barril por el optimismo de que un exceso en la oferta mundial de petróleo será solucionado.
     
    Eso, junto con la debilidad del dólar, ha ayudado a los futuros del crudo a subir más de US$20 el barril después de que los precios tocaran mínimos de 12 años, por debajo de los US$30, en el primer trimestre.
     
    Una caída de la producción de los países que no pertenecen a la OPEP que supera los 700.000 barriles por día durante este año, sumado a las interrupciones de la producción en países como Nigeria y Kuwait, han impulsado el repunte, dijo Birol a Reuters en el marco de la reunión de los ministros de Energía del G-7 en Kitakyushu, al suroeste de Japón.
     
    Consultado sobre si los precios del petróleo habían tocado fondo, Birol dijo: "Bien podría ser el caso, pero dependerá de cómo esté la economía global. En un entorno económico normal, veremos que la dirección de los precios será más bien hacia arriba que hacia abajo".
     
    Creemos que en condiciones normales, hacia el final de este año, en la segunda mitad de este año o más tardar en 2017, los mercados van a reequilibrarse", añadió.
     
    El jefe de la AIE destacó además que a pesar de la reciente subida de los precios del petróleo, tomará un tiempo cambiar la tendencia bajista de la producción de petróleo en Estados Unidos. "Esto dependerá de qué tanto se recupere el precio y por cuánto tiempo se mantenga el nivel de precios".
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
     
  • AIE impulsa el pronóstico de producción de petróleo de EE. UU. para 2023

    La producción de petróleo crudo de EE. UU. podría aumentar 720.000 barriles diarios este año, por encima de una tasa de crecimiento pronosticada anteriormente de 640.000 bpd, según la última edición de Short-Term Energy Outlook de la Administración de Información de Energía.
    Sin embargo, se espera que la demanda de crudo en EE. UU. se debilite, según la EIA, debido al menor consumo de combustibles destilados. Esa expectativa, a su vez, se basa en una proyección de menor crecimiento del producto interno bruto este año.
     
    Según la EIA, la economía de EE. UU. solo se expandirá un 1,3 % este año, y se desacelerará aún más hasta el 1 % en 2024. Esa es una revisión a la baja de la edición anterior de STEO, cuando la EIA predijo un crecimiento económico del 1,6 % para este año. y 1,8% para el próximo año.
     
    El consumo de combustible destilado en los Estados Unidos ya ha disminuido debido a la desaceleración prolongada de la actividad manufacturera. A principios de este mes, el Instituto de Gerencia y Abastecimiento informó que la actividad manufacturera y de carga de EE. UU. había disminuido por séptimo mes consecutivo en mayo, lo que significa que oficialmente está en recesión.
     
    Esto, de hecho, ha reducido el consumo de energía, incluidos los combustibles destilados y la electricidad para los consumidores industriales. Reuters señaló en un informe que el consumo de combustible destilado en los EE. UU. también se redujo en más del 3% en el primer trimestre del año.
     
    Al mismo tiempo, sin embargo, la EIA espera que el consumo de gasolina y combustible para aviones aumente este año. Esto dará cuenta de parte del aumento esperado en la demanda de combustibles líquidos, que será liderada por el propano y el etano, señaló también la EIA en su informe.
    La agencia también pronosticó que el consumo mundial de petróleo este año aumentará en 1,6 millones de barriles diarios, hasta alcanzar los 101 millones de bpd. El consumo también seguirá aumentando el próximo año, pronosticó la EIA, agregando otros 1,7 millones de bpd, la mayoría en países en desarrollo.
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com
  • AIE: Mercado petrolero “en ascuas” por la guerra entre Hamas e Israel

    El mercado petrolero está inquieto por la escalada del riesgo geopolítico en Oriente Medio tras el ataque de Hamás a Israel este fin de semana, con incertidumbres sobre cómo se desarrollarán los acontecimientos o hasta dónde podría extenderse el conflicto, dijo el jueves la Agencia Internacional de Energía (AIE).
    "Una fuerte escalada del riesgo geopolítico en Medio Oriente, una región que representa más de un tercio del comercio marítimo de petróleo del mundo, tiene a los mercados en vilo", dijo la AIE en su muy seguido Informe del Mercado Petrolero de octubre publicado hoy.
     
    Los precios del petróleo subieron el lunes después de que el ataque del fin de semana de Hamas a Israel reavivara las tensiones en Medio Oriente y regresara la prima de guerra en el mercado.
     
    "Si bien no ha habido un impacto directo en el suministro físico, los mercados seguirán en vilo a medida que se desarrolle la crisis", dijo la AIE en el informe.
     
    En medio de muchas incertidumbres en el conflicto, y "en un contexto de mercados petroleros estrechamente equilibrados previsto por la AIE desde hace algún tiempo, la comunidad internacional seguirá centrada en los riesgos para los flujos de petróleo de la región", dijo la agencia internacional con sede en París.
     
    Si bien advirtió que el aumento de las tensiones en Medio Oriente podría representar riesgos para el mercado petrolero, la AIE elevó ligeramente su estimación de crecimiento de la demanda de petróleo para 2023 a 2,3 millones de barriles por día (bpd), frente a los 2,2 millones de bpd esperados en el informe de septiembre .
     
    Sin embargo, la agencia redujo su estimación de crecimiento de la demanda para 2024 en alrededor de 100.000 bpd, debido a las expectativas de una desaceleración de las economías y una eficiencia energética que pesa sobre el consumo de petróleo. La AIE prevé que el crecimiento de la demanda de petróleo del próximo año será de 900.000 bpd ahora, por debajo del aumento de 990.000 bpd esperado en el informe del mes pasado.
     
    “Se espera que el crecimiento de la demanda mundial de petróleo se desacelere a 900 kb/d en 2024 a medida que el rebote post-Covid pierda fuerza mientras la expansión económica se desacelera y las mejoras en la eficiencia energética pesan sobre el uso del petróleo”, dijo la AIE.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Análisis: La prima de riesgo geopolítico está de vuelta en los mercados petroleros

    La prima de riesgo geopolítico volvió a los mercados petroleros esta semana después de que Israel rechazó una oferta de alto el fuego y bombardeó Rafah. 
    La prima de riesgo geopolítico se recuperó considerablemente esta semana después de que Israel rechazó una oferta de alto el fuego en Gaza y bombardeó la ciudad fronteriza de Rafah, lo que hace cada vez más improbable que en las próximas semanas se produzca una reducción de las tensiones en Gaza. Las llamadas relativamente bajistas de la Administración de Información Energética de EE. UU., diciendo que es poco probable que la producción de crudo de EE. UU. supere el nivel actual de 13,3 millones de b/d hasta principios de 2025, también han impulsado los precios del petróleo, con el Brent listo para terminar la semana ligeramente por debajo de los 82 dólares por barril. 
     
    "Devon Energy dará inicio a la temporada de fusiones y adquisiciones de 2024". Según se informa , el productor de petróleo estadounidense Devon Energy (NYSE:DVN) se ha acercado a Enerplus, una empresa upstream con sede en Calgary centrada principalmente en Bakken y Marcellus, con una oferta de adquisición que podría ascender a 3.000 millones de dólares.
     
    India corteja a Guyana por acuerdos petroleros. El gobierno indio está buscando un acuerdo de compra de petróleo de varios años con Guyana y estaría interesado en comprar bloques de exploración allí, lo que sugiere que las empresas estatales de la India podrían hacerse con algunas de las partes abandonadas del bloque Stabroek.
     
    Suecia no quiere decir quién hizo estallar el Nord Stream. Las autoridades suecas abandonaron su investigación sobre las explosiones de 2022 en los oleoductos Nord Stream, diciendo que carecían de jurisdicción sobre el caso, y entregaron las pruebas recopiladas a Alemania, que todavía está llevando a cabo su investigación. 
     
    ExxonMobil juega con fuego venezolano. La petrolera estadounidense ExxonMobil (NYSE:XOM) anunció que perforaría dos pozos exploratorios al norte y al oeste de su bloque Stabroek en el área costa afuera de Esequibo disputada por Venezuela, provocando la ira de Caracas y aumentando nuevamente las tensiones en la región. 
     
    La gigantesca fusión de Australia colapsa en medio de la presión de los accionistas. Los principales productores de petróleo de Australia, Woodside (ASX:WDS) y Santos (ASX:STO), cancelaron su fusión de 52.000 millones de dólares porque las dos empresas no pudieron ponerse de acuerdo sobre un nivel de valoración y no pasaron la diligencia debida. 
     
    Por primera vez en seis años, los precios del paladio caen por debajo del platino. Los precios del paladio cayeron esta semana por debajo del precio del platino por primera vez desde abril de 2018, cayendo a 870 dólares por onza troy, ya que el sector automotriz ha optado cada vez más por opciones de platino más baratas. 
     
    "Uniéndose a Shell, TotalEnergies apunta a la venta costa adentro en Nigeria". Se espera que la importante energética francesa TotalEnergies (NYSE:TTE) revele su desinversión en activos terrestres nigerianos, en particular una participación del 10% en SPDC, hasta ahora operada por Shell, mientras mantiene proyectos de gas en el delta del Níger.
     
    La generación de energía eólica en Europa superará al gas en 2023. La generación de energía eólica en Europa superó al gas natural el año pasado, representando el 18% del suministro del continente y solo perdiendo frente a la energía nuclear; sin embargo, la caída interanual del 15% del gas podría recuperarse este año a medida que los precios cayeron por debajo de 10 dólares/mmBtu.
     
    Activistas apuntan a la LME por comercializar cobre indonesio. Dos grupos de activistas presentaron una acción legal contra la Bolsa de Metales de Londres por permitir la venta de cobre de la mina Grasberg operada por Freeport McMoran (NYSE:FCX) en Indonesia, supuestamente contaminando fuentes de agua con desechos.
     
    Dejando de lado las preocupaciones sobre la demanda, la conducción en Estados Unidos alcanza un récord. El Departamento de Transporte de EE.UU. informó que los viajes en las carreteras estadounidenses aumentaron un 2,1% a 3,263 billones de millas, estableciendo un máximo histórico, ya que las oficinas y agencias federales instaron a los trabajadores a regresar en medio de los menores precios de la gasolina. 
     
    El impacto del hidrógeno verde será parte de las evaluaciones de GNL. La Casa Blanca afirmó que la pausa en las aprobaciones de terminales de GNL debería sopesar el impacto de los nuevos proyectos de gas en el mercado del hidrógeno verde, y dijo que la renovación regulatoria debería llevar meses, no años. 
     
    Alemania considera la nacionalización de una refinería de propiedad rusa. El gobierno alemán dijo que está investigando la opción de expropiar Rosneft Deutschland, una subsidiaria de la compañía petrolera estatal rusa que posee acciones en tres plantas alemanas y opera la refinería Schwedt.
     
    "La próxima mejor opción de México se retrasa nuevamente". La asediada petrolera nacional de México, Pemex, retrasó el lanzamiento de su mayor activo sin explotar, el campo Zama de 675 MMbbls originalmente descubierto por Talos Energy (NYSE:TALO) , por un año hasta 2026, citando la necesidad de una mayor evaluación de ingeniería. 
     
    Por Michael Kern para Oilprice.com
  • ANH busca ampliar las fechas de exploración de contratos petroleros

    Con esto esperan reactivar los más de 30 contratos que se encuentran suspendidos.
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) publicó a comentarios un proyecto de acuerdo mediante el cual pretende ampliar los plazos contractuales de las fases exploratorias de los contratos petroleros.
     
    Esta publicación se da después de que en entrevista con Portafolio la presidente de la entidad, Clara Liliana Guatame, señalara que están buscando mecanismos para incentivar la exploración en los contratos que ya están firmados.
     
    “Hemos analizado varios puntos, algunos de ellos desde el punto de vista de incentivos a las que continúen su actividad exploratoria. (...) Nuestro interés es que la exploración continúe, potencializar los contratos vigentes y apoyar a las compañías que lleven a cabo su actividad”, afirmó Guatame.
     
    El documento contempla la extensión de los plazos en las fases de exploración, “programa exploratorio posterior o programa de evaluación terminados con declaración de comercialidad, en donde no se haya formalizado la devolución de áreas”, explicó Hernando Castro, gerente de Castro Nieto Abogados.
     
    Este proyecto también contempla la modificación del área en casos de fuerza mayor o de imposición de restricciones ambientales, inconvenientes en procesos de consulta previa, conflictividad social o problemas de seguridad que impidan la ejecución de operaciones.
     
    Con esto esperan reactivar los más de 30 contratos que se encuentran suspendidos.
    Este documento estará para comentarios hasta el próximo 9 de junio.
     
    PORTAFOLIO
  • ANH estudia incentivos para los contratos petroleros parados

    Clara Guatame, presidenta de la ANH, reveló que, en caso de retornar rondas para hacer exploración nueva, el foco será en áreas con potencial de gas.
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos presentó su informe de recursos y reservas, en él se evidencia que el índice de vida de petróleo y gas tienen caídas. En el caso del petróleo, este cayó a 7,5 años y en gas a 7,2 años. En términos de volumen, en gas las reservas son 11% inferiores y en petróleo son 1% mayores.
     
    Al respecto, Clara Liliana Guatame explicó que hay factores como la menor reinyección de gas en los pozos que están explicando este hecho para el gas y en caso de petróleo la conexión de pozos impulsó el ligero incremento.
     
    Con respecto a la viabilización de contratos que se encuentran suspendidos, afirmó que evalúan posibilidades como incentivos para las compañías que retomen las operaciones. Así mismo, en caso de que se dé vía libre a una nueva ronda para asignación de contratos, la entidad está lista para hacerlo.
     
    El hecho de que factores económicos sean unos de los que más impulsaron el incremento de reservas en volumen de petróleo, ¿qué significa para este año que estamos viendo una baja en precios?
     
    Este es un incentivo para producir hidrocarburos. Tenemos que ver cómo se comporta la economía este 2023. En lo corrido del año sí hemos visto una tendencia a la baja, pero no es el único factor que está explicando los resultados de reservas. Hay cinco temas que funcionan de forma articulada para que se tome una decisión del desarrollo de los campos.
     
    La caída del índice de vida de gas fue muy pronunciada. ¿Qué fue lo que más incidió?
     
    Algunos campos dejaron de reinyectar gas, entonces lo que no se reinyecta es consumido y al no haber un ciclo de inyección para mantenimiento de presión. En Cusiana y Cupiagua, donde siempre se ha hecho, en este momento no se está haciendo para responder al consumo nacional. Cuando no se reinyecta gas, lo que pasa es que el agua entra y baja el volumen de reservas. Esto fue lo que pasó.
     
    En el caso de las reservas probables y posibles (2P y 3P). ¿Cuál es su índice de vida?
     
    Nosotros manejamos solo las reservas probadas. En este caso solo pusimos las probadas. Estas otras tienen un menor porcentaje de probabilidad de extraerse, de 50% y 10% respectivamente para las probables y las posibles, por lo que es muy poco las que pasan a probadas, porque requieren de mucha inversión y mayor desarrollo para sacarlas. Por esto, al hacer el informe de recursos y reservas se mira cuánto pasó a las probadas y es relativamente pequeño.
     
    Hubo un incremento en producción y explicaron que eso daba calma con respecto al Marco Fiscal de Mediano Plazo. ¿Qué explicó este hecho? ¿Fue puramente un tema económico?
     
    Hubo unos campos que entraron en producción, como CPO5 y el pozo Índico, que son de unos 3.000 a 3.500 barriles cada uno. Hubo un pozo pequeño que perforó Ecopetrol en Cupiagua de cerca de 4.500 barriles y uno de Cosecha en Caño Limón que también elevó la producción.
     
    ¿Cuántos contratos han entrado en trámite de suspensión y de terminación?
     
    Hasta el momento van seis contratos que están suspendidos este año y tres que han entrado en trámite de terminación.
     
    Son 35 contratos que están suspendidos. Pero hay que entender que este es un tema muy fluctuante, porque puede reiniciar su proceso de exploración o definitivamente pedir una terminación.
     
    ¿Cómo han sido las conversaciones con las empresas y los avances para viabilizar los contratos suspendidos?
     
    Tenemos comunicación directa con las compañías y tenemos el compromiso de escucharlas y viabilizar de mejor forma la actividad que desarrollan. Tenemos un proyecto de estrategia territorial que se enfoca en los contratos y sus causas de suspensión para trabajar en pro de levantar estos factores que permitan que el contrato continúe.
     
    También llevamos un tiempo analizando cómo se puede potenciar la exploración de los contratos que tenemos vigentes y qué estrategias podemos utilizar. Hemos analizado varios puntos, algunos de ellos desde el punto de vista de incentivos a las que continúen su actividad exploratoria. Próximamente, lo daremos a conocer, pero estamos trabajando en esto porque nuestro interés es que la exploración continúe, potencializar los contratos vigentes y apoyar a las compañías que lleven a cabo su actividad.
     
    Ahora que se habla de no otorgar nuevos contratos de exploración y producción y una de sus funciones es promocionar la exploración. ¿Qué ha pasado con esta área y esta función?
     
    Sí, al interior hay una vicepresidencia que se encarga de la promoción de áreas, pero en este momento estamos enfocados en potencializar lo que tenemos ya asignado. Entre todos estamos estructurando esta línea de trabajar en pro de nuestra función con los contratos vigentes.
     
    En caso de que se le permitiera la entrega de nuevas áreas para exploración y producción, ¿tienen áreas ya mapeadas que podrían salir a una ronda?
     
    Esa es una función primordial de la Agencia y nosotros no dejamos de hacer lo que debemos hacer. Tenemos una vicepresidencia técnica cuyo trabajo es evaluar el potencial de algunas áreas.
     
    De hecho, ya tenemos unas áreas clasificadas y ahora estamos enfocados mucho en gas entonces tenemos un análisis de cómo impulsarlo en el Piedemonte, estamos viendo lo que está pasando en el offshore y en el Valle Inferior del Magdalena.
     
    Por Daniela Morales Soler para Portafolio.
  • Arabia Saudita y Rusia no modificarán los recortes voluntarios de suministro de petróleo

    Arabia Saudita y Rusia, los socios clave de la OPEP+, mantendrán sus recortes de suministro de petróleo en noviembre a pesar del reciente repunte del precio del crudo.
    Horas antes de una reunión regular del panel de la OPEP+, Arabia Saudita dijo temprano el miércoles que continuaría recortando 1 millón de barriles por día (bpd) adicionales de su producción de petróleo crudo en noviembre y diciembre, y Rusia dijo en una declaración separada que continuaría reduciendo. las exportaciones de petróleo en 300.000 bpd hasta finales de año.
    Los anuncios casi simultáneos de los dos líderes de la alianza OPEP+ no sorprendieron al mercado, aunque algunos analistas han sugerido que el Reino podría  comenzar a aliviar el recorte antes de lo que creen los participantes del mercado petrolero, ya que el principal exportador de crudo del mundo no arriesgaría la demanda. destrucción a través de precios demasiado altos.
     
    Arabia Saudita continúa con el recorte adicional de 1 millón de bpd en noviembre y diciembre y, por lo tanto, la producción de petróleo del Reino será de aproximadamente 9 millones de bpd hasta fin de año, dijo el Ministerio de Energía saudí según lo publicado por la agencia oficial de prensa saudí .
     
    "Esta decisión de recorte voluntario será revisada el próximo mes para considerar profundizar el recorte o aumentar la producción", señaló la agencia. 
     
    Al mismo tiempo, Alexander Novak, viceprimer ministro de Rusia y máximo representante petrolero del país en las reuniones de la OPEP+, dijo en un comunicado oficial que Moscú continuaría con el recorte de 300.000 bpd a las exportaciones de petróleo para finales de año. Rusia también dijo que revisaría la decisión el próximo mes después de analizar el mercado.  
     
    Tanto Arabia Saudita como Rusia reiteraron hoy que los actuales recortes en el suministro de petróleo tienen como objetivo mantener "la estabilidad y el equilibrio en los mercados petroleros".
    Los anuncios se produjeron pocas horas antes de que el Comité Ministerial Conjunto de Vigilancia (JMMC) de la OPEP+ se reúna para debatir periódicamente la evolución del mercado petrolero en las últimas semanas. Las expectativas eran que no se hicieran cambios en las decisiones sobre el suministro durante la reunión.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Argentina está ‘ad portas’ de un hito en ingeniería de petróleos

    Este martes empezó el llenado de un gasoducto de 573 kilómetros que le evitará al país importaciones por US$1.700 millones.
    Este martes, Argentina comenzó el llenado de un nuevo gasoducto de gas natural que marca una gran hazaña en infraestructura que podría ahorrarle al país miles de millones de importaciones de energía en medio de una grave escasez de dólares.
     
    El gasoducto, que lleva por nombre Néstor Kirchner (expresidente argentino), tardará unos 20 días en llenarse completamente y tiene una extensión de 573 kilómetros: desde la remota región de la Patagonia hasta las ciudades y centros industriales de Argentina en el este. Fue desarrollado por la empresa estatal Energía Argentina S.A.
     
    El ministro de Hacienda, Sergio Massa, quien supervisó los últimos meses del proyecto, elogió la inauguración como una gran oportunidad de ahorro. Su ministerio proyecta que el gasoducto le ahorrará a Argentina más de US$1.700 millones en importaciones de gas este año y otros US$4.000 millones el año que viene.
     
    “Se trata de una inversión de casi 2.000 millones de dólares, con un 80% de componente nacional y la generación de 50.000 empleos entre directos e indirectos”, detalló Flavia Royón, secretaria de Energía de Argentina.
     
    Royón explicó que “el gas de Vaca Muerta es seis veces más barato que el que se importa”, por lo tanto, el incremento de los volúmenes internos implicará una ventaja competitiva directa para el sector industrial, en particular para región norte de Argentina.
     
    Precisamente, uno de los objetivos centrales del nuevo gasoducto es aumentar el volumen de evacuación de gas desde la formación no convencional de Vaca Muerta. Y además de reducir importaciones, Royón resaltó que “Argentina estará en condiciones de exportar crudo hacia países limítrofes”.
     
    Actualmente, la inflación anual en ese país supera el 114 %, se prevé que la economía entre en recesión este año y una aguda escasez de dólares estadounidenses en el banco central está avivando los temores de una devaluación del peso.
     
    Por El Espectador.
  • Así operaba la red Bunkering Imperio que contrabandeaba hidrocarburos a Ecopetrol

    La Fiscalía y la Dijin, los entes que llevan el caso, imputarán los cargos el 3 de octubre a 10 de las 17 personas que están en la lupa
    En los últimos días se han conocido más detalles del entramado ilegal que exportaba petróleo de contrabando y que robó a Ecopetrol cerca de $400.000 millones en hidrocarburos. El crudo colombiano, comercializado de manera ilegal, llegó hasta Singapur, Ámsterdam y puertos de Asia y Europa.
     
    Los implicados operaron mediante una estructura de captación ilegal de hidrocarburos llamada “Bunkering Imperio”, en ella trabajaron al menos 17 empresarios y 40 empresas que están en la lupa de la Fiscalía y de la Dijin.
     
    La operación comenzaba con el ELN, grupo armado que estaba encargado de robar el crudo del oleoducto de Caño Limón-Coveñas en el Norte de Santander y que pertenece a Ecopetrol.
     
    El petróleo también era extraído por medio de un modalidad llamada babacheo, con la cual hurtaban y contrabandeaban petróleo de Bolívar, Magdalena, Atlántico, Santander, Valle del Cauca, Huila, Cundinamarca y Tolima, todo esto, según revela la información, con maquinaria de Ecopetrol. Se apoderaban del crudo mediante la instalación de válvulas en un tramo del oleoducto Caño Limón -Coveñas. Esta sería la primera pista con la cual la Fiscalía inició la investigación en la que ya van capturadas, al menos, 14 personas.
     
    En Norte de Santander se coordinaba el traslado del producto por medio de camiones cisterna. Además, la razón por la cual no habían sido confiscados los medios de transporte es porque se transportaban con guías y documentos falsos, por lo cual, la Fiscalía también imputará a los detenidos los delitos de falsedad de documentos, concierto para delinquir, contrabando de hidrocarburos y receptación.
     
    “Las penas pueden ser de varios años, quizá décadas. Los delitos imputados y ahora acusados son de grueso calibre. El concierto para delinquir, contrabando de hidrocarburos y receptación son delitos que tienen penas muy severas. En caso de una condena podría estar por encima de los 18 años”, aseguró Fabio Humar, abogado penalista.
     
    El petróleo, que era vendido como si fuera legal, también era mezclado con crudo venezolano traído de contrabando. Cabe resaltar que dentro de la investigación tanto Ecopetrol como Cenit se declararon como víctimas. Hasta el momento, la policía logró imponer medidas cautelares sobre al menos 154 bienes que pertenecían a cuatro organizaciones criminales que estaban involucradas con el robo de crudo.
     
    Ecopetrol se pronunció y aseguró que este escándalo no es nuevo y que, además, ellos colaboran con la autoridades para controlar y perseguir el hurto de hidrocarburos. Agregaron que producto de este seguimiento ya han sido condenadas más de 400 personas, se ha ordenado la extinción de dominio de bienes y se ha logrado el desmantelamiento de organizaciones criminales dedicadas a este delito.
     
    Además, la Fiscalía y la Dijin, los entes que llevan el caso, imputarán los cargos el 3 de octubre a 10 de las 17 personas que están en la lupa de los entes investigadores. Este sería el comienzo formal en los procesos penales por los posibles delitos de apoderamiento de crudo.
     
    El abogado penalista Ricardo Burgos aseguró que las penas superan ampliamente los 18 años de cárcel y que además podría haber agravantes en la pena.
     
    “Veremos el agravante que podría ser el monto total porque dicen que son US$80 millones, pero al parecer se hacía un cálculo mensual de lo que se estaría defraudando a Ecopetrol. En ese total también el incremento aumentaría la posible pena a imponer”.
     
    Entre los implicados estarían Hernando Silva Bickenbach, quien fue señalado de ser el presunto eje principal de la distribución de crudo. La evidencia señala que el empresario tendría pleno conocimiento de que su empresa Niman Commerce S.A.S. no tenía autorización del MinMinas para la comercialización de crudos.
     
    No obstante, esta empresa está registrada como uno de los principales proveedores para Gunvor Group. Además, la Dijin también dijo que el petróleo comercializado era conocido como crudo Niman. Agregó que el crudo salió de la planta de Niman Petroworld e iba hacia puerto Boyacá sin que se contara con las autorizaciones oficiales.
     
    Otro de los implicados es Roger Gale Gutiérrez, directivo de Gunvor Colombia a quien señalan de introducir el hidrocarburo en el país a a través de C.I. La Operadora S.A.S. y fue señalado de diseñar la estrategia para evadir los controles de las autoridades para mover el petróleo ilegal.
     
    Por Alejandra Rico para LaRepública.
  • Atentados contra infraestructura petrolera han costado $60.000 millones

    Se han perdido cerca de 17.000 barriles de crudo por día.
     
    Los atentados dinamiteros contra la infraestructura petrolera que le han restado millonarios ingresos al Estado le han costado cerca de 60.000 millones de pesos a la industria.
     
    La denuncia fue hecha por el presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez, al indicar que estos atentados dinamiteros impiden la producción de por lo menos 17.000 barriles de crudo por día.
     
    En el último año han arreciado los atentados dinamiteros contra las instalaciones petroleras especialmente en los departamentos de Putumayo y Norte de Santander.
     
    En este último departamento fueron asesinados dos contratistas que ejecutaban trabajos para la estatal petrolera colombiana, según hechos registrados en el municipio de Teorama.
     
    Por las menores rentas petroleras, el Gobierno del presidente Santos busca mayores recursos para tapar una desfinanciación por 12,5 billones de pesos que registra el Presupuesto Nacional para 2015, aforado en 216,2 billones de pesos
     
     
    Fuente: Elespectador.com
     
     
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  • Biden endurece las normas de seguridad de las plataformas marinas revocadas por Trump

    La Administración Biden está endureciendo las normas sobre la integridad de los pozos y la prevención de explosiones en las plataformas de petróleo y gas en alta mar que se flexibilizaron durante el gobierno del expresidente Donald Trump.  
    La Oficina de Seguridad y Cumplimiento Ambiental (BSEE) del Departamento del Interior publicó el martes la regla final de control de pozos, que fortalece los requisitos de prueba y desempeño para preventores de explosiones y otros equipos de control de pozos, dijo BSEE en un comunicado .
    Las reglas, que imponen nuevas regulaciones técnicas sobre perforación y equipos de perforación, fueron introducidas inicialmente en 2016 por el presidente Obama después del desastre de Deepwater Horizon en 2010 que mató a 11 personas y resultó en el peor derrame de petróleo en alta mar de Estados Unidos.  
     
    Pero en 2019, la Administración Trump revocó algunos requisitos de perforación petrolera en alta mar impuestos después del desastre de Deepwater Horizon, luego de quejas de la industria petrolera de que algunas de las regulaciones eran onerosas sin mejorar necesariamente la seguridad.
     
    Mientras que la industria petrolera y sus organizaciones argumentaron en ese momento que la flexibilización de algunos requisitos era buena para la industria offshore y el desarrollo tecnológico, los opositores dijeron que relajar las reglas pondría en peligro a los trabajadores petroleros y al medio ambiente.
     
    La Administración Biden ahora está restableciendo algunas disposiciones, pero no está revocando por completo las reglas flexibilizadas de la era Trump.
     
    “Estas mejoras son necesarias para garantizar que las operaciones costa afuera, especialmente aquellas relacionadas con la integridad de los pozos y la prevención de explosiones, se basen en la mejor y más sólida ciencia disponible”, dijo la secretaria del Interior, Deb Haaland.
    El director de BSEE, Kevin Sligh, comentó:
     
    "Esta regla fortalece los requisitos de prueba y desempeño para los dispositivos de prevención de explosiones y otros equipos de control de pozos, proporciona análisis e investigaciones oportunos y sólidos sobre fallas y aclara los requisitos de informes para garantizar que tengamos una visibilidad adecuada sobre la información y los datos críticos para mantener la integridad del pozo". 
     
    La nueva regla final “incorpora lecciones clave aprendidas de la experiencia del operador, datos de incidentes relacionados con los dispositivos de prevención de explosiones y la integridad del pozo desde la publicación de la regla de 2016 y revisa o rescinde ciertas modificaciones que se realizaron en la regla de 2019”, dijo BSEE.
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com
  • Brasil envía expertos petroleros a Venezuela

    Un equipo de expertos en la industria petrolera de la mayor energética estatal de Brasil, Petrobras, viajó a Venezuela por invitación del presidente Nicolás Maduro, a pesar de las sanciones de Estados Unidos contra la industria petrolera de Venezuela.
    Citando fuentes anónimas, Bloomberg  informó  que la delegación de Petrobras había visitado varios campos petroleros en el lago de Maracaibo, una de las principales regiones productoras de petróleo de Venezuela y una prioridad lógica para el gobierno, que quiere revertir años de disminución de la producción.
     
    Esta visita es la última de una serie de visitas de compañías petroleras estatales extranjeras que también incluyeron una delegación de Sonatrach de Argelia y YPFB de Bolivia, señaló el informe de Bloomberg. Pemex también envió funcionarios a Venezuela.
     
    La economía de Venezuela (y la industria petrolera) se ha visto paralizada por algunas de las sanciones más duras de Estados Unidos y años de subinversión. El año pasado, la administración Biden aflojó el lazo de sanciones que permitía a Chevron regresar a los yacimientos de petróleo pesado de Venezuela, pero ahora muchos temen que esto se revierta después de que el presidente Maduro  prohibiera  a un candidato de la oposición presentarse a las elecciones presidenciales previstas para julio. La prohibición ha dejado a Maduro como el único candidato.
     
    La relajación de las sanciones el año pasado provocó un  aumento  de la producción de petróleo, cuyo promedio diario alcanzó los 850.000 bpd en noviembre del año pasado. El gobierno ha apuntado a aumentar la producción a 1 millón de barriles diarios.
     
    Al mismo tiempo, el gobierno de Maduro parece estar considerando las reservas de petróleo en la región del Esequibo, que constituye dos tercios del territorio de la vecina Guyana, pero Venezuela afirma que es su propio territorio.
     
    El gobierno organizó un referéndum sobre el tema en diciembre pasado y anunció un apoyo abrumador a su reclamo territorial, lo que generó preocupaciones de que Venezuela pueda invadir Guyana para apoderarse de sus riquezas petroleras. La región de Esequibo contiene gran parte del petróleo descubierto en Guyana hasta ahora, incluido el Bloque Stabroek, donde Exxon y sus socios han descubierto hasta ahora reservas de unos 11 mil millones de barriles.
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com
     
  • Brasil y Guyana están impulsando el resurgimiento del petróleo en América Latina

    Brasil, con 14.900 millones de barriles de reservas probadas, tiene como objetivo aumentar la producción de petróleo a 5,4 millones de barriles por día para 2029, convirtiéndose potencialmente en el cuarto mayor productor de petróleo del mundo.
    El  casi colapso de la otrora colosal industria petrolera de Venezuela bajo el peso de la corrupción endémica‚ y las estrictas sanciones de EE. UU., junto con los balbuceantes yacimientos petrolíferos maduros de México, vieron caer en declive el sector de hidrocarburos económicamente crucial de América Latina. Para 2020, la producción de petróleo de Venezuela se había desplomado a un mínimo anual histórico de 569.000 barriles por día, mientras que los campos petroleros envejecidos de México bombeaban menos de 1,7 millones de barriles por día. Luego, una serie de descubrimientos marinos de clase mundial en las aguas territoriales de Brasil captaron la atención de las grandes empresas energéticas y colocaron a América Latina nuevamente en el mapa mundial de hidrocarburos. A esto le siguieron los descubrimientos en alta mar de clase mundial de Exxon en Guyana, que pusieron a la diminuta sudamericana en camino de convertirse en un productor y exportador de petróleo líder a nivel mundial. Estos eventos ven a América Latina lista una vez más para convertirse en una potencia mundial de hidrocarburos una vez más.
     
    La compañía petrolera nacional de Brasil, Petrobras, realizó el primer descubrimiento de petróleo presalino en aguas profundas en alta mar en la cuenca de Santos en 2006, y el primer petróleo se extrajo apenas dos años después. Esos vastos reservorios presalinos continúan brindando importantes descubrimientos de clase mundial que han dotado a Brasil, según datos del regulador, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles, con 14.900 millones de barriles de reservas probadas o 1P. Esto ahora ve a Brasil con las segundas reservas de petróleo más grandes de América Latina después de Venezuela y ocupa el puesto 16 a nivel mundial. Esas impresionantes reservas de petróleo, junto con los descubrimientos en curso, están sustentando el épico auge del petróleo en alta mar de Brasil. Hay indicaciones claras de que las reservas y la producción de hidrocarburos de Brasil continuarán expandiéndose.
     
    El Ministerio de Minas y Energía tiene  como objetivo un crecimiento significativo de la producción . El ministerio está haciendo esto mediante la implementación de estrategias para desarrollar cuencas existentes y elevar la producción a 5,4 millones de barriles por día para 2029. Si se logra ese ambicioso objetivo, Brasil se convertirá en el cuarto mayor productor de petróleo del mundo. Para mayo de 2023, Brasil bombeó un promedio de 3,2 millones de barriles por día, lo que fue un impresionante 11% más que el período equivalente del año anterior. La producción total de hidrocarburos fue de 4,1 millones de barriles de petróleo equivalente por día para mayo de 2023, un notable 9% más año tras año. Si bien la producción de hidrocarburos de Brasil está creciendo a un ritmo constante, todavía queda mucho camino por recorrer antes de que el país extraiga más de 5 millones de barriles por día, con un 80 % procedente de la capa presalina. 
     
    Se necesitará una inversión considerable en el desarrollo de las cuencas de hidrocarburos costa afuera de Brasil para elevar la producción al volumen objetivo. Petrobras, como parte de su  plan estratégico de 2023 a 2027 , destinó $ 64 mil millones para desarrollar activos de exploración y producción, con el 67% de esa cantidad para invertir en operaciones de presal. Para 2027, Petrobras prevé extraer 2,5 millones de barriles de petróleo por día y otros 600.000 barriles de gas natural, con lo que la empresa bombeará 3,1 millones de barriles de petróleo equivalente por día, de los cuales el 78 % provendrá de campos presalinos.
     
    La producción de petróleo en auge de Brasil es un motor económico importante para Brasil. Para 2012, Petrobras se había convertido en una herramienta clave de política gubernamental al verla emerger como la  compañía petrolera más endeudada del mundo  con la administración de la presidenta Dilma Rousseff saqueando sus arcas para financiar programas sociales y otras iniciativas políticas. Después de que un escándalo de corrupción masivo que involucró a Petrobras y la empresa de construcción Odebrecht repercutió en Brasil, y eventualmente le quitó el cuero cabelludo a Rousseff ,  su sucesor Michel Temer colocó a Petrobras en una posición más independiente a favor de los negocios con ese enfoque continuado por su sucesor Jair Bolsonaro. Hay temores de que el regreso de Luiz Inácio Lula da Silva, conocido como Lula, a la presidencia, lleve a una mayor  intervención gubernamental de mano dura.. 
     
    No es sólo Brasil el que ha vuelto a poner de relieve la industria petrolera de América Latina. La vecina Guyana está siguiendo los pasos del mayor productor de petróleo de América Latina después de que la supergrande mundial de la energía Exxon descubriera petróleo en las aguas territoriales de la antigua colonia británica en 2015. Desde ese descubrimiento en el Bloque Stabroek, Guyana se ha convertido en lo que se denomina la costa afuera más caliente del mundo. juego petrolero fronterizo. Más de 35 descubrimientos han dotado al empobrecido país de alrededor de 800.000 habitantes con más de 11.000 millones de barriles de petróleo. El  desarrollo acelerado del consorcio liderado por Exxon  del Bloque Stabroek, con cuatro años para pasar del primer descubrimiento al primer petróleo, ve a Guyana bombeando alrededor de 400,000 barriles por día.
     
    Georgetown planea subastar 14 bloques durante 2023, aunque por tercera vez se ha retrasado hasta mediados de agosto de 2023 para que el gobierno pueda finalizar los cambios en el marco regulatorio. Esas reformas incluyen la introducción de un nuevo Acuerdo de Producción Compartida (PSA), que aumentará la regalía del 2% al 10%, reducirá el límite de recuperación de costos del 75% al ​​65% e introducirá un impuesto corporativo del 10%. Si bien esos términos son menos ventajosos que los asegurados por Exxon para el bloque Stabroek, siguen siendo competitivos en comparación con otros países de la región. 
     
    La primera subasta de petróleo de Guyana tiene como objetivo reducir la dependencia del país de Exxon. Lo hará atrayendo a otros exploradores y productores de petróleo a las aguas territoriales del país sudamericano. Dado el considerable  potencial petrolero que se cree que existe  en los bloques de aguas poco profundas y profundas de Guyana, los nuevos descubrimientos de petróleo son solo cuestión de tiempo. Los analistas estiman que Guyana extraerá  1,2 millones de barriles por día para fines de 2027 , lo que convertirá a la antigua colonia británica en un exportador de petróleo líder a nivel mundial. Esto está generando un  mega auge económico para Guyana , que tendrá la economía de más rápido crecimiento durante 2023, con un producto interno bruto previsto por el FMI para expandirse en un 37,2 %.
     
    Hay señales de que el sector de hidrocarburos de América Latina se expandirá sustancialmente durante la próxima década a pesar del mayor riesgo geopolítico, la transición de energía limpia y la  inminente demanda máxima de petróleo . La producción de petróleo de Venezuela está creciendo debido a la asistencia de Irán, mientras que las sanciones de EE. UU. se están relajando y se permite a la supermajor Chevron extraer petróleo en el país asolado por la crisis. Argentina vive un  auge de los hidrocarburos no convencionales terrestres a medida que se desarrolla el cuerpo de esquisto de Vaca Muerta. Si bien impulsarán la producción de hidrocarburos en América Latina y el Caribe, son Brasil y Guyana los que están impulsando la explosión masiva en la producción de petróleo que se espera en la región. Solo esos dos países agregarán hasta 3 millones de barriles por día a la producción de petróleo de América Latina y el Caribe, pero eso ocurrirá en un momento en que los precios del petróleo están bajo presión por la caída de la demanda mundial debido a la transición de energía  limpia . Eso convierte a los productores de petróleo de la región en una carrera contrarreloj para explotar su riqueza hidrocarburífera.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
  • Brasil, Argentina y Guyana podrían convertirse en los grandes protagonistas energéticos de esta década

    Estos países se preparan para una bonanza. Pero el descenso de la demanda amenaza al resto de la región.
    En las profundas aguas azules de la costa de Guyana, barcos gigantescos extraen petróleo de yacimientos situados a tres kilómetros de profundidad. Estas máquinas están transformando la suerte de uno de los países más pequeños y pobres de Sudamérica. En 2015, ExxonMobil, gigante petrolero estadounidense, descubrió la primera de las reservas probadas de crudo, que actualmente ascienden a unos 11.000 millones de barriles, es decir, alrededor del 0,6% del total mundial. La producción comenzó hace tres años y se está acelerando. En 2028 podría alcanzar los 1,2 millones de barriles diarios, lo que convertiría a Guyana en uno de los 20 mayores productores de petróleo del mundo. Es una bonanza asombrosa para un país de sólo 800.000 habitantes. A los políticos extranjeros ya no les cuesta encontrarlo en el mapa. El 6 de julio visitó el país Antony Blinken, Secretario de Estado estadounidense.
     
