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  • ¿Derrumbará EEUU los precios del petróleo?

    En los últimos años, Estados Unidos —que alguna vez fue el mayor importador de petróleo del mundo— compraba cada vez menos hidrocarburos y se basaba cada vez más en sus propios recursos. El creciente volumen de exportaciones de petróleo estadounidense se ha convertido en un factor más que afecta los precios del petróleo en el mercado internacional.

    Estados Unidos en febrero aumentó considerablemente sus exportaciones de 'oro negro'. Ahora el país norteamericano exporta más petróleo que algunos miembros de la OPEP, como Argelia, Ecuador o Catar: 1,2 millones de barriles al día, escribe Financial Times, citando datos de la Administración de Información de Energía de Estados Unidos (EIA).

    En diciembre de 2015 EEUU abolió la prohibición de las exportaciones de petróleo a todo el mundo, excepto a Canadá y México. Esta había estado vigente por más de 40 años, en un intento de preservar las reservas naturales propias y garantizar su seguridad energética.

    Producción de petróleo en EEUUProducción de petróleo en EEUU

    © EIA/FINANCIAL TIMES

    Producción de petróleo en EEUU

    Los principales contribuidores al incremento de la producción han sido las compañías extractoras del denominado petróleo de esquisto. Hoy día este tipo de producción representa la mayor parte de la industria petrolera de EEUU. Sin embargo, el actual aumento de los precios del petróleo sólo acelera su desarrollo.

    Cómo la OPEP ayudó al 'fracking'

    A finales de 2016, los países miembros de la OPEP y los principales productores de petróleo fuera del cártel acordaron reducir la producción con el fin de eliminar el exceso de oferta en el mercado. Desde entonces, los precios han subido de forma constante y no han caído por debajo de los 50 dólares por barril. Los analistas advirtieron entonces: con un precio de 55-60 dólares, la producción de petróleo de esquisto estadounidense aumentará considerablemente, desplazando a parte de los productores tradicionales.

    Eso es lo que está sucediendo ahora. EEUU se ha beneficiado del aumento en el precio de los hidrocarburos. Y es que la mayoría de sus proyectos para la extracción de petróleo de esquisto se vuelven rentables a un precio por encima de los 50 dólares por barril.

    "La intención de Trump de aumentar la producción petrolera amenaza el precio del crudo"

    "Cuanto más alto sea el precio, mayores serán los volúmenes y las áreas que podrán ser involucradas en la extracción", explica Nikolái Ivanov, profesor del Instituto de Energía y Finanzas.

    Hasta ahora solo Arabia Saudí podía reducir el volumen de la oferta para equilibrar los precios. Hoy día también EEUU. No por un acuerdo, no por una orden de Donald Trump, sino debido a las circunstancias en las que ha caído el mercado.

    Por lo tanto, a consideración de Ivanov, el futuro de los acuerdos de la OPEP se verá limitado —tanto en tiempo, como en volúmenes— por los niveles de rentabilidad promedio de los proyectos estadounidenses.

     

     

    Un mercado conservador

    Por supuesto, incluso los productores de petróleo de esquisto tienen una serie de limitaciones u obstáculos objetivos que les impiden inundar el mercado internacional.

    En primer lugar, no todas las refinerías están diseñadas para procesar el petróleo de esquisto. "Tecnológicamente, muchas fábricas se centran en ciertas variedades de hidrocarburos y su remodelación es un proceso bastante difícil", anota Nikolái Ivanov.

    Nuevo Orden Económico: ¿fin de la época del petrodólar?

    "Los estadounidenses a menudo consideran como petróleo lo que en Europa se conoce como condensado de gas u otro tipo de mezcla. Si alguien se dispone a comprar petróleo estadounidense, es probable que lo mezcle con petróleo pesado, es decir, no serán volúmenes significativos", añade Dmitri Adamídov, analista independiente de los mercador petroleros.

    Además, Adamídov no ve causa alguna para una caída brusca de los precios del petróleo. La cuestión no radica únicamente en que la tecnología del 'fracking' es costosa, sino también en el hecho de que los depósitos de petróleo de esquisto tienen una vida útil cinco veces más corta que los depósitos tradicionales. "Los precios subieron, el 'fracking' recibió una oportunidad y, por supuesto, incrementó su producción. Pero no por mucho tiempo", concluye Adamídov.

    ¿El último año de precios bajos?

    Los expertos coinciden en que aún es muy temprano para hacer predicciones sobre los futuros precios de los hidrocarburos. La extracción de esquisto es un caso especial debido a su novedad.

    Según Dmitri Adamídov, el precio del barril en 2017 podría tocar los 40 dólares, pero no por mucho. Con el tiempo el precio se estabilizará en los 70 dólares. Pero lo que sí no veremos en los próximos años será un precio de 100 dólares por barril.

    Conozca más: El sector de hidrocarburos, al detalle

    Nikolái Ivanov, por su parte, sugiere que el precio del barril oscilará entre los 40 y los 60 dólares. El factor del petróleo de esquisto, advierte, no puede descartase: a pesar de que toda la historia de esta industria cuenta con menos de 10 años, ya para este momento muestra unos niveles de eficiencia mayores que el promedio mundial. 

     

     

     

     

  • ¿Es la energía limpia realmente más cara que la energía tradicional?

    A juzgar por la noticia, una empresa de relaciones públicas tenía una tarea: informar al mundo que los precios de la energía limpia superan los precios de la energía sucia, al igual que los republicanos en el Congreso intentan derogar gran parte de la Ley de Reducción de la Inflación (que impulsa la energía limpia). Tal vez una coincidencia. La política no es nuestra área de especialización. Pero los argumentos que se aseguraron se leen como puntos de conversación que los políticos repiten en entrevistas de noticias por cable:   
    -Las nuevas industrias limpias necesitarán trabajadores, especialmente ingenieros, y no los obtendrán asaltando al personal de los restaurantes de comida rápida. Esto es cierto, por supuesto. Las nuevas industrias tendrán que competir por trabajadores con experiencia, atraer a estudiantes estadounidenses a la ingeniería, atraer a ingenieros del extranjero y ofrecer salarios competitivos. Las viejas industrias tendrán que competir por la mano de obra con las nuevas industrias. Eso es lo que sucede en los mercados.
     
    -Las nuevas políticas pondrán fin a nuestra dependencia de décadas de los mercados globales para proporcionar bienes y servicios a los precios más bajos. Bueno, ¿no es el punto de volverse local para proteger nuestra seguridad nacional? La seguridad adicional cuesta dinero, al igual que el seguro. Entonces, ¿quieres seguridad o precios bajos?
     
    -Las dádivas del gobierno a determinadas tecnologías distorsionan el mercado. Los economistas están de acuerdo en que la forma menos distorsionadora del mercado para abordar el problema es gravar el carbono y dejar que el mercado descubra cómo reducir las emisiones. Pero seamos realistas. El Congreso no aprobará ningún impuesto nuevo. Entonces Biden tenía la opción de una política subóptima o no hacer nada. Como dijo Voltaire, “lo perfecto es enemigo de lo bueno”.
     
    Estos puntos deslumbrantemente inútiles no mencionan una razón principal por la que los precios de la energía limpia pueden superar los precios de la energía sucia: estos últimos no incluyen los costos que soporta la sociedad, ni el productor ni el usuario. Si se incluyera el costo de los daños a la salud o al medio ambiente, el producto sucio podría costar tanto o más que el producto limpio. Entonces, cambiar a un producto limpio podría afectar el precio pagado pero no el costo para la sociedad. 
    Los especialistas en marketing y los desarrolladores de productos podrían descartar el argumento por completo. Los productos nuevos a menudo se venden por más que los productos viejos aparentemente similares. Los consumidores que quieren ser los primeros en el bloque están dispuestos a pagar más, especialmente por un producto que ven como diferente. Y el costo y el precio de los nuevos productos disminuyen a medida que los productores logran economías de escala. ¿Cuál es el problema, entonces?
     