    Las ganancias inesperadas de Guyana están reactivando la producción petrolera latinoamericana. Según un reciente informe de la Agencia Internacional de la Energía, la producción mundial aumentará en 5,8 millones de barriles diarios de aquí a 2028. Alrededor de una cuarta parte de la oferta adicional procederá de América Latina, dando la vuelta a una década de descenso de la producción en la región. Dentro de ella, Argentina, Brasil y Guyana crecerán y el resto disminuirá.
     
    A escala mundial, la demanda de petróleo alcanzará su punto máximo en las próximas décadas, a medida que despeguen las alternativas energéticas más limpias. Aunque el petróleo seguirá siendo necesario a lo largo de la transición energética, tendrá que producirse a bajo coste y con bajas emisiones de carbono para seguir siendo competitivo. Es probable que Brasil y Guyana se beneficien más que la mayoría de los exportadores. En Guyana, ExxonMobil y sus socios no están perdiendo el tiempo para llevarlo al mercado. “El objetivo del gobierno -y también el nuestro- es acelerar el desarrollo de los recursos lo antes posible”, afirma Meghan Macdonald, portavoz de la empresa. En parte también se trata de maximizar los beneficios mientras los precios del petróleo sean altos.
     
    En cambio, la transición energética será dura para otras partes de América Latina. Muchas empresas petroleras estatales son ineficaces y producen barriles sucios. Lugares como Ecuador y Venezuela están lamentablemente mal preparados. El presidente de México está malgastando miles de millones en mimar a la incompetente empresa petrolera estatal. La negativa de estos países a adaptarse podría tener consecuencias económicas nefastas. La nueva geografía del petróleo en la región encierra lecciones para el mundo.
     
    En Brasil, este auge inminente se remonta a décadas atrás. En 2006, los ingenieros de Petrobras, la petrolera estatal brasileña, hicieron un descubrimiento espectacular. Frente a la costa del estado de São Paulo, y bajo tres kilómetros de agua y cinco más de roca y sal, yacía uno de los mayores yacimientos petrolíferos marinos del mundo. Para el entonces presidente, Luiz Inácio Lula da Silva, el descubrimiento demostraba que “Dios es brasileño”. Los llamados yacimientos presalinos parecen no tener fondo. Se han perforado más de un centenar de pozos, y cada uno de ellos mana petróleo a borbotones. La producción de los yacimientos pasó de 41.000 barriles diarios en 2010 a 2,2 millones el año pasado.
     
    ¿Dios es brasileño o guyanés?
     
    Los yacimientos presalinos transformaron a Brasil de productor marginal de petróleo en el octavo del mundo. Su geología, junto con las inversiones de Petrobras en tecnología punta, hacen que la extracción sea especialmente eficiente. Según Schreiner Parker, de la consultora Rystad Energy, Brasil y Guyana pueden producir petróleo de forma rentable a 35 dólares el barril, menos de la mitad del precio actual. La cantidad de CO2 equivalente emitida por barril es de 10 kg, frente a una media mundial de 26 kg. “Brasil y Guyana tienen los barriles privilegiados que el mercado va a buscar”, opina Parker.
     
    Ahora Lula, que vuelve a la presidencia, apuesta por otra ronda de buenas noticias. Petrobras tiene previsto destinar casi la mitad de su presupuesto de exploración de 6.000 millones de dólares en los próximos cinco años al margen ecuatorial, una zona del noreste de Brasil próxima a Guyana (véase el mapa). El Gobierno espera que la zona contenga más de 10.000 millones de barriles de petróleo recuperable, aproximadamente el equivalente a los yacimientos del presal. El organismo regulador del medio ambiente de Brasil denegó recientemente a la empresa la licencia para perforar en la zona, pero Petrobras afirma que recurrirá la decisión. Cuenta con el respaldo de varios pesos pesados de la política. Alexandre Silveira, ministro de Minas, ha calificado el margen ecuatorial de “pasaporte al futuro”.
     
    La nueva oiligarquía
     
    La buena fortuna de Petrobras no se debe únicamente a sus riquezas naturales. Una política sólida fue crucial. Las bases se sentaron en la década de 1990, cuando un gobierno centrista creó una agencia reguladora independiente y empezó a invertir fuertemente en exploración. La suerte de la empresa se invirtió durante la administración de Dilma Rousseff, protegida de Lula, que gobernó de 2011 a 2016. Bajo su mandato, Petrobras gastó miles de millones de dólares subvencionando el combustible nacional, incluso cuando los precios mundiales del petróleo se desplomaron. En 2015 había acumulado deudas por valor de más de 100.000 millones de dólares. Una investigación reveló que estaba en el centro de una gigantesca trama de sobornos para comprar apoyo político.
     
    Tras la destitución de Rousseff, acusada de haber manipulado las cuentas públicas para ocultar la magnitud de la crisis económica brasileña, el Gobierno aprendió a “tratar a Petrobras como una empresa y no como un ministerio”, afirma Parker. Pedro Parente, el Director General, vendió activos para centrarse en los yacimientos presalinos y redujo drásticamente la plantilla. Una nueva ley permitió a las empresas internacionales participar en la exploración y producción, aumentando la competencia. El año pasado, los beneficios de Petrobras alcanzaron la cifra récord de 36.000 millones de dólares (en parte gracias a la subida de los precios del petróleo).
     
    Pocas empresas petroleras de la región han aprendido las lecciones del extraordinario cambio de rumbo de Petrobras, o han tenido la suerte de aprovechar los nuevos descubrimientos. América Latina tiene las segundas mayores reservas probadas de petróleo del mundo después de Oriente Medio, pero sus empresas estatales han desaprovechado repetidamente las oportunidades. A diferencia de la mayoría de los países del Golfo, los gobiernos de la región no han creado fondos soberanos sofisticados para canalizar los ingresos del petróleo hacia inversiones a largo plazo. En lugar de ello, han pasado a depender del petróleo como fuente de divisas e ingresos fiscales.
     
    Quizá ninguna empresa del mundo esté tan estrechamente vinculada al colapso de su país como la petrolera estatal venezolana, PDVSA. En su punto álgido, en 1998, proporcionaba el 5% del suministro mundial. Pero ese año fue elegido presidente Hugo Chávez, un autócrata de izquierdas. En 2003, tras una huelga de los trabajadores de PDVSA, Chávez despidió a 18.000 empleados -la mitad de la plantilla- y los sustituyó por leales. Más tarde exigió a las empresas petroleras extranjeras que renegociaran sus contratos para dar a PDVSA el control mayoritario. Se convirtió en una gallina de los huevos de oro para comprar apoyo político.
     
    La producción de petróleo venezolano, en su mayor parte pesado y denso, se ha desplomado de 3,4 millones de barriles diarios en 1998 a 700.000 en la actualidad. La corrupción es moneda corriente en PDVSA, que también está sujeta a sanciones estadounidenses. Entre enero de 2020 y marzo de 2023, sólo recibió 4.000 millones de dólares en pagos, aunque las exportaciones de petróleo ascendieron a 25.000 millones. Sin embargo, Nicolás Maduro, el sucesor elegido por Chávez, se aferra a las predicciones optimistas. Después de que Rusia invadiera Ucrania, dijo que PDVSA podría “crecer uno, dos, tres millones de barriles diarios si fuera necesario”.
     
    El caso de Venezuela es extremo, pero la mala gestión y la inestabilidad política son la norma en la región. Según Francisco Monaldi, de la Rice University de Houston, si todo el petróleo de la región se explotara con la misma pericia y en un entorno normativo similar al de Texas, América Latina estaría produciendo más petróleo que Estados Unidos, en lugar de aproximadamente la mitad. Colombia, Ecuador y México produjeron sólo el 3,8% de la producción mundial en 2021. La producción se reducirá debido a una mezcla de mala geología y mala política, o ambas.
     
    En México, por ejemplo, los yacimientos están envejeciendo a marchas forzadas. La producción alcanzó su punto máximo en 2004 y se ha reducido aproximadamente a la mitad. Esto no debería ser un problema, ya que México tiene una economía grande y diversificada, con una sólida industria manufacturera gracias a un acuerdo de libre comercio con Estados Unidos y Canadá. Sin embargo, el presidente Andrés Manuel López Obrador está decidido a hacer que México sea autosuficiente en energía y considera que Pemex, la empresa petrolera estatal, es esencial para lograrlo.
     
    Desde que llegó al poder en 2018, su administración ha prodigado a la empresa con 45.000 millones de dólares en exenciones fiscales y otras ayudas financieras. El año pasado se inauguró una nueva refinería, cuya construcción podría haber costado hasta 18.000 millones de dólares, más del doble del precio original. En conjunto, Pemex es ahora una sangría para las arcas del país, en lugar de ser un proveedor para ellas. Con más de 100.000 millones de dólares de deuda, es la empresa petrolera más endeudada del mundo. En mayo, sus refinerías funcionaban a menos de la mitad de su capacidad. Las nuevas reservas se encuentran en aguas profundas, que Pemex carece de financiación o conocimientos técnicos para explotar. El 11 de julio, Reuters informó de que un enorme incendio en una plataforma en alta mar había dejado dos muertos, y reduciría la producción de Pemex en al menos 2 millones de barriles sólo este mes.
     
    Locuras oleaginosas
     
    La economía mexicana puede amortiguar el golpe del descenso de la producción de petróleo. Otros países no tienen tanta suerte. El gobierno de Ecuador depende de los ingresos del petróleo más que ningún otro en América Latina (los datos de Venezuela no son fiables). Los ingresos fiscales procedentes de la exploración y producción de petróleo representaron el 24% de los ingresos totales del Gobierno entre 2015 y 2019, según un análisis de la Universidad de Boston. Sin embargo, a pesar de los altos precios del petróleo, se espera que la producción caiga de los 460.000 barriles diarios actuales a 370.000 en 2028. La nueva Constitución de 2008 aumentó el control gubernamental sobre el petróleo, obstaculizando los esfuerzos por modernizar Petroecuador, la empresa estatal. Se cree que la corrupción es rampante. Fernando Santos, ministro de Energía, afirma que varios ex altos cargos están siendo investigados o han sido acusados de delitos de corrupción. La empresa nunca ha sido auditada externamente.
     
    El Gobierno intenta diversificar sus fuentes de ingresos. Recientemente firmó un acuerdo de libre comercio con China que espera que impulse las exportaciones no petroleras en 3.000-4.000 millones de dólares anuales durante la próxima década, y ha vendido parte de la deuda a cambio de impulsar los esfuerzos ecológicos. Sin embargo, sigue apostando por el petróleo. “Ahora que la tendencia mundial es abandonar los combustibles fósiles, ha llegado el momento de extraer hasta la última gota de beneficio de nuestro petróleo”, declaró el año pasado Guillermo Lasso, el Presidente.
     
    Petroecuador planea ampliar la producción en un parque nacional dentro de la selva amazónica y en sus alrededores. Ramón Correa, jefe de la empresa, calcula que la producción en la zona podría proporcionar al Estado unos ingresos acumulados de casi 14.000 millones de dólares en 2043, o el equivalente al 13% del PIB actual. Esa ganancia inesperada parece cada vez más lejana. El 20 de agosto, los ecuatorianos elegirán un nuevo presidente y un nuevo poder legislativo, y votarán en referéndum sobre el cese de toda la producción en partes del parque nacional. Actualmente, la mayoría de los votantes están a favor de bloquearlo en lugar de ampliarlo.
     
    A algunos países, como Argentina, les ha ido mejor. La inflación de tres dígitos y los agobiantes controles de capital no le han impedido aumentar su producción de petróleo y gas. Las sanciones impuestas al petróleo ruso han provocado un aumento de la producción en Vaca Muerta, un gigantesco yacimiento situado en el extremo occidental de Argentina. Es el segundo yacimiento de gas de esquisto y el cuarto de petróleo de esquisto del mundo, pero durante décadas ha tenido dificultades para atraer inversiones. Rystad Energy prevé que la producción de petróleo de esquisto en Argentina se duplique con creces a finales de la década, hasta superar el millón de barriles diarios.
     
    Un continente de activos abandonados
     
    En algunas partes de la región, la disminución de los ingresos del petróleo podría tener graves consecuencias. El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) calcula que si el mundo limita el calentamiento global a 1,5 °C (lo que sigue siendo muy improbable) los ingresos fiscales en América Latina podrían reducirse acumulativamente entre 1,3 y 2,6 billones de dólares de aquí a 2035. En cambio, si se explotaran intensamente las reservas, el BID estima que esos ingresos se situarían entre 2,7 y 6,8 billones de dólares. Los exportadores de gas se verán igualmente afectados. Bolivia y Trinidad y Tobago dependen en un 17% de los ingresos fiscales procedentes de la producción de gas natural. Sin embargo, las exportaciones bolivianas de gas finalizarán en 2030. En Trinidad y Tobago, la producción ha disminuido un 40% desde 2010.
     
    Las crisis del pasado apuntan a un futuro difícil. Entre 2014 y 2016, cuando cayeron los precios de las materias primas, las cuentas fiscales se deterioraron. En Brasil, que sufrió una crisis económica más amplia, la deuda pública pasó del 57% del pib en 2013 al 84% en 2017. Para algunos países, los hidrocarburos son la principal fuente de divisas. En Colombia, las industrias extractivas representan el 50% de las exportaciones. Entre 2014 y 2020, el sector absorbió el 28% de toda la inversión extranjera directa. Algunos Estados tendrán dificultades para encontrar fuentes de ingresos alternativas. Los ingresos fiscales representan solo una quinta parte del pib en Ecuador, frente a una media del 34% en toda la ocde, un club de países mayoritariamente ricos.
     
    Algunos países están intentando hacer las cosas de otra manera. Gustavo Petro, el presidente de izquierdas de Colombia, fue elegido el año pasado con la promesa de prohibir nuevas licencias de prospección petrolífera. En su lugar, quiere impulsar sectores como el turismo, la agricultura y la industria manufacturera. En las últimas semanas, el organismo regulador del medio ambiente de Colombia ha concedido cinco licencias para proyectos de energía renovable en La Guajira, una provincia pobre del norte rica en viento y sol. El Sr. Petro afirma que la energía generada allí puede suministrar toda la electricidad de Colombia en los próximos años. Ecopetrol, la empresa petrolera estatal, se está diversificando rápidamente. Casi una cuarta parte de sus inversiones de este año se destinarán a la producción de hidrógeno, las energías renovables y la transmisión de electricidad. Junto con Petrobras, Ecopetrol ha sido una de las petroleras estatales más reflexivas a la hora de planificar la transición energética, afirma Monaldi.
     
    Pero será difícil para Colombia compensar la disminución de las exportaciones de petróleo. “Todo el mundo está de acuerdo en la necesidad de desarrollar nuevos sectores de exportación”, afirma Mauricio Cárdenas, ex ministro de Minas y Hacienda. Sin embargo, advierte, “hay más retórica que realidad”. Según una estimación, Colombia tendría que atraer tantos turistas como Argentina y Brasil juntos para que el sector generara los mismos ingresos que los hidrocarburos. Según Cárdenas, el plan carece de un análisis detallado de los sectores que podrían sustituir a los hidrocarburos como fuentes de divisas, exportaciones e inversión. El ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla, lo admitió en junio, cuando declaró a los periodistas que Colombia extraería combustibles fósiles “todavía durante mucho tiempo”.
     
    Entrar tarde en el mercado del petróleo puede ayudar a Guyana a evitar demasiados errores. “Si hubiéramos encontrado petróleo en los años 70, cuando el país estaba a punto de caer en la dictadura, puedes estar seguro de que el dinero se habría despilfarrado por completo”, afirma Robin Muneshwer, arrendatario de una base costera utilizada por ExxonMobil. Bharrat Jagdeo, vicepresidente de Guyana, afirma que el gobierno es “muy consciente” de los errores cometidos por otros países productores de petróleo. “No vamos a ir por la vía populista”, afirma. Desde que recuperó el poder en 2020, su partido ha endurecido la ley que regula su fondo soberano para facilitar a los ciudadanos el seguimiento de cuánto debería haber en él y limitar la cantidad que el Ministerio de Finanzas puede retirar cada año.
     
    Jagdeo niega que la industria petrolera esté reñida con el apoyo de su país a una rápida descarbonización mundial. Argumenta que los ingresos del petróleo y el gas son necesarios para ayudar al país a defenderse de los efectos del cambio climático, como la subida del nivel del mar. Sin duda, el petróleo transformará este pequeño país. La cuestión, según Muneshwer, es: “¿Seremos como Singapur, Dubai, Trinidad, Nigeria o Venezuela? ¿O algo intermedio?”.
     
    Por The Economist.
  • Caída en precios del crudo impactó ingresos y utilidades de Ecopetrol en 2014

    La producción descendió 4,2% en el año, pero repuntó 1,8% en el último trimestre. El 2014 fue el segundo mejor resultado en producción de la historia.

    Las ventas totales alcanzaron $58 billones, representando una reducción de 7,1% frente a lo reportado a cierre de 2013 cuando fueron de $62,5 billones. Así mismo, la utilidad operacional se redujo 30,4%, pasando de $19,6 billones a $13,6 billones.

    Durante el año 2014 los ingresos de Ecopetrol S.A. registraron una disminución de $4,4 billones, lo que significó un descenso de 7% en comparación con el año anterior. Los ingresos pasaron de $62,5 billones en 2013 a $58,1 billones en 2014, principalmente por la caída de los precios internacionales del crudo.

    El precio promedio de venta de la canasta de crudos, gas y productos de Ecopetrol, registró un descenso de US$10,6 por barril durante 2014 frente al año anterior. La caída se agudizó en el último trimestre cuando la canasta cayó US$33 dólares por barril. Lo anterior significó que por efecto precio se dejaran de recibir $5,5 billones.

    Los ingresos también se afectaron por una disminución de $1,7 billones debido a los menores volúmenes vendidos causados por una reducción del 4,2% en la producción. No obstante, hubo un impacto positivo de $3,2 billones por la tasa de cambio debido a que el 60% de las ventas de la empresa se realizan en el exterior.

    “Si bien el año 2014 fue complejo, Ecopetrol continuó siendo una Empresa sólida y con la capacidad para adaptarse y responder rápidamente a los entornos retadores como el de la actual coyuntura de precios”, dijo el Presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez Pemberthy.

    En el ejercicio de 2014, los costos variables disminuyeron 2% como resultado de los menores precios de compra de crudo, gas y productos, compensado con mayores volúmenes de compra de nafta como diluyente de crudo.

    Los costos fijos aumentaron $1,6 billones (18%) por el incremento de $1,2 billones de pagos de tarifa de transporte a las filiales de ese segmento (Cenit, OBC). Cabe anotar que esos mayores pagos de tarifa a las filiales posteriormente retornan a Ecopetrol como dividendos como parte de las utilidades de esas compañías.

    La utilidad operacional cayó 30,4% a $13,6 billones explicada por los mayores gastos exploratorios, así como por una revisión a la baja de los valores de inventarios, activos e inversiones petrolíferas. Esto significa que la Empresa reconoce que éstos activos tienen un menor valor presente como resultado de los menores precios de referencia de los crudos y productos que comercializa.

    En cuanto a los resultados no operacionales, la empresa tuvo un impacto de $400 mil millones por mayor diferencia en cambio proveniente de la valorización de la deuda financiera a pesos colombianos. Igualmente la devaluación también provocó el pago de $162 mil millones más por intereses de deudas.

    Tributariamente la conversión de las inversiones en el exterior a pesos colombianos implica mayores ingresos fiscales y debido a ello se registró una mayor tasa de tributación la cual pasó de 34,5% en el 2013 a 40,4% en 2014.

    Finalmente el estado de resultados con corte al 31 de diciembre de 2014 arrojó una utilidad neta de Ecopetrol de $7,81 billones, lo que representó un descenso de 41% en comparación con la del año anterior. Particularmente en el cuatro trimestre, los ingresos cayeron $3,4 billones, un 77% de los ingresos del año corrido, de ese total $4,4 billones fueron explicados por factor precio.

    A pesar del menor resultado en 2014, el margen Ebitda (es decir, el resultado empresarial antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones productivas) se ubicó en 39%, nivel muy competitivo cuando se compara con otras compañías del sector.Hechos relevantes de la operación

    Al finalizar 2014, las reservas probadas de crudo y gas de Ecopetrol alcanzaron 2.084 millones de barriles equivalentes, un incremento de 5,7% frente al 2013. El Índice de Reposición de Reservas fue de 146% y la vida media de las reservas aumentó a 8,6 años.

    En el cuarto trimestre de 2014 se consolidó la tendencia de recuperación de la producción, con un crecimiento de 1,8% frente al tercer trimestre, llegando a 765,1 kbped gracias a mejores condiciones de entorno y al avance en los proyectos en los campos de Castilla y Chichimene.

    Para todo el año, la producción promedio fue de 755,4 kbped, con una reducción de 4,2% frente al 2013, debido a temas de entorno, orden público y de tipo operacional.En exploración hubo 7 descubrimientos. Orca en aguas costa afuera (offshore) de Colombia, el cual abre perspectivas promisorias en esa cuenca; el pozo Nueva Esperanza-1, que confirma el potencial del bloque CPO-09 en el departamento del Meta, y Tibirita, Golosa y Cacica. En el Golfo de México se hicieron los hallazgos de León y Rydberg.

    En Transporte se completó la ampliación de la capacidad del Proyecto Delta 35 de Ocensa y se inició la operación de 23.500 barriles por día adicionales en el sistema Santiago-Porvenir.

    En refinación se alcanzó un avance de 96,3% en el proyecto de modernización de la refinería de Cartagena, el cual una vez puesto en marcha le entregará al país combustibles con elevados estándares de calidad y productos de mayor valor agregado.

    Gracias a una agresiva campaña comercial, se continuó con la diversificación del destino para los productos y es así como se abrió el mercado de Corea del Sur, donde se hizo la primera exportación de un cargamento de un millón de barriles de crudo Castilla, extraído de los llanos orientales de Colombia.


    Fuente: Elnuevodia.com.co

  • Campetrol advierte que patentes del sector petrolero bajaron 24% en 2015

    Según el Instituto Colombiano del Petróleo, el presupuesto para investigación solicitado para 2015 fue recortado en 55%.

    La investigación en tecnología asociada al sector petrolero disminuyó en Colombia un 24% en 2015, según informe revelado por la Organización Mundial para la Propiedad Intelectual (WIPO, por sus siglas en inglés), informó la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros (Campetrol).

    Mientras que en 2014 se publicaron 50 patentes, un año después se registraron 38 y en lo corrido de 2016, no se ha notificado ninguna investigación, destaca el informe de prensa.

    El informe reseñado por Campetrol muestra que en comparación con otros países productores de petróleo en Suramérica (exceptuando Brasil), Colombia es uno de los que más patentes publica. En los últimos 15 años registró 285 investigaciones, cifra superior a las de Argentina con 119, Ecuador 8), Perú con 41 y Venezuela 11. Llama l atención que Venezuela siendo la segunda nación con el mayor número de reservas mundiales de alrededor de 298 mil millones de barriles, y la decimotercera en cuanto a producción de crudo con 2,5 millones de barriles diarios.

    Precisa el informe que al incluir a Brasil y a uno de los mayores productores centroamericanos de crudo como México, Colombia se queda atrás en temas de investigación, el primero de ellos ha publicado 2.933 patentes en los últimos 15 años, y el segundo 1.236 en el mismo periodo.

    A mediados de 2014 inició el descenso en los precios internacionales del crudo, lo que hizo que la mayoría de operadoras en el mundo recortaran sus presupuestos de inversión para 2015, lo cual impactó los rubros de investigación.

    Según datos oficiales del Instituto Colombiano del Petróleo (ICP), centro de investigaciones de Ecopetrol, del presupuesto solicitado para 2015, cerca de 292.000 millones de pesos, solo le fueron aprobados 161.000 millones de pesos, es decir un 55% menos, lo cual impacta en el desarrollo de patentes para el sector hidrocarburífero colombiano.

    La importancia de la publicación de patentes, como indicador, reside en que refleja cómo está el país en cuanto a innovación para la explotación y manejo de petróleo, pues esto aporta de forma significativa al mejoramiento de los procesos, al aumento de la productividad y la reducción de costos, resalta el informe de prensa.

    Si bien Colombia se mantiene como el tercer país latinoamericano en cuanto a publicación de patentes, aún se encuentra muy atrás frente a Brasil con una producción de dos millones de barriles diarios sde crudo y Venezuela con 2,5 millones de barriles. La investigación en el sector petrolero, y los recursos destinados a esta actividad, son fundamentales para un crecimiento futuro, dice el informe de Campetrol.

    Es fundamental que el componente de investigación se sume a la agenda de inversión del Gobierno Nacional, con lo cual no solo se impulse al abanderado del sector en el país, Ecopetrol, sino también se siembren semillas de competitividad futura para el sector de bienes y servicios petroleros, de tal forma que al finalizar la coyuntura, se pueda tener una estrategia de crecimiento y no de seguimiento en el plano internacional, contribuyendo de esta manera a procesos de mayores utilidades y menores costos, remarca el informe de Campetrol.

    Fuente: Elespectador.com

  • Campetrol alertó por la caída de 27% en la actividad de taladros entre enero y junio

    El sector petrolero recaudó en regalías $2,3 billones en el primer trimestre, que sería 8,7% menos que las aportadas el año pasado.
    Campetrol advirtió por una caída de 27% en la actividad de taladros de perforación en el periodo entre enero y junio de este año, además de la contracción de 0,1% del PIB del sector de extracción de petróleo crudo y gas natural si se compara con el segundo semestre de 2022.
     
    Sobre la caída en la actividad de taladros, que incluye perforación y reacondicionamiento, se pasó de 149 a 124 equipos, es decir, unos 25 menos. Lo anterior llevó a una pérdida de cerca de 13.000 empleos, de los cuales 2.000 son directos y 11.000 indirectos, en las regiones de operación.
     
    Se advirtió, además, que con la caída de 25,4% en el precio del petróleo Brent en el primer semestre frente al mismo periodo de 2022, la economía colombiana dejó de recibir cerca de $7 billones por la actividad del sector, ello a pesar que que la producción preliminar de petróleo subió 3,4%.
     
    “Incrementar la producción de hidrocarburos se convierte en un reto estratégico para el país. Hacemos un llamado al sector público, privado y a las comunidades, a aunar esfuerzos en pro de este objetivo, en donde incentivar la generación de nuevos proyectos de producción incremental, repensar los planes de desarrollo de los campos maduros con incentivos para viabilizar los económicos de los proyectos, junto con brindar garantías de estabilidad operacional, jurídica y de seguridad, se vuelve un tema cada vez más importante si se busca mantener la estabilidad económica del país, apalancada en este sector, que trabaja en paralelo con la transición energética justa y ordenada que necesitamos como país”, afirmó Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de la cámara.
     
    Así mismo informó que, de acuerdo con la ANH, el recaudo en regalías liquidadas por la explotación de hidrocarburos fue de $2,3 billones, es decir 8,7% menos que en 2022 para el mismo trimestre.
     
    Por otro lado el informe reveló que incrementaron algunas condiciones que las empresas han enfrentado en el segundo semestre, como es el caso de conflictividad social (21%), costo de materias primas (18%) y la falta de demanda (16%).
     
    Entre las conclusiones, el reporte mencionó temas como que aunque la producción de petróleo incrementó el primer semestre del año 3,4% respecto al mismo periodo del 2022, incluso a pesar de la reducción en la actividad total de taladros, la situación debe ser analizada por riesgos como los incidentes en el entorno, dados principalmente en departamentos como Arauca, Casanare y Meta.
     
    Otro riesgo corre por cuenta de la reforma tributaria de 2022 ya que esta habría, según el informe, incrementado la carga fiscal sobre la industria con la tasa de renta y la falta de opción para deducir los costos de regalías.
     
    Por Sofía Duarte para LaRepública.
  • Cayeron los hallazgos petroleros en el 2014

    Según la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH-, este año se reportaron 27 avisos de descubrimientos, mientras en el 2013 fueron 32.
     
    Más allá de los bajos precios del petróleo, cuya descolgada comenzó en el mes de septiembre, y de las dificultades para subir la producción –se calculó que el promedio del año cerrará máximo en 990.000 barriles por día–, la búsqueda de nuevos recursos petroleros, a través de la perforación exploratoria y de las actividades de sísmica, terminará en caída, tanto de número de pozos como de la tasa de éxito (reporte de hallazgos).
     
    Según datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), a 18 de diciembre, las compañías petroleras habían hecho 27 avisos de descubrimiento de hidrocarburos, número inferior en 15,6 por ciento respecto a los 32 hallazgos reportados durante el 2013.
     
    Aunque los reportes públicos de la Agencia revelan que, a noviembre, iban solamente dos avisos de hallazgos, el vicepresidente de contratos de hidrocarburos de la entidad, Carlos Mantilla, confirmó que son 27 las perforaciones que encontraron presencia de recursos de crudo o de gas, dato que fue presentado en el último consejo directivo de la entidad de este año, realizado la semana pasada.
     
    El funcionario explicó que este año se abrió una categoría de pozos en evaluación, toda vez que, cuando hay un descubrimiento, se inicia un programa de esta clase, en el cual se deben ejecutar ciertas actividades para analizar si el área es o no comercial.
     
    “Es un período de uno a dos años, eventualmente hasta de tres años, en el que el contratista dice que ya tuvo un hallazgo, pero necesita saber cuál es el volumen, la calidad y las condiciones del yacimiento para poderlo explotar”, informó.
     
    MENOS ACTIVIDAD
     
    No obstante, el año 2014 cerrará con un aumento importante del número de contratos suspendidos, lo cual ha incidido en que el ritmo exploratorio haya sido más bajo a lo largo de todo el ejercicio.
     
    A comienzos de enero, la ANH tenía en sus cuentas 32 contratos de exploración y producción suspendidos, número que se trepó a 62 al corte de 18 de diciembre, es decir, hubo un incremento del 87,8 por ciento.
     
    Estos contratos están concentrados en Arauca, Caquetá y Putumayo, que son zonas con prospectividad, pero también hay afectaciones en el valle medio del Magdalena y en el departamento del Huila, entre otros.
     
    La principal causa de esta situación estriba en que la actividad ha sido menor que otros años, debido a factores del entorno que están afectando en forma considerable la industria, el principal de ellos el relacionado con los aspectos de seguridad y, en segundo lugar, los inconvenientes de tipo social (básicamente bloqueos de las operaciones).
     
    “Hay áreas en las que no se puede entrar porque la guerrilla está, porque hay campos minados o porque la sísmica necesita acompañamiento de la tropa y esta no está disponible”, afirmó Mantilla.
     
    Así mismo, algunos atrasos en la actividad exploratoria tienen que ver con los permisos ambientales locales y la consecución de los permisos de los propietarios en los que se van a hacer las operaciones.
     
    La entidad rectora del sector petrolero estima que el año cerrará entre 110 y 115 pozos exploratorios perforados (en el 2013 fueron 115) y que, como máximo, el número de avisos de descubrimiento de hidrocarburos llegará a 30.
     
    Adicionalmente, la industria petrolera dijo que este año no se cumplió la meta de exploración sísmica, pues, a noviembre, se llegó a 35.000 kilómetros equivalentes, frente a un presupuesto anual de 55.000 kilómetros.
     
    Según la encuesta de proyecciones de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), realizada entre 37 empresas, que representan el 88 por ciento de los pozos perforados este año (incluyendo a Ecopetrol), el 47 por ciento de los consultados prevé que bajarán las inversiones exploratorias, el 26 por ciento las mantendrán y el 24 por ciento las aumentarán.
     
    31 MILLONES DE BARRILES NUEVOS PARA LAS RESERVAS
     
    No obstante el complejo año que termina en materia de exploración petrolera, en el 2014 se han protocolizado ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) un total de 12 declaraciones de comercialidad, es decir, que este número de campos entrarán en fase de producción plena una vez cuenten con la licencia ambiental respectiva.
     
    Inicialmente, con estas declaratorias de comercialidad y los programas de evaluación, las firmas operadoras estiman en 30,9 millones de barriles las nuevas reservas probadas iniciales de tales proyectos. Asimismo, ante la ANH hay 18 programas de evaluación, a los que se les debe hacer seguimiento para verificar que las actividades se estén realizando, pues de esto depende su posible paso a comercialidad o al taponamiento y abandono, si el yacimiento no resulta comercialmente viable.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
     
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  • Cazadores de gangas impulsan los precios del petróleo antes de la reunión de la Fed

    Los precios del petróleo crudo subieron temprano el martes por la mañana después de cerrar el comercio el lunes con otra pérdida, impulsado por la preocupación por la demanda.
    Sin embargo, ahora que hoy comienza la última reunión de la Fed, los ojos estarán puestos en EE. UU., y la mayoría de los analistas esperan que el banco central anuncie una pausa en las subidas de tipos.
     
    Eso tendría un efecto positivo en los precios, aunque nadie sabe cuán duradero sería ese efecto en el contexto de las continuas dudas sobre la tasa de recuperación económica de China.
     
    En el momento de escribir este artículo, el crudo Brent subía hacia los 73 dólares por barril, con el West Texas Intermediate cerrando en 68 dólares por barril, ambos más de un punto porcentual desde el cierre de ayer.
     
    West Texas Intermediate había perdido un 7% en los últimos tres días de negociación, informó Bloomberg , afectado por las preocupaciones sobre la demanda, pero también por la desaceleración de la economía estadounidense y las exportaciones de crudo ruso resistentes a las sanciones.
     
    Sin embargo, el informe también señaló que los precios del crudo agrio de EE. UU. se habían fortalecido, alcanzando un máximo de un año cuando el gobierno federal señaló que finalmente podría estar listo para comenzar a rellenar la reserva estratégica de petróleo.
     
    El gobierno anunció la compra de 3 millones de barriles de crudo la semana pasada junto con planes para la compra de otros 3 millones más adelante en el año.
    “Estos 3 millones de barriles se están comprando a un precio promedio de alrededor de $73 por barril, más bajo que el promedio de alrededor de $95 por barril por el que se vendió el crudo SPR en 2022, asegurando un buen trato para los contribuyentes”, dijo el Departamento de Energía. según lo citado por Reuters, la semana pasada.
     
    Aun así, los precios del petróleo en general se han mantenido moderados, lo que ha despertado el apetito de caza de gangas entre los comerciantes, según Reuters.
     
    "Algunos inversores buscaron gangas después de las fuertes ventas del día anterior, mientras que otros mantuvieron sus posiciones con la especulación de que Arabia Saudita podría recortar la producción adicionalmente", dijo un economista de Nomura Securities al medio de comunicación.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • China acelera el almacenamiento de crudo a la tasa más alta en tres años

    El petróleo ruso barato ayudó a China a acelerar el ritmo de almacenamiento de crudo en junio a las mayores adiciones mensuales a los inventarios en tres años, según estimaciones del columnista de Reuters Clyde Russell basadas en datos oficiales chinos.  
    En junio, se estima que China agregó 2,1 millones de barriles por día (bpd) de petróleo crudo a sus reservas comerciales o estratégicas, frente a los 1,77 millones de bpd agregados a los inventarios en mayo, según los cálculos de Russell.
    China no reporta inventarios comerciales o estratégicos, por lo que los analistas están tratando de estimar el volumen de las reservas deduciendo la cantidad de crudo procesado de todo el crudo disponible proveniente de las importaciones y la producción nacional de crudo.
     
    En junio, 2,1 millones de bpd de todo el suministro de crudo disponible no fueron procesados ​​por las refinerías, por lo que probablemente se destinaron a llenar aún más las reservas de crudo de China, según Russell de Reuters.
     
    El crudo ruso barato desempeñó un papel importante en el alto nivel de almacenamiento el mes pasado, ya que China aceleró la compra de cargamentos rusos para beneficiarse de los descuentos a los que se ofrecen los grados rusos en el mercado en relación con el crudo de otras fuentes, incluso de Oriente Medio. Este.
     
    En junio, China rompió, por un mes más, el récord de importación de crudo ruso, según datos de la Administración General de Aduanas de China citados por  Reuters . Las importaciones chinas desde Rusia promediaron 2,56 millones de bpd el mes pasado, un aumento del 44% en comparación con el mismo mes de 2022, según mostraron los datos de la aduana china.
     
    A pesar de una aparente debilidad en su economía, China está importando volúmenes récord de petróleo y está comprando cantidades récord de crudo ruso para agregar a las reservas.
     
    Durante la primera mitad de 2023, las importaciones chinas de crudo ruso promediaron 2,13 millones de bpd, lo que ayudó a Rusia a desplazar a su socio de la OPEP+, Arabia Saudita, del primer puesto como el mayor proveedor individual del principal importador de crudo del mundo en lo que va del año, según Financial Times  . estimaciones  basadas en datos aduaneros chinos. Las importaciones del principal exportador de petróleo crudo del mundo, Arabia Saudita, promediaron 1,88 millones de bpd entre enero y junio, según los cálculos de FT.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
     
  • China compra crudo ruso rechazado por India

    Los cargamentos varados de crudo Sokol de Rusia, que anteriormente se dirigían a la India pero que se quedaron inactivos en Corea del Sur y Singapur desde que Estados Unidos intensificó la aplicación de las sanciones, han comenzado a llegar a China, comenzando a eliminar un retraso de más de 10 millones de barriles del crudo Sokol de Rusia en buques cisterna en el mar.  
    China ha aumentado las compras de Sokol en las últimas semanas y se espera que sus refinerías independientes reciban varios envíos de este tipo este mes, dijeron comerciantes a  Bloomberg , que también señala que los buques cisterna cargados con Sokol y parados en alta mar de Singapur desde diciembre han comenzado a moverse hacia las costas de China.
     
    La aplicación más estricta de las sanciones del G7 y los problemas de pago relacionados  han estado retrasando  las compras indias de algunos cargamentos de petróleo crudo ruso, y los petroleros que anteriormente se dirigían a la India regresan hacia el este, según mostraron los datos de seguimiento de los petroleros monitoreados por  Bloomberg  a principios de este año.
     
    A finales del año pasado, Estados Unidos  adoptó una postura más dura  sobre las sanciones contra Rusia y sancionó a varios buques por violar el precio máximo del G7 de 60 dólares por barril, por encima del cual los cargamentos no pueden utilizar seguros ni financiación occidentales. Algunos de esos petroleros ya estaban en camino a la India cargados con el grado Sokol de Rusia y partieron de los puertos del Lejano Oriente en Rusia. 
     
    Mientras las refinerías indias evitan el grado Sokol, Rusia ahora está buscando compradores alternativos para su crudo. Algunos barriles parecen haber sido entregados a refinerías privadas chinas, a menudo denominadas teteras, mientras que otros esperan a otros compradores.
     
    Según Bloomberg, el primer camión cisterna que transportaba Sokol descargó este fin de semana en Pakistán, en una refinería al oeste de la capital, Karachi.
     