    Tal vez una gran parte del problema es que las empresas de energía establecidas, que tienen influencia política y dinero no gastan mucho en investigación y desarrollo, en términos relativos, no desarrollan nuevos productos y perderán si los nuevos competidores tienen éxito. Por lo tanto, tienen todas las razones para cabildear contra los nuevos competidores, especialmente si el gobierno los está impulsando. ExxonMobil, Shell y Chevron, entre ellas, gastan solo el 0,3% de los ingresos en investigación y desarrollo, y las industrias de electricidad y gas natural en los Estados Unidos alrededor del 0,1% de los ingresos. Por otro lado, los gigantes automotrices General Motors y Ford, juntos, gastan el 5% de los ingresos en investigación y desarrollo, y los fabricantes de celdas de combustible, Bloom Energy y Plug Power, el 13%. Nuestro punto no es que cuando no gastas en tu futuro, es posible que no tengas uno.
     
    Las proyecciones muestran una disminución continua en los costos de la energía alternativa que pronto los llevará por debajo de los costos de energía heredados. Pero ese análisis no tiene en cuenta una serie de proyectos que podrían perturbar aún más el mercado de la energía:
     
    -Co-combustión de plantas de combustibles fósiles con amoníaco. (Un proyecto que implica principales empresas de servicios públicos japonesas y productores mundiales de amoníaco).  
     
    -Mejorar las perovskitas, que podrían reducir sustancialmente los costos solares y revolucionar sus usos. (Trabajo en curso en China y EE. UU.)  
     
    -Convierta el hidrógeno en el nuevo medio de almacenamiento, combustible y transferencia de energía. (Grandes proyectos en marcha en todo el mundo.) 
     
    -Establecer la existencia de depósitos comerciales de hidrógeno renovable subterráneos. (Una empresa australiana de pequeña escala con perspectivas potencialmente grandes). 
     
    -Demostrar a través de un costoso pozo exploratorio en Utah la posibilidad de que podamos aprovechar la energía geotérmica de roca seca y profunda (suficiente para replicar la flota generadora de EE. UU. 500 veces). 
     
    -Construir redes de superconductores para conectar energías renovables. (Una empresa de energía europea quiere hacer precisamente eso, argumentando que la red existente no puede hacerlo. ¿Qué tal aquí?).
     
    Cualquiera de estas posibilidades podría aumentar drásticamente las perspectivas de descarbonización, en gran medida al mejorar el costo y la confiabilidad de la electrificación. Obtendríamos una mejor noción de los costos futuros si miramos hacia adelante y no hacia atrás.
     
    Por Leonard S. Hyman y William I. Tilles para Oilprice.com   

  • ¿Puede Estados Unidos destetarse del uranio ruso?

    En marzo de 2022, poco después de la invasión rusa de Ucrania, el presidente Biden firmó una orden ejecutiva que prohibía la importación de petróleo, gas natural licuado y carbón rusos a los Estados Unidos. Aunque la prohibición junto con las sanciones de la UE fueron culpadas por el aumento vertiginoso de los precios mundiales de la energía, las refinerías estadounidenses no fueron peores para el desgaste, ya que Rusia suministró solo el 3% de las importaciones de petróleo crudo de Estados Unidos.
    Sin embargo, los apostadores se apresuraron a señalar que una exportación notable quedó fuera de esa lista: el uranio.
     
    Durante mucho tiempo, Estados Unidos ha dependido en gran medida del uranio ruso, e importó alrededor del 14 por ciento de su uranio y el 28 por ciento de todos los servicios de enriquecimiento de Rusia en 2021, mientras que las cifras para la Unión Europea fueron del 20 por ciento y el 26 por ciento para las importaciones y los servicios de enriquecimiento, respectivamente. Y, parece no haber un final a la vista a pesar de que el presidente ucraniano, Volodymyr Zelenskiy, pidió a Estados Unidos y a la comunidad internacional que prohíban las importaciones rusas de uranio tras el bombardeo ruso cerca de la central eléctrica ucraniana Zaporizhzhya. U.. Las compañías S están enviando $ 1 mil millones cada año a la agencia nuclear estatal de Rusia, Rosatom, e importaron otros $ 411.5 millones en uranio enriquecido solo en el primer trimestre de 2023.
     
    Destetarse del uranio ruso es una decisión difícil para el país, considerando que Rusia alberga uno de los recursos de uranio más grandes del mundo con un estimado de 486,000 toneladas de uranio, el equivalente al 8 por ciento del suministro mundial. Rusia es el hogar del complejo de enriquecimiento de uranio más grande del mundo, que representa casi la mitad de la capacidad mundial.
     
    Estados Unidos tiene actualmente una planta operativa administrada por sus propietarios del Reino Unido, Países Bajos y Alemania que puede producir menos de un tercio de sus necesidades domésticas anuales. Además, el país actualmente no tiene planes de desarrollar o encontrar suficiente capacidad de enriquecimiento para llegar a ser autosuficiente a nivel nacional en el futuro.
     
    En contraste, la Corporación Nuclear de China está trabajando para duplicar su capacidad para satisfacer las necesidades de la flota de reactores nucleares civiles en rápido crecimiento de China, de modo que para 2030 China planea tener casi un tercio de la capacidad mundial.
     
    Pero tal vez Estados Unidos no esté condenado para siempre a doblegarse ante el uranio ruso, con el país buscando activamente sustitutos de uranio.
     
    Combustibles alternativos
     
    Dado que la administración Biden ha establecido el objetivo de alcanzar el 100 por ciento de energía libre de carbono para 2035, la energía nuclear probablemente seguirá siendo un tema candente a pesar de ser un combustible bajo en carbono, principalmente porque el combustible nuclear convencional crea una gran cantidad de desechos peligrosos.
     
    Lo que daría a la energía nuclear un gran impulso sería un avance tecnológico significativo en la sustitución de torio por uranio en los reactores. El público probablemente sería mucho más fácil de incorporar con la eliminación de uranio peligroso.
     
    El torio ahora se anuncia como la "gran esperanza verde" de la producción de energía limpia que produce menos desechos y más energía que el uranio, es a prueba de fusión, no tiene subproductos de grado armamentístico e incluso puede consumir reservas de plutonio heredadas.
     
    El Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE), el Centro de Ingeniería y Ciencia Nuclear de Texas A&M y el Laboratorio Nacional de Idaho (INL) se han asociado con Clean Core Thorium Energy (CCTE), con sede en Chicago, para desarrollar un nuevo combustible nuclear a base de torio que han denominado ANEEL. ANEEL (Advanced Nuclear Energy for Enriched Life) es una combinación patentada de torio y "High Assay Low Enriched Uranium" (HALEU) que tiene la intención de abordar los altos costos y los problemas de desechos tóxicos (el torio debe combinarse con al menos una pequeña cantidad de un material fisible debido a su incapacidad para fisionarse naturalmente por sí solo). La principal diferencia entre ANEEL y el uranio que se utiliza actualmente en los reactores estadounidenses es el nivel de enriquecimiento de uranio. En lugar de hasta un 5% de enriquecimiento de uranio-235, la nueva generación de reactores necesita combustible con hasta un 20% de enriquecimiento. Hace varios años, CCTE comenzó a adaptar los diseños de reactores existentes para permitirles usar combustible ANEEL, que la compañía proyectó que podría entrar en uso comercial ya en 2024. Mientras tanto, hace dos años, la Comisión Reguladora Nuclear de los Estados Unidos (NRC) aprobó la solicitud de Centrus Energy para hacer HALEU en su instalación de enriquecimiento en Piketon, Ohio, convirtiéndose en la única planta en el país en hacerlo. Sin embargo, más podría estar en camino si el nuevo combustible resulta ser un éxito.
     
    Si bien ANEEL funciona mejor en reactores de agua pesada, también se puede usar en reactores tradicionales de agua hirviendo y agua a presión. Más importante aún, los reactores ANEEL se pueden desplegar mucho más rápido que los reactores de uranio.
    Otro beneficio clave de ANEEL sobre el uranio es que puede lograr una tasa de quema de combustible mucho mayor del orden de 55,000 MWd / T (megavatios-día por tonelada de combustible) en comparación con 7,000 MWd / T para el combustible de uranio natural utilizado en reactores de agua a presión. Esto permite que el combustible permanezca en los reactores durante mucho más tiempo, lo que significa intervalos mucho más largos entre paradas para reabastecerse de combustible. Por ejemplo, la Unidad Kaiga 1 de la India y la Unidad Darlington PHWR de Canadá tienen el récord mundial de operaciones ininterrumpidas con 962 días y 963 días, respectivamente.
     