    Mientras tanto, las refinerías estatales más grandes de la India se han vuelto cada vez más  cautelosas a la hora de comprometerse con los suministros contratados de crudo ruso, temerosas de entrar en conflicto con la aplicación más estricta de las sanciones estadounidenses a las exportaciones de petróleo ruso, dijeron a Bloomberg  varias fuentes con conocimiento del asunto la semana pasada.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com 
  • China profundiza su influencia en Irak con acuerdos de petróleo por infraestructura

    La semana pasada se llevaron a cabo una serie de reuniones entre altos funcionarios de los gobiernos iraquí y chino con el objetivo de ampliar y profundizar el ya extenso marco de 'petróleo por proyectos' caracterizado por empresas chinas que invierten en proyectos de infraestructura en Irak a cambio de petróleo. Oficialmente, el viceprimer ministro y ministro de Planificación de Irak, Muhammad Ali Tamim, y el embajador de China en Irak, Cui Wei, discutieron el apoyo de China a las escuelas, los hospitales, la electricidad y los proyectos del sector de servicios de Irak. 
    Extraoficialmente, según una fuente de alto nivel que trabaja en estrecha colaboración con el Ministerio de Petróleo de Irak con la que habló en exclusiva  OilPrice.com, las discusiones se extendieron a más proyectos de petróleo y gas, banca y financiación, y la construcción estratégica de aeropuertos y puertos marítimos para uso chino de doble propósito (civil y militar). Todos estos proyectos están en línea con el proyecto de toma de poder multigeneracional de China, 'One Belt, One Road' (OBOR), cuyo objetivo final es superar a los EE. UU. como la potencia económica número uno del mundo para 2030, según se analizó en profundidad en  mi nuevo libro sobre el nuevo orden mundial del mercado petrolero .
     
    La clave de este plan de China es asegurar la mayor cantidad posible de recursos de petróleo y gas del mundo en el menor tiempo posible, particularmente porque prevé un aumento continuo de la tensión entre China y EE. UU. en la región de Asia Pacífico. en el próximo año o dos, sobre todo en Taiwán. Los tres grandes países objetivo de Beijing en el Medio Oriente en términos de sus esfuerzos para asegurar muchos recursos energéticos muy rápidamente son Arabia Saudita, Irán e Irak, dados sus recursos de petróleo y gas preeminentes en la región. Estos países también tienen el costo de extracción de petróleo más bajo del mundo, alrededor de US$1-2 por barril (costo operativo sin incluir los gastos de capital). Desde que China hizo una oferta para salvar las apariencias al príncipe heredero de Arabia Saudita, Mohammed bin Salman, cuando su idea de hacer flotar parte de Saudi Aramco estaba teniendo problemas, como también Analizado en profundidad en mi nuevo libro , Beijing ha acumulado una influencia constante allí. Casi al mismo tiempo, pudo hacer lo mismo con Irán a través de su 'Acuerdo de cooperación integral de 25 años entre Irán y China' revelado por primera vez en cualquier parte del mundo en mi artículo del 3 de septiembre de 2019 sobre el tema, y ​​también analizado en su totalidad  en  mi nuevo libro sobre el  nuevo orden mundial del mercado petrolero. Estos dos elementos juntos sentaron las bases para el reciente acuerdo histórico negociado por China que vio la reanudación de las relaciones entre los enemigos históricos Arabia Saudita e Irán. Mientras tanto, el último acuerdo multifacético con Irán sentó las bases para una serie similar de acuerdos entre China e Irak. Irak no solo está fuertemente influenciado por Irán a través de los representantes políticos, económicos y militares de Teherán, sino que los dos países vecinos comparten muchos de sus campos de petróleo y gas más grandes. Estos incluyen Azadegan (en el lado de Irán)/Majnoon (en el lado de Irak), Azar/Badra, Yadavaran/Sinbad, Naft Shahr/Naft Khana, Dehloran/Abu Ghurab, West Paydar/Fakka y Arvand/South Abu Ghurab. Como China ya estaba tan involucrada del lado de Irán en estos embalses.
     
    Durante un tiempo considerable, preocupada por la posible reacción negativa de los EE. UU. sobre la expansión abierta de su presencia en un país en el que Washington todavía veía oportunidades políticas y económicas, China adoptó un enfoque discreto cuando fue posible. Esto se logró a fuerza de varios acuerdos bajo el radar que en el papel eran para trabajos 'solo por contrato' relacionados con varios proyectos que suenan anodinos, pero juntos establecieron el control total de China sobre varios campos en Irak, como también se analizó en  mi nuevo libro. Entre estos acuerdos, cabe destacar la supuesta adjudicación de un solo contrato realizada a China Petroleum Engineering & Construction Corp (CPECC) por West Qurna 1 a mediados de 2021. El contrato de ingeniería de US$121 millones fue inicialmente para mejorar las instalaciones utilizadas para extraer gas durante producción de petróleo crudo, pero el proyecto se amplió y profundizó en alcance y escala para encajar con las actividades de PetroChina en West Qurna 1. 
     
    El mismo tipo de modelo de solo contrato se usó en el campo petrolero supergigante Majnoon vecino de Irak después de que la británica Shell decidiera salir de ese sitio en 2017, y CPECC se adjudicó un proyecto de US$203,5 millones solo por contrato para ingeniería para tratar el gas amargo en el sitio de Majnoon. Sin embargo, antes de este premio a CPECC en Majnoon, se firmaron otros dos contratos revolucionarios para el campo supergigante. Uno fue con Hilong Oil Service & Engineering Company de China para perforar 80 pozos a un costo de 54 millones de dólares estadounidenses, y el otro fue con Iraq Drilling Company, con asistencia china, para perforar 43 pozos a un costo de 255 millones de dólares estadounidenses. Poco después de estas adjudicaciones, Anton Oil de China entró en escena con un contrato de 'servicios de gestión y desarrollo de proyectos'. El plan para Majnoon, con un estimado de 38 mil millones de barriles de petróleo en marcha, es aumentar la producción de petróleo del actual campo petrolero Majnoon de alrededor de 240 000 bpd a 600 000 bpd para 2026. Es oportuno señalar en este punto que Majnoon es un campo compartido con Irán, en el que se conoce como Azadegan, que, a su vez, se divide en dos campos supergigantes: North Azadegan y South Azadegan. China National Petroleum Corporation sigue siendo el principal operador extranjero en North Azadegan, que entró en funcionamiento en noviembre de 2016 con una capacidad de producción de 75.000 bpd. La empresa china también fue el desarrollador principal en South Azadegan desde 2009 hasta 2014, cuando fue expulsada del campo por demoras en el progreso. Sin embargo, desde entonces, las empresas chinas han estado trabajando nuevamente en proyectos solo por contrato junto con los principales desarrolladores nominales iraníes. Es oportuno señalar en este punto que Majnoon es un campo compartido con Irán, en el que se conoce como Azadegan, que, a su vez, se divide en dos campos supergigantes: North Azadegan y South Azadegan. China National Petroleum Corporation sigue siendo el principal operador extranjero en North Azadegan, que entró en funcionamiento en noviembre de 2016 con una capacidad de producción de 75.000 bpd. La empresa china también fue el desarrollador principal en South Azadegan desde 2009 hasta 2014, cuando fue expulsada del campo por demoras en el progreso. Sin embargo, desde entonces, las empresas chinas han estado trabajando nuevamente en proyectos solo por contrato junto con los principales desarrolladores nominales iraníes. Es oportuno señalar en este punto que Majnoon es un campo compartido con Irán, en el que se conoce como Azadegan, que, a su vez, se divide en dos campos supergigantes: North Azadegan y South Azadegan.
     
    China National Petroleum Corporation sigue siendo el principal operador extranjero en North Azadegan, que entró en funcionamiento en noviembre de 2016 con una capacidad de producción de 75.000 bpd. La empresa china también fue el desarrollador principal en South Azadegan desde 2009 hasta 2014, cuando fue expulsada del campo por demoras en el progreso. Sin embargo, desde entonces, las empresas chinas han estado trabajando nuevamente en proyectos solo por contrato junto con los principales desarrolladores nominales iraníes. China National Petroleum Corporation sigue siendo el principal operador extranjero en North Azadegan, que entró en funcionamiento en noviembre de 2016 con una capacidad de producción de 75.000 bpd. La empresa china también fue el desarrollador principal en South Azadegan desde 2009 hasta 2014, cuando fue expulsada del campo por demoras en el progreso. Sin embargo, desde entonces, las empresas chinas han estado trabajando nuevamente en proyectos solo por contrato junto con los principales desarrolladores nominales iraníes. China National Petroleum Corporation sigue siendo el principal operador extranjero en North Azadegan, que entró en funcionamiento en noviembre de 2016 con una capacidad de producción de 75.000 bpd. La empresa china también fue el desarrollador principal en South Azadegan desde 2009 hasta 2014, cuando fue expulsada del campo por demoras en el progreso. Sin embargo, desde entonces, las empresas chinas han estado trabajando nuevamente en proyectos solo por contrato junto con los principales desarrolladores nominales iraníes. 
     
    Estos, y otros múltiples desarrollos de campo de China en Irak, van junto con otras prioridades estratégicas de Beijing en el país, ya que se relacionan con el proyecto OBOR que lo abarca todo. Uno de ellos fue la aprobación de Bagdad de casi 1 billón de dinares iraquíes (700 millones de dólares estadounidenses) para proyectos de infraestructura en la ciudad de Al-Zubair en el centro petrolero de Basora, en el sur de Irak. A juzgar por los comentarios hechos por el gobernador de la ciudad en ese momento, Abbas Al-Saadi, la fuerte participación de China en la Fase 2 de los proyectos fue parte del acuerdo de base amplia de 'petróleo para reconstrucción e inversión', parte del acuerdo general de 'petróleo'. -idea de proyectos firmada por Bagdad y Beijing en septiembre de 2019. El anuncio de Al-Zubair se produjo poco después de que Bagdad otorgara otro contrato importante a otra empresa china para construir un aeropuerto civil que reemplazara la base militar en la capital de la gobernación de Dhi Qar, rica en petróleo del sur. La región de Dhi Qar incluye dos de los campos petroleros potencialmente más grandes de Irak, Gharraf y Nassiriya, y China ha dicho que tiene la intención de completar el aeropuerto para 2024. Este proyecto del aeropuerto, anunció, incluiría la construcción de múltiples edificios de carga y carreteras que unen el aeropuerto. al centro de la ciudad y por separado a otras áreas petroleras clave en el sur de Irak. Esto, a su vez, siguió a otro acuerdo que se está discutiendo, que implicaría que las empresas chinas construyeran la ciudad de Al-Sadr, ubicada cerca de Bagdad, a un costo de entre 7 y 8 mil millones de dólares.
     
    Al mismo tiempo que Irak estaba haciendo estos tratos con China, Bagdad buscó contrarrestar cualquier reacción negativa de los EE. UU. con promesas de que Irak pondría más distancia entre sí e Irán. Durante muchos años, Irak, a pesar de su riqueza en petróleo y gas, había dependido del vecino Irán para obtener alrededor del 40 por ciento de sus suministros de energía, provenientes de las importaciones de gas y electricidad a Irak. Sin embargo, como también analizo en profundidad en  mi nuevo libro sobre el nuevo orden mundial del mercado petrolero, a mediados de 2021, el entonces ministro de Petróleo de Irak, Ihsan Abdul Jabbar, declaró que la Comisión de Supervisión y Administración de Activos Estatales de China (SASAC) había acordado financiar el proyecto de refinería de Fao, estratégicamente crítico. Esto procesaría al menos 300.000 bpd de petróleo crudo en la región sur repleta de campos petroleros de Irak que desemboca en la península de Fao alrededor de Basora. Una vez que Irak recibió la garantía de SASAC de China de que garantizaría todos los fondos necesarios para el proyecto de refinería de Fao, los contratos se adjudicaron a China National Chemical Engineering Co (CNCEC). Estos incluyeron la construcción de la refinería, capacitación, transferencia de tecnología, operación y mantenimiento. Además del pesado contingente de personal chino que estaría involucrado en estas áreas. 
     
    Por Simon Watkins para Oilprice.com
  • China tiene la clave para el crecimiento de la demanda mundial de petróleo en 2024

    Las importaciones chinas aumentaron en enero y febrero de este año en comparación con los mismos dos meses del año pasado.
    A pesar de un aumento en las importaciones de petróleo crudo de China en los primeros dos meses de 2024, es demasiado pronto para decir cómo las compras del principal importador de crudo del mundo afectarán la demanda y los precios mundiales de petróleo este año.
     
    Una cosa es segura: el impacto, en cualquier dirección, se sentirá en todo el mercado.   
     
    Las importaciones chinas aumentaron en enero y febrero de este año en comparación con los mismos dos meses del año pasado, según datos oficiales chinos publicados esta semana. Pero la base de comparación con inicios de 2023 es baja y la tendencia mes a mes respecto a diciembre de 2023 es de  menores importaciones .
     
    El tiempo dirá qué tan pronto las importaciones chinas revertirán la tendencia y si los precios internacionales del petróleo crudo y las cuotas de importación de crudo y de exportación de combustible de China tendrán más peso en las compras de las refinerías en comparación con la demanda interna subyacente de petróleo en China.
     
    A principios de 2024, las importaciones de crudo mostraron una mezcla de tendencias.
     
    Las importaciones chinas de petróleo crudo  aumentaron un 5,1%  en enero y febrero en comparación con los mismos dos meses del año pasado, según mostraron los datos del gobierno el jueves, ya que la demanda de combustible aumentó durante las vacaciones del Año Nuevo Lunar del mes pasado.
     
    China vio aumentar las llegadas de cargamentos de petróleo a un total de 10,74 millones de barriles por día (bpd) en los primeros dos meses de 2024, en comparación con alrededor de 10,4 millones de bpd en enero-febrero de 2023, según cálculos de  Reuters  basados ​​en datos en toneladas reportados por la Administración General de Aduanas de China.  
     
    La oficina de aduanas de China no informa datos separados para enero y febrero para evitar distorsiones debido a las vacaciones del Año Nuevo Lunar, que normalmente comienza a finales de enero o principios de febrero. Este año, el período vacacional cayó a mediados de febrero.
     
    Sin embargo, considerando el día bisiesto del 29 de febrero, el aumento de las importaciones combinadas de crudo de enero a febrero es solo del 3,3% en comparación con los mismos meses de 2023,  señala el columnista de Reuters Clyde Russell .
     
    Además, las importaciones de 10,74 millones de bpd en enero y febrero fueron significativamente inferiores a las llegadas de crudo de 11,39 millones de bpd en diciembre de 2023.
     
    Las elevadas importaciones del último mes del año pasado se debieron en parte a la caída de los precios internacionales del petróleo en el cuarto trimestre, por debajo del máximo de 2023 de más de 95 dólares por barril en septiembre.
     
    Una y otra vez, las refinerías chinas han demostrado en los últimos años que están dispuestas a aumentar las compras cuando los precios son relativamente bajos y a frenar las compras cuando el petróleo supera los 80 dólares por barril. Incluso si la demanda interna y de exportación de combustible no es demasiado alta, China está utilizando el crudo más barato que ha importado para aumentar las reservas.
     
    A pesar del aumento anual de las importaciones de crudo de enero a febrero, "la tendencia general de compra sigue siendo suave ya que las compras fueron menores en comparación con las importaciones de 11,39 millones de barriles por día en diciembre", dijeron los estrategas de materias primas de ING, Warren Patterson y Ewa Manthey  , al comentar sobre el Datos oficiales de importación de crudo chino.
     
    "China ha estado desacelerando sus compras en el extranjero debido principalmente a la desaceleración de la demanda de las refinerías, indicadores económicos débiles y mayores inventarios", agregaron.
     
    Como recientemente los precios han vuelto a superar los 80 dólares el barril y la OPEP+ señaló, con la renovación de los recortes, que buscaría endurecer el mercado en el segundo trimestre, las importaciones chinas de crudo en abril y mayo podrían seguir siendo débiles, ya que se habrían contraído a en esta época y aproximadamente a los precios actuales.   
     
    Más cuotas de exportación de combustible para las refinerías chinas podrían incentivar un mayor rendimiento de las refinerías y exportaciones de productos después de enero y febrero muy débiles, en los que, debido a la falta de cuotas, las exportaciones de productos petrolíferos de China cayeron un 30,6% año tras año a alrededor de 1,18 millones. bpd.  
     
    Un repunte decisivo de la economía de China ayudará a elevar la demanda de petróleo y las importaciones este año, pero si las perspectivas económicas más brillantes –también fuera de China– conducen a precios más altos del petróleo, las refinerías chinas pueden optar por echar mano de sus inventarios y frenar las compras oportunistas de crudo.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Citi: Es poco probable que los precios del petróleo alcancen los $ 80 después del recorte de la producción de Arabia Saudita

    Si bien muchos analistas ven la última sorpresa del recorte de petróleo saudí como alcista o al menos moderadamente alcista para los precios, Citigroup cree que es poco probable que el recorte de 1 millón de bpd del principal exportador de crudo del mundo resulte en un aumento del precio del petróleo hasta los 80 dólares o bajo $ 90 por barril.
    “La probabilidad de que Arabia Saudita aborde esto por su cuenta de manera sostenida es bastante baja”, dijo Citi en una nota el martes publicada por Reuters.
     
    El banco, al igual que otros bancos de inversión, cree que el recorte conducirá a un mayor déficit en el mercado en la segunda mitad de este año. Pero esto no significa que los precios subirán, según Citi.El banco, cuyos analistas han sido bajistas sobre el petróleo este año, considera que la posibilidad de precios más bajos en lugar de más altos podría ser mayor, debido a una posible demanda más débil debido a las recesiones en EE. UU. y Europa, una recuperación más débil en China y una mayor suministro de productores no pertenecientes a la OPEP para fin de año.
     
    Después de la anterior sorpresa de la OPEP+ para el mercado, cuando varios grandes productores anunciaron a principios de abril recortes adicionales hasta fines de 2023, Citi también se opuso y dijo que esperaba que los precios del petróleo cayeran en lugar de subir aún más a pesar de los esfuerzos de la OPEP+ en esa dirección.
     
    Los analistas reiteraron el lunes los pedidos de precios más altos, luego de la reunión de la OPEP+ del domingo, luego de la cual Arabia Saudita dijo que reduciría voluntariamente  su producción en 1 millón de bpd  en julio a alrededor de 9 millones de bpd.
    Los analistas de ANZ, Daniel Hynes y Soni Kumari, reiteraron su objetivo de Brent de $100 por barril para fin de año y dijeron que "es probable que los inversores agreguen apuestas alcistas, cómodos de que Arabia Saudita y la OPEP proporcionarán un respaldo en caso de que el mercado encuentre algún obstáculo".
     
    Goldman Sachs, que prevé que el barril de Brent se sitúe en 95 dólares por barril en diciembre, describió la reunión de la OPEP+ como "moderadamente alcista" respecto a su pronóstico y compensando algunos riesgos bajistas a la baja, como un mayor suministro de Rusia, Irán y Venezuela sancionados y una demanda china más débil de lo pensado.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
     
  • Colombia alcanza mínimos en la actividad de perforación de pozos desde junio de 2017, impactando el empleo y los proveedores locales

    En febrero de 2024, con un precio promedio Brent de $83 USD/Bl, se reportaron 32 taladros de perforación activos, marcando el punto más bajo desde junio de 2017 (excluyendo pandemia), cuando se registró la misma cantidad de equipos y el precio promedio del Brent era de $46 USD/Bl.
    Fuente: EcopetrolFuente: Ecopetrol
    La disminución de equipos activos del 23,9% (34 equipos menos), respecto a febrero de 2023, está vinculada a la pérdida cercana de 17.225 empleos (2.650 directos y 14.575 indirectos).
     
    En el cuarto trimestre de 2023, la Refinería de Barrancabermeja alcanzó una carga de 241 mil barriles por día (KBPD), la cifra más alta en los últimos 16 años.
     
    Según los datos de la ANH, entre enero y diciembre del 2023, el sector de hidrocarburos generó un valor de regalías liquidadas de $9,0 billones de pesos. El segundo monto liquidado más alto desde el año 2004.
     
    En el acumulado del año 2023, la Inversión Extranjera Directa (IED) petrolera registrada por el Banco de la República (Balanza de Pagos) sumó un valor de $2.703 millones de dólares (dato preliminar), cifra que fue inferior en $163 millones de dólares (-5,7%) comparado con el año 2022.
     
    Bogotá D.C., marzo 21 de 2024. Según el más reciente Informe de Taladros y Producción elaborado por Campetrol, en febrero de 2024 se reportaron en el territorio nacional 108 taladros activos en total (32 de perforación y 76 de reacondicionamiento), la cifra más baja desde junio de 2021, cuando se reportaron 107 equipos. Esta cifra evidencia una disminución de 1,8% respecto a enero de 2024 (dos equipos menos) y de 23,9% respecto al mismo mes del año anterior (34 equipos menos), esta última vinculada a la pérdida cercana de 17.225 empleos (2.650 directos y 14.575 indirectos). 
     
    De los equipos mencionados, 32 estaban contratados para actividades de perforación. No obstante, 30 se reportaron en operación. Por bloqueos en las zonas de operación, dos de ellos limitaron su tiempo de trabajo a menos de cinco días y se reportaron en espera. Esto marca una disminución del 8,6% en relación con enero de 2024 y del 37,3% en comparación con febrero de 2023, lo que se traduce en una pérdida anual cercana a los 12.350 empleos totales (1.900 directos y 10.450 indirectos). Este número reportado, marca el punto más bajo desde junio de 2017 (excluyendo pandemia), cuando se registró la misma cantidad de equipos y el precio promedio del Brent era de $46,4 USD/Bl. La disminución se atribuye principalmente a la finalización de operaciones en tierra firme en los departamentos de Santander y Magdalena, así como en aguas profundas del Caribe colombiano.
     
    Respecto a los taladros de reacondicionamiento, en febrero de 2024 se registraron 76 equipos activos, esto representa una disminución del 16,5% respecto al mismo mes en el año anterior (15 equipos menos), evidenciando una pérdida cercana a los 4.875 empleos totales (750 directos y 4.125 indirectos). En comparación con enero de 2024, esta actividad aumentó un 1,3% (un equipo más). Esta variación se atribuye a operaciones que, en el mismo mes, finalizaron en los departamentos
    de Meta y Bolívar, e iniciaron en los departamentos de Casanare, Huila y La Guajira. En cuanto a la producción de petróleo, de acuerdo con la última información disponible de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), en enero de 2024 alcanzó los 777,5 miles de barriles por día (KBPD), marcando una disminución del 1,2% en relación con diciembre de 2023, siendo este último descenso principalmente atribuido a una reducción de 9,0 KBPD en la producción del departamento
    del Meta asociado a conflictividad social.
     
    Según la misma fuente, en relación con el gas, durante el mes de enero 2024, la producción comercializada nacional fue de 966,0 millones de pies cúbicos por día (MPCD), representando una disminución del 5,3% respecto al mismo mes en 2023, y del 4,9% respecto a diciembre de 2023. Sobre la producción fiscalizada de gas, en el mes de enero de 2024 se reportaron 1.449 millones de pies cúbicos (MPCD), lo cual representó un descenso del 11,9% respecto al promedio alcanzado en enero del 2023, y del 3,4% respecto a diciembre de 2023, este último, atribuido principalmente a la disminución de 42,5 MPCD de la producción del departamento del Casanare.
     
    De acuerdo con la información reportada por Ecopetrol, entre octubre y diciembre de 2023, las refinerías en Colombia lograron una carga consolidada total de 429 mil barriles por día (KBPD), registrando un incremento de 24,4% respecto al mismo periodo de 2022 (84,0 KBPD más) y de 4,6% frente al Q3 del año 2023 (19,0 KBPD más). 
     
    En el caso de la Refinería de Barrancabermeja, esta alcanzó una carga de 241 mil barriles por día (KBPD), la cifra más alta trimestral en los últimos 16 años, apalancada en la disponibilidad operativa del 96,1% que alcanzó durante el año en mención. 
     
    En cuanto a la Refinería de Cartagena, durante el cuarto trimestre de 2023 registró una carga de 188 KBPD, un incremento del 56,6% en comparación con el mismo periodo de 2022, gracias a la operación continua del Proyecto de Interconexión de Plantas de Crudo de Cartagena (IPCC) y al 94% de disponibilidad operacional de las unidades. 
     
    Cabe resaltar que, en el año 2023, según los datos de la ANH, el sector de hidrocarburos generó un valor de regalías liquidadas de $9,0 billones de pesos. Si bien, este valor es inferior en un 19,8% al liquidado en el año 2022, es el segundo monto liquidado más alto desde el año 2004. Incluso, al contrastarlo con el promedio entre 2018 y 2022 ($7,2 billones de pesos), se observa un aumento del 25,5% en el valor liquidado durante el año 2023. A nivel departamental, en el año 2023, aquellos
    que mayor liquidación de regalías tuvieron fueron: Meta, Casanare, Santander, Arauca y Huila, los cuales sumaron el 82,6% del total del monto liquidado ($7,4 billones de pesos). En el año 2023, el monto de regalías liquidadas por la explotación exclusiva de petróleo representó el 85% de la liquidación total de hidrocarburos.
     
    La Inversión Extranjera Directa (IED) petrolera, en el acumulado del año 2023, registrada por el Banco de la República en la Balanza de Pagos sumó un valor de $2.703 millones de dólares (dato preliminar), valor que fue inferior en $163 millones de dólares (-5,7%) comparado con el año 2022. En cuanto a la participación del sector petrolero en la IED, para el año 2023 fue del 15,5%, porcentaje inferior en 1,2 pps. en comparación con el año 2022 cuando la participación ascendía al 16,7%.
     
    Por Ecopetrol.
    https://campetrol.org/informe-de-taladro-y-produccion/
     
  • Colombia importa crudo por bajo precio del petróleo WTI

    El incentivo económico para importar crudo a América Latina se disparó debido a que en los últimos siete meses el margen entre el West Texas Intermediate y los crudos Brent se redujo.

     
    El mes pasado la empresa estatal Ecopetrol S.A. compró crudo para carga a Nigeria y Rusia, destinado a su refinería en Cartagena, según personas al tanto de las transacciones que no pueden ser identificadas dado que la información no es pública. Los cargamentos serían las primeras importaciones desde al menos enero de 2013, muestran datos de la base de datos JODI.
     
    Colombia está siguiendo a otros productores de crudo latinoamericanos, como Venezuela y Ecuador, miembros de la OPEP, en una estrategia que consiste en importar crudos más livianos para mezclar con los grados más pesados producidos localmente, dado que ahora resulta más barato comprar los barriles extranjeros. Los envíos de crudo West African a América Latina han crecido 92% en lo que va del año, hasta 306.000 barriles diarios, dijo la empresa consultora JBC Energy, con sede en Viena, en un informe enviado por correo electrónico el 30 de septiembre.
     
    Los importadores latinoamericanos están “tratando de obtener el mejor precio en los mercados internacionales”, dijo en una entrevista telefónica el viernes John Galante, analista sénior en ESAI Energy, con sede en Londres. “Hay mucho crudo liviano disponible, sobre todo en el Atlántico”.
     
    El incentivo económico para importar crudo a América Latina se disparó debido a que en los últimos siete meses el margen entre el West Texas Intermediate y los crudos Brent se redujo. El WTI es el referente para los crudos producidos en Estados Unidos y el Brent es utilizado para muchos grados globales.
     
    “El margen entre el Brent y el WTI se redujo considerablemente e incentivó las transacciones” de Ecopetrol, dijo Mara Roberts, analista de BMI Research de Nueva York, en una entrevista telefónica. Los futuros del WTI a un mes terminaron la jornada de operaciones del viernes US$2,59 más barato el barril que el Brent, en comparación con los US$12,82 a fines de febrero. El margen promedió US$5,39 este año, en comparación con US$6,64 en 2014.
     
    Los grados de importación como el Bonny Light de Nigeria y el Varenday de Rusia permitirán a Ecopetrol producir productos más refinados, como el diésel, para abastecer tanto el mercado local como el regional caribeño, dijo el miércoles en una entrevista telefónica Joshua Braggiato, analista de mercado con sede en Houston.
     
    La refinería de Cartagena, que está en vías de aumentar al más del doble su capacidad, hasta 165.000 barriles diarios, fue construida y configurada para procesar crudo pesado producido localmente con una gravedad API de 18 a 23, como el Castilla Blend y el Oriente de Ecuador, dijo Galante.
     
    En lo que va del año, Colombia ha exportado alrededor de 935.000 barriles diarios de crudo y productos petrolíferos al continente americano, Asia y Europa, en comparación con 950.710 en 2014, según la agencia nacional DIAN. Ataques guerrilleros contra la infraestructura energética han reducido la producción de crudo este año.
     
    Bloomberg
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • Colombia y Perú firman acuerdo en sector de hidrocarburos

    El documento establece que se creará un grupo de trabajo binacional que coordine la ejecución de actividades y que se reunirá por lo menos una vez al año de manera alternada en cada país, informó el Ministerio de Minas y Energía de Colombia en un comunicado.
     
    Los gobiernos de Colombia y Perú firmaron este viernes un memorando de entendimiento para promover la cooperación en el campo de los hidrocarburos, informaron fuentes oficiales.
     
    Entre las áreas de colaboración incluidas en el documento se encuentra el intercambio de experiencias en la exploración y explotación de hidrocarburos y el desarrollo de infraestructuras de transporte de petróleo y gas.
     
    Igualmente se buscará la cooperación en las áreas de refino y procesamiento de petróleo y gas, y el intercambio de conocimientos en el gerenciamiento de las agencias nacionales encargadas de "la promoción, contratación y supervisión de actividades de hidrocarburos, entre otros", agregó la información.
     
    El memorando fue suscrito por los ministros de Minas y Energía de Colombia, Tomás González, y de Perú, Eleodoro Mayorga, en la ciudad de Cartagena, donde ambos participaron en la Cumbre Mundial de Energía.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / EFE 
     
     
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  • Cómo el hemisferio occidental se convirtió en el motor del crecimiento de la producción petrolera

    Kemp: El crecimiento de la producción de petróleo en el hemisferio occidental en realidad captó todo el crecimiento de la demanda mundial de petróleo en la década de 2012 a 2022.
    Durante décadas, el hemisferio oriental había sido el mayor impulsor del crecimiento de la producción mundial de petróleo. Hasta hace una década, cuando los productores de petróleo de Medio Oriente –vinculados por el cártel de la OPEP– comenzaron a ceder el impulso de crecimiento al hemisferio occidental con su búsqueda de precios altos del petróleo y ayudando involuntariamente a la primera etapa de la revolución del esquisto en Estados Unidos.
     
    Sin duda, el hemisferio oriental, principalmente Oriente Medio, sigue siendo la fuerza más formidable en la producción y los mercados mundiales de petróleo.  
     
    Pero el hemisferio occidental –liderado por Estados Unidos, Canadá, Brasil y, más recientemente, Guyana– es ahora la región de crecimiento clave en el suministro de petróleo, hasta el punto de compensar en parte las políticas de la OPEP para frenar la producción del cártel en nombre de " estabilidad del mercado”, o, en otras palabras, precios más altos del petróleo.  
     
    El crecimiento de la producción de petróleo en el hemisferio occidental en realidad capturó todo el crecimiento de la demanda mundial de petróleo en la década de 2012 a 2022, según datos estadísticos analizados por el analista de mercado de Reuters,  John Kemp.
     
    La producción de petróleo en el hemisferio occidental aumentó en una década hasta representar el 34% del suministro mundial en 2022, en comparación con el 27% en 2012, según el análisis de Kemp de la Revisión Estadística de la Energía Mundial 2023 del Instituto de Energía.
     
    El crecimiento de Estados Unidos y otros productores en el hemisferio occidental fue de 8,7 millones de barriles por día (bpd) en esa década, cubriendo todo el crecimiento de 8,6 millones de bpd en el consumo global, mostró el análisis de Kemp.  
     
    Desde 2023, Estados Unidos, Canadá, Brasil y Guyana han seguido experimentando un auge de la producción, lo que ha provocado un aumento del suministro de petróleo fuera de la OPEP+ y frustrado los esfuerzos del cártel por mantener los precios del petróleo bien respaldados y por encima de los 80 dólares el barril, y preferiblemente más altos.
     
    Los analistas y pronosticadores esperan que esos países, más Noruega, lideren el crecimiento de la oferta fuera de la OPEP este año y el próximo.
     
    El auge de la producción en Estados Unidos, Brasil, Canadá y Guyana ha más que compensado un colapso en la producción de Venezuela y una disminución en la producción de petróleo de México en la última década. En las costas de Guyana, tres proyectos de Exxon que ya están en funcionamiento están produciendo actualmente más de 550.000 bpd de petróleo crudo y se espera que alcancen   una producción de    más de 600.000 bpd a finales de este año.
    Se espera que la producción de líquidos fuera de la OPEP  crezca 1,2 millones de bpd  este año, impulsada por Estados Unidos, Canadá, Guyana, Brasil y Noruega, dijo la OPEP en su Informe Mensual del Mercado Petrolero de febrero. La previsión de crecimiento del suministro de líquidos fuera de la OPEP en 2025 es de 1,3 millones de bpd, con los mismos motores clave de crecimiento en el hemisferio occidental.
     
    América del Norte liderará el crecimiento de producción esperado y, dentro de ella, Estados Unidos verá crecer su producción de líquidos en 540.000 bpd este año y otros 600.000 bpd el próximo. Se prevé que América Latina –encabezada por Brasil y Guyana– aumente su producción de líquidos en 350.000 bpd en 2024 y en 270.000 bpd en 2025, según estimaciones de la OPEP. 
     
    La Administración de Información Energética (EIA) es mucho más conservadora sobre la producción estadounidense en sus  últimas estimaciones  de su Perspectiva Energética a Corto Plazo (STEO) de febrero.  
     
    La producción de petróleo de Estados Unidos cayó a 12,6 millones de bpd en enero de 2024 debido a los cierres relacionados con el clima frío, frente a un máximo histórico de más de 13,3 millones de bpd en diciembre. La EIA espera que la producción de petróleo de EE. UU. vuelva a casi 13,3 millones de bpd en febrero antes de disminuir ligeramente hasta mediados de 2024. La EIA no espera que la producción de petróleo crudo de EE. UU. supere el récord de diciembre de 2023 hasta febrero de 2025.   
     
    La producción anual de petróleo de Estados Unidos crecerá de 12,93 millones de bpd en 2023 a 13,10 millones de bpd este año y 13,49 millones de bpd el próximo, según muestran las últimas estimaciones de la EIA, que fueron revisadas a la baja con respecto a previsiones anteriores.   
     
    A pesar del crecimiento más lento esperado en la producción de petróleo de Estados Unidos, el hemisferio occidental –incluidos los otros motores clave del crecimiento, Canadá, Brasil y Guyana– es una fuerza a tener en cuenta dentro de la OPEP+, la organización liderada por los principales productores de petróleo del hemisferio oriental en el Medio Oriente. Oriente y Rusia.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
     
     
  • Cómo ha influido Estados Unidos en los precios del petróleo esta semana

    Los mercados petroleros han estado fuertemente influenciados por Estados Unidos esta semana, primero por la noticia de que estaba levantando las sanciones a Venezuela, luego por los informes de que volvería a llenar su SPR, y luego, el viernes por la mañana, por la noticia de que un buque de guerra estadounidense había interceptado misiles disparados desde Yemen. . La volatilidad sigue siendo alta en los mercados del petróleo y tanto el WTI como el Brent se encaminan a otra ganancia semanal.
    Viernes 20 de octubre de 2023
     
    El gobierno de Estados Unidos ha sido uno de los actores clave del mercado petrolero esta semana, anunciando tanto el alivio de las sanciones a Venezuela como una posible reposición de SPR de Estados Unidos. Si bien el primero de esos dos anuncios hizo bajar los precios del petróleo, la noticia de que Estados Unidos podría volver a llenar sus reservas de petróleo hizo que los precios se dispararan. Mientras tanto, la crisis entre Israel y Gaza continúa intensificándose, avivando los temores de que pueda extenderse a una guerra regional más amplia, y que la prima de riesgo geopolítico agregue más ventajas a los precios. El viernes por la mañana, el WTI cotizaba por encima de los 90 dólares por barril y el ICE Brent se acercaba a los 94 dólares por barril.
     
    La Casa Blanca comienza a reponer SPR. El Departamento de Energía de Estados Unidos anunció que buscaría comprar 6 millones de barriles de petróleo crudo para entregarlos a la Reserva Estratégica de Petróleo en diciembre-enero, y agregó que busca firmar contratos de compra a 79 dólares por barril o menos.
    Estados Unidos comienza a imponer sanciones a Irán. El Departamento del Tesoro de Estados Unidos emitió una nueva serie de sanciones contra Irán, dirigidas a 11 personas y 8 empresas involucradas en la producción de misiles y drones, absteniéndose de imponer restricciones adicionales al sector petrolero de Teherán. 
     
    Buque de guerra estadounidense intercepta misiles disparados desde Yemen. Tres misiles disparados desde Yemen fueron interceptados por un buque de guerra estadounidense en el Mar Rojo. El general de brigada Pat Ryder dijo que si bien no podían estar seguros de los objetivos de los misiles, potencialmente se dirigían en dirección a Israel.
     
    Shell firma megaacuerdo de GNL con Qatar. La importante energética británica Shell (LON:SHEL) firmó un acuerdo de 27 años con QatarEnergy por el que Qatar entregaría hasta 3,5 millones de toneladas de GNL al año a la terminal de importación Gate de Rotterdam a partir de 2026.
     
    Greenpeace pierde su desafío petrolero en el Reino Unido. El grupo ambientalista Greenpeace perdió un desafío legal en el Tribunal Superior del Reino Unido después de que el tribunal determinara que la decisión del gobierno británico de autorizar nuevas licencias para la exploración de petróleo y gas en el Mar del Norte era legal, después de cuatro años sin ventas de arrendamiento. 
     
    Venezuela obtiene autorización de sanciones por seis meses. El gobierno de Estados Unidos levantará temporalmente algunas de las sanciones clave dirigidas a la industria petrolera de Venezuela, permitiendo a las empresas occidentales realizar transacciones con PDVSA durante seis meses a cambio de las promesas del régimen de Maduro de celebrar elecciones justas. 
     
    BHP se deshace de importantes activos de carbón. La australiana BHP (NYSE:BHP) , la mayor empresa minera a nivel mundial, acordó vender sus minas de carbón coquizable Daunia y Blackwater en Australia por 3.200 millones de dólares a Whitehaven Coal, ampliando su retirada gradual de los combustibles fósiles hacia los metales de transición energética. 
     
    Empresa francesa sospechosa de incumplir las sanciones. La empresa de ingeniería francesa Technip (EPA:TE) vio caer sus acciones casi un 15% el jueves después de que el principal periódico del país, Le Monde, dijera que la empresa no cumplió con las sanciones de la UE al continuar suministrando equipos al proyecto Arctic LNG 2 en Rusia. 
     
    "Chesapeake apunta a adquirir Gas Peer". Chesapeake (NASDAQ:CHK), productor estadounidense centrado en gas natural , habría contactado a su homólogo Southwestern Energy (NYSE:SWN) para una posible adquisición por 12.000 millones de dólares, deuda incluida, un acuerdo que podría crear el mayor productor de gas de EE.UU. por valor de mercado. 
     
    Las operaciones liquidadas en yuanes se vuelven más frecuentes. La compañía petrolera nacional de China, CNOOC (HKG:0883), completó un comercio de GNL liquidado en yuanes con la francesa Engie (EPA:ENGIE) a través de la Bolsa de Petróleo y Gas Natural de Shanghai, el cuarto comercio de este tipo registrado mientras China busca expandir su moneda hacia las materias primas. 
     
    La Casa Blanca afloja las sanciones a Venezuela. El Ministro de Energía de Trinidad y Tobago confirmó que EE.UU. otorgó una enmienda de licencia que permite a la nación insular desarrollar conjuntamente el campo de gas marino Dragon en aguas venezolanas, con producción futura alimentando la terminal de GNL de Trinidad.  
     
    El optimismo de China eleva el mineral de hierro. China reportó un crecimiento superior a las expectativas del 4,9% en el tercer trimestre, la confianza en el mercado de metales se impulsó a medida que los futuros del mineral de hierro extendieron su repunte y el contrato de futuros de Dalian más negociado subió a 120 dólares por tonelada métrica, también impulsado por las existencias más bajas desde 2016.
     
    Devon Energy se une a Exxon Drive. El productor de esquisto Devon Energy (NYSE:DVN), con sede en Oklahoma,está explorando importantes objetivos de adquisición tras el acuerdo Exxon-Pioneer, y los rumores del mercado sugieren que se podría hacer un movimiento hacia Marathon Oil (NYSE:MRO) o la empresa privada CrownRock. 
     
    Los precios del gas en Europa aumentan por el riesgo de guerra. Los temores de una guerra regional más amplia en Oriente Medio también están empezando a pesar sobre los mercados de gas natural, ya que los futuros de referencia del TTF saltaron a 52 euros por MWh (17,5 dólares por mmBtu) debido al deterioro de las perspectivas para las exportaciones de GNL de Egipto durante el invierno. .
     