    El combustible a base de torio también viene con otros beneficios clave. Una de las más grandes es que una quema de combustible mucho mayor reduce los residuos de plutonio en más del 80%. El plutonio tiene una vida media más corta de unos 24.000 años en comparación con la vida media del uranio-235 de poco más de 700 millones de años. El plutonio es altamente tóxico incluso en pequeñas dosis, lo que lleva a la enfermedad por radiación, cáncer y, a menudo, a la muerte. Además, el torio tiene una temperatura de funcionamiento más baja y un punto de fusión más alto que el uranio natural, lo que lo hace inherentemente más seguro y más resistente a las fusiones del núcleo.
     
    Las propiedades de energía renovable del torio también son bastante impresionantes.
     
    Otro beneficio más: hay más del doble de torio en la corteza terrestre que el uranio. En la India, el torio es 4 veces más abundante que el uranio. El torio también se puede extraer del agua de mar al igual que el uranio, por lo que es casi inagotable.
     
    Aún mejor, en febrero, Clean Core Thorium Energy, con sede en Chicago, y la Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear (CNSC) iniciaron la fase de planificación de la revisión previa a la licencia del torio ANEEL y HALEU de Clean Core, lo que indica que se están logrando progresos.
     
    ¿La maldición del torio?
     
    Con suerte, ANEEL no sufrirá la maldición del torio y finalmente ayudará al país a ser menos dependiente del uranio ruso. Después de todo, los MSR de torio (reactores de sales fundidas) han estado en desarrollo desde la década de 1960 por los Estados Unidos, China, Rusia y Francia, pero nunca salió mucho de ellos. Además, el nuevo combustible aún no se ha probado a escala comercial. El radiólogo nuclear Peter Karamoskos, de la Campaña Internacional para Abolir las Armas Nucleares (ICAN) ha aconsejado al mundo que no contenga la respiración:
     
    "Sin excepción, [los reactores de torio] nunca han sido comercialmente viables, ni ninguno de los nuevos diseños previstos parece ser viable. Como toda producción de energía nuclear, dependen de amplias subvenciones de los contribuyentes; La única diferencia es que con el torio y otros reactores reproductores son de un orden de magnitud mayor, por lo que ningún gobierno ha continuado su financiación".
     
    Sin embargo, si ANEEL supera las probabilidades, el país podría suministrar el nuevo combustible a países que operan reactores CANDU (Canadá Deuterio Uranio) y PHWR (Reactor de Agua Pesada a Presión) como China, India, Argentina, Pakistán, Corea del Sur y Rumania. Estos reactores se enfrían y moderan utilizando agua pesada a presión. Otros 50 países (en su mayoría países en desarrollo) han iniciado programas nucleares o han expresado su interés en lanzarlos en un futuro próximo. Estados Unidos probablemente tendrá un mercado listo para su nuevo combustible de torio ya que ha firmado tratados nucleares bilaterales, incluido el Acuerdo 1-2-3, relacionados con la seguridad, la no proliferación de armas y los materiales nucleares con no menos de 48 países. En general, 50 de los 440 reactores nucleares existentes en el mundo pueden alimentarse con este nuevo combustible.
     
    Afortunadamente, esto llega en el momento adecuado, con la energía nuclear disfrutando de otro mini-renacimiento de algún tipo.
     
    La crisis energética en curso ha estado ayudando a resaltar la facturación de la energía nuclear como la fuente de energía más confiable, lo que aparentemente le da una ventaja seria sobre otras fuentes de energía renovable como la eólica y la solar que existen en el extremo inferior del espectro de confiabilidad.
     
    Unite, el sindicato más grande de Gran Bretaña e Irlanda, ha respaldado el llamado de la Asociación de la Industria Nuclear del Reino Unido (NIA) para inversiones nucleares masivas al decir que será necesaria una inversión integral en la industria nuclear para poner en marcha la economía post-pandemia del Reino Unido, al tiempo que cumple el objetivo de la UE de descarbonizar todas sus industrias para 2050. Los líderes de la UE han reconocido la energía nuclear como una forma de combatir el cambio climático, aunque el hidrógeno sigue siendo su principal prioridad.
     
    Mientras tanto, Japón anunció un importante giro en su política energética después de que la nación asiática adoptara una nueva política que promueve un mayor uso de la energía nuclear, poniendo fin efectivamente a una prohibición y eliminación gradual de 11 años que fue provocada por el desastre de Fukushima. Bajo la nueva política, Japón maximizará el uso de los reactores nucleares existentes reiniciando tantos como sea posible, prolongará la vida operativa de los reactores antiguos más allá de su límite de 60 años y también desarrollará reactores de próxima generación para reemplazarlos.
     
    ANEEL y 'Nuclear Diesel' ofrecen otra posible forma de volver a la energía nuclear, pero solo si tiene éxito donde el torio no lo ha hecho, hasta ahora.
     
    Por Alex Kimani 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

  • ‘Top’ de los países que más producen gas natural a nivel mundial

    Este recurso natural es altamente demandado por la gran variedad de sectores que funcionan gracias a su uso.
    El gas es uno de los recursos naturales más demandados del mundo, pues este es fundamental para la cocina, la producción industrial, la generación de electricidad y el funcionamiento de los vehículos.
     
    El combustible, por ejemplo, se extrae del subsuelo en determinados yacimientos que posee cada país en su territorio. Por el nivel tecnológico, varias naciones están por encima de otras en cuanto a producción de este recurso se refiere, esto en medio de la búsqueda de energías limpias.
     
    Los 'reyes' de la producción de gas natural
    Con base a la unidad de medida utilizada para contabilizar la cantidad de gas (metros cúbicos), las naciones que más han producido este recurso natural, según cifras de Statista con corte al año 2021, son:
     
    1. Estados Unidos: 934 mil millones de metros cúbicos.
     
    2. Rusia: 701 mil millones de metros cúbicos.
     
    3. Irán: 256 mil millones de metros cúbicos.
     
    4. República Popular China: 209 mil millones de metros cúbicos.
     
    5. Catar: 117 mil millones de metros cúbicos.
     
    6. Canadá: 172 mil millones de metros cúbicos.
     
    7. Australia: 147 mil millones de metros cúbicos.
     
    8. Arabia Saudí: 117 mil millones de metros cúbicos.
     
    9. Noruega: 114 mil millones de metros cúbicos.
     
    10. Argelia: 100 mil millones de metros cúbicos.
     
    Producción de gas en América Latina
    En este rubro, México es el país que más gas natural produce en la región, con 29 mil millones de metros cúbicos, seguido de Brasil con 24 mil millones de metros cúbicos y, cerrando el podio, se encuentra Colombia, con 12,6 mil millones de metros cúbicos.
     
    Por Portafolio

  • “El ‘fracking’ ha revolucionado la economía de EE UU”

    El Comisario europeo de Energía y Clima, Miguel Arias Cañete (Madrid, 1950), tuvo un arranque difícil en Bruselas. Para acceder al Ejecutivo comunitario, la Eurocámara lo sometió a un duro examen por sus lazos con la industria petrolera y otros aspectos controvertidos de su extenso currículo.

    Pasó el trago y hoy conduce la cartera de Energía y Clima, convertida en prioridad por la imperiosa necesidad de reducir la dependencia de Rusia. Rodeado de papeles en su luminoso despacho de Bruselas, Cañete defiende su gran proyecto, un plan de unión energética clave para España porque desatasca las interconexiones con Francia. Y se muestra favorable —sin esconder los riesgos— al fracking y a la energía nuclear.

    Pregunta. Van varios intentos de unión energética, siempre frustrados porque la energía es un elemento sensible para los Estados. ¿Por qué ahora es diferente?