    Por Michael Kern para Oilprice.com
  • Compradores asiáticos luchan por suministros alternativos de petróleo después del aumento de precios en Arabia Saudita

    Varios compradores en Asia buscan comprar cargamentos de petróleo al contado de Rusia, África, Brasil o Estados Unidos después de que el principal exportador de crudo del mundo, Arabia Saudita, subió inesperadamente los precios oficiales de venta de su crudo destinado a Asia en julio.  
    Al menos tres refinerías en Asia buscan nominar volúmenes más bajos de crudo saudita para el próximo mes, según la asignación del contrato, e impulsar las compras desde fuera de Arabia Saudita, incluidos los cargamentos al contado más baratos de Rusia, dijeron fuentes con conocimiento de las estrategias de compra de las refinerías. El domingo, los productores de la OPEP+ decidieron mantener los recortes actuales hasta fines de 2024, mientras que el principal productor de la OPEP, Arabia Saudita, dijo que reduciría voluntariamente  su producción en 1 millón de bpd  en julio, a alrededor de 9 millones de bpd.
     
    Al día siguiente, Arabia Saudita elevó el precio de venta oficial (OSP) de su buque insignia Arab Light para Asia en $0,45 por barril a una prima de $3,00 sobre el promedio de Omán/Dubai, a partir del cual se cotiza el crudo de Medio Oriente para Asia.
     
    La subida de precios de Arabia Saudí sorprendió al mercado, que antes del recorte de producción saudí esperaba precios más bajos en un sondeo de Reuters.
     
    Sin embargo, Arabia Saudita parece estar buscando aumentar los ingresos ofreciendo volúmenes más bajos en julio pero a precios más altos.
     
    Por lo tanto, algunas refinerías asiáticas están al acecho de cargas más baratas, aunque es posible que el suministro puntual para julio no esté disponible ya que el ciclo comercial típico para las cargas del próximo mes ha expirado, dijeron los comerciantes a Bloomberg.
     
    Algunas refinerías chinas enviaron sus nominaciones para julio antes del anuncio del recorte saudí, por lo que es posible que no puedan cambiarlas.
     
    Un gran comprador que no está particularmente preocupado por el crudo saudita más caro es India. El tercer mayor importador de petróleo crudo del mundo ha reducido las compras de crudo de Oriente Medio en los últimos meses, ya que los  barriles al contado rusos más baratos  están llegando a las refinerías indias.
     
    Se estima que India importó volúmenes récord de crudo ruso en mayo, más que sus importaciones combinadas de los siguientes cuatro proveedores más grandes: Irak, Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos (EAU) y los EEUU. 
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Continúa cayendo la actividad de taladros de perforación reduciéndose en el 41%

    En octubre de 2023 se reportaron, en el territorio nacional, 115 taladros totales activos (35 de perforación y 80 de reacondicionamiento), evidenciando una disminución del 25,3% respecto al mismo mes en el 2022 (39 equipos menos) y del 1,7% respecto a septiembre del presente año (dos equipos menos). El impacto de la caída de actividad de taladros ha llevado a una reducción anual de mano de obra superior a los 20 mil empleos, entre directos e indirectos, desde octubre de 2022.
    Durante el mes de octubre de 2023, la referencia del precio de petróleo - Brent disminuyó respecto a septiembre del mismo año en un 5,4%, ubicándose en $88,7 USD/BL. Respecto a octubre de 2022, la referencia Brent tuvo una disminución del 5,0%. De enero a septiembre del año en curso, en el país se han perforado 41 pozos de exploración, lo que representa una disminución del 30,5% en comparación con el mismo período en 2022. Además, se han perforado 454 pozos de desarrollo, mostrando una disminución del 7,5% en comparación con el mismo período del año anterior.
     
    De acuerdo con el DANE, en septiembre de 2023 (últimos datos preliminares disponibles), el país exportó en crudo y derivados un valor de $1.475 millones de dólares FOB, lo cual representó un aumento del 9,7% respecto a septiembre del 2022 y un aumento del 2,6% respecto a agosto de este año. El crecimiento económico anual evidenciado por el sector de extracción de petróleo crudo y gas natural fue de 3,4%, lo cual implicó 1,9 puntos porcentuales (pps) adicionales comparado con el tercer trimestre de 2022.
     
    Según el más reciente Informe de Taladros y Producción elaborado por Campetrol, para el mes de octubre, la actividad de taladros total presentó una reducción anual del 25,3%, al registrar 115 equipos activos. Lo anterior, representa una disminución de 39 equipos frente a octubre de 2022, mes en el que se reportaron 154 equipos activos en el territorio nacional.
     
    En el mismo mes, los taladros de perforación registraron 35 equipos activos, representando una disminución del 5,4% (dos equipos menos) respecto a septiembre de 2023, y una del 41% (24 equipos menos) comparado con octubre de 2022. El número de taladros activos de reacondicionamiento fue de 80, registrando la misma cantidad comparado con septiembre de 2023, y evidenciando una disminución del 16% frente a octubre del 2022 (15 equipos menos).
     
    La disminución de taladros desde octubre de 2022 ha representado una pérdida cercana a los 20.475 empleos, entre directos e indirectos. En términos de taladros de perforación, la reducción de mano de obra ha sido equivalente a 15.600 empleos: 2.400 directos y 13.200 indirectos; mientras que, para los taladros de reacondicionamiento, esta ha sido igual a 4.875 empleos: 750 directos y 4.125 indirectos.
     
    Por otro lado, el precio de referencia Brent en octubre de 2023, luego de la senda ascendente que se venía registrando desde junio del presente año, alcanzó un valor promedio de $88,7 dólares por barril, experimentando variaciones negativas. En este sentido, respecto a septiembre del mismo año, evidenció una disminución del 5,4% y respecto a octubre de 2022, del 5,0%.
     
    Asimismo, de acuerdo con el informe presentado por Campetrol, la producción de petróleo en el país se ubicó en 781,9 mil barriles por día (KBOPD) durante el mes de agosto del presente año (último dato disponible-ANH), un 4,3% superior al promedio registrado en agosto del 2022, y un 0,01% inferior a lo registrado en julio de 2023. En cuanto a la producción de gas, durante el mes de agosto (último dato disponible-ANH), la producción comercializada nacional fue de 1.069 millones de pies cúbicos (MPCD), representando así una disminución del 1,7% respecto al mismo mes en 2022, y del 3,1% respecto al mes anterior.
     
    En relación con la carga a refinerías, en el tercer trimestre de 2023, se logró una carga consolidada de 410 mil barriles por día (KBOPD), registrando un incremento de 3,9% respecto al mismo periodo de 2022 (15,3 KBOPD más) y una disminución del 4,2% frente al segundo trimestre del año en curso (2,1 KBOPD menos).
     
    En el tercer trimestre de 2023, la Refinería de Cartagena alcanzó su segundo mejor registro histórico de carga (205 KBOPD), siendo superado por el reportado en el segundo trimestre de 2023 (cuando alcanzó 209 KBOPD). Sin embargo, la Refinería de Barrancabermeja reportó el nivel más bajo de carga desde el primer trimestre de 2022 cuando descendió a 191 KBOPD, esto se atribuye principalmente al mantenimiento programado de la unidad de crudo U-2100 y a la parada no programada de la unidad de crudo U-150 en septiembre.
     
    Es importante mencionar que, de enero a septiembre del año en curso, en el país se han perforado 41 pozos de exploración, lo que representa una disminución del 30,5% en comparación con el mismo período en 2022. Además, se han perforado 454 pozos de desarrollo, mostrando una disminución del 7,5% en comparación con el mismo período del año anterior.
     
    De acuerdo con el DANE, en septiembre de 2023 (últimos datos preliminares disponibles), el país exportó en crudo y derivados un valor de $1.475 millones de dólares FOB, lo cual representó un aumento del 9,7% respecto a septiembre del 2022 ($131 millones de dólares.
     
    Por último, según la información del Producto Interno Bruto (PIB) publicada por el DANE, en el tercer trimestre de 2023, la economía colombiana decreció en un 0,3% respecto al mismo periodo del 2022. Así mismo, el crecimiento económico anual evidenciado por el sector de extracción depetróleo crudo y gas natural fue de 3,4%, lo cual implicó 1,9 puntos porcentuales (pps) adicionales comparado con el tercer trimestre de 2022.
     
    Al comparar el crecimiento económico del sector en mención con el segundo trimestre de 2023, se observa un aumento de 0,1 pps. En el agregado de los tres trimestres del año 2023, el sector de extracción de petróleo crudo y gas natural tuvo un crecimiento económico anual del 3,2% al compararlo con el mismo periodo de 2022.
     
    "Desde Campetrol nos preocupa la reducción considerable del número de equipos activos de perforación y reacondicionamiento de pozos y su impacto en el número de pozos exploratorios perforados y de desarrollo, y en la producción futura e ingresos de la nación; la reducción de empleo de calidad en las regiones; los bloqueos de vías y el incremento de las protestas que encarecen la canasta familiar y debilitan los ingresos de los proveedores locales y encadenamientos productivos en las comunidades de influencia. Hacemos un llamado al trabajo conjunto entre Gobierno, Industria y Territorio con miras a la construcción de soluciones sostenibles e integrales”, afirmó Nelson A. Castañeda B., presidente ejecutivo de la Cámara.
     
    Por Campetrol
     
     
     
     
  • Continúa la desaceleración de la perforación petrolera en EE. UU.

    El número total de plataformas de perforación activas en los Estados Unidos se redujo en 5 esta semana, según los nuevos datos de Baker Hughes publicados el viernes, cayendo en más de 70 plataformas en los últimos dos meses.
    El recuento total de plataformas cayó a 682 esta semana, 71 plataformas por debajo de esta época el año pasado. El conteo actual es de 393 plataformas menos que el conteo de plataformas a principios de 2019, antes de la pandemia.
    El número de plataformas petroleras disminuyó en 6 esta semana a 546, mientras que el número de plataformas de gas se mantuvo igual, en 130. Las plataformas de gas ahora están 27 por debajo de lo que eran hace un año, mientras que las plataformas petroleras están 48 por debajo. Las plataformas misceláneas aumentaron de 1 a 6.
     
    El recuento de plataformas en la cuenca del Pérmico se redujo en 1, y ahora están 8 plataformas por debajo de este mismo período el año pasado. El conteo de plataformas en el Eagle Ford se mantuvo igual y disminuyó 12 plataformas desde esta época el año pasado.
     
    El Frac Spread Count de Primary Vision, una estimación de la cantidad de cuadrillas que completan pozos sin terminar (que es más barato que perforar nuevos pozos), aumentó por segunda semana consecutiva: en 2 en la semana que finalizó el 16 de junio, a 268. El frac el conteo de propagación está 16 por debajo de lo que estaba el año pasado en esta época.
     
    Sumándose a la tendencia de  disminución de la actividad de perforación , los niveles de producción de crudo en Estados Unidos cayeron a 12,2 millones de bpd en la semana que finalizó el 16 de junio, según las  últimas estimaciones semanales de la EIA , volviendo a los niveles de enero. Los niveles de producción de EE. UU. aumentaron ahora 200.000 bpd en comparación con hace un año.
     
    A la 1:08 p. m. ET del viernes, el  índice de referencia WTI  cotizaba a la baja $0,71 (-1,02%) en el día a $68,80.
    El índice de referencia Brent cotizaba a la baja $0,68 (-0,92%) a $73,46 por barril en el día.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com
     
  • Contrastes entre datos petroleros 2023-2024 del Ministerio de Hacienda y el mercado

    Las cifras de 2023 son distintas entre el Ministerio y Campetrol, y las proyecciones que hay para 2024 muestran visiones divididas.
    Durante la presentación de perspectivas económicas para 2024, a cargo de la Anif y Fedesarrollo, se tocaron varios puntos de interés económico, uno de ellos, relacionado con la producción de petróleo en 2023.
     
    Fue el ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla, quien comentó que durante 2023 se produjeron 788.000 barriles diarios y que la meta del millón de barriles se había alcanzado en 2014, pero que "nunca más se volvió a tener".
     
    Esto llamó la atención, pues la cifra es distinta a la que compartió Campetrol a finales de enero con el Informe de Taladros y Producción, en el que se destacó que la producción de petróleo en 2023 en Colombia se ubicó en 777.200 barriles por día (bpd), (promedio entre enero y diciembre de 2023).
     
    Sin embargo, aunque todavía no hay certeza, se cree que las diferencias pueden estar con que el ministro había resaltado la producción del último mes de 2023 y no la del año acumulado.
     
    "De pronto puede ser porque están mirando dos cosas diferentes, Campetrol el valor promedio del año y Hacienda el valor del último mes del año. Me suena que eso", señaló Julio César Vera, presidente de Xua Energy; sin embargo, advirtió que sería algo que no está confirmado.
     
    Pero podría ser esa la razón, pues la cifra de diciembre es más cercana al dato que compartió Bonilla ayer, pues según Campetrol la producción ese mes fue de 786.700 barriles diarios.
     
    Las proyecciones para 2024
     
    Ahora, aunque ya se tienen las cifras de 2023, en las que según Campetrol se evidenció un crecimiento de 3% frente a 2022 (ese año se produjeron 754.300 barriles diarios), al producirse 22.900 barriles diarios más, se mantiene a la expectativa de cómo será el panorama de este año, situación que mantiene visiones divididas.
     
    Por un lado, está la del Gobierno en los documentos del Ministerio de Hacienda, "que señalan que la producción caería a 740.000 barriles por día", señaló Vera.
     
    Y es que, dentro del cierre macroeconómico de 2023 y la presentación del Plan financiero para 2024, el Ministerio de Hacienda se proyecta que la producción de crudo cierre 2024 en 749.000 barriles por día.
     
    Por otro, están las proyecciones de "la ANH, que pretende incrementar la producción a 800.000 barriles por día, y la de la industria, que ha señalado que le quiere apostar a las metas de la ANH y mínimo mantener la producción actual, alrededor de los 780.000 barriles por día", añadió Vera.
     
    En línea con ello, hay quienes proyectan cifras similares a las vistas en 2023. "Anticipamos que la producción de crudo promedie niveles semejantes a los observados en 2023, con lo cual no se espera una expansión, pese a los favorables precios internacionales", explicó Camila Orbe gozo, directora de análisis sectorial y sostenibilidad en Corficolombiana.
     
    Sin embargo, Orbegozo señaló que, "si bien en el corto plazo las empresas petroleras sostendrán la producción cerca de los niveles actuales, soportada en sus compromisos y planes de inversión y producción, el panorama institucional y de política energética nacional apunta a un deterioro en el largo plazo de la producción de hidrocarburos en Colombia".
     
    Por su parte, Vera recalcó que "lo fundamental es tener señales claras y estables frente al sector, y apoyo en garantizar que desde el punto de vista social y ambiental es viable operar en todo el país y en especial en regiones como el Meta, Arauca y Casanare".
     
    Por lo pronto, resta ver cuál será el panorama de producción de la materia prima para este año, y si las diferencias en valores de producción entre el Ministerio y Campetrol tiene que ver con que se están comparando periodos distintos.
     
    Por Karen Mora para LaRepública.
  • Crudo, Oro y Carbón Logran los Mejores Precios !

    El buen comportamiento en la demanda y precio de varios commodities en los mercados internacionales le están permitiendo a los productores en Colombia de petróleo, oro y carbón obtener buenas utilidades.
     
    La cotización en los valores de estas materias primas permite que las compañías locales perciban utilidades por ventas.La cotización en los valores de estas materias primas permite que las compañías locales perciban utilidades por ventas.Las tensiones en la península de Corea, así como en Oriente Medio luego de un ataque con misiles estadounidenses contra una base en Siria, además de la incertidumbre sobre el resultado de la elección presidencial en Francia, ha llevado a que los mencionados minerales eleven su cotización ante la incertidumbre de los inversionistas.
     
    Lea: (Los ‘commodities’ tuvieron un primer trimestre volatilidad y bajos precios). 
     
    PETRÓLEO AL ALZA
     
    En el caso del petróleo, el país ha salido beneficiado en el contexto de los precios internacionales. “A pesar que ha reducido su dependencia, todavía sigue siendo el principal producto que se vende en el exterior”, señala Camilo Pérez, gerente de Investigaciones Económicas del Banco de Bogotá.
     
    Precisa este analista que si el precio del barril sube, inmediatamente aumentan las utilidades en dólares derivados de la venta. “Esto se ha observado por múltiples vías: primero, la tasa de cambio ha decrecido, y está en alrededor de los US$2.800, que contribuye con los costos de la operación; y con un precio por encima de los US$55 (barril), es rentable la venta en el mercado internacional”, agrega.
     
    Lea: (‘Latinoamérica debe depender menos de las materias primas’). 
     
    Al cierre de la jornada de ayer martes, el crudo Brent, (que sirve de referencia internacional), cerró con un alza de US$0,25 a US$56,23 por barril, su precio más alto desde el 7 de marzo, y acumuló su séptima subida consecutiva. 
     
    Por su parte, el crudo referencial WTI en Estados Unidos ganó US$0,33, a US$53,4 el barril, marcando un máximo en cinco semanas.
     
    Para el analista de Macroeconomía y Tasas de Credicorp, Camilo Durán, la postura de Arabia Saudita para extender el acuerdo de la Organización de Países Productores y Exportadores de Petróleo (Opep) hasta diciembre, y que es bien visto en el organismo, mantendrá el nivel de precio por encima de los US$55.
     
    “Si hay certidumbre de que el precio se mantendrá en ese promedio, los inversionistas traerán sus capitales a Colombia con mayor tranquilidad, esto puede incrementar la producción y, de paso, estabilizar las ventas de crudo a nivel internacional”, explica Durán.
     
    EL ORO CRECE EN VENTAS
     
    Con respecto al oro, su demanda en los mercados internacionales no es por uso, sino por su función de reserva valor.
     
    “Cuando hay adversión al riesgo, o a nivel global hay una coyuntura complicada, la demanda crece como refugio de inversión”, dice Pérez del Banco de Bogotá, al aclarar que “para Colombia no es que sea muy beneficioso, las exportaciones del país no son representativas o relevantes”.
     
    Esta opinión contrasta con la de Camilo Thomas, analista de Renta Variable de Alianza Valores, quien precisa que este metal aún tiene la concepción de ser una moneda, pero una moneda fuerte. “La recuperación en los precios del oro se da por una debilidad del dólar, pero también el hecho que las materias primas se muevan en canasta donde también está el oro, esto ha impulsado el alza en su cotización”, agrega.
     
    Por su parte, Durán de Credicorp afirma que “el tema es que el oro en los mercados internacionales responde mucho más de forma inversa a la inversión, frente al riesgo en los mercados financieros internacionales”.
     
    Indica este analista que la producción de oro en el país es muy parecida a la del petróleo; “si el precio internacional está al alza, se incrementa la producción, así como la inversión a nivel local; de hecho, se destaca que una de los principales motores de crecimiento en las exportaciones de Colombia, desde noviembre pasado, es la venta de oro no monetario y en parte responde a esa dinámica de los precios”.
     
    Los precios del oro subieron ayer martes a máximos de cinco meses. Al contado, el metal se negoció con un aumento de 1,53% a US$1.273,44 la onza, después de haber alcanzado los US$1.275,16 la onza, su mayor nivel desde el 10 de noviembre. 
    Ademas, los futuros del oro en Estados Unidos finalizaron la sesión con un incremento de 1,6% a US$1.274,20 la onza.
     
    COMPORTAMIENTO MODERADO DEL CARBÓN
     
    En Colombia, a diferencia del petróleo, el carbón tiene un panorama despejado en cuanto a producción por la gran cantidad de reservas, pero los precios de este mineral en los mercados internacionales no son alentadores.
     
    “En el último mes se ha presentado una volatilidad en su precio con tendencia a la baja”, señala Felipe Espitia, analista Macroeconómico de Alianza Valores, al explicar que ha aumentado la oferta a nivel mundial y, por esta razón, el carbón colombiano no tiene una demanda muy fuerte el mercado internacional, pero mantiene su volumen de ventas. 
     
    “El precio del carbón ha caído levemente, en octubre del año pasado se presentaron precios de US$115 por tonelada, y hoy está en US$86,75 por tonelada. En el 2016, el país exportaba al mes de agosto US$11.000 millones, pero a la fecha la cifra está en poco más de US$6.000 millones”, precisa Espitia.
     
    Sin embargo, la mira de las exportaciones del carbón girarán hacia los EE. UU., en donde su presidente Donald Trump, derogó la política energética de su antecesor Barack Obama, lo que abre la puerta para que las térmicas de ese país compren el mineral colombiano.
     
    El carbón local es de los más limpios del mundo y su combustión no genera contaminación, lo que lo hace atractivo; además, por tema de fletes y transporte, no generaría grandes costos para poner la carga en puertos como Miami o Nueva York.
     
    Alfonso López Suárez
    Redacción Portafolio
     
     
  • Cuota de mercado de la OPEP disminuiría en 2020

    La OPEP, que hace un año se negó a reducir el suministro para mantener su cuota de mercado frente a los rivales de mayor costo, elevó sus previsiones mundiales de suministros para el petróleo de esquisto en su panorama mundial 2015 del mercado petrolero.
     
    Londres. La demanda global por el petróleo de la OPEP será menor en el 2020 en comparación con el próximo año debido a que la oferta de los rivales ha demostrado ser más resistente a lo previsto, una proyección que podría cuestionar los méritos de la estrategia de permitir que los precios bajen para afectar a otros productores.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que hace un año se negó a reducir el suministro para mantener su cuota de mercado frente a los rivales de mayor costo, elevó sus previsiones mundiales de suministros para el petróleo de esquisto en su panorama mundial 2015 del mercado petrolero.
     
    La demanda por el crudo de la OPEP alcanzará 30,70 millones de barriles por día (bpd) en el 2020 , dijo la OPEP, por debajo de los 30,90 millones de bpd el año próximo. La demanda prevista de la OPEP en el 2020 es de aproximadamente 1 millón de bpd menos que lo que está produciendo actualmente.
     
    El petróleo ha perdido más de la mitad de su valor en 18 meses y tocó mínimos de 11 años de US$36,04 por barril esta semana. El descenso ha ayudado a impulsar el consumo de crudo a mediano plazo, aunque la OPEP dijo que el estímulo de la demanda por los bajos precios del crudo se desvanecerá con el tiempo.
     
    "El impacto en la demanda de la reciente caída del petróleo es mayormente visible en el corto plazo", escribió el secretario general de la OPEP, Abdullah al-Badri, en un preámbulo del reporte. "Luego se desvanece en el mediano plazo", agregó.
     
    La OPEP está cada vez más dividida sobre los méritos del cambio en el 2014 a una estrategia en favor de la cuota de mercado, que fue impulsada por Arabia Saudita y sus aliados en el Golfo Pérsico, y en una reunión el 4 de diciembre no logró acordar un techo de producción por primera vez en décadas.
     
    Sin embargo, el reporte muestra que la perspectiva a mediano plazo, desde el punto de vista de la OPEP como proveedor de un tercio del petróleo mundial, ha mejorado. En la versión 2014, se esperaba que la demanda por el crudo de la OPEP disminuyera a 29,0 millones de bpd al 2020.
     
    El cártel dijo que dejó de ajustar el reporte a mitad de año y que desde ese momento ha revisado a la baja sus proyecciones de suministros en los países que no integran el grupo en el 2016. Las cifras de la OPEP en el reporte no incluyen a Indonesia, que se reincorporó al grupo en diciembre.
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
  • Desmonte de actividad de exploración petrolera puede ir más rápido de lo que se cree

    La cifra de inversión en exploración y producción de Ecopetrol activó la agenda, pero no es un patrón. Analistas dicen que hay que aprovechar el precio de petróleo.
    La actividad exploratoria lleva una tendencia a la baja que es evidente en el último informe de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía, Campetrol. Evidenció que se presentó una disminución en los taladros activos de 25% contra el mismo mes del año pasado, pues pasó de 156 equipos a 117 en un año y esto significó una pérdida de 20.000 empleos.
     
    El sector, entonces, ha visto una caída en algunas cifras, con lo que parece que su desaceleración va más rápido de lo que se cree.
     
    Esto sucede mientras la empresa más importante, Ecopetrol, pone sobre la mesa un monto de inversión para el próximo año de entre US$3.500 millones y US$4.200 millones en materia de exploración y producción. La compañía tiene planteados estos dos escenarios que serán sometidos ante la Junta Directiva en noviembre. Estos datos difieren con la Unión Sindical Obrera, USO, que alertó esta semana que la inversión pasaría de US$4.500 millones en 2023 a US$2.500 millones el próximo año.
     
    El presidente de la compañía, Ricardo Roa, dijo que este año se mantendrán los niveles de inversión de entre US$5.600 millones y US$6.500 millones.
     
    Y no se trata de un año fácil para la actividad exploratoria por cuenta de la seguridad en varias áreas del país y contratos embrollados. El ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, espera que el programa de impulso a la exploración de hidrocarburos en contratos vigentes de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, surta efecto en la actividad exploratoria en un año.
     
    Nelson Castañeda, presidente de Campetrol, tiene claro que la transición energética se trata de una diversificación, “todos estamos alineados a tener combustibles con bajas emisiones y eso requiere de un capital mayor con toda seguridad”.
     
    No obstante, Castañeda resaltó que “tenemos que tener una masa crítica de actividad que nos permita subir hacia el nivel de actividad que teníamos en noviembre de 2022. Teníamos 60 taladros perforando, hoy en día tenemos 37 y si no los usamos aquí se van para otro país. Si queremos encontrar recursos tenemos que buscarlos y esto es perforando, esto requiere de inversión y actividad en el territorio para que podamos tener éxito”.
     
    Respecto al nuevo programa de la ANH para impulsar la actividad, el presidente de Campetrol dijo que “esperamos que se dé. Depende del nivel de inversiones de las compañías con lo que se están ampliando los tiempos de los compromisos, y esperamos que se pueda ver en el corto plazo: seis meses o un año”, precisó.
     
    Julio César Vera, presidente de Xua Energy, consideró que en el panorama actual, con el ciclo de precios del petróleo, no hacer inversiones sería un error. “Pensar en no aprovechar ese ciclo para hacer inversiones contracíclicas que se podrían aprovechar sería un error grande. No creo que haya ninguna petrolera que lo esté pensando así, yo creo que todas siguen trabajando en la base, que es petróleo y gas, pero a su vez en el desarrollo de renovables”.
     
    Para el analista, si el objetivo es hacer un buen desarrollo de las energías renovables se debe seguir invirtiendo en la base y más con precios actuales.
     
    Amylkar Acosta, exministro de Minas y Energía, dijo que las empresas mantienen sus inversiones pese al clima actual. “Hay que distinguir entre el clima de inversión, que se ha visto afectado por cierta incertidumbre y decisiones del Gobierno y el Congreso, y otra cosa distinta son las inversiones. Lo que muestran las cifras es que la inversión en este sector se ha mantenido y sigue siendo el sector, que atrae las mayores inversiones extranjeras directas, alrededor de 34% de la IED es hacia este sector”, pero resaltó el caso del proyecto de Canacol Energy.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • Dólar abrió jornada al alza, a un precio de $3.835,18, ubicándose $2,9 arriba de la TRM

    Los futuros del Brent bajando 0,64%, a US$83,44 el barril, mientras que el West Texas Intermediate en Estados Unidos (WTI) bajaban 0,81%, a US$79,41.
    En la jornada del lunes, la divisa abrió a $3.835,18 en promedio, $2,92 arriba de la TRM, que hoy está en $3.832,26.
     
    Según Bloomberg, los inversionistas siguen confiando en que las presiones sobre los precios seguirán disminuyendo, lo que permitirá a la Reserva Federal, el Banco Central Europeo y otros recortar las tasas en los próximos meses.
     
    "Básicamente, los inversores no están preocupados por la salud de la economía", dijo Gene Salerno, director de inversiones de SG Kleinwort Hambros Bank Ltd. "No estoy demasiado preocupado por el repunte de las materias primas, ya que es sólo un componente de la inflación y estamos viendo otros aspectos de la inflación, como la espuma en los mercados laborales, están empezando a disminuir”.
     
    Precios del petróleo
     
    Los futuros del Brent bajando 0,64%, a US$83,44 el barril, mientras que el West Texas Intermediate en Estados Unidos (WTI) bajaban 0,81%, a US$79,41.
     
    Según Reuters, los precios del petróleo cotizaban estables el lunes, en medio de la incertidumbre política en los principales países productores tras la muerte del presidente de Irán en un accidente de helicóptero y el aplazamiento del viaje a Japón del príncipe heredero de Arabia Saudita por motivos de salud de su padre, el rey.
     
    Por Alejadra Rico para LaRepública
     
  • Ecopetrol está revisando la posibilidad de reactivar ocho contratos de exploración

    Durante la Cumbre Internacional de Sostenibilidad e Innovación Ambiental, el presidente de la compañía, Ricardo Roa, hizo el anuncio.
    El presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, anunció que la compañía está analizando la posibilidad de reactivar ocho contratos de exploración que se encuentran suspendidos, esto con el objetivo de aumentar las reservas de petróleo y gas en el país. El anuncio fue hecho durante la Cumbre Internacional de Sostenibilidad e Innovación Ambiental, que se cumple en Bogotá.
     
    "Nosotros, desde Ecopetrol, hemos dado un parte de tranquilidad. Vamos a seguir buscando, vamos a seguir explorando en 48 contratos que tenemos activos. La solicitud que estamos trabajando en las mesas técnicas con Hacienda y el Ministerio de Minas es que tenemos un número importante de contratos (ocho) que han sido suspendidos. En esos contratos vamos a revisar la posibilidad de apertura de los mismos para seguir buscando petróleo y gas, aumentar las reservas y el gran que tenemos es garantizar para el país la seguridad energética", declaró el ejecutivo.
     
    Se espera plantear un cronograma en las mesas técnicas que se están trabajando con el Gobierno para así "sobre el mismo, ir desarrollando esa exploración nueva".
     
    La apuesta, según Roa, en offshore es de entre cinco y siete terapies cúbicos, lo que demanda inversiones de entre $6 billones y $7 billones, "no solo para garantizar siete u ocho años, sino para garantizar 15 o 20 años las reservas de gas en el país", resaltó el presidente de la compañía estatal.
     
    Sin embargo, respecto a la firma de nuevos contratos, el presidente de la compañía reiteró que se trata de una decisión institucional del Gobierno. "Esa es una decisión que habrá que hacer el ejercicio en la institucionalidad del Gobierno, donde está el Ministerio de Minas y Energía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y el Ministerio de Hacienda", señaló.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • Ecopetrol inicia confirmación de tamaño de hallazgo de gas

    Los trabajos de perforación se desarrollarán en el último trimestre de este año, en el mar Caribe.

    Ecopetrol anunció que para el último trimestre de este año realizará la perforación del pozo delimitador Orca Norte 1. Para ello, la petrolera firmó un contrato con la compañía Noble Corporation con el fin de contar, a partir de mediados de noviembre y por cerca de dos meses y medio, con la plataforma de perforación Noble Discoverer, que se encargará de perforar el pozo con el cual se podrá comprobar el potencial del hallazgo anunciado en diciembre de 2014.

    Cabe recordar que la exploración está situada a 40 kilómetros de la costa del departamento de La Guajira y fue el primer hallazgo en aguas profundas del Caribe colombiano reportado.

    La compañía Noble informó que la plataforma llegará a aguas colombianas en noviembre de este año y el tiempo de operación estimado por parte de sus equipos será de 72 días, aproximadamente.

    Orca Norte 1 hace parte del bloque Tayrona y está ubicado en aguas profundas del Caribe colombiano.

    De acuerdo con la compañía, este es un hito en la exploración de hidrocarburos, ya que es el primer pozo en aguas profundas operado directamente por la Empresa.

    Según Noble, la profundidad del bloque de agua es de unos 10.000 pies, por lo que se requiere maquinaria muy específica y avanzada.

    La Noble Discoverer es una plataforma de perforación móvil, tipo semi-sumergible de sexta generación con doble torre, que actualmente está operando en Suramérica.

    "El Noble Discoverer actualmente está operando costa afuera de Guyana para CGX Resources Inc. Luego del contrato con Petronas, la plataforma está programada para comenzar un contrato costa afuera de Colombia con Ecopetrol", apuntó la compañía

    Ecopetrol conformó un equipo extendido para este proyecto, lo que permitirá cumplir el hito de perforar el pozo Orca Norte-1 antes de marzo de 2024, de acuerdo con el compromiso adquirido con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

    Solo si se da una confirmación del yacimiento, se podrá pasar a la fase de desarrollo en la que se podrá contar con las facilidades necesarias para conducir a tierra el hidrocarburo.

    Dado que este es un proceso que requiere de altas inversiones y tiempos de ejecución, Ecopetrol ha iniciado desde ya el proceso de consulta previa con las comunidades establecidas por la autoridad, que busca viabilizar el tendido y operación de un gasoducto desde Orca hasta la plataforma Chuchupa B.

    Desde esta locación se conectaría el gas extraído con el resto del país, puesto que desde Chuchupa ya existe toda la infraestructura requerida para mover este recurso. En total son 69 comunidades con las cuales tendrá que concertar la petrolera y que al vivir de la pesca podrían verse afectados con la operación.

    Actualmente, la empresa se encuentra ultimando detalles de los procesos que se requieren para soportar estos trabajos, como la base operativa en tierra, los buques de apoyo y los servicios de perforación.

    Por ahora, avanza la etapa de información a las autoridades nacionales, regionales, locales y marítimas para viabilizar el ingreso de la plataforma al país y cumplir con los requisitos normativos y de ley.

    “Este hito es de alta relevancia en la búsqueda efectiva y eficiente del gas. Desde Ecopetrol seguimos interesados en desarrollar reservas que apalanquen la aceleración que debemos darle a la transición energética en el país”, dijo el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa.

    Actualmente, el gas natural representa el 22% de la producción total de hidrocarburos del Grupo Ecopetrol; la meta es llevarlo al 30% en siete años.

    En lo corrido del año, Shell también anunció la perforación del pozo de delimitación Glaucus, en el mar colombiano. Este también es de carácter exploratorio.


    Fuente: Portafolio.co

  • Ecopetrol necesita aumentar eficiencia en crudos pesados

    Bogotá - Desde 2000 Colombia ha aumentado la producción de crudos pesados, al pasar de representar 10% del total a 53% en 2015. Sin embargo, según un estudio de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), las empresas requieren mayor especialización para mantener la competitividad ante el interés internacional en este tipo de petróleo, especialmente en Asia.

    En la actualidad los crudos pesados representan más de la mitad de la producción de petróleo del país y los datos de Ecopetrol muestran que la proporción de crudos convencionales (dulces o ligeros) disminuirá en los próximos 10 años de 15% a 10% y de 32% a 21%, mientras que el total de no convencionales (crudos pesados) aumentará de 52% a 69% del total de la producción.

    Por esto, según el gremio,  a pesar de que el potencial de explotación de estos recursos  es grande en el país, ya que se tienen reservas por 12.000 millones de barriles equivalentes, hay unos desafíos considerables en infraestructura, tecnología, talento humano e insumos.

    “La alta viscosidad y densidad de este crudo requiere tratamientos térmicos y químicos adicionales para su efectiva extracción que, a pesar de los avances tecnológicos que ya se han dado, deja aún un factor de recobro en promedio mundial de alrededor de 20%, cuando en pozos convencionales es de 35%”, señaló José Luis Langer, analista sectorial de Campetrol.

    Además, aunque en el pasado el uso de naftas consiguió que Ecopetrol mejorara la producción de crudos pesados como el Castilla Blend de 40.000 a 75.000 barriles diarios para el oleoducto Apiay-Porvenir, esta estrategia sigue resultando poco eficiente frente al potencial de explotación no convencional que se tiene.

    Este potencial, que según el estudio, se da tanto en las reservas concentradas en la cuenca de los Llanos, el Magdalena Medio y el Putumayo (especialmente en los campos de Rubiales, Apiay, Ombú, Castilla, San Fernando, Teca, Nare y Jazmín), como enlo s campos de empresas extranjeras que cuentan con la experiencia e innovación y están trabajando en tecnologías híbridas en el transporte por oleoductos, flujo lubricado y emulsiones.


    Fuente: Larepublica.co / Lilian Mariño Espinosa

  • Ecopetrol propone realizar piloto controlado para desmitificar explotación de no convencionales

    Con el propósito de contextualizar a la opinión pública y desmitificar todas las ‘leyendas’ que se han tejido alrededor de los yacimientos no convencionales (YNC), Ecopetrol propuso la realización de un piloto controlado el cual contaría con la veeduría de las autoridades competentes, comunidades y entes territoriales.
     
    Así lo manifestó el Vicepresidente de Desarrollo y Producción de Ecopetrol, Héctor Manosalva en desarrollo del foro “Temores, Mitos v Verdades del Fracking” que se realizó en el municipio de San Martín (Cesar). El evento fue organizado por la Fundación Universitaria del Área Andina con el apoyo de Acipet, y contó con la participación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, docentes de universidades y directores de agremiaciones del sector minero y de hidrocarburos.
     
    “En esencia lo que estamos proponiéndole a las comunidades, a las autoridades regionales y del orden nacional, es tener la posibilidad de diseñar un piloto controlado, un piloto en donde tenga participación la comunidad, las veedurías, los entes territoriales, las autoridades regulatorias, en general, para poder aplicar la tecnología y poder conocer, en una prueba de aplicación práctica, cuales son los efectos y si esos mitos y leyendas que hay alrededor de los no convencionales son ciertos”, aseguró Manosalva.
     
    El directivo sostuvo que los YNC son una alternativa que permite garantizar la sostenibilidad y la actividad del sector en el mediano y largo plazo, pero adicionalmente es una fuente de recursos que puede incorporarle a la Nación cerca de 5.000 millones de barriles de petróleo equivalente en los próximos años.
     
    Agregó que gracias las nuevas tecnologías, es posible su extracción responsablemente con el medio ambiente bajo el cumplimiento de los más altos estándares de calidad.
     
    Por su parte, el Presidente de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo, Jhon Cerón, aseguró que hay estudios del Geological Survey, de las universidades, de la EPA (agencia de protección ambiental de EEUU), que muestran que no hay contaminación en los acuíferos y que esta técnica no genera sismicidad.
     
    En su intervención, Orlando Velandia, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) manifestó que para el país es fundamental la industria petrolera.
     
    “De cada 4 pesos que le ingresan al estado colombiano, uno es de la industria petrolera, es decir que el 25% de los ingresos tributarios provienen de la industria... si no aprovechamos los recursos hidrocarburíferos estaríamos en una situación muy complicada fiscalmente que tendríamos que financiar desafortunadamente con impuestos”, señaló.
    Ecopetrol continuará participando en escenarios académicos al tiempo que ratificó que de posibilitarse la extracción de YNC habría crudo suficiente para cargar las refinerías, mejoraría el balance entre crudo liviano y pesado de Colombia y garantizaría el abastecimiento de hidrocarburos para el país.
     
    Por: Paisminero.co / CP - Ecopetrol
  • Ecopetrol y Repsol realizan descubrimiento de crudo en Castilla La Nueva, en Meta

    El hallazgo está ubicado en el bloque CPO 9 donde Ecopetrol es operador y cuenta con una participación del 55% y Repsol es socio con 45%.
    Ecopetrol y Repsol informan que el pozo exploratorio Tinamú-1, ubicado en el municipio de Castilla La Nueva (Meta), confirmó la presencia de crudo pesado (16°API), el cual es característico de esta zona productora de hidrocarburos de Colombia.
     
    El hallazgo está ubicado en el bloque CPO 9 donde Ecopetrol es operador y cuenta con una participación del 55% y Repsol es socio con el 45%.
     
    El pozo mediante el cual se realizó el descubrimiento alcanzó una profundidad total de 7.832 pies (aproximadamente 2,4 km) y probó hidrocarburos en la formación operativa K1, a una profundidad de 7.500 pies de profundidad medida (aproximadamente 2,2 km) desde la superficie.
     
    Durante el desarrollo de los trabajos de perforación no se registraron accidentes en personas o procesos industriales, así como tampoco incidentes ambientales.
     
    En desarrollo de las pruebas iniciales se produjeron un total de 7.329 barriles de crudo con un corte de agua de 1%. Las empresas presentarán un plan de evaluación ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), luego de lo cual se iniciará una fase de pruebas extensas con el fin de determinar el potencial y el tamaño del nuevo yacimiento.
     
    Este pozo tiene una ubicación estratégica, porque se encuentra cerca a los campos de Ecopetrol: Castilla y Chichimene en el departamento del Meta de donde se extrae gran parte de la producción de petróleo de Colombia.
     