    Respuesta. Por dos razones. La energía europea tiene costes muy superiores a los de EE UU o China: eso resta competitividad. Simultáneamente, vivimos uno de los conflictos más importantes de los últimos tiempos y el riesgo de depender en un porcentaje altísimo de Rusia obliga a cambiar.

    P. ¿En qué dirección?

    R. Hace falta una reforma en profundidad e interconexiones de infraestructuras para poder trasvasar energía de un Estado a otro. Y hay que abordar el sistema de formación de precios en las tarifas, reduciendo las distorsiones a la competencia. La Comisión quiere que los precios regulados vayan desapareciendo.

    P. ¿Cuánto se puede reducir la dependencia de Rusia?

    R. Depende del éxito que tengan nuestras alternativas. Aún así, hay que normalizar la relación energética con Rusia, que seguirá siendo un gran proveedor.

    P. El conflicto ucranio, paradójicamente, despeja su trabajo.

    R. Ucrania es la ruta principal de gas ruso hacia Europa: el conflicto pone en evidencia vulnerabilidades, para la industria e incluso para calentar a los ciudadanos.

    P. ¿Corremos ese riesgo?

    R. Ya ocurrió una vez. La UE debe tener mecanismos por si eso se repite: en 2006 no había planes de contingencia. Hay que prever el peor de los escenarios.

    P. ¿Por qué cree que esta vez sí se harán las interconexiones?

    R. Estamos en otro contexto, por el conflicto con Rusia y los elevados costes energéticos. Y tenemos mecanismos de financiación, entre ellos el Plan Juncker.

    P. ¿Y si Francia no cumple?

    R. Hay un acuerdo político. Si Francia incumple, la Comisión activará los instrumentos adecuados para garantizar los compromisos porque se trata de un asunto de interés europeo.

    P. La UE destina 120.000 millones al año a subsidiar, entre otras cosas, energías contaminantes.

    R. Las renovables se llevan la parte del león.

    P. ¿Pero no es contradictorio seguir subvencionando el carbón después de insistir en las energías limpias y la eficiencia?

    R. Los apoyos al carbón están limitados, tienen fecha de caducidad y trabajamos en desarrollar tecnologías para hacerlo competitivo y cumplir objetivos medioambientales. El carbón permite utilizar fuentes autóctonas, de las que la UE no está sobrada.

    P. ¿Cómo puede diseñarse una cesta energética en una UE en la que Alemania solo quiere impulsar renovables y Francia prácticamente solo energía nuclear?

    R. El mix es competencia de los Estados. La Comisión intenta crear los incentivos adecuados: en renovables, que estén más orientadas al mercado; en nuclear, garantizar la seguridad. En gas buscamos abaratar costes con el gas natural licuado.

    P. ¿Y el fracking?

    R. La Comisión ha hecho recomendaciones para los Estados y no excluimos dictar una normativa vinculante en la regulación de esa tecnología.

    P. ¿Está a favor del fracking?

    R. Mi opinión personal es que en EE UU ha revolucionado su economía. Ha permitido un crecimiento espectacular, ha abaratado la energía, los ha hecho muy competitivos... el fracking ha cambiado completamente su política energética. Europa estudia regularlo. No descarte que pasemos a la fase normativa: establecer condiciones de evaluación medioambiental para poder desarrollar el fracking.

    P. ¿Y sobre la energía nuclear?

    R. La UE tiene tecnología puntera. Después de Fukushima han mejorado los estándares de seguridad. La energía nuclear contribuye a diversificar las fuentes.

    P. ¿Opina lo mismo como comisario de Clima?

    R. No existe el riesgo cero. Pero el medio ambiente es compatible con el progreso económico, siempre que se garantice la seguridad, sin interferencias políticas.

    P. El Parlamento le considera más proindustria que verde.

    R. La Comisión Europea tiene objetivos de reducción de emisiones del 40%, y también de reindustrialización del 20%. Hay que compaginarlos. Pero diría que en este momento mis mayores críticos están en la Comisión de Industria y en el Partido Popular Europeo.