    Esta característica permite aprovechar la infraestructura petrolera existente en la zona para facilitar el futuro desarrollo del descubrimiento.
     
    Por Daniella Rodriguez para LaRepública
     
  • EE. UU. flexibiliza sanciones contra la petrolera venezolana PDVSA

    Son cuatro las firmas estadounidenses que fueron autorizadas temporalmente para realizar transacciones con la compañía petrolera.
    El Gobierno de Estado Unidos anunció la flexibilización temporal de sanciones para realizar transacciones con la empresa estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA). Eso sí, se mantienen las restricciones a la producción y comercialización de hidrocarburos con Venezuela.
     
    La Oficina de Control de Activos Extranjeros (Ofac), de Estados Unidos, anunció que las transacciones estarán vigentes hasta el 19 de noviembre de 2023. Las firmas estadounidenses autorizadas para realizar las operaciones con PDVSA son Halliburton, Schlumberger Limited, Baker Hughes Holdings y Weatherford International.
     
    Las sanciones aplicadas a Venezuela están desde el 2017, cuando Washington anunció la congelación de cuentas bancarias, el acceso al sistema financiero y el bloqueo de las importaciones de hidrocarburos a la petrolera venezolana PDVSA.
     
    Las autorizaciones
    La Ofac menciona que las actividades aprobadas tienen que ver con “el mantenimiento limitado de las operaciones esenciales o la terminación gradual de operaciones en Venezuela".
     
    También ser permitirá “la participación y reuniones de los accionistas de juntas directivas, el pago a terceros por las actividades autorizadas, los pagos de impuestos locales, de salarios y contratistas en Venezuela”.
     
    Lo que no se autoriza son actividades como “la perforación, elevación o procesamiento, compra o venta, transporte o embarque de cualquier producto de petróleo de origen venezolano”.
     
    La Ofac recalcó que las transacciones relacionadas con exportaciones o reexportaciones de diluyentes a Venezuela no están autorizadas: “Se mantienen las restricciones para la participación en el diseño, instalación, construcción, reparación o mejorías de instalaciones que no tengan que ver con servicios requeridos para la seguridad”.
     
    Por Portafolio.
  • EE. UU. y China encabezan la tabla de consumo mundial de petróleo

    Incluso con el  aumento constante de la proporción de energías renovables en la producción de electricidad  durante los últimos años,  el petróleo  sigue siendo la fuente de energía más importante del mundo  si se tienen en cuenta el transporte y la calefacción.
    Como informa Florian Zandt de Statista , según un  análisis de la Agencia Internacional de Energía  (AIE), el 29 por ciento del suministro mundial de energía en 2020 provino del petróleo.
     
    Como muestra Zandt a continuación, según la  Revisión estadística del Instituto de Energía de Energía Mundial 2023 ,  dos países fueron particularmente consumidores de petróleo pesado en 2022.
     
    Estados Unidos consumió 19 millones de barriles de petróleo por día , seguido por su más feroz competidor económico y político, la  República Popular China, con 14 millones de barriles por día  el año pasado.
     
    El uso de otros países palidece en comparación con las dos superpotencias:  el resto de los 8 principales consumidores combinados solo representaron dos tercios de la cantidad utilizada por EE. UU. y China.
    Al observar el cambio en  el consumo de petróleo entre 2012 y 2022 , la imagen cambia significativamente.
     
    El uso de petróleo en EE. UU. solo aumentó alrededor del nueve por ciento, con  China e India emergiendo como líderes de crecimiento con un crecimiento del consumo del 42 y 41 por ciento , respectivamente.
     
    En total,  cuatro de los cinco  países BRICS  figuran entre los 8 principales  países consumidores de petróleo, y tres de cada cuatro han mostrado un aumento considerable en el apetito por los combustibles fósiles durante la última década.
     
    Por Zerohedge.com
  • Ejecutivos de la industria petrolera dicen que la demanda de petróleo está superando los pronósticos

    Los ejecutivos de la industria petrolera ven un crecimiento de la demanda de petróleo más fuerte que el pronóstico de la AIE.
    La demanda mundial de petróleo es más fuerte de lo esperado con un crecimiento sólido en todas las economías en general, dijeron esta semana ejecutivos de la industria petrolera en la conferencia CERAWeek, agregando que en general consideran que las proyecciones de crecimiento de la demanda de la Agencia Internacional de Energía (AIE) para este año son demasiado conservadoras. .  
     
    En su última evaluación mensual, la AIE  elevó  la semana pasada su perspectiva para 2024 sobre el crecimiento de la demanda mundial de petróleo, en 110.000 barriles por día (bpd) con respecto al informe de febrero. La agencia revisó al alza su proyección de crecimiento de la demanda a 1,3 millones de bpd para 2024, en comparación con los 1,2 millones de bpd esperados en el informe del mes pasado.
     
    A pesar del aumento de las perspectivas de crecimiento de la demanda, la visión de la AIE sobre el crecimiento del consumo de petróleo sigue siendo mucho más conservadora que la de la OPEP.
     
    La OPEP espera que la demanda mundial de petróleo  se expanda en unos “robustos” 2,2 millones de bpd  en 2024, y que vea otro crecimiento anual de 1,8 millones de bpd en 2025.
     
    Los ejecutivos de los mayores comerciantes independientes de petróleo prevén un crecimiento de la demanda de alrededor de 1,5 millones de bpd este año, y algunos han retrasado su pronóstico de demanda máxima de petróleo hasta principios de la década de 2030,  informa Bloomberg .
     
    Vitol, el mayor comerciante independiente de petróleo del mundo, por ejemplo, ha retrasado la fecha de su pico de demanda de petróleo hasta principios de la próxima década, ya que ve una adopción más lenta de los vehículos eléctricos, dijo el director ejecutivo Russell Hardy en la conferencia en Houston. 
     
    Vitol también estima que la amenaza de ataques de los hutíes yemeníes a los buques que cruzan el Mar Rojo ha añadido 100.000 bpd  a la demanda mundial de petróleo a medida que los buques optan por desviarse hacia la ruta más larga alrededor de África, dijo Hardy en un panel de CERAWeek.
    El economista jefe de Trafigura, Saad Rahim, dijo a Bloomberg en una entrevista que la demanda de petróleo está superando las expectativas y que "la economía estadounidense, en particular, ha sorprendido al alza".
     
    "La demanda de petróleo se ha mantenido muy fuerte, tanto en Estados Unidos como en otros países, tanto en países desarrollados como en mercados emergentes", dijo a Bloomberg la economista jefe de ConocoPhillips, Helen Currie, y señaló que 2024 sería otro año de demanda récord en todos los ámbitos. 
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com 
  • El almacenamiento de petróleo flotante global alcanza el nivel más alto desde octubre de 2020

    El volumen de petróleo crudo que se encuentra en los petroleros estacionarios saltó al nivel más alto en más de dos años y medio el 23 de junio, ya que un grupo inusual de petroleros saudíes está inactivo frente a la costa del Mar Rojo de Egipto.
    El petróleo crudo en petroleros estacionarios alcanzó alrededor de 129 millones de barriles a fines de la semana pasada, los volúmenes de crudo flotante más altos desde octubre de 2020, según mostraron el lunes datos de Vortexa citados por Bloomberg .
    Los puntos de datos recientes han demostrado que, si bien el crudo en almacenamiento flotante ha aumentado, el crudo en tránsito y los volúmenes totales de crudo en el mar han disminuido, según Bloomberg. 
     
    Varios productores de la OPEP+ comenzaron recortes de producción en mayo, que ahora se extenderán hasta 2024, mientras que Arabia Saudita, el principal exportador de petróleo crudo del mundo y el mayor productor de la OPEP, reducirá unilateralmente su producción en 1 millón de barriles por día (bpd) en julio, a alrededor 9 millones de bpd. El recorte podría extenderse más allá del próximo mes, dijo el ministro de Energía de Arabia Saudita, el príncipe Abdulaziz bin Salman.
     
    El aumento en el almacenamiento flotante también se debe a un grupo inusual de superpetroleros, en su mayoría saudíes, cargados con petróleo que ha estado inactivo frente a la costa del Mar Rojo de Egipto durante semanas. Han surgido señales de que el grupo puede haber comenzado a despejarse ya que dos de los 11 petroleros ya no están anclados cerca de la terminal petrolera de Ain Sukhna frente a Egipto.
     
    A partir del 16 de junio, diez cargueros de crudo muy grandes (VLCC) que transportaban alrededor de 20 millones de barriles de petróleo flotaban frente a Ain Sukhna y otros dos superpetroleros se dirigían al mismo lugar, según mostraron los datos de  Vortexa.    
     
    Los 10 superpetroleros flotantes han estado estacionados durante siete días o más y la mayoría de estos cargamentos se cargaron durante o después de la segunda quincena de mayo, escribió en una nota Jay Maroo, Jefe de Inteligencia y Análisis de Mercado (MENA) en Vortexa.
    No quedó claro de inmediato qué causó la acumulación de petroleros, mientras que Arabia Saudita no ha comentado sobre la acumulación de cargamentos frente a Egipto. La mayoría de los superpetroleros que transportan crudo de Arabia Saudita suelen entregar el petróleo a Ain Sukhna sin transitar por el Canal de Suez.
     
    La razón más probable es la falta de almacenamiento, según Bloomberg .
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com
  • El auge petrolero de Guyana desafía el dominio de la OPEP+

    Se espera que Guyana bombee 1,2 millones de barriles de petróleo crudo por día para 2027, superando a muchos miembros de la OPEP, impulsado por el desarrollo del bloque Stabroek por parte de Exxon.
    En apenas cuatro años, Guyana pasó del primer descubrimiento al primer petróleo, un lapso de tiempo rápido en una industria en la que pueden llevar años poner en funcionamiento grandes proyectos energéticos. La ex colonia británica es ahora un importante productor de petróleo de América del Sur y un exportador mundial de petróleo. Como resultado, Guyana se está beneficiando de una enorme ganancia económica inesperada: el país está emergiendo como la economía de más rápido crecimiento del mundo, con un producto interno bruto (PIB) que en 2022 se expandió en un sorprendente 62%. Las consultoras industriales y el gobierno de Georgetown esperan que Guyana bombee 1,2 millones de barriles de petróleo crudo por día.para 2027, una cifra mayor que la de muchos miembros de la OPEP. El compromiso de Exxon de desarrollar el bloque Stabroek en alta mar, de 6,6 millones de acres, indica que la producción de petróleo podría aumentar aún más. Esto tiene el potencial de alterar la dinámica del mercado energético global y desafiar el poder de fijación de precios del consorcio OPEP Plus.
     
    Los datos del Ministerio de Recursos Naturales de Guyana muestran que el país de menos de un millón de habitantes estaba extrayendo 351.600 barriles de petróleo por día a fines de julio de 2023. Ese volumen de producción bombeado por los buques flotantes de almacenamiento y descarga de producción (FPSO) Liza Destiny y Unity es mayor que su capacidad nominal combinada de 340.000 barriles por día. Exxon, que posee una participación del 45% en el bloque Stabroek y es el operador, dio prioridad al desarrollo del bloque a finales de 2020 debido al bajo precio de equilibrio del campo petrolífero de Liza de entre 25 y 35 dólares por barril y al petróleo crudo ligero y dulce de alta calidad. . Eso hizo que la superimportante energía mundial aumentara su actividad.con una gran campaña de perforación de exploración que finalmente produjo más de 30 descubrimientos y más de 11 mil millones de barriles de recursos petroleros en el Bloque Stabroek.
     
    Desde que se realizó el primer descubrimiento de petróleo en el Bloque Stabroek en 2015, el consorcio liderado por Exxon, compuesto por Hess, con una participación del 30%, y CNOOC, con una participación del 25%, ha aprobado seis proyectos con la fase inicial Liza-1 y 2 desarrollos completos. Hay cuatro operaciones más en desarrollo que, una vez puestas en marcha, elevarán significativamente la producción de petróleo a al menos 1,2 millones de barriles por día, y tal vez más. Estos incluyen la operación Payara de 220.000 barriles por día, con el primer petróleo programado para finales de 2023 y el proyecto Yellowtail de 250.000 barriles por día, que comenzará a operar en 2025. A principios de este año, el consorcio aprobó el proyecto de 250.000 barriles por día por valor de 12.700 millones de dólares . proyecto uarú, que se espera que comience a producir durante 2026. En las últimas noticias, Exxon y sus socios en el prolífico bloque Stabroek anunciaron que procederán con el sexto desarrollo, el proyecto Whiptail de casi 13 mil millones de dólares . Esta instalación constará de 72 pozos con una capacidad de producción nominal de 250.000 barriles por día y comenzará a operar a finales de 2027. 
     
    Una vez que todos esos activos estén operativos, Exxon tendrá la capacidad de extraer poco más de 1,3 millones de barriles por día del Bloque Stabroek. Cada una de esas operaciones, como las FPSO Liza Fase 1 y Fase 2 en funcionamiento, posee el potencial de bombear más petróleo que la capacidad designada. Por esta razón, la producción de petróleo del bloque Stabroek podría superar fácilmente los 1,3 millones de barriles esperados. Para 2027, la producción de petróleo de Guyana bien podría superar la previsión de 1,2 millones de barriles diarios, lo que hará que el país supere la producción de petróleo de muchos miembros de la OPEP y se convierta en el decimosexto mayor productor de petróleo del mundo. 
     
    El inmenso interés internacional en Guyana está siendo impulsado por una alta tasa de éxito en la exploración y un importante potencial petrolero en alta mar, que parece exceder el estimado por el Servicio Geológico de Estados Unidos. El petróleo ligero y dulce que se está descubriendo, con el grado Liza que posee una gravedad API de 32 grados y un contenido de azufre del 0,58%, es más fácil y barato para que las refinerías lo procesen en combustibles de alta calidad, lo que aumenta aún más la popularidad de la costa de Guyana. Según Rystad Energy, la intensidad de carbono del petróleo que se extraese encuentra entre algunos de los más bajos a nivel mundial. Se trata de un atributo extremadamente atractivo para las empresas energéticas extranjeras en un momento en que las grandes petroleras están siendo presionadas para reducir drásticamente las emisiones y convertirse en carbono neutral. Los bajos precios de equilibrio de la industria, estimados por Rystad en un promedio de 28 dólares por barril, hacen que operar en la costa de Guyana sea altamente rentable, especialmente con el Brent vendiéndose a alrededor de 90 dólares por barril. 
     
    Por esas razones, la creciente producción de petróleo de Guyana no se detendrá en 1,2 millones o 1,3 millones de barriles por día, ni los recursos petroleros descubiertos permanecerán en alrededor de 11 mil millones de barriles; ambos se expandirán a un ritmo sólido. A principios de este año, la Agencia de Protección Ambiental de Guyana dio luz verde a la campaña de perforación de 35 pozos de Exxon para el Bloque Stabroek, que conducirá a nuevos descubrimientos de petróleo basados ​​en la tasa de éxito de la gran empresa. Otras empresas energéticas extranjeras están invirtiendo en activos de exploración y actividades de perforación en el mar de Guyana. La primera subasta de petróleo pendiente de Georgetown, que se ha retrasado varias veces desde diciembre de 2022, captó un interés considerable. Según se informa, la petrolera nacional de Brasil, Petrobras, está considerando invertir en Guyana, mientras que la superimportante francesa TotalEnergies,
     
    La creciente producción de Guyana y los recursos petroleros descubiertos impulsarán la oferta global en un momento crucial, lo que disminuirá la influencia del cártel OPEP Plus. En reconocimiento de esto y del tremendo potencial petrolero de Guyana, la OPEP está intentando cortejar a la ex colonia británica para que se una a sus filas. El cartel ha invitado a representantes de Guyana a participar en sus reuniones en Europa, pero aún no ha invitado oficialmente al país a unirse al cartel. De todos modos, Georgetown parece reticente a unirse a la OPEP, especialmente porque su membresía exige que Guyana cumpla con varias reglas y regulaciones. De hecho, tal medida impondría limitaciones a la industria petrolera de Guyana al exigir el cumplimiento de las cuotas de producción de la OPEP Plus, una razón clave por la que el vecino regional Ecuador salió del cartel en 2020.
     
    La explosiva llegada de Guyana como importante productor mundial de petróleo, pasando del primer descubrimiento al primer petróleo en apenas cuatro años, pondrá a prueba el dominio de la OPEP. Cuando se combine con los planes de Brasil de convertirse en el cuarto productor mundial , América del Sur resurgirá como una importante región productora de petróleo con la capacidad de desafiar el papel de la OPEP Plus como formadora de precios globales. Todos estos son acontecimientos importantes para el mayor consumidor de petróleo del mundo, Estados Unidos, donde las refinerías de la costa del Golfo, desde 2019, cuando el presidente Donald Trump incrementó las sanciones contra el petróleo venezolano , han estado buscando fuentes alternativas de suministro. También mitigará la actitud a veces antagónica del Reino de Arabia Saudita hacia Estados Unidos, responsable del aumento de los precios del petróleo.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
     
  • El aumento de la demanda impulsará los precios del petróleo al alza este año

    Los precios del petróleo Brent han encontrado un nuevo piso superior por encima de los 80 dólares por barril en los últimos días, ya que el mercado comienza a creer en los fundamentos mientras busca señales de una recesión.
    Dado que la oferta se está reduciendo debido a los recortes de la OPEP+ y una desaceleración en el crecimiento de la producción de esquisto de EE. UU., la demanda es sólida y es probable que se fortalezca aún más durante el tercer trimestre con la temporada alta de conducción y un fuerte consumo en los dos principales importadores asiáticos de crudo, China e India, analistas. decir.
    Eso no quiere decir que los temores a las recesiones no estén influyendo en el mercado. Por el contrario, los participantes continúan sopesando la probabilidad de una recesión material en los EE. UU. y Europa frente a las expectativas de un mercado más ajustado y grandes déficits de suministro hasta finales de año.
     
    Pero la evidencia de los ajustados equilibrios entre oferta y demanda que el mercado necesitaba finalmente puede estar aquí.
     
    “Serios problemas para mantener el suministro”
     
    Si bien la demanda ya ha regresado a los niveles previos a la pandemia y se ha fijado un promedio anual récord este año, la oferta está teniendo problemas para mantenerse, preparando el escenario para precios del petróleo más altos en la segunda mitad de este año, según Joseph McMonigle, Secretario General de Foro Internacional de Energía (IEF), la organización internacional de ministros de energía más grande del mundo.
     
    La demanda está aumentando, y el mercado verá retiros masivos de inventario a partir de este trimestre y hasta el próximo año, dijo McMonigle a  CNBC  en una entrevista este fin de semana.
     
    “Entonces, para la segunda mitad de este año, vamos a tener serios problemas para mantener el suministro y, como resultado, verá que los precios responden a eso”, dijo McMonigle a CNBC al margen de un G20. Reunión de ministros de energía en India.
     
    China e India, el mayor y el tercer importador de petróleo del mundo, respectivamente, serán los principales impulsores de la creciente demanda de petróleo, agregó.
     
    En conjunto, se espera que India y China representen 2 millones de barriles por día (bpd) de aumento de la demanda en la segunda mitad de este año, según McMonigle.
     
    “Vamos a ver disminuciones mucho más pronunciadas en el inventario, lo que será una señal para el mercado de que la demanda definitivamente se está recuperando. Así que verás que los precios responden a eso”, dijo a CNBC.
    En caso de que la demanda supere las expectativas y ajuste demasiado el mercado, los productores de la OPEP+ podrían tomar medidas para deshacer algunos de los recortes actuales, señaló el secretario general del IEF.
     
    Aumento de la demanda
     
    La demanda mundial de petróleo aumentó  en más de 3 millones de bpd  en mayo en comparación con abril, acercándose al nivel récord de demanda visto en marzo de este año, dijo el IEF a principios de este mes, citando datos de la Iniciativa de Datos de Organizaciones Conjuntas (JODI). La demanda total de productos petroleros de China  alcanzó los 17,37 millones de bpd  en mayo, según mostraron los datos de JODI. Este fue un aumento de 1,7 millones de bpd en comparación con abril y el segundo nivel más alto jamás informado en JODI.
     
    La Administración de Información Energética (EIA, por sus siglas en inglés) de EE. UU. también pronostica que las reducciones de inventario comenzarán este trimestre y continuarán hasta el cuarto trimestre de 2024, lo que ejercerá una presión alcista sobre los precios del petróleo. Los inventarios mundiales de petróleo aumentaron en un promedio de 600.000 bpd en la primera mitad de 2023, pero caerán en un promedio de 700.000 bpd en la segunda mitad, dijo la EIA en su Short-Term Energy Outlook (STEO) de  julio  .
     
    Goldman Sachs espera que  los precios del petróleo suban  a $86 por barril a fin de año, ya que la demanda de petróleo récord y la oferta reducida conducirán a un gran déficit en el mercado.
     
    “Esperamos déficits bastante considerables en la segunda mitad con déficits de casi 2 millones de barriles por día en el tercer trimestre a medida que la demanda alcanza un máximo histórico”, dijo el lunes a CNBC Daan Struyven, jefe de investigación petrolera de Goldman   Sachs .
     
    Disminución de las probabilidades de recesión
     
    Los analistas de Goldman también son más optimistas de que Estados Unidos podría evitar una recesión, temores que han mantenido los precios del petróleo a la baja y por debajo de los 80 dólares por barril en el segundo trimestre del año.
     
    La semana pasada, Goldman Sachs recortó aún más su probabilidad de que se inicie una recesión en Estados Unidos en los próximos 12 meses,  del 25% al ​​20% , debido a que los datos económicos recientes han reforzado la confianza del banco en que “reducir la inflación a un nivel aceptable nivel no requerirá una recesión”, escribió Jan Hatzius, director de Goldman Sachs Research y economista jefe de la empresa.
     
    Se espera en gran medida que la Fed suba las tasas de interés en la reunión del 26 de julio, concuerdan Goldman y muchos otros analistas. Pero muchos creen que esto podría ser el final del ciclo de escasez de dinero. El mercado del petróleo seguirá de cerca la decisión de la Fed, y sobre todo, los comentarios del presidente de la Fed, Jerome Powell, que acompañan la decisión, en busca de pistas sobre la economía.
     
    "Los precios del crudo se están rompiendo tentativamente, ya que las expectativas de que el mercado del petróleo se mantenga ajustado a pesar de toda la debilidad global que está surgiendo", dijo el lunes Ed Moya, analista senior de mercado de OANDA, mientras los precios del petróleo subían a un máximo de tres meses y el   Brent superó los $ 82 por barril. 
     
    Si EE. UU. logra evitar una recesión y China aumenta el estímulo económico para ayudar a un repunte en la segunda mitad de 2023, los participantes del mercado petrolero se centrarán más en los fundamentos, que han comenzado a apuntar a un déficit de oferta y precios más altos a finales de este año.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • El Brent podría subir a 95 dólares a medida que aumenta el sentimiento alcista

    A medida que el sentimiento alcista continúa creciendo y el Brent se estabiliza cómodamente por encima de la marca de los 90 dólares, parece que los precios del petróleo seguirán subiendo esta semana.
    - La producción industrial alemana finalmente rompió el ciclo de pesimismo después de registrar un aumento del 2,1% en febrero, muy por encima de la expectativa del consenso de un aumento del 0,5% mes a mes.
     
    - Aunque el sector manufacturero de Alemania todavía está por debajo de sus niveles previos a la pandemia, el sorpresivo aumento de la actividad impulsó el repunte del cobre de esta semana y reforzó la expectativa de que el BCE reduzca las tasas a partir de junio.
     
    - En contraste con las cifras reales, el sentimiento empresarial en Alemania sigue siendo amargo ya que el índice S&P Global PMI cayó hasta 41,6 en marzo, desde 42,5 en febrero, lo que sugiere que los fabricantes del país no necesariamente comparten el optimismo.
     
    - Europa ha sido el continente rezagado en términos de aumento de la demanda de materias primas, ya que la demanda de petróleo sigue estancada, la demanda de electricidad ha disminuido durante dos años consecutivos y la producción de acero ha caído a su nivel más bajo registrado. 
     
    Motores del mercado
     
    - La petrolera británica Shell (LON:SHEL) y Saudi Aramco (TADAWUL:2222) supuestamente están  compitiendo por los activos de GNL de Pavilion Energy, una empresa comercial creada por Temasek de Singapur, en un acuerdo que podría valer 2 mil millones.
     
    - Se informa que la petrolera británica BP (NYSE:BP) está a punto de llegar a un acuerdo con la empresa upstream anglo-francesa Perenco para vender sus campos de gas Amherstia, Cashima e Immortelle en Trinidad y Tobago.
     
    - La importante energética francesa TotalEnergies (NYSE:TTE) ha pospuesto una decisión final de inversión en su proyecto Papua LNG hasta 2025, diciendo que se requeriría una mayor alineación con los contratistas de ingeniería.
    martes, 09 de abril de 2024
     
    Los futuros del crudo Brent han establecido una base firme por encima de los 90 dólares por barril y ni siquiera una breve apertura a un posible alto el fuego en Gaza logró bajarlos. La reducción de las exportaciones de petróleo por parte de México garantizará que el sentimiento alcista continúe aumentando en las próximas semanas, con una mayor direccionalidad establecida por las cifras de inflación de Estados Unidos y China esta semana, lo que potencialmente incluso allanará el camino para una subida más cercana a los 95 dólares por barril. 
     
    Los precios del GNL se mantienen tranquilos a pesar de las fuertes compras asiáticas. Los precios al contado del GNL en Asia se han mantenido en las últimas semanas alrededor de $ 9 por mmBtu a pesar de las compras superiores a lo habitual de China y Japón, ya que las importaciones europeas de GNL caerán a un mínimo de 7 meses de 8 millones de toneladas debido a los altos inventarios de gas. 
     
    México sigue recortando sus exportaciones de petróleo. Después de haber retirado 436.000 b/d de exportaciones de petróleo crudo en abril, la petrolera estatal mexicana, Pemex, tiene la intención de reducir sus exportaciones de mayo en 330.000 b/d. El país se ha abstenido de declarar fuerza mayor en sus contratos de suministro a pesar de la escasa producción de crudo. 
     
    Guyana lucha por lanzar su bonanza del gas. Si bien la producción de petróleo de Guyana ha aumentado recientemente, su proyecto de conversión de gas a energía de 1.900 millones de dólares lleva al menos seis meses de retraso, y el operador ExxonMobil (NYSE:XOM) se vio obligado a detener 400.000 b/d de producción durante un mes en el tercer trimestre. 
     
    Irak considera reiniciar un oleoducto inactivo. Es poco probable que el reinicio de las exportaciones de crudo kurdo a la costa turca se materialice pronto, pero Bagdad está reparando el oleoducto Kirkuk-Ceyhan de 350.000 b/d destruido por ISIS en 2014, potencialmente desviando algunas de sus exportaciones tan pronto como el próximo mes. 
     
    Los fondos de cobertura adoptan el ánimo alcista. Los inversores de cartera compraron el equivalente a 37 millones de barriles en futuros y opciones clave relacionados con el petróleo en la semana que terminó el 2 de abril, con una duración neta en Brent ahora de 300 millones de barriles, mientras que las perspectivas para el WTI son más cautelosas, en 208 millones de barriles de petróleo neto. longitud.  
     
    Los problemas del combustible en Nigeria salen a la superficie. Se informa que la compañía petrolera nacional de Nigeria, NNPC,debe 3 mil millones de dólares a los comerciantes de combustible en el país africano, ya que la reimposición de subsidios al combustible hace que las ventas minoristas sean un negocio deficitario para la NOC, y los pagos tardan más de 130 días en concretarse. 
     
    "Shell considera salir de la Bolsa de Londres". Según se informa , la importante energética con sede en el Reino Unido Shell (LON:SHEL) estáanalizando todas las opciones, incluido cambiar su cotización de Londres a Nueva York, afirmando que si la brecha de valoración europea no mejora para mediados de 2025, la compañía podría tomar alguna medida. 
     
    "Feroz disputa sobre oleoductos se traslada a la FERC". La empresa estadounidense de midstream Energy Transfer (NYSE:ET) ha pedido a la Comisión Federal Reguladora de Energía que investigue las actividades de Williams Cos Inc., afirmando que construye gasoductos interestatales sin aprobación, mientras que este último afirma que ET está impidiendo que otros operadores construyan nuevos proyectos al no permitiéndoles cruzar tuberías existentes.
     
    Guinea se está quedando sin electricidad. El país africano de Guinea se enfrenta a un colapso del mercado eléctrico, ya que la empresa estatal de servicios públicos anunció que profundizaría los cortes de energía a medida que se agoten las fuentes de energía, debido a la extremadamente baja generación de energía hidroeléctrica, así como a averías en las plantas térmicas.  
     
    Los alcistas del cobre vuelven a estar en lo más alto. El contrato de referencia de cobre a tres meses de la LME alcanzó los 9.450 dólares por tonelada métrica por primera vez desde enero de 2023, ya que una entrada constante de inversiones de fondos de cobertura mantiene el impulso alcista, impulsado por la mejora de los datos manufactureros de la UE. 
     
    El nivel del agua del Canal de Panamá aumentará. La Autoridad del Canal de Panamá indicó que los niveles de agua en el Lago Gatún deberían aumentar gradualmente a partir de finales de mayo a medida que la temporada de lluvias se apodere de América Latina, con condiciones de El Niño intensas y de sequía dando paso a La Niña, trayendo más precipitaciones. 
     
    El oleoducto del Golfo de México con fugas se reiniciará pronto. El oleoducto Main Pass Oil Gathering (MPOG) se ha sometido con éxito a una prueba de integridad de la línea y se reiniciará poco después de que el transporte se detuviera durante más de seis meses, cerrando 61.000 b/d de producción en alta mar, tras un derrame en noviembre. 
     
    Las inundaciones provocan el cierre de una refinería rusa. La petrolera rusa Forteinvest cerró su refinería de Orsk de 135.000 b/d en el sur de Rusia debido a una inundación sin precedentes en el río Ural, deteniendo los trabajos de mantenimiento en curso ya que sus existencias de productos serían suficientes para cubrir 10 días de consumo regional de combustible.
     
    Por Michael Kern para Oilprice.com
     
  • El creciente riesgo en Oriente Medio genera temor al petróleo a 100 dólares

    La incertidumbre sobre una posible represalia israelí mantiene en vilo a los mercados petroleros.
    A pesar del ataque de Irán a Israel durante el fin de semana, los precios del petróleo cayeron el lunes, ya que en gran medida se esperaba y estaba descontada una respuesta iraní al ataque israelí a la misión diplomática iraní en Siria.  
     
    El ataque con drones iraníes contra Israel, bien telegrafiado con antelación, puede haber sido una escalada máxima, por ahora, dicen analistas y bancos de inversión.
    Sin embargo, la incertidumbre sobre una posible represalia israelí y si prevalecerá la moderación continúa manteniendo al mercado del petróleo en vilo. Las primas de riesgo y el miedo seguirán estando descontados en el crudo Brent en el futuro previsible.
     
    La incertidumbre y los riesgos han aumentado en Medio Oriente, una región productora de petróleo clave, que también alberga el cuello de botella petrolero más crucial del mundo, el Estrecho de Ormuz. Alrededor de 21 millones de barriles por día (bpd), o una quinta parte del consumo diario mundial, están siendo transportados desde los principales exportadores de Medio Oriente a través del Estrecho de Ormuz.     
     
    'Muy por encima de los 100 dólares'
     
    En caso de una mayor escalada, el petróleo a 100 dólares es posible, dicen los analistas, especialmente si esto implica amenazas directas al suministro de petróleo.
     
    “Lo que no está descontado en el mercado actual, en nuestra opinión, es una posible continuación de un conflicto directo entre Irán e Israel, que estimamos que podría hacer que los precios del petróleo se negocien hasta +$100/bbl, dependiendo de la naturaleza de los eventos. Citigroup en una nota, según recoge  Bloomberg .
     
    El peor escenario para el suministro de petróleo es que Irán intente interrumpir el tráfico de petroleros en el Estrecho de Ormuz, lo que podría disparar los precios del petróleo a 130 dólares por barril, según Lipow Oil Associates.
     
    Cualquier ataque a las instalaciones de producción o exportación de petróleo en Irán elevaría el precio del crudo Brent a 100 dólares, y el cierre del Estrecho de Ormuz llevaría a precios en el rango de 120 a 130 dólares", Andy Lipow, presidente de Lipow Oil Associates. , dijo  a CNBC .
     
    Una escalada que involucre a Estados Unidos podría hacer que el petróleo suba a 140 dólares por barril, según Société Générale, que ha elevado su pronóstico del precio del Brent en 10 dólares por barril para reflejar la continua prima de riesgo geopolítico.
     
    La escalada no es el escenario base
     
    Si bien advierten que los precios del petróleo podrían dispararse muy por encima de los 100 dólares por barril en caso de una escalada importante, los bancos de inversión no consideran que dicha escalada sea el escenario base.
     
    Mientras Israel sopesa su respuesta al ataque iraní, el G7 ha pedido moderación y Estados Unidos ha señalado que no formaría parte de ninguna ofensiva israelí contra Irán.
    El presidente estadounidense, Joe Biden, ha asegurado al primer ministro israelí, Benjamin Netanyahu, que el compromiso de Estados Unidos de defender a Israel es “férreo”, pero que Estados Unidos no participaría en una ofensiva contra Irán, dijo un alto funcionario de la administración  a NBC News .  
     
    A primera hora del martes, Israel todavía estaba sopesando sus opciones.
     
    Irán ha señalado que con el bombardeo de aviones no tripulados contra Israel considera el asunto cerrado,  dijo  el domingo la misión permanente de Irán ante las Naciones Unidas, pero añadió que “si el régimen israelí comete otro error, la respuesta de Irán será considerablemente más severa. 
     
    En vista de los llamados a Israel a la moderación, “el camino más probable a partir de aquí (será) una desescalada en lugar de una mayor escalada”, dijo a CNN Richard Bronze, cofundador y analista de Energy Aspects  .
     
    “Si bien los aliados de Israel están presionando para que se dé una respuesta diplomática, por ahora parece que Israel está considerando una respuesta más directa. Si este es el caso, desafortunadamente significa que esta incertidumbre y tensión persistirán durante bastante tiempo, ya que los mercados se centrarán en cómo Irán tomará más represalias”, escribieron los estrategas de ING Warren Patterson y Ewa Manthey en una  nota del martes .
     
    "La producción de petróleo iraní es la que corre mayor riesgo e incluso una fuerte respuesta diplomática de los aliados de Israel podría afectar significativamente las exportaciones de petróleo iraní con una aplicación más estricta de las sanciones petroleras", dicen los estrategas, que prevén hasta 1 millón de barriles por día (bpd) de petróleo iraní. en tal caso, fuera del mercado.
     
    'Lo peor ha pasado'
     
    Morningstar ve “más riesgos a la baja que al alza en este momento”, escribió  el lunes Stephen Ellis, estratega de energía y servicios públicos de Morningstar  .
     
    “[L]a amplia advertencia pública y privada de Irán en medio de crecientes tensiones regionales significa que el ataque ya se reflejó en los precios del petróleo a través de una mayor prima de riesgo geopolítico”.
     
    La mayor parte del reciente aumento del petróleo a 91 dólares antes del ataque iraní ha sido resultado de riesgos geopolíticos más que de riesgos de suministro, según Morningstar, que señala que el grupo OPEP+ tiene una amplia capacidad excedente de alrededor de 5 millones de bpd -y probablemente más- parte de que puede regresar al mercado si los precios del petróleo superan los 100 dólares.
     
    "Esperamos más riesgos a la baja que al alza en este momento, y vemos un mayor potencial para tocar los 75 dólares a finales de 2024 frente a un movimiento sostenido por encima de los 100 dólares el barril", dijo Ellis de Morningstar.
     
    Las represalias de Irán ahora pueden provocar una toma de ganancias y los precios podrían bajar, pero esto no es el fin de las primas de riesgo, dijo la consultora FGE en una nota el lunes.
     
    A pesar de la presión de los aliados sobre Israel para limitar una posible respuesta, una mayor escalada no está del todo descartada, pero la FGE dice que “nuestro escenario base es que lo peor ya pasó”.
     
    El escenario base del FGE ahora es que la OPEP+ decida revertir algunos de los recortes de producción a partir de julio.
     
    Incluso con otro millón de bpd de producción de la OPEP+ nuevamente en el mercado, aún se espera que el Brent promedie entre 90 y 95 dólares por barril en el tercer trimestre con el riesgo político actual, dijo la consultora.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • El crecimiento de la producción de petróleo de esquisto de EE. UU. se está desacelerando

    La EIA pronostica un aumento de 16.000 bpd en la producción de petróleo de la zona de esquisto en mayo.
    A principios de esta semana, tras el ataque con misiles de Irán contra Israel, los precios del petróleo subieron poco a poco. La palabra clave aquí fue "pulgadas". El ataque fue el primero; Provenía del cuarto mayor productor de petróleo de la OPEP y apuntaba a un país conocido por su destreza militar. Sin embargo, los precios sólo subieron poco a poco en lugar de dispararse.
     
    Se podría argumentar que esto se debió a que la situación aparentemente se calmó rápidamente, sin que ninguna de las partes estuviera dispuesta a involucrarse en una escalada, pero esto puede ser sólo parte de la razón de la tibia reacción de los precios del petróleo. La otra razón es la oferta de esquisto estadounidense, y esa oferta puede estar a punto de volverse más escasa.
     
    La Administración de Información Energética  informó  esta semana que el número de pozos perforados pero incompletos, los llamados DUC, había aumentado por primera vez en un año en marzo. El aumento no fue sorprendente ni nada por el estilo, con sólo nueve nuevos pozos perforados pero sin fracturación hidráulica, para un total de 4.522. Pero sí sugirió que los perforadores no están invirtiendo todo lo que tienen en el crecimiento de la producción, a pesar de que los precios del WTI se han acercado últimamente a los 90 dólares por barril.
     
    Esto no es exactamente inesperado, al menos a la luz de pronósticos anteriores de la EIA sobre las tendencias de la producción de petróleo estadounidense para el año. La autoridad dijo a principios de este año que esperaba un ritmo de crecimiento mucho más modesto este año en comparación con el anterior. Tampoco es el único que predice una desaceleración.
     
    El veterano del servicio petrolero David Messler  sugirió  el mes pasado que la producción de petróleo en la zona de esquisto puede estar acercándose a su pico y consecuente meseta. Messler citó las aceleradas tasas de declive de los pozos de esquisto y la avalancha de acuerdos de adquisición en el espacio petrolero a medida que las empresas se apresuraban a asegurar el inventario.
     
     
    Ahora, el pico que Messler (y otros) predicen no se materializará este año. Pero las últimas cifras del fracklog respaldan la predicción de la EIA de que el crecimiento se desacelerará. Esto tendrá una repercusión inmediata y directa en los precios del petróleo, al igual que la caída de la producción en enero, debido al clima invernal, influyó en los precios, ayudándolos a subir.
     
    Por ahora, todo parece bien: la EIA pronostica un aumento de 16.000 bpd en la producción de petróleo de la zona de esquisto en mayo. Esto llevaría la producción total de los yacimientos de esquisto a 9,86 millones de barriles diarios, y el Pérmico contribuiría con 11.500 bpd del aumento general de la producción del mes. Hasta ahora, todo bien. Pero a principios de este mes, Reuters citó a ejecutivos de la industria diciendo que había pocos incentivos para un fuerte crecimiento de la producción, debido a los precios del gas y también a los mayores costos.
     
    Todos los pronósticos que hablan de un auge continuo en el sector del esquisto citan cosas como aumentos en la demanda y la eficiencia del proceso de producción, pero sólo los mejores reconocen factores como los costos y bien podrían llamarse el nuevo negro del esquisto estadounidense: los retornos para los accionistas.
    Estos son factores importantes que deben mencionarse porque impulsan las decisiones de planificación de la producción al menos tanto como las expectativas de la demanda, si no más, cuando se agregan regulaciones relacionadas con el clima cada vez más estrictas y costosas. "Necesitamos que los precios del gas lleguen a 2,50 dólares para un aumento general de la actividad. Los clientes de Permian que tienen gas asociado están viendo diferenciales terribles",  dijo  a Reuters la semana pasada un director general de servicios petroleros. Y no son sólo los precios del gas los que están frenando a los perforadores. Son todos esos costos adicionales que enfrentan, por cosas como los informes de emisiones de metano.
     
    Enverus ha confirmado una aparente falta de voluntad en la industria para ampliar fuertemente la producción. "Los niveles de actividad de las plataformas continúan estabilizándose, lo que sugiere que estos niveles de precios no han generado una respuesta de actividad", dijo el analista Alex Ljubojevic.
     
    Enverus predice un crecimiento de la producción de petróleo crudo de Estados Unidos de 230.000 bpd este año. La EIA lo sitúa en 260.000 bpd. Ambas cifras son una fracción –aunque grande– del crecimiento de la producción de 1 millón de bpd en 2023. Esto nos lleva de nuevo a la situación en Medio Oriente y los precios del petróleo.
     
    Por el momento, cualquier cosa que suceda en Medio Oriente (salvo un ataque directo a un yacimiento petrolífero iraní, por ejemplo) tiene un efecto moderado sobre los precios. Esto se debe en gran parte a que los comerciantes confían en la suficiencia o casi suficiencia de la oferta global, gracias al petróleo de esquisto estadounidense. Pero el crecimiento de la producción de petróleo de esquisto se está desacelerando. Y esto significa que la suficiencia percibida del suministro mundial de petróleo está a punto de cambiar más adelante este año. Los precios seguirán.
     
    En un artículo de opinión reciente para el Financial Times, el asesor de Engine AI y ex estratega jefe de acciones de Citigroup, David Buckland, dijo que los acontecimientos geopolíticos de estos días están teniendo un efecto mucho más débil en los precios internacionales debido al esquisto estadounidense. Tiene razón, lo que significa que cuando la ilusión de un suministro interminable de petróleo de esquisto estadounidense se haga añicos, las consecuencias serán significativas. Y parece que estas consecuencias pueden llegar antes de lo que muchos esperan. Podría resultar una sorpresa bastante desagradable.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
     
  • El desplome mundial del petróleo

    Alarma mundial por los precios del petróleo. Afectadas las acciones de las grandes compañías. ¿Qué está pasando con el crudo?
     
    En junio de este año el precio del petróleo alcanzó los 115 dólares el barril, el nivel más alto en un año. Esto hizo que muchos países productores hicieran fiestas por los mayores ingresos que iban a recibir. Pero la alegría duró poco. Cuatro meses después  las cotizaciones se desplomaron, lo que hoy tiene temblando a muchas economías.
     
    La semana pasada el precio del crudo Brent descendió hasta los 89,45 dólares el barril, una caída del 22 por ciento frente a junio pasado. Y los pronósticos no son nada alentadores. Analistas internacionales advierten que las cotizaciones de este commodity podrían bajar hasta los 80 dólares el barril. 
     
    Este comportamiento ha tenido un gran impacto en las acciones de las principales petroleras. El título de Ecopetrol bajó la semana pasada a un mínimo de 2.935 pesos. La acción de Pacific ha caído 18 por ciento en lo  corrido del año hasta 29.100 pesos. 
     
    Ni las grandes multinacionales se han salvado. El título de ExxonMobil se cotizó la semana pasada a 91,8 dólares, un retroceso de 8 por ciento.
     
    ¿Qué está pasando en el mundo? ¿Por qué se llegó a estos niveles? Como en una tormenta perfecta se han sumado una serie de hechos. Uno de ellos es la mayor oferta de naciones productoras como Estados Unidos, que no hacen parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep). El país del norte redujo sus importaciones de crudo de Nigeria, México, Colombia y Venezuela, y está a las puertas de convertirse en el principal productor de petróleo, por encima de Rusia y Arabia Saudita. La razón es el mayor dinamismo en la exploración y explotación de recursos no convencionales (shale oil). 
     
    Según la Agencia de Energía de Estados Unidos, el año entrante la producción de este país aumentará 14 por ciento hasta alcanzar los 9,5 millones de barriles. Esto cambia el mapa petrolero mundial teniendo en cuenta que Estados Unidos es el mayor consumidor de crudo.
     
    A ello se suma la menor demanda por el debilitamiento de las grandes economías. Las proyecciones del Fondo Monetario Internacional (FMI) sobre el menor crecimiento de algunos países, especialmente de la zona euro, arrojaron un balde de agua fría al mercado.
     
    China salió al rescate de los precios del crudo, al aumentar sus importaciones, hecho que, paradójicamente, agravó la crisis del petróleo. El gigante asiático está sustituyendo hidrocarburos de Arabia Saudita, su principal proveedor, por crudos de Rusia e Irak. Esto llevó a Arabia Saudita a bajar sus precios a los mercados asiáticos por cuarta vez consecutiva.
     
    Y como si fuera poco, el fortalecimiento del dólar es otro factor que está impactando los precios del crudo. 
    Ante esta situación muchos países están preocupados por el impacto en sus economías. Rusia advirtió que con estos precios su presupuesto federal está en peligro. En Venezuela, este desplome asestaría un golpe mayor a una economía que está al borde del colapso. La cesta petrolera del vecino país se negocia por debajo de los 86 dólares el barril, una caída de más del 15 por ciento en el último año. Analistas advierten que si la cotización llega a 80 dólares el gobierno de Nicolás Maduro no podrá sostener el mayor ritmo de gastos sociales.
     
    Colombia, el cuarto productor de crudo de América Latina también está pasando dificultades. Para el país esta es una noticia fatal en momentos en que se debate una nueva reforma tributaria como consecuencia, en gran parte, de la caída en la renta petrolera. El presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo, Francisco José Lloreda, dice que por cada 1 por ciento que baje el precio internacional, los ingresos anuales por regalías e impuestos de la Nación se reducirán en 300.000 millones de pesos. 
     
    Los analistas ya están haciendo cálculos y estiman una disminución en las utilidades de Ecopetrol entre el 20 y 30 por ciento en el segundo semestre del año, hecho que tendría repercusiones en materia fiscal porque son menores ingresos para la Nación. 
     
    Los países de la Opep parecen ajenos a este vendaval en el sector energético mundial.  porque están en una guerra de precios. La organización anunció que se reunirá el 27 de noviembre próximo para ajustar su meta de producción que está en 30 millones de barriles por día. Pero a este ritmo acelerado en el descenso en las cotizaciones internacionales esa fecha luce tardía. 
     
    Fuente: Semana.com
  • El espejismo noruego con el fin del petróleo anticipa lo que pasará en el resto del mundo

    •     Noruega es un país ejemplar en la adopción del coche eléctrico
    •     Sin embargo, el consumo de petróleo y derivados apenas ha disminuido
    •     Además, la caída de las emisiones de CO2 ocultan una realidad diferente


    El fin del petróleo ha sido anunciado decenas de veces. Más que el fin del petróleo en sí, lo que se ha vaticinado en innumerables ocasiones es la llegada del pico de consumo de petróleo, es decir, el momento en el que el consumo de crudo alcanzará su nivel máximo para estabilizarse en una corta llanura y comenzar a caer rápidamente. Esta hipótesis está basada en la electrificación de la economía y la creciente eficiencia de todo lo que funciona con combustibles fósiles. Sin embargo, aunque esta teoría es coherente y tiene sentido, hay algunos indicios que dejan entrever que llegar a este escenario va a ser más complejo y tedioso de lo que parece. Los analistas de la firma de inversión G&R han publicado un informe en el que analizan el curioso caso de Noruega y, a través de los datos, enfrían las expectativas sobre la caída del consumo de petróleo y las emisiones de CO2.

    El escenario más probable presentado por la Agencia Internacional de la Energía (AIE), establece 2030 como ese año 'mágico'. En su escenario base, al AIE supone que todos los gobiernos cumplen sus compromisos energéticos y climáticos en su totalidad, pronosticando que la demanda mundial de petróleo alcanzará un máximo en 2030.

    Sin embargo, tal y como recuerdan Adam Rozencwajg y Leigh Goehring, socios directores de la firma de inversión Goehring & Rozencwajg (G&R) a mediados de la década pasada, la comunidad inversora estaba convencida de que la adopción de vehículos eléctricos aumentaría rápidamente. Además, la penetración de los vehículos eléctricos sería tan grande que el consumo mundial de petróleo alcanzaría su punto máximo de forma inminente. Se llegó a hablar incluso de 2019 como el año en el que la demanda de petróleo alcanzaría su punto máximo.

    Con la ventaja que otorga la retrospectiva, estas previsiones estaban fuera de lugar. A pesar del enorme shock causado por la covid-19 y la aceleración de la transición energética, la demanda de petróleo en 2024 debería alcanzar los 103 millones de barriles diarios, 2,3 millones más que en 2019. "Sin inmutarse por el sorprendente aumento de la demanda, muchos analistas siguen convencidos de que el 'pico de demanda de petróleo' aún es inminente. La creencia de la comunidad inversora de que los vehículos eléctricos desplazarán al motor de combustión interna es, además, hoy más fuerte que nunca. Estamos totalmente en desacuerdo", aseguran los expertos de Goehring & Rozencwajg (G&R).

    A nivel mundial, el crecimiento demográfico y el 'enriquecimiento' de los países en desarrollo pondrá en aprietos las predicciones que señalan que el 'peak oil demand' llegará pronto. Hay modelos que ponen en duda el momento en el que se comenzará a consumir menos petróleo en el mundo, pese a las optimistas de previsiones de varios organismos. El equipo de investigación del banco italiano Unicredit publicó la semana pasada una previsión demoledora: la demanda de petróleo seguirá aumentando hasta 2050, por ejemplo.

    Pero no solo eso, incluso en países que han hecho todo lo que demandan los organismos internacionales y más allá, el resultado no ha sido tan bueno como se esperaba, lo que deja entrever al resto del mundo que la demanda de petróleo podría no tocar techo en muchos años. El caso de Noruega es esclarecedor.

    La ilusión noruega del petróleo

    Noruega, pese a producir grandes cantidades de crudo, ha implementado potentes políticas para electrificar su economía con ayuda de una orografía inmejorable (sus montañas le permiten producir casi toda su electricidad con saltos de agua). Sin embargo, el consumo de crudo y combustibles en Noruega no ha sufrido una caída excesivamente drástica. Además, hay otros factores, que no aparecen en las estadísticas del país nórdico, que podrían dejar en nada el supuesto descenso de emisiones de CO2 de esta economía, aseguran en un informe trimestral los directores de la firma de inversión Goehring & Rozencwajg.

    Según revelan los fríos datos, Noruega es una auténtica historia de éxito de los coches eléctricos. Gracias a los enormes subsidios, la concienciación de su población y sus elevados niveles de renta (todo hay que decirlo), los coches eléctricos representaban ya el 82% de todas las ventas de automóviles nuevos en Noruega en 2023. Actualmente, este tipo de vehículos son más del 20% del parque automovilístico. Todo el mundo mira a Noruega como el ejemplo a seguir, el nombre de este país aparece de forma constante en los foros que intentan acelerar la transición hacia la energía verde.

    Sin embargo, el caso de Noruega es un espejismo, algo que parece muy bonito, pero que en realidad no lo es tanto o ni siquiera existe. El consumo de petróleo y combustible apenas se ha reducido, tal y como confirmas desde Bloomberg. Además de que es casi inimitable, puesto que Noruega cuenta con una situación privilegiada que le ha permitido implementar unas políticas utópicas en otros países desarrollados del mundo.

    El primer lugar, "el Gobierno noruego ofrece a los consumidores enormes subsidios para comprar un vehículo eléctrico. Los vehículos nuevos están exentos de varios impuestos onerosos y del 25% de IVA. En promedio, un coche nuevo de combustión interna está gravado con unos 27.000 dólares en diversos impuestos; un vehículo eléctrico equivalente no pagaría nada. Además, Noruega exime a los vehículos eléctricos de cualquier peaje en carreteras o ferrys, y les permite utilizar carriles bus, ofrece estacionamiento y carga gratuitos en áreas municipales y garantiza 'derechos de carga' en edificios y bloques de vivienda", explican desde G&R.

    Noruega es un país muy rico

    Pero claro, Noruega es uno de los países más ricos del mundo, con un PIB per cápita de más 106.000 dólares, casi cuatro veces más que España. A pesar de su impresionante riqueza y la concienciación de su población, el gobierno aún debe incentivar en términos económicos a sus ciudadanos para que compren vehículos eléctricos.

    "Los beneficios están empezando a pasar factura a las finanzas de Noruega. Con casi 4.000 millones de dólares al año, Noruega gasta tanto en subsidios para vehículos eléctricos como en el mantenimiento total de carreteras e infraestructura pública. El programa también ha planteado cuestiones importantes en torno a la igualdad en Noruega. Los subsidios a los vehículos eléctricos favorecen a los ciudadanos de las ciudades con altos ingresos, que aprovechan los peajes, el estacionamiento y la carga gratuitos y evitan el oneroso impuesto a los vehículos de lujo más grandes. Varios grupos políticos de tendencia populista en Noruega han hecho de los llamados subsidios 'elitistas' a los vehículos eléctricos un punto central de su plataforma", aseguran estos expertos.
    ¿Qué pasa con el consumo de petróleo?

    Más importante aún, los vehículos eléctricos en Noruega no han afectado a la demanda de combustibles fósiles ni las emisiones de carbono como se esperaba. Aunque la demanda de petróleo y las emisiones de carbono han caído un 15% desde 2010, la mayor parte de este descenso no está relacionado con las ventas de vehículos eléctricos. Durante el período, la demanda total de productos petroleros cayó sólo 34.000 barriles diarios, y la gasolina y el diésel representaron apenas el 10% de la caída. La mayor parte de la caída se debió a la demanda de calefacción, iluminación y petroquímica. Aunque el 20% de todos los vehículos que circulan ahora son eléctricos, la demanda de gasolina y diésel de Noruega cayó apenas un 4%. ¿Cómo puede ser esto posible?

    "Nuestros datos sugieren que los noruegos son reacios a renunciar a sus vehículos combustión interna (ICE por sus siglas en inglés), incluso después de comprar un vehículo eléctrico. Calculamos que dos tercios de los hogares con vehículos eléctricos de Noruega poseen al menos un vehículo ICE. De 2010 a 2022, Noruega sumó 550.000 vehículos eléctricos, pero el número de vehículos ICE en circulación, en lugar de disminuir, aumentó en 32.630. Mientras que la población creció un 11%, el número total de turismos creció un 25%. Cuando un hogar con vehículos eléctricos prefiere evitar el peaje de una carretera o ferry, tener acceso a estacionamiento o carga gratuitos, o evitar la congestión utilizando carriles bus, utiliza su vehículo eléctrico. Cuando visitan su casa en las montañas, utilizan su coche de gasolina o diésel", comentan los economistas de la firma G&R.

    Como era de esperar, la demanda de electricidad ha aumentado a medida que Noruega ha ido alterando los incentivos para que los consumidores se vuelquen en el consumo eléctrico en detrimento del consumo de combustibles fósiles. Desde 2010, la demanda de electricidad en Noruega aumentó un impresionante 20%. Sin embargo, este cambio ha sido otro de los éxitos más alabados a nivel internacional: "El cambio de los combustibles fósiles a la electricidad ha reducido el CO2 de Noruega en un impresionante 16%, un logro elogiado por la prensa", sin embargo, tiene truco, aseguran desde la firma G&R.

    "Utilizar a Noruega como modelo para la reducción de CO2 sería un error". Noruega es una rara avis, un país cuyo modelo no puede extrapolarse porque cuenta con unas características únicas. Noruega se beneficia de su vasto potencial hidrológico, que genera casi el 92% de toda la electricidad libre de carbono". Esto se debe a que es un país con una orografía perfecta para generar electricidad a partir del agua y que, además, cuenta con una población pequeña para un territorio muy amplio. "Por lo tanto, el paso de los combustibles fósiles a la electricidad tendrá un impacto mayor las emisiones de carbono de Noruega que en cualquier otro lugar de la Tierra", apostillan Adam Rozencwajg y Leigh Goehring.

    La contaminación de China

    Por último, aunque es cierto que el coche eléctrico es ya una realidad en Noruega, hay que tener en cuenta un dato relevante: "Noruega importa todos los vehículos eléctricos nacionales. La fabricación de vehículos eléctricos consume mucha energía, principalmente para fabricar la batería. En el caso de Noruega, nada de esta energía adicional se refleja en las cifras de su demanda interna. China fabrica la mayoría de las baterías de iones de litio y el 80% de todos los vehículos eléctricos. El carbón representa el 60% de su suministro total de energía".

    Los cálculos de Adam Rozencwajg y Leigh Goehring son reveladores. La firma que dirigen estos expertos estima que un vehículo eléctrico medio consume 60 MWh (megavatio hora ) en su fabricación, de los cuales la batería representa la mitad. Por lo tanto, fabricar los 579.000 vehículos eléctricos de Noruega (todos los vehículos eléctricos que circulan actualmente en Noruega) requiere 35 twh (teravatio-hora), equivalente al 25% de la demanda total anual de electricidad de Noruega. Dado que China emite 600 gramos de CO2 por kwh o kilovatio hora (China es donde se fabrican casi todas las baterías de vehículos eléctricos de Noruega), calculan que la flota de vehículos eléctricos de Noruega emitiría 21 millones de toneladas de CO2.

    Por otro lado, "el consumo de gasolina y diésel de Noruega cayó apenas 3.200 barriles por día o 50 mm de galones por año. Suponiendo 9 kg de CO2 por galón de gasolina o diésel, toda la flota de vehículos eléctricos de Noruega mitiga apenas 450.000 toneladas de CO2 al año, en comparación con una emisión inicial de 21 mm de toneladas. En otras palabras, se necesitarían cuarenta y cinco años de ahorro de CO2 gracias a la reducción del consumo de gasolina y diésel para compensar las emisiones iniciales de la fabricación de los vehículos. Dado que la batería de un vehículo eléctrico tiene una vida útil de sólo diez a quince años, está claro que el lanzamiento de vehículos eléctricos en Noruega ha aumentado drásticamente las emisiones totales de CO2 durante el ciclo de vida", sentencian estos analistas.

    Si los políticos y ecologistas fueran realistas, la única manera de que los vehículos eléctricos reduzcan las emisiones de carbono durante su ciclo de vida sería mediante un cambio generalizado hacia la energía libre de carbono en la fabricación de vehículos eléctricos, algo que hoy en día es todavía imposible, añaden Adam Rozencwajg y Leigh Goehring.

    "En lugar de servir como modelo, el programa de Noruega debería advertir sobre las consecuencias no deseadas de la penetración de vehículos eléctricos a gran escala, particularmente cuando los consumidores compran un vehículo eléctrico sin deshacerse de sus coches de combustión interna. Innumerables artículos afirman que los vehículos eléctricos son mucho más eficientes energéticamente que los vehículos ICE. Además, estos autores sostienen que los vehículos eléctricos serán más eficientes y libres de carbono una vez que las energías renovables reemplacen al carbón y al gas natural. Nuestro análisis, impopular y controvertido, sugiere lo contrario", culminan Rozencwajg y Goehring.


    Fuente: Eleconomista.es

  • El factor individual más importante para los precios del petróleo este año

    La economía y la demanda de petróleo de China serán el impulsor más importante de los precios del petróleo este año, incluso si la OPEP+ logra impulsar los precios al alza, según Fatih Birol, director ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía (AIE).
    “Hay muchas incertidumbres, como siempre, cuando se trata del mercado del petróleo, y si tengo que elegir la más importante, es China”, dijo Birol a Bloomberg TV en una entrevista el miércoles.
     
    “Si la economía china se debilita o el crecimiento es mucho más bajo de lo que creen muchas instituciones económicas internacionales, por supuesto, esto puede conducir a un sentimiento bajista”, dijo el máximo ejecutivo de la AIE, y señaló que se espera que China represente el 60% de la economía global de este año. crecimiento de la demanda de petróleo, que la AIE actualmente ve en más de 2 millones de barriles por día (bpd) en comparación con 2022.
     
    El domingo, los productores de la OPEP+ decidieron mantener los recortes actuales hasta fines de 2024, mientras que el principal productor de la OPEP y el mayor exportador de crudo del mundo, Arabia Saudita, dijo que reduciría voluntariamente su producción en 1 millón de bpd en julio, a alrededor de  9 millones de bpd. El recorte saudí podría extenderse más allá de julio, dijo el ministro de Energía de Arabia Saudita, el príncipe Abdulaziz bin Salman.
     
    Esos recortes conducirán a equilibrios más ajustados en el mercado petrolero en la segunda mitad del año si la economía y la demanda de petróleo de China no se debilitan, dijo Birol a Bloomberg.
     
    A principios de esta semana, se citó a Birol diciendo que ahora era mucho más probable que los precios del petróleo subieran después de que la OPEP+ extendiera los recortes hasta 2024 y Arabia Saudita anunciara la reducción adicional de 1 millón de bpd para julio.
     
    La AIE ha estado advirtiendo este año que los recortes en el suministro corren el riesgo de aumentar los precios del petróleo y la energía en un momento de mayor incertidumbre.
     
    Después de los sorpresivos recortes de la OPEP+ anunciados a principios de abril, la AIE dijo en su  Informe del Mercado del Petróleo  del mes que los “sorprendentes recortes de la oferta de la OPEP+ anunciados el 2 de abril corren el riesgo de agravar un déficit esperado de la oferta de petróleo en el segundo semestre de 2023 e impulsar los precios del petróleo en un momento de mayor incertidumbre económica, incluso cuando la actividad industrial se desacelera en las economías más grandes del mundo y el crecimiento de la producción fuera de la alianza parece sólido”.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
     
  • El intento fallido de Arabia Saudita de aumentar los precios del petróleo

    El intento de Arabia Saudita de sacudir los mercados petroleros y hacer subir los precios del petróleo parece haber fracasado, con la caída de los precios y la participación de mercado de Arabia Saudita en Asia ahora bajo amenaza.
     
    - Como el único miembro de la OPEP+ que prometió más recortes de producción en la reunión del grupo petrolero del 4 de junio, Arabia Saudita reducirá su producción de petróleo a 9 millones de b/d en julio, muy por debajo de su rango de producción normal.  
     
    - A menos que haya un repunte notable en los precios del petróleo, la táctica de Arabia Saudita también podría resultar contraproducente, ya que otros se beneficiarían del recorte de producción de 1 millón de b/d, lo que hace que su extensión más allá de julio sea poco probable. 
     
    - El sentimiento alcista inicial derivado del recorte de la producción de Arabia Saudita se desvaneció rápidamente, con el WTI de nuevo por debajo de los 71 dólares por barril el martes por la mañana, ya que el débil PMI de servicios de EE. UU. agrió nuevamente las perspectivas macroeconómicas.
     
    - Inmediatamente después del compromiso unilateral, Saudi Aramco aumentó sus precios de venta oficiales para Asia, lo que llevó a las refinerías asiáticas a buscar alternativas más baratas en África occidental, Rusia e Irán (para los compradores chinos). 
     
    Impulsores del mercado
     
    - La empresa petrolera nacional noruega Equinor (NYSE:EQNR) ha sorprendido a la industria petrolera de Canadá al posponer el proyecto Bay du Nord de 200.000 b/d durante tres años, citando los elevados costos como la razón principal. 
     
    - Las grandes petroleras estadounidenses ExxonMobil (NYSE:XOM) y Chevron (NYSE:CVX) están acercándose a un acuerdo de exploración con la compañía petrolera nacional de Argelia, Sonatrach, que permitiría a ambas aprovechar el gas convencional y el de esquisto.  
    - El desarrollador de GNL estadounidense New Fortress Energy (NASDAQ:NFE) recibió un permiso de exportación de las autoridades mexicanas, lo que marca un paso clave hacia la puesta en marcha de la instalación de GNL rápido de Altamira de 1,4 millones de toneladas anuales. 
     
    Las tácticas de sorpresa y asombro de Arabia Saudita el domingo hasta ahora no han tenido el efecto deseado, con los precios del petróleo cayendo de nuevo a sus niveles previos a la reunión de la OPEP+ en un día de negociación. Si bien los comerciantes de petróleo demostraron muy poca preocupación por los recortes de producción de Arabia Saudita, la AIE advirtió que pronto se producirán precios más altos y que se intensificarán las caídas de acciones en la segunda mitad de 2023. 
     
    La OPEP+ se reinventa para 2024. Además de la promesa unilateral de Arabia Saudita de recortar la producción en 1 millón de b/d, la reunión de la OPEP+ de este fin de semana también formalizó los objetivos de producción del grupo petrolero para 2024, reduciéndolos en 1,4 millones de b/d en comparación con la cuota actual de 40,46 millones. b/d.
     
    EU Winds Down Power Emergency Measures. La Comisión Europea decidió no prolongar las medidas de emergencia para el mercado de generación de energía de la UE, vigentes desde mayo pasado, incluidos los mandatos de reducción de la demanda, límites de ingresos para las centrales eléctricas y límites de precios minoristas. 
     
    Lightning Shutters Refinería de Luisiana. La refinería Lake Charles de 135.000 b/d en Luisiana puede estar cerrada hasta dos meses después de que un rayo cayera sobre uno de sus tanques de nafta y lo incendiara, ya que no opera una unidad FCC y tiene un almacenamiento muy limitado de nafta.  
     
    La Corte Suprema de EE. UU. rechaza el fracking en alta mar. La Corte Suprema de EE. UU. anuló una apelación de la industria del Instituto Americano del Petróleo para revocar una prohibición de 2018 sobre la fracturación hidráulica en aguas federales frente a la costa de California, en línea con el consejo de la Casa Blanca de no tomar el caso.
     
    Chevron cura heridas de 50 años. La petrolera estadounidense Chevron (NYSE:CVX) podría resultar ganadora de unadisputa territorial prolongada después de que Angola y la República Democrática del Congo acordaron dividir el bloque 14 en alta mar que se extiende a ambos lados de las aguas territoriales de ambos países y hacer que el mayor estadounidense opere el proyecto .
     
    Saudi Aramco inicia una campaña topográfica multimillonaria. La compañía petrolera nacional de Arabia Saudita, Saudi Aramco (TADAWUL:2222), firmó un acuerdo multimillonario de prospección sísmica con el gigante sísmico chino BGP, lo que indica que la NOC busca cada vez más aumentar sus reservas de petróleo. 
     
    Exportaciones venezolanas caen por rezagos en procesamiento. Las exportaciones de petróleo de Venezuela han caído un 14 % mes a mes debido a una menor utilización de mejoradores, llegando a 606 000 b/d, pero podrían estar programados para un repunte ya que un cargamento de 2 millones de barriles de condensado iraní, un diluyente clave, está descargando ahora. 
     
    China invierte en polietileno en el extranjero. El consorcio liderado por  Chevron (NYSE:CVX)  que opera el campo petrolero más grande de Kazajstán, Tengiz, firmó un acuerdo con la estatal KazMunayGaz para construir un complejo de separación de gas para etano, que se suministrará a una nueva planta de polietileno construida conjuntamente por Sinopec de China y Sibur de Rusia. .  
     
    Revueltas en Nigeria contra el subsidio al combustible. Las cosas se están calentando en Nigeria cuando los dos principales sindicatos laborales del país anunciaron una huelga para protestar por la eliminación de los subsidios a los combustibles y la triplicación de los costos de la gasolina, solo para que el Tribunal Industrial de Nigeria emitiera una orden judicial que prohíbe la acción industrial. 
     
    Polonia no quiere convertirse en el mayor contaminador de la UE. Considerada como la nación más contaminante de Europa debido a su fuerte dependencia del carbón, Polonia hasta ahora ha estado desafiando las expectativas gracias a la excepcional generación de energías renovables, reduciendo la participación de las plantas de carbón en un 20 % entre enero y mayo.
     
    Los precios del propileno están colapsando en Asia. A medida que las plantas petroquímicas chinas recién puestas en servicio están inundando el mercado, con otra planta de deshidrogenación de propano de 600 000 mtpa que comenzó a funcionar el mes pasado, los precios asiáticos del propileno se han derrumbado a un mínimo de tres años de $ 760 por tonelada métrica.
     
    Las esperanzas de estímulo chino elevan el mineral de hierro. Los precios del mineral de hierro en China se han recuperado a su nivel más alto en seis semanas, con los precios de Dalian subiendo a 760 yenes por tonelada métrica (107 dólares/tm), ya que comenzaron a surgir rumores en el mercado de que Beijing está considerando medidas de estímulo para apoyar su debilitado mercado inmobiliario. 
     
    China duplica los cheques de petroleros. Las administraciones de seguridad marítima en la provincia china de Shandong, una salida clave para el crudo iraní y venezolano, exigen que las agencias navieras divulguen información sobre sus embarcaciones para examinar los petroleros que tienen más de 15 años.
     
    Por Michael Kern para Oilprice.com
  • El mercado del petróleo no cree en las previsiones alcistas de demanda

    Esta semana, tanto la OPEP como la Agencia Internacional de Energía (AIE) revisaron al alza sus pronósticos de demanda de petróleo, citando un consumo récord de China y economías resilientes.  
    Sin embargo, los participantes del mercado petrolero se centraron en el aumento de los inventarios de petróleo crudo de EE. UU., la producción récord de petróleo estadounidense, los datos económicos y de refinerías chinos más débiles y la primera caída de las ventas minoristas de EE. UU. en siete meses, mientras persistía el sentimiento negativo y arrastraba a la baja los precios del petróleo a un nivel de cuatro. -mes mínimo. 
    La caída del WTI por debajo de los 75 dólares por barril y la caída del Brent a muy por debajo de los 80 dólares por barril intensificaron la especulación entre los analistas de que Arabia Saudita podría renovar su recorte extra voluntario de 1 millón de barriles por día (bpd) hasta principios del próximo año. 
     
    Los sauditas y la OPEP ven el sentimiento negativo como “exagerado” y las preocupaciones actuales sobre la economía como “exageradas”. 
     
    La OPEP  desestimó  el sentimiento negativo del mercado por considerarlo exagerado y dijo que los fundamentos del mercado petrolero siguen siendo sólidos, y que las importaciones de crudo chino aumentarán a un nuevo récord anual en 2023.
     
    Unos días antes, el ministro de energía del principal productor de la OPEP y mayor exportador de petróleo crudo del mundo, Arabia Saudita, dijo que la demanda de petróleo sigue siendo sólida y culpó a los especuladores por la caída de los precios del  petróleo  .
     
    La AIE dijo en su informe mensual de esta semana que el consumo mundial de petróleo continuó siendo fuerte en septiembre, con una demanda china récord de 17,1 millones de bpd. 
     
    Debido a una demanda mensual china récord y un consumo resiliente en Estados Unidos, la agencia  revisó al alza  su pronóstico de crecimiento de la demanda de petróleo para 2023 a 2,4 millones de bpd, frente al crecimiento de 2,3 millones de bpd esperado en el informe de octubre. 
     
    Este año, se espera que China represente 1,8 millones de bpd del crecimiento de 2,4 millones de bpd, lo que elevará la demanda global total a 102 millones de bpd, según estimaciones de la AIE.  
     
    Pero los datos sobre las importaciones reales de petróleo crudo en China y el resto de Asia en lo que va del año han demostrado que la demanda puede ser más débil que las previsiones alcistas de la AIE, señala el columnista de Reuters Clyde  Russell . 
     
    Es probable que el crecimiento de la demanda en China se acerque más a la estimación de la OPEP de 1,14 millones de bpd este año, según las estimaciones de Russell. 
    Las preocupaciones sobre la demanda china y la economía estadounidense han estado arrastrando a la baja los precios del petróleo desde octubre, luego de un salto a fines del verano después de que Arabia Saudita comenzara su recorte voluntario.  
     
    Esta semana, los datos chinos mostraron que  el funcionamiento de las refinerías se desaceleró  en octubre desde un rendimiento récord de crudo en septiembre, ya que los márgenes de refinación se debilitaron y algunas refinerías independientes se quedaron sin cuotas de importación de crudo. 
     
    El sector inmobiliario en China sigue siendo motivo de preocupación, ya que está frenando una verdadera recuperación económica. 
     
    La primera  caída de las ventas minoristas en Estados Unidos  desde marzo se sumó a las preocupaciones sobre el gasto de los consumidores y las economías, lo que afectó aún más la confianza del mercado.
     
    Además, el suministro de petróleo de los productores no pertenecientes a la OPEP+, encabezados por Estados Unidos, es mayor de lo previsto, lo que sugiere un superávit del mercado a principios del próximo año y constituye un argumento más sólido para prolongar los recortes de Arabia Saudita y Rusia hasta 2024.  
     
    "Existen claramente preocupaciones sobre la demanda de cara al próximo año, particularmente en torno a China, que la OPEP intentó aliviar esta semana, sin éxito", dijo el jueves Craig Erlam, analista senior de mercado de OANDA, después de que los precios del petróleo cayeran un 5%  en  un día.   
     
    "La reciente tendencia puede dificultar que Arabia Saudita y Rusia permitan que sus recortes unilaterales expiren a finales de año, algo que los mercados pueden estar descontando gradualmente", añadió Erlam. 
     
    "La falta de un compromiso para extenderlo hasta ahora puede reflejar un deseo de no hacerlo, pero como hemos visto tantas veces en el pasado, los productores harán lo que sea necesario para sostener el precio". 
     
    Según Ole Hansen, jefe de estrategia de materias primas de  Saxo Bank , el riesgo a corto plazo de una mayor debilidad en los precios del petróleo "no puede descartarse dada la continua presión vendedora de los fondos centrados en el impulso, pero los operadores también pueden considerar el riesgo de acciones adicionales para precios de apoyo de la OPEP y no OPEP cuando se reúnan el 26 de noviembre”. 
     
    Los estrategas de ING Warren Patterson y Ewa Manthey escribieron en una  nota  del viernes que “la debilidad de los precios que estamos viendo significa que es cada vez más probable que los sauditas renueven su recorte voluntario adicional de 1 millón de barriles diarios hasta principios del próximo año. Hacer esto debería ayudar a borrar el superávit esperado y brindar cierto apoyo al mercado”. 
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • El mercado espera que la OPEP+ mantenga la producción de petróleo sin cambios

    No se espera que la OPEP+ anuncie un cambio en la política de producción de petróleo en la reunión presencial de este fin de semana, dijeron los delegados de la OPEP+ a CNBC antes de la tan esperada reunión.
     
    Es poco probable que el grupo OPEP+ liderado por Arabia Saudita y Rusia acuerden recortes más profundos, dos meses después del impactante anuncio de abril de algunos de los mayores productores de OPEP+ de recortes adicionales para fines de este año, dicen la mayoría de los analistas.  
     
    Sin embargo, son cautelosos en sus predicciones y recuerdan las sorpresas que la OPEP+ ha brindado al mercado a lo largo de los años, especialmente a la luz de la advertencia de la semana pasada del Ministro de Energía de Arabia Saudita, el Príncipe Abdulaziz bin Salman, a los especuladores para que "tengan cuidado".
     
    Según los delegados anónimos de la OPEP+ que hablaron con CNBC el viernes, la alianza no cambiará su política de producción a menos que la demanda en China decepcione en los próximos meses.
     
    Las expectativas de la OPEP y de todos los analistas y pronosticadores son que China impulsará un repunte en la demanda de petróleo en la segunda mitad de este año, ajustando el mercado y apoyando así los precios del petróleo.
     
    Otras fuentes dijeron a CNBC que el grupo OPEP+ se sentiría cómodo con los precios del Brent por encima de los 75 dólares el barril o en el rango de 70 a 80 dólares.
     
    A primera hora del viernes, el crudo Brent cotizaba por encima de los 75 dólares por barril, a 75,68 dólares, un 1,76% más que el día después de que el Senado votara a favor de aprobar un proyecto de ley sobre el techo de la deuda que puso fin a los temores de un impago de la deuda de EE. UU.
     
    Antes de la reunión de la OPEP+, mientras el ministro de energía saudí advierte a los vendedores en corto, Rusia deja entrever que preferiría que la producción del grupo se mantuviera sin cambios.
    El portavoz del Kremlin, Dmitry Peskov, dijo el viernes que Rusia continúa en contacto con otros productores de la OPEP+, pero se negó a comentar sobre el resultado de la reunión.
     
    El consenso apunta a que no habrá cambios en la política de producción, dijo Saxo Bank en una nota el viernes.
     
    “Sin embargo, dada la reciente diatriba contra los especuladores del ministro de Energía de Arabia Saudita, no se puede descartar nada, y con eso en mente es probable que las posiciones se reduzcan antes del fin de semana”, agregaron los analistas del banco.
     
    Por Michael Kern para Oilprice.com
  • El nuevo auge petrolero de África: ¿camino hacia la prosperidad o trampa de la deuda?

    Muchos países en desarrollo están aprovechando el potencial del petróleo y el gas para impulsar su economía, y naciones como Ghana y Namibia se beneficiarán.
    Si bien algunos países de bajos ingresos tienen esperanzas sobre el potencial de riqueza en petróleo y gas, como se ve en muchos de los nuevos desarrollos africanos, otros países pueden sentirse obligados a invertir en combustibles fósiles para pagar sus deudas, según una nueva investigación. Algunos gobiernos estatales están utilizando el creciente interés en sus recursos de petróleo y gas sin explotar para aprovechar su posición en nuevos desarrollos y generar nuevos ingresos para impulsar sus economías nacionales. Pero un nuevo informe sugiere que este puede no ser el caso de todos los países de bajos ingresos, y algunos de ellos están llevando a cabo proyectos de combustibles fósiles en gran medida para pagar la deuda. 
     
    Muchas empresas de petróleo y gas están llevando a cabo operaciones en nuevas regiones petroleras con la esperanza de desarrollar proyectos de petróleo y gas con bajas emisiones de carbono en regiones no explotadas del mundo para ayudarlas a seguir bombeando crudo durante una transición verde. Esto ha hecho que las grandes petroleras internacionales recurran a países de bajos ingresos en regiones como África y el Caribe para desarrollar nuevos proyectos, y muchos de estos países agradecen el potencial de enormes ingresos de sus recursos naturales. 
    En África, potencias petroleras nunca antes vistas, como Ghana y Namibia, esperan ver  auges petroleros masivos  en la próxima década, gracias a varios proyectos de exploración exitosos en los últimos años. Y, a diferencia de muchos de sus predecesores que fueron explotados por su riqueza petrolera, los gobiernos de estos países quieren su parte del pastel. El gobierno de Namibia se está asegurando de  recibir una participación razonable  en todas las nuevas licencias petroleras, para proporcionar ingresos a largo plazo que impulsen sus economías nacionales y compensen a las comunidades afectadas por los acontecimientos. Guyana también está siguiendo este enfoque, que está a punto de convertirse en el  cuarto mayor productor de petróleo marino del mundo . 
     
    Pero este no es el caso de todos los países de bajos ingresos que desarrollan sus recursos energéticos, según un nuevo  análisis  realizado por los activistas anti-deuda Debt Justice y sus socios. El informe sugiere que los países más ricos y los prestamistas privados pueden estar obligando a los países muy endeudados a depender más de los combustibles fósiles para pagar su deuda. Muestra que varios estados de bajos ingresos continúan invirtiendo en proyectos de petróleo y gas para hacer sus pagos, principalmente de préstamos de naciones más ricas. Debt Justice ahora pide a los acreedores que cancelen cualquier deuda relacionada con la dependencia de proyectos de combustibles fósiles. 
     
    Tess Woolfenden, alta funcionaria de políticas de Debt Justice,  explicó que  “los altos niveles de deuda son una barrera importante para la eliminación gradual de los combustibles fósiles en muchos países del sur global”. Y añadió: “Muchos países están atrapados explotando los combustibles fósiles para generar ingresos con los que pagar la deuda y, al mismo tiempo, los proyectos de combustibles fósiles a menudo no generan los ingresos esperados y pueden dejar a los países más endeudados que cuando comenzaron. Esta trampa tóxica debe terminar”.
     
    El informe muestra que la deuda de los países del Sur global ha aumentado un 150 por ciento desde 2011, y 54 países enfrentan una crisis de deuda. Esto ha restringido la cantidad de dinero que estos países pueden invertir para abordar el cambio climático o desarrollar proyectos de energía verde. En 2020, en Surinam, el gobierno se vio obligado a aceptar un acuerdo que otorgaba a los acreedores el derecho a casi el  30 por ciento de los ingresos petroleros del país  hasta 2050, después de que incumpliera su deuda. Y este es un país que está siendo visto como un ejemplo clave de la nueva ola de desarrollos de petróleo y gas, donde muchos suponen que la población se está beneficiando de los ingresos del proyecto. 
     
    Sharda Ganga, directora del grupo de la sociedad civil de Surinam Projekta, afirmó: “A medida que nuestra deuda se ha vuelto insostenible, domina todas las decisiones políticas e impacta las vidas de nuestros ciudadanos de todas las formas posibles. Por lo tanto, ganar dinero lo más rápido posible para pagar a los acreedores es la prioridad número uno. Significa que ya no hay lugar para la paciencia y para cosas tan molestas como la sostenibilidad o la justicia climática. La realidad es que ésta es la nueva forma de colonialismo: hemos cambiado un gobernante por el gobierno de nuestros acreedores, quienes básicamente ya poseen lo que es nuestro. La diferencia es que esta vez firmamos el acuerdo nosotros mismos”. 
     
    El informe también enfatiza la sobreestimación por parte del Banco Mundial y el FMI de los beneficios de ingresos previstos de los proyectos de combustibles fósiles en sus países anfitriones, con un crecimiento posterior a los descubrimientos de petróleo que sistemáticamente ha tenido un desempeño inferior al de las predicciones del FMI. Debt Justice cree que, además de cancelar la deuda vinculada a proyectos de petróleo y gas, las principales instituciones financieras del mundo deberían garantizar que las finanzas estén alineadas con un escenario de calentamiento de 1,5 grados y no estén vinculadas a la evolución de los combustibles fósiles. Hasta que las principales instituciones financieras y los países más ricos reconozcan el papel que están desempeñando en la prolongación de la dependencia del sur global de los combustibles fósiles y hagan algo al respecto, no podemos esperar lograr una transición verde global. 
     
    Por Felicity Bradstock para Oilprice.com 
  • El offshore se consolidó en la Ronda Colombia 2014

    El reto del Gobierno será ahora lograr que las inversiones estimadas que se van a hacer en los bloques, que recibieron ofertas, se hagan a tiempo y sin dificultad.

    La Ronda Colombia 2014, que se realizó en Cartagena en el mes pasado, ha sido la cuarta de mayor adjudicación en número de bloques de las ocho que se han hecho hasta el momento, pero en la suma de compromisos exploratorios iguala a la segunda que fue en el 2010.

    Según el Gobierno, en la primera fase de esta Ronda se recibieron ofertas para 26 bloques, por parte de 19 empresas, de los 95 que se ofertaron por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), lo cual representa una tasa de colocación del 27%, de los cuales 58 tenían prospectividad para yacimientos convencionales, 18 para no convencionales y 19 para costa afuera (off shore).

    En la segunda vuelta, la ANH ofertó 69 bloques no adjudicados en la primera y solo recibió una propuesta por el bloque Choco 1, por parte de la empresa Cleanenergy Resources. La adjudicación de esta área, ubicada en el Pacífico colombiano, representará una inversión de 67 millones de dólares. Este es el primer bloque que se adjudica en esta cuenca considerada frontera.

    Con la terminación de esta segunda vuelta, la Ronda logra una adjudicación preliminar de 27 bloques y una inversión superior a los 1.400 millones de dólares en exploración, convirtiéndose en el segundo proceso con mayor nivel de compromisos económicos.
    Javier Betancourt Valle, presidente de la ANH, al respecto dice que “la Agencia ha sido bastante acertada en la colocación de los bloques, ahora el reto es lograr que estas inversiones se hagan a tiempo y sin mayor dificultad”.


    BALANCE DE LA RONDA


    El gran afianzamiento del off shore en el Caribe colombiano fue uno de los aspectos relevantes que dejó la Ronda 2014, en donde se consolida la presencia de grandes jugadores, como es el caso de Repsol, Shell, Ecopetrol, Anadarko y la entrada al país de Statoil, que salió favorecida en esta oportunidad.

    “En el offshore estamos yendo a aguas profundas y ultraprofundas. De los 19 bloques que teníamos, la ANH logró colocar cinco en la Costa Atlántica”, precisó Betancourt.

    También es importante resaltar el interés que despertó entre los inversionistas la cuenca Sinú - San Jacinto, que involucra a los departamentos de Córdoba, Bolívar y Sucre, principalmente, la cual era poco atractiva, pero gracias a la labor realizada por la ANH, de consolidar la información de esta área, a través de los análisis y las inversiones que ha realizado en la adquisición de conocimiento exploratorio, se volvió atractiva para las petroleras.

    En los no convencionales hubo una sola oferta, entre tanto, se mantiene y profundiza el interés en el Putumayo, a pesar de los problemas de orden público. La cuenca Caguán-Putumayo representa para los inversionistas un gran lugar para buscar hidrocarburos, por eso, en esta oportunidad se recibieron varias ofertas. Asimismo, los yacimientos descubiertos no desarrollados se adjudicaron todos los que se ofrendaron.

    El otro aspecto para resaltar es el programa de sísmica costa afuera que ofreció Anadarko de 20.000 kilómetros de sísmica 3D, que equivale a lo que fácilmente se hace en Colombia al año en un solo programa exploratorio.


    SE RECIBIERON PROPUESTAS INTERESANTES


    El Comité Intergremial de Hidrocarburos señaló que el balance de la Ronda 2014 es satisfactorio, ya que se obtuvieron propuestas interesantes.

    “Esta nueva ronda no se puede comparar con las anteriores, pues es resultado de nuevos bloques con más riesgo exploratorio. Otro factor interesante que pudo afectar el resultado es la oferta que otros países están haciendo en su región con la búsqueda de inversionistas, como lo es México”, estiman integrantes de este Comité.

    Según el informe de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), el mayor interés en la Ronda 2014 se registró en los yacimientos descubiertos pero por desarrollar, que recibieron propuestas para la totalidad de las áreas ofrecidas (11 bloques en su mayoría en los Llanos Orientales), seguido por las continentales, de yacimientos convencionales (9 bloques de 30 ofrecidos, en su mayoría en Sinú- San Jacinto) y los bloques costa afuera (5 de 19 en el Caribe).



    Fuente: Portafolio.co


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  • El petróleo a 100 dólares es malo para la economía (y para la OPEP+)

    Los precios del petróleo han aumentado un 30% desde junio, en gran parte debido a los recortes de producción de Arabia Saudita y Rusia, miembros de la OPEP+.
    Los precios del petróleo crudo están aumentando, impulsados ​​por los fuertes recortes impuestos por Arabia Saudita y Rusia, las principales fuerzas detrás de la OPEP+. Los recortes, implementados por el cártel petrolero para impulsar los precios del petróleo, han sido extremadamente exitosos, con los precios del barril aumentando en un enorme 30% desde junio. Ahora, los precios se acercan cada vez más a la marca de los 100 dólares por barril, e incluso podrían superar esa sagrada y temida métrica tras el reciente anuncio de Rusia y Arabia Saudita de que pretenden extender los actuales recortes voluntarios de  producción  . Históricamente, los altos precios del petróleo no han sido más que buenas noticias para la industria petrolera, incluso cuando causan conflictos en otros sectores. Pero esta vez, podría ser algo demasiado bueno incluso para las grandes petroleras.
     
    Si bien los altos precios del petróleo pueden significar ganancias puras para los sectores petroleros, hay una delgada línea entre estímulo y desincentivo, ya que los altos precios en el surtidor también pueden causar caídas significativas en la demanda a medida que el mercado se tambalea por el impacto de las pegatinas. Por ejemplo, en junio y julio del año pasado, cuando los precios del petróleo alcanzaron un vertiginoso promedio de 110 dólares por barril, la demanda de gasolina en Estados Unidos se  desplomó un 4,1%  en comparación con el mismo período del año anterior, cuando el petróleo se vendía a 70 dólares por barril. barril. Y a medida que esa marca de 110 dólares cayó, también lo hizo el tamaño de la brecha de demanda año tras año, lo que subraya la correlación entre los altos precios del petróleo y la reticencia de los consumidores. 
     
    Y ese efecto refrescante podría ser aún más fuerte este año, ya que las familias en Estados Unidos tienen muchos menos ahorros a los que recurrir y probablemente operarán con un presupuesto significativamente más ajustado. Según el Bank of America Institute, el ahorro promedio de los hogares estadounidenses que ganan entre 50.000 y 100.000 dólares al año se ha reducido a la mitad. Y esa preocupante tendencia a la baja está a punto de exacerbarse para millones de personas cuando se reanuden los pagos de préstamos estudiantiles el próximo mes, lo que representa alrededor de  100 mil millones de dólares al mes  a nivel nacional. 
     
    De hecho, como era de esperar, el aumento de los precios del petróleo ha causado muchos problemas en la Reserva Federal. El aumento de los precios del petróleo fue un factor clave de la recesión en Estados Unidos a mediados de los años 1970, así como a principios de los años 1980 y 1990, cuando los mercados energéticos y los precios en las gasolineras “impulsaron la inflación y robaron a los consumidores poder adquisitivo”. En consecuencia, los temores de recesión están aumentando al mismo tiempo que los crudos índices de referencia. “Los formuladores de políticas estarán en alerta máxima ante un aumento de las expectativas de inflación impulsado por la gasolina en particular, ya que temen que eso pueda conducir a un aumento más amplio de los precios”, informó Bloomberg esta  semana.
     
    "El aumento de los precios del petróleo es la principal preocupación que tengo en este momento", citó a Bloomberg Mark Zandi, economista jefe de Moody's Analytics. “Cualquier cantidad superior a $100 por cualquier período de tiempo y estaremos muy enfermos”. Y es probable que la propia industria petrolera no sea inmune a esta enfermedad.
     
    Si bien el estado del ahorro y la economía de los hogares en Estados Unidos es bastante precario, el impacto total de los inconvenientes de los consumidores se sentirá en realidad en los países en desarrollo,  como es habitual . En contra de las tendencias históricas, el valor del dólar estadounidense no ha hecho más que seguir aumentando junto con los precios del petróleo, ejerciendo una dolorosa presión sobre las economías con monedas más débiles y menores flujos de efectivo que, no obstante, se ven obligadas a comprar petróleo denominado en dólares. Esto tendrá un grave impacto en la economía y los mercados energéticos globales, ya que entre estos países en desarrollo se incluyen los monstruosos mercados de India y China. 
     
    Si bien la marca de 100 dólares no es significativamente distinta desde el punto de vista financiero de, digamos, 99 dólares por barril, tres dígitos tienen una enorme influencia psicológica en los consumidores y en el mercado energético en su conjunto. Por lo tanto, cruzar esa línea causará ondas de choque desproporcionadas en un mercado global frágil y limitado, para el cual la industria energética debería estar preparada en los próximos meses. Afortunadamente, la mayoría de los expertos predicen que la incursión en los tres dígitos será de corta duración, pero el daño causado probablemente tendrá una vida útil más larga. 
     
    Por Haley Zaremba para Oilprice.com
     
  • El petróleo alcanza un nuevo máximo en 2023

    El precio por barril del petróleo crudo WTI alcanzó los 85 dólares el viernes, el precio más alto hasta ahora este año, ya que la caída de los niveles de inventario asustó al mercado.
    El petróleo crudo WTI alcanzó brevemente los 85 dólares por barril antes de caer a 84,90 dólares alrededor de las 10:00 am, hora del Este. La última vez que el WTI cotizó a un nivel tan alto fue en noviembre de 2022.
     
    Durante el día, el WTI subió 1,33 dólares por barril, o un 1,59%.
     
    El petróleo crudo Brent también subió ese día, 1,05 dólares por barril, o un 1,21%, a 87,88 dólares, también un nuevo récord para 2023.
     
    Un factor importante en el aumento del precio del petróleo crudo es la caída de los inventarios en Estados Unidos, que cayeron otros 10,6 millones de barriles según la Administración de Información Energética para la semana que finalizó el 25 de agosto.
     
    Otro factor que contribuye a los fuertes precios del petróleo es la alianza OPEP+, que incluye a los pesos pesados ​​Arabia Saudita y Rusia. El dúo llegó a un acuerdo sobre recortes de producción, sobre el cual Rusia ha dicho que proporcionará detalles la próxima semana. El mercado está sopesando la probabilidad de que Arabia Saudita o Rusia puedan extender o profundizar sus actuales recortes de producción. La mayoría de los analistas esperan que Arabia Saudita extienda su recorte de producción de 1 millón de bpd hasta octubre.
    Un tercer apoyo a los precios del petróleo es el debilitamiento del dólar, que hace que el petróleo crudo sea más asequible para los que no lo tienen, estimulando así la demanda.
     
    El aumento de precios hará que sea más difícil para la Administración Biden continuar con el laborioso y lento proceso de recargar la Reserva Estratégica de Petróleo del país, que ha crecido en un promedio de 600.000 barriles por semana durante las últimas semanas, después de vaciar 300 millones de barriles de la SPR en los últimos años.
     
    A pesar de los 300 millones de barriles que salen de la SPR y pasan a inventarios comerciales, los inventarios de petróleo crudo (excluyendo los de la SPR) están a más de 100 millones de barriles menos que los niveles de julio de 2020.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com
  • El petróleo cae ante el aumento de inventarios de crudo

    Los precios del petróleo crudo bajaron hoy después de que la Administración de Información Energética  informara  un aumento de inventario de 2,7 millones de barriles para la semana hasta el 12 de abril.
    Esto  se compara  con un aumento significativo de 5,8 millones de barriles durante la semana anterior y un aumento estimado de 4 millones de barriles para la semana hasta el 12 de abril, según  informó  el Instituto Americano del Petróleo el martes.
     
    Al mismo tiempo, la EIA informó de caídas en la gasolina y los destilados medios, que en el momento de escribir este artículo no habían cambiado la dirección de los precios del petróleo.
     
    En gasolina, la autoridad estimó una reducción de inventarios de 1,2 millones de barriles para la semana hasta el 12 de abril, en comparación con un modesto aumento de 700.000 barriles durante la semana anterior.
     
    La producción de gasolina durante el período del informe promedió 9,4 millones de barriles diarios. Esto representó un ligero descenso con respecto a la semana anterior.
     
    En destilados medios, la autoridad estimó una disminución de los inventarios de 2,8 millones de barriles para la semana hasta el 12 de abril. Esto se compara con un aumento de 1,7 millones de barriles durante la semana anterior.
     
    La producción de destilados medios para el período promedió 4,6 millones de barriles en la semana hasta el 12 de abril, casi sin cambios con respecto a la semana anterior.
     
    Mientras tanto, los precios del petróleo ampliaron su caída que comenzaron a principios de esta semana, impulsados ​​por expectativas aparentes de que el riesgo de una interrupción grave del suministro como resultado de la escalada militar en el Medio Oriente es más bien limitado. La estimación de acumulación de inventarios de API también ayudó a presionar los precios.
     
    "Por ahora, la debilidad a corto plazo en los precios del petróleo puede reflejar algunas expectativas de que las tensiones aún pueden estar contenidas y que otro productor de petróleo clave como Arabia Saudita puede intervenir para mitigar cualquier shock de suministro global",  dijo  a Reuters el analista de IG Yeap Jun Rong. el día de hoy.
     
    "Nuestro escenario base es uno en el que las tensiones se mantienen contenidas, evitando un conflicto más amplio que perturbe el suministro de petróleo",  dijo  a Bloomberg el analista de Standard Chartered, Han Zhong Liang, sugiriendo que el riesgo de una escalada parece ser limitado por el momento, lo que ayuda a mantener los precios bajos.
     
    En el momento de redactar este informe,  el crudo Brent  se cotizaba a 89,10 dólares por barril y  el West Texas Intermediate cambiaba de manos a 84,55 dólares por barril, ambos por debajo de la apertura.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • El petróleo cae tras cuatro semanas de ganancias pero aún sigue arriba de los US$80

    Comenzando las operaciones en los mercados de occidente, el Brent se movía entre US$85 y US$86 y el WTI en US$82 y US$83.
    El petróleo perdió terreno después de una cuarta semana de ganancias debido a que el dólar estadounidense se recuperó y los vientos en contra de la demanda contrarrestaron las advertencias de la Agencia Internacional de Energía de precios más altos en el futuro.
     
    Los futuros del West Texas Intermediate (WTI) cayeron incluso por debajo de US$82 el barril el lunes, después de registrar previamente la mayor racha de aumentos semanales desde junio. El retorno del apetito por el riesgo estaba alimentando un repunte del dólar a medida que las acciones subían desde Hong Kong hasta Londres. Las preocupaciones persistentes sobre la inflación mundial y la demanda de productos derivados del petróleo también fueron un factor.
     
    “Claramente, las preocupaciones sobre el crecimiento económico entrecortado y la inflación indomable están limitando los esfuerzos para impulsar los precios al alza”, dijo Tamas Vaga, analista de PVM Oil Associates. “Superar la barrera de los US$90 en Brent será una tarea difícil en un futuro muy cercano”.
     
    La AIE advirtió el viernes que el sorpresivo recorte de producción de la Opep anunciado a principios de este mes conducirá a dolorosos aumentos de precios para los consumidores. Las restricciones al suministro que comienzan en mayo deberían ajustar aún más las perspectivas para la segunda mitad del año, dijo la agencia.
     
    El petróleo se ha recuperado de la crisis bancaria que se extendió por los mercados en marzo y llevó los futuros a un mínimo de 15 meses. La reducción de las reservas de crudo en Cushing, el centro de almacenamiento clave de EE.UU., y las interrupciones en los suministros del Kurdistán iraquí se han sumado al endurecimiento de los mercados mundiales.
     
    “Los recortes de la Opep+ claramente han impulsado los precios”, dijo en una nota Warren Patterson, jefe de estrategia de materias primas de ING Groep con sede en Singapur. "Sin embargo, los márgenes de refinería más débiles son una preocupación, lo que indica una demanda más débil, particularmente para los destilados medios".
     
    Algunas refinerías asiáticas están considerando recortes en el procesamiento de crudo a medida que se reducen los márgenes de ganancias, mientras que hay signos de debilidad en el mercado del diésel que pueden exacerbar las preocupaciones por la desaceleración. Eso podría poner un límite a las ganancias adicionales del precio del petróleo.
     
    “La trayectoria en los próximos días dependerá de la dirección en que soplen los vientos a medida que la temporada de informes del primer trimestre en los EE.UU. esté en pleno apogeo”, dijo Vandana Hari, fundadora de la consultora Vanda Insights. Los operadores también estarán atentos a "lo que dicen los datos del PIB del primer trimestre de China y las apuestas en curso sobre la política de la Fed a medida que se acerca su próxima reunión".
     
    Por Bloomberg.
  • El petróleo comienza el año con ganancias moderadas

    Se espera que los precios del crudo cierren la primera semana del nuevo año con una pequeña ganancia.
    Parece que la primera semana del nuevo año terminará con una ganancia moderada de los índices de referencia del petróleo impulsada por las crecientes tensiones en Medio Oriente y las interrupciones del suministro en Libia.
     
    En Medio Oriente, los hutíes de Yemen continúan atacando barcos en el Mar Rojo, y esta semana también se produjo un ataque con bomba que mató a unas 100 personas en Irán. El ataque fue reivindicado por el Estado Islámico aunque el propio Irán dijo que era una respuesta a su postura sobre la guerra entre Israel y Gaza.
     
    Mientras tanto, al otro lado del Mar Rojo, en Libia, una nueva ola de protestas cerró el yacimiento más grande del país, Sharara, que puede producir hasta 300.000 bpd de crudo. Esto es exactamente lo que lo convierte en un imán para los manifestantes de la zona. En este caso, las protestas se originaron en comunidades locales que exigían más atención gubernamental a la región sureña de Fezzan.
     
    Uno de los manifestantes  dijo  a Reuters que la región "necesitaba desarrollar proyectos y servicios, como una refinería para el suministro de combustible, carreteras pavimentadas, una clínica y empleo para los jóvenes".
     
    Para contrarrestar el efecto alcista de estos acontecimientos, la Administración de Información Energética de EE. UU. informó ayer sobre algunos de los aumentos más sustanciales de inventarios de combustibles, incluso cuando también estimó una caída en las existencias de petróleo crudo por una suma de 5,5 millones de barriles para la última semana de 2023.
     
    Según la EIA, las existencias de gasolina aumentaron cerca de 11 millones de barriles durante la semana navideña, mientras que las existencias de destilados medios aumentaron en 10,1 millones de barriles.
     
    Al mismo tiempo, las actas de la última reunión de la Reserva Federal sugirieron que la inflación finalmente podría haber sido controlada, lo que contribuyó a impulsar los precios al alza, señaló Reuters en un  informe  de hoy. Aunque las actas no contenían textos específicos sobre los recortes de tasas, el tono general fue optimista.
    A las 5:20 horas (CET), el índice de referencia WTI cotiza a 72,90 dólares por barril, un aumento de 0,71 dólares en el día, ganando casi un 1%. El crudo Brent cotizaba a 78,18 dólares, subiendo 0,59 dólares o un 0,76%.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
     
  • El petróleo del Presal de Brasil gana una popularidad mundial sin precedentes

    Petrobras planea centrarse en el desarrollo de sus activos presalinos de aguas profundas y ultraprofundas, con 41.000 millones de dólares de su gasto de capital destinados a este fin, con el objetivo de aumentar la producción de petróleo en un 19% para 2027.
    A pesar de que los mercados financieros se vieron sacudidos por la victoria electoral del izquierdista Luiz Inácio Lula da Silva, conocido como Lula, en octubre de 2022, hay señales de que el presidente de Brasil seguirá apoyando el floreciente auge petrolero del país. Incluso después de que Lula criticara lo que describió como un dividendo excesivo de la petrolera nacional Petrobras e implementara un  impactante impuesto temporal a la exportación de petróleo , el gobierno continúa apoyando al económicamente crucial sector de hidrocarburos de Brasil. En un acontecimiento reciente, Lula respaldó el plan de Petrobras de perforar en un lugar marino ecológicamente sensible cerca de la desembocadura del río Amazonas. Esto ha desencadenado una reacción violenta en todo el mundo, con  una aceleración de la deforestación de la selva amazónica  bajo el predecesor de Lula, Jair Bolsonaro.
     
    Hay señales, a pesar de la presión de Lula para aumentar la participación estatal en la industria petrolera brasileña, de que el país posee el potencial para convertirse en el cuarto productor de petróleo del mundo. Desde el primer gran descubrimiento de petróleo en el presal marino, la producción de hidrocarburos de la mayor economía de América Latina ha crecido a un ritmo constante anualmente. El regulador de la industria petrolera de Brasil, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), informó recientemente una producción récord para julio de 2023.
     
    Según la agencia, Brasil bombeó un promedio de 3,5 millones de barriles de petróleo crudo por día, un 4,3% más que el mes anterior y un impresionante 18,6% más que el mismo período del año anterior. La producción total de hidrocarburos también alcanzó un récord para julio de 2023 de casi 4,5 millones de barriles de petróleo equivalente, lo que representa un aumento del 3,6% en comparación con el mes anterior y un enorme 17,5% más año tras año. La producción de petróleo del Presal en julio de 2023 fue responsable del 75% de la producción total de petróleo de Brasil, en comparación con el 75,5% del período equivalente del año anterior. Esas cifras dan fe del considerable potencial que tienen las cuencas petroleras presalinas de aguas ultraprofundas marinas de Brasil, que son responsables de impulsar un crecimiento de producción tan impresionante y constante.
     
    La producción de los prolíficos yacimientos petrolíferos del presal marino de Brasil seguirá creciendo a un ritmo constante. La estatal Petrobras, donde Brasilia posee casi el 37% de la empresa, como parte de su  plan estratégico 2023 a 2027  pretende centrarse en el desarrollo de sus activos presalinos de aguas profundas y ultraprofundas. La petrolera nacional de Brasil ha presupuestado un gasto de 78 mil millones de dólares entre 2023 y 2027, de los cuales el 83% está destinado a inversiones en actividades de exploración y desarrollo. Petrobras planea asignar 41.000 millones de dólares de su gasto total de capital durante ese período al desarrollo de activos presalinos. Esto, según afirma Petrobras, aumentará la producción de petróleo a 2,5 millones de barriles por día para 2027, un aumento del 19% con respecto a 2023, y el 78% de ese volumen estará compuesto por petróleo extraído de los campos presalinos.
     
    La creciente popularidad del petróleo presalino de Brasil en los mercados energéticos mundiales es parte de la razón por la que Petrobras se concentra en desarrollar esos activos. La creciente necesidad de formas más ligeras y dulces de petróleo crudo con bajos niveles de contaminantes como el vanadio hizo que la popularidad de los grados Lula y Buzios del presal brasileño se disparara en Asia. Lula tiene una gravedad API de 29 grados, lo que lo convierte en un petróleo crudo medio con un contenido de azufre del 0,27%, lo que significa que es particularmente dulce. Búzios, con un API de 28 grados y un contenido de azufre de 0,31%, posee características similares. Esos atributos hacen que Lula y Búzios sean más baratos y menos complejos de refinar para convertirlos en combustibles de mayor calidad que el crudo más pesado con alto contenido de azufre, que es típico del petróleo producido en las costas de América del Sur.
     
    Esas razones, junto con requisitos de emisiones cada vez más estrictos en todo el mundo, desencadenaron un aumento considerable en la demanda de los grados de petróleo Lula y Búzios de Brasil, especialmente de Asia, siendo el mayor productor de petróleo de América Latina uno de los 10 principales proveedores de China. Incluso hubo un breve período, hace algunos años, en el que  las calidades del petróleo de Lula y Búzios se cotizaban con prima. al índice de referencia internacional Brent debido al rápido aumento de la demanda. Petrobras se centra en seguir desarrollando el campo de Búzios, que es el segundo campo más grande responsable del 18,5% de la producción total de Brasil, hasta el punto de que será el motor clave del crecimiento de la producción para el gigante energético integrado controlado por el estado y para Brasil. De aquí a 2027, Petrobras pretende instalar seis buques flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) adicionales en el campo de Búzios.
     
    Mientras dure el plan estratégico, Petrobras prevé perforar un total de 42 pozos exploratorios, dos de ellos en Colombia, 24 en las Cuencas del Sudeste y 16 en la Margen Ecuatorial. Es ese último lugar de perforación el que provocó una considerable consternación en Brasil y en todo el mundo e incluso provocó protestas contra la compañía petrolera nacional. Petrobras  propuso explorar la cuenca costera de Foz do Amazonas,  cerca de la desembocadura del río Amazonas. Los planes de la importante energética integrada fueron rechazados por la agencia de protección ambiental de Brasil, IBAMA, pero el presidente Lula y la oficina del fiscal general  apoyan los planes de la compañía  a pesar de la oposición de la ministra de Medio Ambiente, Marina Silva. 
     
    Esto ha provocado una considerable controversia internacional. El presidente izquierdista de Colombia, Gustavo Petro,  que planea prohibir la exploración petrolera  en su país, criticó la decisión. Esos acontecimientos han provocado una considerable consternación en todo el mundo respecto de la posibilidad de que el petróleo dañe los arrecifes cercanos ecológicamente sensibles y la biodiversa desembocadura del río Amazonas, que ya está siendo afectada por la acelerada deforestación de la cuenca del Amazonas. Incluso sin que Petrobras realice perforaciones en la cuenca de Foz de Amazonas, Brasil posee considerables recursos petroleros marinos, lo que le permitirá expandir su producción de petróleo. 
     
    Las empresas energéticas extranjeras están invirtiendo fuertemente en las costas de Brasil. Shell y TotalEnergies, que son el segundo y cuarto mayor productor de petróleo, respectivamente, comenzaron una campaña de perforación de exploración en junio de 2023. Los bajos costos de equilibrio de la industria, que según Petrobras promedian 33 dólares por barril para sus operaciones, están atrayendo un interés considerable por parte de las grandes empresas energéticas extranjeras. Esos costos de equilibrio, que se encuentran entre los más bajos de América del Sur, junto con el petróleo presalino de Brasil que tiene bajo contenido de azufre y es más barato y más fácil de refinar para convertirlo en combustibles de alta calidad y bajas emisiones. A pesar de las  consecuencias de los intentos de Lula Para aumentar la participación del gobierno en los ingresos provenientes de la industria petrolera de Brasil, ha habido poco o ningún impacto material en la inversión petrolera en el país. Por estas razones, Brasil, que es el noveno mayor productor de petróleo a nivel mundial, está en camino de superar a Canadá y  convertirse en el cuarto mayor productor del mundo.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
  • El petróleo podría subir más de lo esperado este año

    Los precios del petróleo se han estado fortaleciendo en las últimas semanas. La tendencia no es de proporciones particularmente notables, con el Brent todavía estancado en los bajos 80 dólares y el West Texas Intermediate rondando los 80 dólares por barril.
    Sin embargo, esto podría cambiar más adelante este año, según ha predicho el estratega petrolero global de Morgan Stanley, Martijn Rats. De hecho, los precios podrían aumentar tan bruscamente que podrían tomar a algunos por sorpresa.
     
    "Existe la opinión en el mercado de que los productores no pertenecientes a la OPEP pueden satisfacer todo el crecimiento de la demanda este año y, por lo tanto, no hay mucho espacio incremental para el petróleo de la OPEP y eso significa que se depende de los continuos recortes de la OPEP",  dijo Rats  a CNBC. semana.
     
    Sin embargo, la realidad real ha demostrado ser un poco diferente de esa percepción, dijo el analista, diciendo a CNBC que “Por el lado de la oferta, estamos viendo una desaceleración en el esquisto estadounidense, hemos visto un comienzo tambaleante en Brasil [y] Hemos visto un comienzo tambaleante en Canadá. Esperábamos que los inventarios aumentaran, pero en lo que va del año se han mantenido bastante estables. Si en el primer trimestre los inventarios se mantienen estables, es posible que se reduzcan de manera bastante significativa durante el período de verano”.
     
    Curiosamente, la Administración de Información Energética revisó esta semana al alza su pronóstico para el crecimiento de la producción de petróleo de Estados Unidos este año, pero ajustó a la baja sus perspectivas de producción global. La EIA también revisó su pronóstico del precio del petróleo sobre esa base, y ahora espera que el Brent y el WTI terminen el año con una nota más alta de lo esperado anteriormente.
     
    "El menor crecimiento contribuye a caídas significativas en el inventario mundial de petróleo en nuestro pronóstico para el segundo trimestre de 2024 (2T24)", dijo la EIA   en su último Perspectiva Energética a Corto Plazo, sugiriendo que el ajuste del mercado que Rats de Morgan Stanley anticipa podría llegar antes. que más tarde.
     
    Esto ciertamente sorprendería a muchos que consideran que el mercado petrolero está bien abastecido, sobre todo debido a una serie de pronósticos que apuntan a una demanda más débil de China, el mayor impulsor de la demanda de petróleo en el mundo. Esta percepción de debilidad de la demanda contribuyó al movimiento dentro del rango de los precios del petróleo durante gran parte del año pasado, a pesar de que el mercado físico en realidad mostró una demanda récord del mayor importador mundial del producto básico en términos absolutos.
     
    Las preocupaciones sobre la economía global también sirvieron para alimentar esta percepción de que los precios del petróleo tienen un potencial alcista limitado. Esta preocupación ha tenido una base más sólida, ya que muchos países luchan por recuperarse del confinamiento pospandemia y otros, especialmente en Europa, se tambalean por una crisis energética que comenzó a finales de 2021 y que realmente recibió un impulso en 2022.
    Sin embargo, esta actitud también puede estar cambiando. La OPEP, en su último informe sobre el mercado petrolero,  expresó  una nota de optimismo sobre el crecimiento económico, revisando su pronóstico para este año entre un 0,1% y un 2,8%. El FMI fue aún más  optimista  el mes pasado cuando revisó su propio crecimiento del PIB global para este año al 3,1%, una revisión al alza del 0,2% con respecto a su proyección anterior.
     
    Esta es la razón por la que la OPEP reiteró su expectativa de un fuerte crecimiento de la demanda de petróleo este año, de más de 2,2 millones de barriles diarios, incluso cuando la Agencia Internacional de Energía sigue reduciendo sus propias proyecciones de demanda.
     
    De hecho, en un entorno donde la percepción dominante es que, primero, se debilita el crecimiento de la demanda china; segundo, Europa en crisis económica; y tres, la transición energética, es fácil suponer que los precios del petróleo seguirán débiles. Esta suposición, como muchas otras, puede resultar bastante errónea y ofrecer una desagradable sorpresa a quienes apuestan dinero en ella.
     
    En este momento, los precios están aumentando luego de una serie de ataques con drones por parte de Ucrania a refinerías rusas, lo que generó preocupación sobre la seguridad del suministro de combustible. También recibieron un impulso de otra ronda de retiros de inventarios de combustible en Estados Unidos, lo que sugiere un fortalecimiento de la demanda. El impulso temporal podría extenderse a medida que nos acercamos al inicio de la temporada de conducción, y las ventas de vehículos eléctricos parecen estar creciendo más suavemente que el año pasado. Podría extenderse y fortalecerse hasta tal punto que podría provocar una especie de shock.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • El petróleo se amontona en Europa ante la llegada masiva de buques rebosantes de crudo de EEUU y Guyana

    La llegada masiva de petróleo coincide con la ralentización del crecimiento en Europa.
    Hace poco más de un mes, la narrativa dominante en el mercado aseguraba que había escasez de petróleo. Sin embargo, en cuestión de semanas se ha producido un giro de 180 grados que tiene su reflejo en la acumulación de inventarios de petróleo en los grandes 'hubs petroleros' del mundo, entre los que destaca Europa. A día de hoy, el problema de Europa es qué hacer con tanto petróleo. El crudo no ha parado de fluir desde EEUU o Guyana hacia el Viejo Continente, a la vez que el consumo se ha ido reduciendo ante la desaceleración económica de Europa. Ahora, el petróleo está por todas partes.
     
    El mercado petrolero europeo enfrenta un exceso de oferta debido a la escasa demanda y a una afluencia de embarques provenientes de EEUU, según publican desde la agencia Bloomberg. Europa está siendo el mayor destino regional de las exportaciones de petróleo crudo de EEUU por volumen, con 1,75 millones barriles por día, según ha publicado recientemente la Agencia de la Energía de EEUU.
     
    La agencia Bloomberg señala que además de los cargamentos de EEUU, también han aumentado los embarques desde Guyana y el Mar del Norte. A su vez, estos cargamentos están dificultando las ventas de crudo de Nigeria, uno de los principales proveedores del continente. A finales la semana pasada, más de dos quintas partes de los embarques de diciembre del país africano aún no se habían vendido.
     
    Por ejemplo, la pequeña Guyana (un país de 800.000 habitantes) está enviando el 63% de todo el petróleo que exportó en los primeros seis meses de 2023 a Europa, con un ritmo diario promedio de 215.000 barriles por día, según datos de Refinitiv Eikon citados por Reuters.
     
    Hay petróleo por todos lados
     
    Aunque los recortes de producción de la OPEP han hecho daño, la producción de petróleo creciente en otras regiones parece estar compensando de forma notable la falta de crudo del cártel. A ello hay que añadir los descubrimientos de crudo en varias partes del mundo que están rebajando las expectativas de subidas de precios a medio plazo.
     
    Estas exportaciones están llegando, sobre todo, a los Países Bajos (Rotterdam) y el Reino Unido. Muchas de estas compras de crudo se cerraron hace semanas o incluso meses. Si ahora Europa es incapaz de procesar y consumir tanto petróleo, tendrán que acumularlo.
     
    La economía se frena
     
    El deterioro del panorama económico en uno de los principales centros de consumo (Europa y Asia) del mundo se produce días antes de que la OPEP y sus aliados se reúnan para discutir qué hacer con su producción. El precio del crudo Brent, de referencia en Europa, ha caído más de un 15% desde sus máximos de finales de septiembre. No obstante, otros tipos de crudo (los más usados por las refinerías europeas) han sufrido un descenso aún mayor ante el exceso de oferta al que se enfrenta Europa.
     
    La amplia disponibilidad de suministros se ha visto reflejada en la caída de los precios. El WTI Midland, que se ha convertido en un producto base para muchas refinerías europeas, ha descendido más de 1 dólar por barril en una semana. El crudo noruego Johan Sverdrup cotiza con un descuento que alcanza hasta los tres dólares con respecto a la referencia regional, el petróleo Brent, frente a la prima de más de 2 dólares de hace apenas un mes.
     
    El exceso de oferta en el continente va a ser un dolor de cabeza para los productores de la OPEP+ (la OPEP más Rusia y sus aliados). La mayoría de los analistas esperan que Arabia Saudí y Rusia, líderes del grupo, mantengan los recortes de producción, y algunos estiman una pequeña probabilidad de que los aumenten, mientras intentan apuntalar el mercado tras la reciente caída de los precios.
     
    Lo delicado del tema ha quedado de manifiesto este miércoles, cuando las reuniones previstas para este fin de semana en Viena por el cártel se pospusieron hasta final de mes, en medio del descontento saudí con los niveles de producción de otros miembros.
     
    Según los datos de seguimiento de buques recopilados por Bloomberg, se espera que los envíos de crudo a Europa desde el Golfo de EEUU aumenten hasta los 1,95 millones de barriles diarios este mes, solo un peldaño por debajo del récord de 2,05 millones alcanzado en julio. Esos mismos datos señalaban que partir del 17 de noviembre, 52 superpetroleros iniciaban su ruta hacia EEUU para recoger petróleo y volver a distribuirlo, la cifra más alta en al menos seis años. La mayoría estaban vacíos, lo que sugiere que pretenden recoger cargamentos en EEUU que, probablemente, terminará una vez más en Europa.
     
    Por elEconomista.es
  • El petróleo se hunde: Arabia Saudí baja el precio de venta y la OPEP aumenta la producción

    Contrarrestan las preocupaciones geopolíticas en Oriente Medio

    El petróleo se ha hundido este lunes después de que Arabia Saudí haya recortado sus precios de venta y la OPEP haya aumentado la producción durante el mes de diciembre gracias a los incrementos de Irak, Angola y Nigeria, que compensaron los continuos recortes de varios miembros del cártel.


    En este sentido, el barril Brent, de referencia en Europa, ha bajado un 3%, hasta los 76,40 dólares, mientras que el West Texas, de referencia en EEUU, se ha dejado un 3,81%, hasta los 71 dólares.

    "Esta debilidad se debe a que Arabia Saudí recortó sus precios de venta del crudo Brent ante las preocupaciones sobre un panorama económico más débil y una producción récord de esquisto en Estados Unidos, mientras busca conservar su participación de mercado", afirma Michael Hewson, analista jefe de mercado de CMC Markets.

    En un contexto de intensa competencia en el mercado petrolero, este domingo Arabia Saudí llevó a cabo una reducción notable en los precios de su crudo Arab Light destinado a Asia, con el objetivo de mantener su competitividad y responder a las dinámicas actuales del mercado.

    El principal exportador de 'oro negro' redujo el precio de febrero de su emblemático crudo Arab Light a los clientes asiáticos al nivel más bajo en 27 meses, según un comunicado de Saudi Aramco, que rebajó el precio oficial de venta del Arab Light cargado en febrero a Asia en 2 dólares por barril desde enero, hasta 1,50 dólares por barril por encima de las cotizaciones de Omán/Dubai, un nivel registrado por última vez en noviembre de 2021.

    Para otras regiones, Saudi Aramco recortó el precio oficial de venta de Arab Light de febrero al noroeste de Europa en 2 dólares por barril, a 0.90 dólares por barril por encima del Brent ICE. Y el precio del Arab Light a Estados Unidos se redujo para febrero en 2 dólares por barril a 5,15 dólares frente al ASCI.

    "El crudo saudita sigue siendo relativamente más caro en comparación con otros crudos regionales. Pero estamos bastante contentos de ver estos precios, que lo hacen mucho más asequible para nosotros", señaló un operador de una refinería del norte de Asia, en declaraciones a Reuters.

    Para John Evans, de PVM, "los observadores del petróleo están cuestionando con razón que el recorte del reino no solo tiene como objetivo sofocar la interferencia de la oferta fuera de la OPEP, sino también de su propia membresía en el cártel".

    A ello hay que añadirle que, según un sondeo de Reuters, la producción de petróleo de la OPEP aumentó en diciembre, ya que los incrementos en Irak, Angola y Nigeria compensaron los continuos recortes de Arabia Saudí y otros miembros de la alianza OPEP+.

    "Si nos centráramos solo en los fundamentos, incluidos los inventarios más altos, una mayor producción de la OPEP y de los países no pertenecientes a la OPEP y un OSP saudí más bajo de lo esperado, sería imposible ser otra cosa que bajista con respecto al crudo", explica Tony Sycamore, analista de IG.

    No obstante, cabe recordar que tanto el Brent como el West Texas subieron más de un 2% en la primera semana de 2024 ante el aumento de la tensión geopolítica en Oriente Medio y el Mar Rojo, donde los ataques de los rebeldes hutíes a diversas embarcaciones, está provocando que varias compañías desvíen su trayecto por el Cabo de Buena Esperanza, en África.

    "Las tensiones en el Mar Rojo son el único contrapeso, aunque relativamente débil e intermitente, a que los precios del crudo sucumban a la tendencia bajista sobre las expectativas de un debilitamiento de la demanda mundial y un aumento de los inventarios", afirma Vandana Hari, fundadora del proveedor de análisis del mercado petrolero Vanda Insights.

    Para Ipek Ozkardeskaya, analista sénior de Swissquote Bank, "afortunadamente, los precios del petróleo siguen encontrando una fuerte resistencia a pesar de las tensiones en el Mar Rojo. El barril de crudo estadounidense no pudo superar las ofertas de 74 dólares la semana pasada y comenzamos la semana por debajo del nivel de 73 dólares por barril. Los riesgos geopolíticos prevalecen, pero los operadores siguen viendo máximos en un esfuerzo por forzar el precio del barril de crudo estadounidense a caer nuevamente por debajo de los 70 dólares por barril".


    Fuente: bolsamania.com

  • El petróleo sube a pesar del aumento de los inventarios de productos

    Los precios del petróleo crudo subieron poco a poco hoy después de que la Administración de Información de Energía informara  una disminución de inventario de 500,000 barriles para la semana hasta el 9 de junio.
    Esto  se compara  con una creación de inventario de 4,5 millones de barriles para la semana anterior, lo que empujó los precios a la baja.
     
    Con 459,2 millones de barriles, los inventarios de petróleo crudo de Estados Unidos están alrededor de un 2% por debajo del promedio de cinco años para esta época del año, dijo la EIA.
     
    En combustibles, la agencia estimó que el inventario se acumula en todos los ámbitos.
     
    Las existencias de gasolina agregaron 2,7 millones de barriles en el período del informe, que se compara con un drenaje de 200.000 barriles de la semana anterior.
     
    La producción de gasolina promedió 10,1 millones de barriles diarios, en comparación con los 10 millones de bpd de la semana anterior.
     
    Los inventarios de destilados medios aumentaron en 5,1 millones de barriles en la semana hasta el 9 de junio, en comparación con la acumulación de 1 millón de barriles de la semana anterior.
     
    La producción de destilados medios promedió 5,2 millones de bpd, en comparación con los 5 millones de barriles diarios de la semana anterior.
     
    Mientras tanto, los precios del petróleo extendieron su caída que comenzó el lunes después de un rápido salto tras el último anuncio de recorte de producción de la OPEP+. Más tarde en el día, revirtieron el declive.
    En el momento de redactar este informe,  el crudo Brent  cotizaba a 77,10 USD por barril y el  West Texas Intermediate  cambiaba de manos a 72,58 USD por barril, ambos por encima de la apertura en más de un punto porcentual.
     
    La obstinada caída de los precios de principios de esta semana fue el resultado de la presión a la baja proveniente de la creciente preocupación entre los comerciantes sobre el crecimiento económico mundial. Sin embargo, hoy parece que las noticias de los recortes adicionales de Arabia Saudita comenzaron a calar, lo que hizo subir los precios.
     
    “Los temores de recesión, a medida que las lecturas económicas cada vez más sombrías apuntan a una desaceleración, han mantenido a raya los precios del petróleo, erosionando todos los esfuerzos de la OPEP+ para mantener los precios a flote”, dijo un analista de Philip Nova en una nota citada por  Reuters  .
     
    A principios de esta semana, el Instituto de Gerencia y Abastecimiento informó que el sector de servicios de EE. UU. se había contraído a 50,3 en mayo desde una lectura de 51,9 en abril.
     
    El sector manufacturero se ha estado contrayendo durante siete meses. Los nuevos pedidos para el sector manufacturero han aumentado, pero solo en la industria de defensa,  señaló Reuters  en un informe el martes.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • El productor Petrobras recortó la política de dividendos a 45% del flujo de caja libre

    Los altos precios del petróleo, las ventas de activos y los recortes de costos permitieron a Petrobras aumentar los pagos a los accionistas bajo la administración anterior.
    El productor de petróleo estatal de Brasil, Petrobras, aprobó el viernes una nueva política de dividendos que reduce los pagos al 45% del flujo de caja libre, dijo en un comunicado.
     
    Si bien redujo el nivel de dividendos, incluyó la recompra de acciones como una opción para recompensar a los accionistas. El productor de petróleo controlado por el estado brasileño distribuyó anteriormente hasta el 60% del flujo de efectivo operativo menos las inversiones, cuando la deuda total era inferior a US$65.000 millones.
     
    La empresa mantendrá los pagos mínimos de dividendos en US$4.000 millones al año, siempre que los precios medios del petróleo Brent superen los US$40 el barril. Los pagos de dividendos se realizarán cuando la deuda esté en o por debajo de los niveles máximos establecidos en su plan estratégico, dijo. La política ofrece a los accionistas pagos predecibles sin comprometer la capacidad de crecimiento de la empresa, dijo.
     
    Petrobras planea usar la política revisada para calcular los pagos de las ganancias del segundo trimestre. El monto del dividendo se decidirá en una reunión de directorio la próxima semana.
     
    Los altos precios del petróleo, las ventas de activos y los recortes de costos permitieron a Petrobras aumentar los pagos a los accionistas bajo la administración anterior. Durante su campaña del año pasado, el presidente Luiz Inacio Lula da Silva criticó a Petrobras por colmar de efectivo a los inversionistas privados sin gastar en refinación y transición energética.
     
    Por Bloomberg.
     
  • El recorte de la OPEP no logró elevar los precios del petróleo, pero el año aún no ha terminado

    Los precios del crudo han estado en una racha de pérdidas durante cuatro semanas consecutivas, borrando todas las ganancias que registraron después del último anuncio de recorte de suministro de la OPEP, ya que los temores económicos tienen prioridad sobre las expectativas de demanda.
    Cuando el cártel anunció los recortes, casi todos los bancos con un departamento de productos básicos se apresuraron a actualizar sus pronósticos de precios, esperando que los precios subieran aún más que antes. Morgan Stanley fue una rara  excepción : revisó a la baja su pronóstico de precios del petróleo.
    “La OPEP probablemente necesite hacer esto para quedarse quieta”, dijo en ese momento Martijn Rats, estratega jefe de materias primas del banco de inversión, y agregó que la decisión de la OPEP+ “revela algo, da una señal de dónde estamos en el mercado del petróleo. Y mire, seamos honestos sobre esto, cuando la demanda ruge... entonces la OPEP no necesita recortar".
     
    Parece haber tenido razón, en su mayor parte. Sólo que no es la demanda en sí misma el problema. Ha sido la expectativa popular de un empeoramiento de la demanda lo que ha impulsado la caída de los precios.
     
    De hecho, las actualizaciones diarias de los medios sobre los precios del petróleo, en las últimas cuatro semanas, han repetido el mismo estribillo una y otra vez: datos económicos débiles de EE. UU. y China, temores de más aumentos de las tasas de interés en EE. ya es un hecho en determinadas industrias, en particular el transporte de mercancías.
     
    Claramente, estas expectativas han tenido una base sólida. Lo que pasa con la demanda de petróleo, sin embargo, es que EE. UU., o el resto del mundo desarrollado, no es de donde provendrá la demanda adicional de petróleo en el resto del año y en los años futuros. Es el mundo en desarrollo el que verá un crecimiento en la demanda de petróleo con el potencial de impulsar los precios al alza.
     
    Dutch ING dijo en una actualización reciente del mercado petrolero   que, si bien los precios del petróleo permanecen bajos por ahora, las cosas podrían cambiar en la segunda parte del año, con un déficit que se avecina en el horizonte. 
     
    La base de este pronóstico es una combinación de menor producción de la OPEP+, mayor demanda fuera de la OCDE y un crecimiento menor al esperado en la producción de EE. UU., según ING. Además, siempre existe la posibilidad de que la OPEP+ reduzca la producción nuevamente, lo que aumentará el potencial alcista del petróleo.
     
    La importante empresa holandesa de servicios financieros no es la única que espera precios más altos a finales de este año. El jefe de materias primas de Citi, Ed Morse,  dijo recientemente  a CNBC que los precios del petróleo pueden haber tocado fondo y que estamos entrando en la temporada de mayor demanda en el hemisferio norte, que es mucho más poblado.
     
    "Los recortes de producción de la OPEP+ y un repunte en la demanda de China probablemente compensarán la demanda más lenta en otros lugares... Por lo tanto, esperamos que los precios toquen fondo pronto", dijo el Commonwealth Bank of Australia en una nota de principios de mayo.
    Goldman es otro banco optimista sobre el futuro inmediato de los precios del petróleo. En una  nota  de principios de marzo, semanas antes del sorpresivo anuncio de recorte de la OPEP+, el banco dijo que el Brent podría alcanzar los 100 dólares a finales de año si la OPEP mantiene su acuerdo de recorte de producción de 2 millones de barriles.
     
    Nuevamente, eso fue antes del anuncio de recorte adicional de la OPEP+ que impulsó temporalmente los precios. Y bien podría impulsarlos una vez más a medida que avanza el año. Todo lo que se necesitaría sería una actualización económica más optimista de China o Estados Unidos.
     
    Por supuesto, todas estas son solo proyecciones basadas en datos históricos y algo de sentido común. Sin embargo, lo que pasa con los mercados es que no siempre obedecen al sentido común, sino que tienden a dejarse llevar por un centavo.
     
    Las últimas cuatro semanas son evidencia de ello, con los comerciantes de petróleo ignorando en gran medida los fundamentos para centrarse en lo que los bancos llaman el panorama macro. Han ignorado los datos sobre el rendimiento de las refinerías chinas y las importaciones de petróleo para centrarse en el último PMI, que ha mostrado una contracción en el ritmo de crecimiento del país. Han ignorado los datos sobre las tendencias de producción de EE. UU. para centrarse en la lectura del IPC de abril, que mostró que la inflación sigue siendo un problema importante.
     
    Todo esto es perfectamente comprensible: el llamado panorama macro tiene una gran influencia en la demanda de petróleo, que tiende a disminuir en épocas de alta inflación y aumento de las tasas de interés. Sin embargo, lo que se olvida, al observar ese cuadro macro, es que el petróleo, a pesar de su mala reputación, es lo que los economistas llaman una mercancía inelástica.
     
    Esto significa que cualquiera que sea el precio del producto, siempre habrá una fuerte demanda. Y esto, a su vez, significa que podría ser hora de que los comerciantes se concentren un poco más en las perspectivas de suministro. Porque cuando la oferta se restringe, los precios subirán; la demanda no irá a ninguna parte, incluso en los EE. UU. afectados por la inflación.
     
    Además, como señaló ING en su actualización del mercado petrolero, la OPEP+ es consciente del poder que puede ejercer en el control de la producción. No hay nada que le impida volver a hacerlo si los precios caen demasiado para su gusto. Después de todo, ¿cuánta cuota de mercado puede perder?
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • El repunte de siete semanas del precio del petróleo termina, pero los fundamentos respaldan a los alcistas

    Los analistas de materias primas de Standard Chartered estiman que la reducción de inventarios globales en agosto fue de 2,8 millones de barriles por día.
    El repunte de siete semanas del precio del petróleo provocado por la contracción de los mercados petroleros se ha derrumbado repentinamente después de que los débiles datos económicos provenientes de China pesaron sobre la confianza del mercado. El empeoramiento de la crisis inmobiliaria de China ha generado serias preocupaciones sobre la salud de la economía en el mayor importador de petróleo del mundo y ha reducido el apetito por el riesgo en todos los mercados.
     
    Sin embargo,  las cifras de consumo de petróleo en China se han mantenido , lo que sugiere que esas preocupaciones podrían ser injustificadas.
    "Los inventarios de productos chinos están ajustados y, aunque los inventarios de diésel se han recuperado recientemente desde el mínimo reciente, los inventarios de gasolina han caído durante 13 semanas consecutivas. La demanda ha sido lo suficientemente fuerte como para mantener los inventarios de productos moderados incluso con el aumento de la utilización de las refinerías desde que salió de la temporada de recuperación en junio . ", dijo Michael Tran de RBC Capital  a MarketWatch .
     
    Asimismo, los mercados petroleros mundiales siguen ajustados. Los analistas de materias primas de Standard Chartered estiman que la reducción de inventarios globales en agosto fue de 2,8 millones de barriles por día (mb/d), y se pronostica una reducción adicional de 2,4 mb/d el próximo mes. Los expertos han pronosticado que la reducción de inventarios seguirá siendo el factor dominante de los precios en los próximos meses, pero han advertido que los mercados aún son capaces de volver a caer en la angustia macroeconómica que hemos presenciado durante varios períodos en el segundo trimestre. 
     
    El crudo Brent para entrega en octubre se cerró en 84,46 dólares por barril (bbl) el 21 de agosto, una caída interanual de 1,75 dólares por barril después de alcanzar un mínimo intradiario de 83,05 dólares por barril el 17 de agosto. La curva Brent a plazo ahora se ha aplanado p/p; sin embargo, el Brent para entrega dentro de cinco años aumentó $0,51/bbl p/p a $69,26/bbl, una señal de que los operadores siguen siendo optimistas sobre las perspectivas del precio del petróleo a largo plazo.
     
    Mientras tanto, los precios de los destilados medios siguen estando impulsados ​​por las preocupaciones sobre la oferta debido a interrupciones inesperadas en las refinerías, así como a los bajos inventarios de la cuenca del Atlántico. El 18 de agosto, el crack ICE gasóleo-Brent del primer mes se mantuvo por encima de los 37 dólares por barril, el nivel más alto desde finales de enero y significativamente más alto que el mínimo hasta la fecha de mayo de $13/bbl.
     
    La mayor demanda histórica llevará el petróleo a 100 dólares
     
    Los suministros mundiales de petróleo se han vuelto cada vez más escasos desde finales de junio a medida que Arabia Saudita y Rusia recortaron la producción. De hecho, el  último informe energético  de la Agencia Internacional de Energía (AIE) reveló que la demanda mundial de petróleo creció 3,26 millones de barriles por día en el segundo trimestre, alcanzando un máximo histórico de 103 mb/d.  La AIE estima que la demanda de la OPEP y los inventarios será de 30 mb/d en el tercer trimestre y 29,8 mb/d, lo que implica retiros de inventario de más de 2 mb/d en ambos trimestres con los niveles actuales de producción de la OPEP; La AIE evaluó la producción de la OPEP en 27,86 mb/d en julio. El llamado a la OPEP es una medida del “exceso de demanda” que enfrentan los países de la OPEP, y equivale a la demanda mundial de petróleo menos tanto la producción de petróleo crudo de los países que no pertenecen a la OPEP como la producción de los países de la OPEP que no están sujetos a acuerdos de cuotas.
    Es probable que Arabia Saudita  extienda  hasta octubre su recorte voluntario de suministro de petróleo de 1 millón de barriles por tercer mes consecutivo en medio de la incertidumbre sobre los suministros, han predicho cinco analistas de Wall Street. Los recortes iniciales parecen haber funcionado: los precios del petróleo subieron alrededor de un 15% en el último mes a alrededor de 86 dólares el barril. 
     
    Los analistas de materias primas de Standard Chartered han respaldado las perspectivas alcistas del precio del petróleo diciendo que sus proyecciones también implican grandes pérdidas de inventarios que alcanzarán un máximo de 2,9 mb/d en agosto.  Sin embargo, el momento en que la demanda alcanzará un nuevo máximo es un par de meses más tarde que el de la AIE. StanChart estima que la demanda de junio estuvo aproximadamente 0,5 mb/d por debajo del máximo histórico de agosto de 2019, pero espera que el récord se supere en el mes actual. Según los analistas, una restricción muy eficaz de la producción de los productores, encabezada por Arabia Saudita, creará las condiciones para un repunte de los precios que llevará los precios del Brent por encima del máximo de este año de 89,09 $/bbl a su previsión media del cuarto trimestre de 93 $/bbl, con un probable máximo intratrimestral por encima de 100 dólares el barril.
     
    El mes pasado, la Administración de Información Energética (EIA)  pronosticó La producción total de EE. UU. alcanzará los 12,61 millones de barriles/día en el año en curso, eclipsando el récord anterior de 12,32 millones de barriles/día establecido en 2019 y superando fácilmente los 11,89 millones de barriles/día del año pasado. La producción de petróleo crudo de Estados Unidos ha aumentado un 9% interanual, lo que en circunstancias normales debilitaría los esfuerzos de la OPEP por mantener bajos los suministros en un intento por aumentar los precios. No hay duda de que el Shale Patch de EE. UU. es en gran medida responsable de mantener los mercados petroleros bien abastecidos y los precios del petróleo bajos: Rystad Energy ha estimado que, mientras que la OPEP y sus aliados han anunciado recortes que ascienden a ~6% de la producción de 2022, la oferta no perteneciente a la OPEP ha hecho Dos tercios de esos recortes corresponden a Estados Unidos, de los cuales la mitad corresponde. Afortunadamente, es poco probable que la producción estadounidense aumente lo suficiente como para ejercer una presión significativa sobre los precios internacionales.
     
    StanChart dice que el fuerte ajuste mostrado en la mayoría de los balances del segundo semestre está comenzando a extenderse a los mercados físicos,  y los precios del petróleo parecen estar bien respaldados para superar las noticias negativas provenientes de China.
     
    Mientras tanto, el mercado europeo del gas sigue siendo muy volátil.
     
    Europa se está quedando rápidamente sin espacio para almacenar gas natural, y la baja demanda unida a la abundante oferta permite que la temporada de inyección de inventarios se adelante mucho a la de años anteriores. Según datos de Gas Infrastructure Europe (GIE), las existencias de la UE ascendían a 106,2 mil millones de metros cúbicos (bcm) el 20 de agosto, alcanzando ese nivel 62 días antes que el año pasado. Los inventarios de gas están ahora sólo 3,2 bcm por debajo del máximo del año pasado; 6,2 bcm por debajo del máximo histórico y sólo 10,1 bcm por debajo de la estimación del GIE de almacenamiento total.
     
    Sorprendentemente, los precios del gas del Fondo de Transferencia de Títulos (TTF) holandés siguen siendo bastante altos, situándose en 36,67 euros por megavatio hora (MWh). Será interesante ver cómo reaccionarán los mercados cuando los depósitos de gasolina de Europa finalmente estén llenos.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • El sentimiento alcista finalmente estalla en los mercados petroleros

    Parece que el sentimiento alcista finalmente ha estallado en los mercados petroleros, ayudado por la incertidumbre geopolítica y una perspectiva de demanda cada vez más optimista.
    Los futuros del Brent han superado los 85 dólares por barril por primera vez desde noviembre, lo que indica que el sentimiento de mejora gradual, impulsado aún más por los ataques con aviones no tripulados ucranianos a las refinerías rusas esta semana y la disminución de los inventarios estadounidenses, llegó para quedarse. 
    La Casa Blanca muestra descontento con la adquisición de acero por parte de Estados Unidos. Se rumorea que la administración Bidenha expresado su preocupación por la adquisición por parte de Nippon Steel de la icónica siderúrgica US Steel (NYSE:X) , por 14.900 millones de dólares, citando preocupaciones de seguridad nacional y la falta de consultas con los sindicatos. 
     
    Los ataques con drones provocan mayores exportaciones de petróleo ruso. Después de que esta semana se produjeran varios ataques con aviones no tripulados a gran escala contra refinerías rusas en Nizhny Novgorod, Riazán y Novoshakhtinsk, el Ministerio de Energía de Rusia dijo que las exportaciones de crudo del país aumentarán, desafiando los compromisos de la OPEP+.
     
    "Glencore considera trasladar la cotización principal a Australia". El inversor activista Tribeca Investment Partners ha pedido al gigante minero Glencore (LON:GLEN) que traslade su cotización principal de Londres a Sydney y aborte los planes de escindir su lucrativo negocio de carbón para impulsar el precio de sus acciones. 
     
    Mauricio emerge como centro clave de abastecimiento de combustible para los petroleros desviados. Después de que los comerciantes globales Mercuria y Trafigura suspendieran las operaciones de reabastecimiento de combustible en Sudáfrica por una disputa fiscal con las autoridades locales, Mauricio se ha convertido en la principal estación de reabastecimiento de combustible para todos los buques cisterna que evitan el Mar Rojo y rodean el Cabo de Buena Esperanza. 
     
    El frenesí de fusiones y adquisiciones en Estados Unidos aún está lejos de terminar. La firma de inversión estadounidense Kimmeridge Energy Management hizo una oferta mejorada de 2.100 millones de dólares por el productor de petróleo y gas SilverBow Resources (NYSE:SBOW) , centrado en Eagle Ford, proponiendo crear una empresa combinada y comprometiéndose a proporcionar la financiación necesaria. 
     
    Las principales fundiciones de China acuerdan recortes de producción. Se informa que las principales fundiciones de cobre de China, Jiangxi Copper, Tongling, Jinchuan Group y China Copper, han concluido un inusual acuerdo para reducir la producción, ya que las tarifas al contado para procesar concentrado de cobre cayeron a su nivel más bajo en una década.  
     
    Nord Stream demanda a las aseguradoras por 440 millones de dólares. El operador de oleoductos Nord Stream AG está reclamando 440 millones de dólares a sus aseguradoras Lloyd's Insurance y Arch Insurance en una demanda presentada ante el Tribunal Superior de Londres, semanas después de que Suecia y Alemania encontraran rastros de explosivos relacionados con el incidente. 
     
    La ambiciosa agenda verde del Reino Unido se pone a prueba con la realidad del gas. El gobierno del Reino Unido propone construir nuevas centrales eléctricas alimentadas con gas, y el Ministerio de Energía sugiere que se necesitarían 5 GW de capacidad de generación para evitar apagones en medio de un giro hacia las energías renovables.
     
    Recortando los precios del combustible, India se prepara para las elecciones. Los minoristas estatales de combustible de la India están reduciendo el precio de la gasolina y el diésel esta semana a 94,72 y 87,62 rupias por litro respectivamente, el primer cambio en dos años, antes de las elecciones generales indias de 2024, que se celebrarán en abril y mayo. 
     
    "Estados Unidos encarga el primer gran parque eólico marino". Esta semana se inauguró el primer parque eólico marino a escala comercial de Estados Unidos, el proyecto South Fork Wind de 132 MW operado por Orsted (CPH:ORSTED) y Eversource (NYSE:ES) a unas 35 millas de Long Island, Nueva York.
     
    China descubre otro enorme yacimiento petrolífero. La petrolera estatal china CNOOC, centrada en alta mar  , informó sobre el descubrimiento de Kaiping South en aguas profundas del Mar de China Meridional, y se cree que el hallazgo contiene más de 100 millones de toneladas de petróleo equivalente en volúmenes recuperables. 
     
    El gas venezolano atrae a una importante petrolera clave. Al mismo tiempo que el campo Dragon de 3,2 TPC de Shell, la petrolera británica BP (NYSE:BP) está en conversaciones con la venezolana PDVSA para desarrollar el campo de gas Manakin-Cocuina, a ambos lados de la frontera de Venezuela y Trinidad y Tobago, para alimentar Atlantic LNG.
     
    La AIE continúa mejorando las perspectivas de demanda para 2024. La Agencia Internacional de Energía elevó su visión sobre el crecimiento de la demanda de petróleo para 2024 por cuarta vez desde noviembre, esperando que aumente 1,3 millones de b/d, 110.000 b/d más que su pronóstico del mes pasado.
     
    Por Michael Kern para Oilprice.com
  • El viceprimer ministro de Rusia ve el precio del petróleo Brent por encima de los 80 dólares a fin de año

    Se espera que los precios del crudo Brent superen ligeramente los 80 dólares por barril a finales de este año, gracias al aumento de la demanda en el verano y las reducciones de producción de la OPEP+, dijo el viceprimer ministro ruso, Alexander Novak, a Izvestiya en una entrevista publicada el jueves. 
    A primera hora del jueves, el Brent cotizaba a 77,21 dólares, un 1,47% menos en el día.
    Según Novak, la tarea de Rusia no es inflar los precios del petróleo sino equilibrar el mercado.
     
    Rusia advirtió en febrero que reduciría su producción de crudo en 500.000 bpd debido a las prohibiciones de importación de la UE y los precios máximos de su crudo y productos derivados del petróleo. Esos recortes de 500.000 bpd se extenderán hasta finales de 2023.
     
    Pero la semana pasada, la Agencia Internacional de Energía (AIE) dijo que hasta ahora Rusia no había logrado reducir su producción de petróleo en 500.000 bpd como prometió, e incluso podría estar buscando aumentar la producción para compensar la pérdida de ingresos.
     
    Cuando Izvestiya le preguntó sobre su perspectiva de los precios del petróleo a finales de este año, Novak dijo que cree que el precio será ligeramente superior a los 80 dólares el barril.
     
    “Espero que la demanda aumente en el verano”, dijo Novak, y agregó que los recortes de producción en curso en muchos productores de petróleo también deberían restringir el mercado.  
    “Lo repetiré una vez más: no tenemos la tarea de aumentar los precios, nuestra tarea es equilibrar el mercado en interés tanto de los productores como de los consumidores”, dijo Novak, reiterando la narrativa oficial de la alianza OPEP+, de la cual Rusia es parte.
     
    Varios productores de la OPEP+, incluida Rusia, sorprendieron al mercado a principios de abril y dijeron que mantendrían otros 1,6 millones de bpd fuera del mercado durante el resto del año.
     
    A principios de esta semana, el ministro de Energía de Arabia Saudita, el príncipe Abdulaziz bin Salman, advirtió a los comerciantes , nuevamente, que no acortaran los futuros del petróleo, menos de dos semanas antes de la reunión de la OPEP+ el 4 de junio. 
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Emiratos Árabes Unidos aumenta discretamente la capacidad de producción de petróleo antes de la reunión de la OPEP.

    ADNOC ha incrementado su capacidad de producción de petróleo a 4.85 millones de barriles por día antes de la próxima reunión de la OPEP.
    La empresa estatal de petróleo de los Emiratos Árabes Unidos, Adnoc, ha actualizado su capacidad máxima de producción de petróleo crudo sin mucha fanfarria.
     
    ADNOC ha actualizado silenciosamente la cifra en su sitio web, pero no ha hecho un anuncio oficial. La nueva capacidad es de 4.85 millones de barriles por día (bpd), un aumento desde los 4.65 millones de bpd que publicó en 2023. Su capacidad de producción de gas natural publicada es de 11.5 mil millones de pies cúbicos por día.
    ADNOC tiene planes de aumentar su capacidad de producción de petróleo a 5 millones de bpd para 2027, una meta que la empresa estatal de petróleo estableció hace años.
     
    El aumento de la capacidad de producción se produce mientras la producción de petróleo de los EAU disminuyó en marzo, según fuentes secundarias de la OPEP, ya que el grupo lucha por reducir la producción a los niveles acordados en un intento de equilibrar los mercados petroleros globales.
     
    Los recortes actuales de producción de la OPEP, una medida "precautoria", están programados para durar hasta finales de junio, aunque una reunión de la OPEP+ el 1 de junio determinará si la OPEP debería extender los recortes o si deberían comenzar el proceso gradual de deshacerlos.
     
    Pero el Secretario General de la OPEP, Haitham Al Ghais, advirtió a aquellos que pronosticaban el comienzo del fin del petróleo que deberían tener cuidado para que esas predicciones peligrosas no "fomenten políticas energéticas que provoquen el caos energético".
     
    La OPEP ha insistido en que las previsiones que predicen la revolución de los vehículos eléctricos y la transición verde en su conjunto no están fundamentadas en la realidad, y que depender de esta disminución ficticia en la demanda de petróleo podría llevar a políticas que eventualmente causarían un desequilibrio entre la oferta y la demanda de petróleo, lo que llevaría a precios del petróleo más altos.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com
  • En 4,02% aumentó producción de petróleo en Colombia durante abril, según la ANH

    Frente a marzo de 2023, la producción diaria de petróleo registró un incremento de 1,39%.
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) reportó que la producción fiscalizada de petróleo durante abril de 2023 fue de 782.277 barriles promedio por día (bopd), un 4,02% mayor a la registrada en el mismo mes de 2022 cuando alcanzó los 752.079 barriles promedio por día.
     
    Frente a marzo de 2023, la producción diaria de petróleo registró un incremento de 1,39%.
     
    El aumento de la producción entre abril y marzo de este año se presentó, principalmente, en los campos: Indico (Cabuyaro-Meta), Caño Sur Este (Puerto Gaitán-Meta), Andina (Tame-Arauca), Tigana (Tauramena-Casanare), Acordionero (San Martin-Cesar), Akacías (Acacias/Guamal-Meta), Cajúa (Puerto Gaitán-Meta), debido al restablecimiento de la producción y al ingreso de nuevos pozos.
     
    El promedio anual de producción, entre abril de 2022 y el mismo mes de 2023, fue de 771.278 barriles de petróleo por día, lo que representa un incremento de 3,38% respecto a lo registrado para el año anterior, cuando alcanzó los 746.056 bopd.
     
    Entre tanto, la ANH reportó que la producción promedio de gas comercializado durante abril de 2023 presentó un descenso de 6,54% frente al mismo mes de 2022 (1.028 mpcd vs 1.100 mpcd).
     
    Frente a marzo de 2023, la producción promedio de gas comercializado en el cuarto mes del año registró una caída de 3,02% (1.028 mpcd vs 1.060 mpcd).
     
    Este comportamiento obedece a una disminución del gas comercializado, principalmente, en los campos: Cupiagua (Aguazul-Casanare), Cupiagua Sur (Aguazul-Casanare), Pauto Sur (Yopal-Casanare), Floreña (Yopal-Casanare), Floreña Mirador (Yopal-Casanare) por mantenimientos mayores en la planta CPF de Floreña; Chuchupa (Manaure-Guajira), Gibraltar (Boyacá-Cubará), Mamey (Ovejas/Sucre), debido al comportamiento de la demanda de gas durante el mes.
     
    El promedio anual de producción entre abril de 2022 y el mismo mes de 2023 fue de 1.048 mpcd, lo que representa una disminución del 2,11% respecto al promedio anual registrado para el año anterior, el cual fue de 1.070 mpcd.
     
    Durante abril de 2023, se reportaron dos avisos de descubrimiento en el pozo Tinamú-1, del contrato de E&P CPO 9, con operador la empresa Ecopetrol., y el pozo Dividivi-1, del contrato E&P VIM-33, operado por la empresa OIL& GAS S.A.S.
     
    En abril se perforaron seis pozos exploratorios y 55 son pozos de desarrollo. Respecto a la actividad de sísmica exploratoria durante el cuarto mes del año, se reportaron 472.56 Km 2D.
     
    Por Daniela Rodriguez para LaRepública.
  • En dos años, el país tendría 20 pozos usando ‘fracking’

    El Gobierno dice que con las normas vigentes se puede aplicar esta tecnología. Ya hay seis contratos firmados.
     
    El auge de los yacimientos no convencionales (YNC), una de las grandes apuestas para incrementar las reservas petroleras del país, ya empezó en Colombia.
     
    Actualmente, la Agencia Nacional de Hidrocarburos cuenta con 22 bloques asignados para este tipo de áreas y seis contratos firmados para iniciar en forma la exploración de estos yacimientos en el Valle del Magdalena Medio y el Catatumbo.
     
    “Yo pensaría que para los próximos dos años podríamos tener unos 20 pozos exploratorios. No en todos los bloques asignados tendremos actividad en ese periodo, hay que hacer sísmica inicialmente, pero ya en la perforación, que es donde se hace la estimulación hidráulica (‘fracking’), estimamos 20 pozos”, precisó el viceministro de Energía, Orlando Cabrales Segovia.
     
    La técnica del fracturamiento o estimulación hidráulica es necesaria para explorar y explotar en estos yacimientos no convencionales, en los que se estima que, en Colombia, hay reservas de 31,7 terapies cúbicos de gas.
     
    Para desarrollar los YNC se requiere perforar horizontalmente el pozo e inyectar un fluido con agua y químicos a alta presión para crear microfracturas en la roca generadora donde está atrapado el hidrocarburo.
     
    “Los recursos no convencionales están atrapados en lutitas, que tienen una textura esquista, dura, no permeable y por eso se deben estimular de esta forma”, explica el ingeniero Óscar Vanegas, docente de la Escuela de Ingeniería de Petróleos de la Universidad Industrial de Santander.
     
    EL DEBATE AMBIENTAL
     
    Pese a la eficiencia de la técnica, las dudas en torno a sus impactos ambientales han generado una ola de movimientos ‘anti-fracking’, al punto de que en países como Francia, Holanda, Luxemburgo y la República Checa han declarado moratoria y hasta prohibición explícita del fracturamiento hidráulico.
     
    La preocupación más común tiene que ver con posibles filtraciones en los pozos que puedan contaminar los acuíferos cuando el líquido utilizado para la estimulación es devuelto a la superficie. También hay dudas con respecto a los efectos que pueda tener la perforación horizontal en la actividad sísmica.
     
    Un estudio de la Liga de Mujeres Votantes de Pensilvania, uno de los estados norteamericanos más beneficiados por el auge de los no convencionales, indica que la aplicación de esta técnica está asociada con el deterioro en la calidad de aire y agua, y afectaciones a la salud de los vecinos de los campos.
     
    En Colombia, en el 2012, la Contraloría General de la República emitió un control de advertencia en el que previno a las autoridades de los impactos que podría generar el ‘fracking’ al ambiente y a la salud pública.
     
    De acuerdo con el ingeniero Vanegas, es posible hacer bien la explotación, siempre y cuando se haga un control estricto y un estudio muy detallado de cada uno de los proyectos.
     
    “Depende, por ejemplo, de cada cuenca y de la profundidad a la que se perfore. En la cuenca de los Llanos Orientales, por ejemplo, hacer ‘fracking’ a menos de 5.000 pies de profundidad sería riesgoso; el cóctel de químicos que se utiliza también debe regularse y debe garantizarse que el fluido que retorna no se reinyecte en pozos menos profundos”, explicó el experto.
     
    REGLAS LISTAS
     
    En el país, el reglamento técnico para explotación de YNC del Ministerio de Minas y Energía fue emitido en marzo de este año y los términos de referencia del Ministerio de Ambiente, en julio.
     
    Con esas dos resoluciones, ya las empresas que tienen contratos para exploración de no convencionales pueden empezar a solicitar licencias.
     
    “Yo sé que Exxon, Shell y Conoco están casi listos para iniciar el trámite ambiental”, reveló el viceministro de Energía.
     
    Si normalmente una licencia para no convencionales se tarda entre 8 y 14 meses para ser tramitada, entonces a mediados del próximo año podría estar la primera actividad de estimulación hidráulica en el país.
     
    “La tranquilidad que tenemos como Gobierno es que hemos hecho un ejercicio muy serio, en los últimos dos años, de reglamentación. Cada uno de los riesgos asociados a la actividad están debidamente atendidos con medidas claras de prevención y mitigación. A quienes se oponen, les pedimos que miren las resoluciones que sacamos y si ven que hace falta algo lo miramos, pero no podemos atacar por atacar”, dijo el Viceministro.
     
    Sin embargo, ya en redes sociales se pueden ver movimientos sociales ‘anti-fracking’ que prometen atizar otro gran debate en torno a la industria petrolera.
     
     
    Fuente: portafolio.co / Nohora Celedón
     
     
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  • En Magdalena Medio hay más prospectiva de no convencional

    Los recursos podrían ser equivalentes a 500 millones de barriles de petróleo, estima la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
     
    A unos 500 millones de barriles de petróleo equivalen los yacimientos no convencionales en parte de la cuenca del Magdalena Medio, en donde se ha investigado sobre el potencial.
     
    Este estimativo corresponde a los recursos prospectivos y todavía no al cálculo de reservas, explicó Juan Fernando Martínez, vicepresidente técnico de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en la Conferencia Energética Colombiana - Enercol 2014, en Bogotá.
     
    En teoría, los recursos prospectivos corresponden a los volúmenes estimados asociados a las cantidades no descubiertas.
    Martínez explicó que esta es la primera vez que se presenta una cifra en el tema y permite mostrar los potenciales de los yacimientos no convencionales, la cual requiere de una etapa de maduración para obtener mayor información e interpretación de los yacimientos, apropiando tecnologías de punta para que Colombia sea parte del escenario internacional de las inversiones en este campo.
     
    Dijo que el objetivo es fomentar y apoyar la exploración desde el Estado hacia la industria para ofrecer al país un portafolio de oportunidades que sean rentables y que generen empleos
     
    “Frente a la prospectividad de los yacimientos no convencionales, se requiere una sinergia entre las agencias del Estado y la industria para unificar conceptos que permita perforar los pozos de una manera más rápida”, anotó.
     
    Llamó la atención en que el país necesita romper paradigmas y mirar las cuencas con otros ojos, por los potenciales de recursos que podrían tener resultados más inmediatos que los campos convencionales, poniendo como ejemplo la cuenca del Sinú y del Offshore.
     
    PRECIOS DE ENERGÍA HACEN VIABLE LAS RENOVABLES
     
    “Cada vez son más altos los precios de la energía y la volatilidad de los precios de bolsa registran alzas incontroladas de más del 300 %, por lo que están dadas las condiciones para implementar fuentes de energía renovables no convencionales”, dijo el senador Juan Diego Gómez.
     
    El señalamiento lo hizo en el marco de la X Colombia minera que se realiza en Medellín, y señaló que a través de la Ley 1715 se creará el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía, orientado a financiar los programas de eficiencia energética. Esas energías serían, además, una apuesta para llegar a las zonas no interconectadas y con ellas, dice el congresista, se pretende promover el desarrollo y la utilización de fuentes no convencionales de energía en el sistema energético nacional, el desarrollo económico sostenible, la reducción de gases de efecto invernadero y la seguridad del abastecimiento energético.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / 
     
     
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  • En Septimbre la Producción de Crudo en Colombia fue de 993.000 barriles promedio por día

    MME. Bogotá D.C.  10 de octubre de 2014. El Ministerio de Minas y Energía informa que la cifra preliminar de producción de crudo en Colombia en septiembre fue de 993.000 barriles por día (BPD/información preliminar), con una leve reducción de 0,6% frente al mes de agosto de este mismo año. Con esto, la producción diaria estimada promedio anual de crudo alcanza los 982.700 BPD en lo que va de 2014.
     
    Durante septiembre se presentaron restricciones técnicas y operacionales que incidieron en la producción y en menor medida se registraron afectaciones por alteración al orden público. El promedio producido refleja también la entrada en producción del campo Juape a partir del 11 de septiembre de 2014 y la ejecución de pruebas iniciales en dos pozos más.
     
    Por otro lado, la cifra preliminar de producción de gas promedio durante septiembre alcanzó los 1.119 millones de pies cúbicos por día (MPCD), lo que representa un aumento de 3,32% por ciento con respecto al mes de agosto (1.083 MPCD). La producción diaria estimada promedio anual de gas en Colombia se mantuvo en 1.114 MPCD. La variación en volumen de gas comercializado se debe al incremento en la demanda.
  • Estas son las claves para conocer cómo funciona el sistema de transporte de crudo

    Se realiza a través de una red de oleoductos con una longitud de 6.191 kilómetros. Tres empresas juegan rol clave en el proceso.
    El transporte del crudo es una de las tres fases de la cadena del petróleo conocida como midstrem. Aquí juegan un rol empresas como Cenit, Ocensa y Oleoductos de los Llanos, ODL.
     
    En Colombia, parte de este combustible se transporta a través de una red de oleoductos cuya longitud total es de 6.191 kilómetros. Esta infraestructura es propiedad de 15 empresas transportadoras, que conectadas entre sí permiten el movimiento continuo de crudo.
     
    En una visita a los oleoductos de ODL en Campo Rubiales, se evidenció el descargue hasta la llegada del crudo a su destino final. Alrededor de 30% del crudo de todo el país es transportado allí.
     
    Todo inicia con el arribo del crudo a la estación. A ODL llegan cargados al menos 160 carrotanques con 35.000 barriles diarios. Esto junto al crudo que llega mediante las líneas, unos tubos más pequeños que transportan el combustible hasta el oleoducto.
     
    Por esta vía, ODL recibe la mayoría de barriles, alrededor de 130.000, un paso importante porque ahí ocurre un traspaso de responsabilidad entre el dueño del crudo y la empresa que lo transporta, denominada como Unidad de Transferencia Custodiada. El combustible pasa a ser responsabilidad de ODL sin necesariamente convertirse en su propietario.
     
    Pero para que este líquido se mueva hay que imprimirle energía. En la unidad de despacho este líquido se va a distribuir en varios tubos que luego, mediante bombas van a darle el empujón para que llegue a su próxima estación. En el caso de ODL es la estación Corocora, hasta llegar al Casanare.
     
    Por Diana Gil para LaRepública.