    P. ¿Sus anteriores intereses en la industria energética le pueden ayudar a luchar contra algunos abusos o son un problema?

    R. Conocer el sector privado es fantástico para tener responsabilidades políticas; se entienden mejor los dossieres. Y cuando se establece una línea política, por supuesto con independencia, eso se puede poner en valor.

    P. La política energética española parece consistir en cargarlo casi todo a la factura del consumidor, incluido el proyecto Castor. ¿Es eso coherente?

    R. Vamos a revisar la formación de precios, en España y en toda de la UE. La factura de la luz tiene muchos elementos añadidos que no responden al coste de producción. Cuando se apoya a determinadas energías con la factura de la luz se distorsiona la competencia.

    Claudi Pérez / Lucía Abellán, Bruselas

     

    Fuente: elPais.es

     

  • Ahora EE. UU. le vende petróleo a Colombia

    Estados Unidos logró colocar en el último año en el mercado colombiano, un volumen cercano a los 10.000 barriles de petróleo crudo por día, por un monto de 169 millones de dólares.
     
    Exportaciones de crudo de ese país al mercado nacional sumaron US$170 millones en el 2016, según el Departamento de Comercio.Exportaciones de crudo de ese país al mercado nacional sumaron US$170 millones en el 2016, según el Departamento de Comercio.Esta nueva factura, se suma a la de las exportaciones de gasolina cuyo valor alcanzó un total de 2.840 millones de dólares, de acuerdo con cifras del Departamento de Comercio y la Agencia de Información de Energía de los Estados Unidos.
     
    Como nuevo jugador mundial en el mercado del crudo, Estados Unidos vende hoy en día este producto a un total de 27 países. Colombia se ubica en el noveno lugar entre los principales destinatarios.
     
    Desde que el Congreso levantó la prohibición para exportar petróleo, en el 2015, el país logró elevar sus colocaciones en los mercados internacionales a un volumen promedio de 520.000 barriles por día. El mayor comprador es Canadá, con un 56 por ciento de las ventas totales.
     
    Entre los nuevos importadores que engrosaron la lista durante el último año, figuran la Isla de Curazao, que adquiere cerca de 30.000 barriles diarios. Se explica que el crudo liviano que llega a ese destino, posiblemente esté siendo procesado en la refinería que posee allí la empresa venezolana estatal PDVSA, con una capacidad de carga de 300.000 barriles diarios.
     
    Siguiendo en orden de importancia entre los nuevos compradores, se ubica el Reino Unido, con un volumen superior a 16.000 barriles por día. Luego aparecen Singapur (con 10.600 b/d), Colombia (9.600 b/d), Japón ( 7.900 b/d) y Perú ( con 7.300). 
     
    También figuran con menores volúmenes países como Nicaragua, Bahamas, Panamá, Argentina, Guatemala y República Dominicana.
     
    Los análisis del mercado sostienen que uno de los factores que más han favorecido a los Estados Unidos para ampliar las ventas a destinos tan distantes como es el caso de Singapur, Tailandia, Suráfrica, Islas Marshall, Liberia e Israel, tiene que ver con los bajos fletes que está registrando el transporte marítimo, especialmente a nivel de los grandes buques tanqueros, cuyas tarifas han tenido descensos de hasta un 49 por ciento, según las rutas.
     
    En el mismo sentido, se da la práctica de embarcar en pequeños tanqueros que parten de los puertos estadounidenses, que por ley deben ser de bandera nacional para luego hacer transbordos a los buques de mayor tamaño que transitan por aguas internacionales. 
     
    Y se pronóstica que los bajos fletes pueden seguir vigentes en los próximos meses, dada a la capacidad excedente en la flota mercante mundial, que adicionó 205 nuevos tanqueros durante el último año.
     
    Así las cosas, Estados Unidos logró una importante participación en el mercado del crudo durante el 2016, contabilizando exportaciones cercano a los US$8.800 millones de dólares, que se agregan a los US$64.000 millones que le produjeron las exportaciones de gasolina motor y otros combustibles. 
     
    Germán Duque Ayala 
    Miami
     
    Portafolio.co
     

  • 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

  • Alemania firma un acuerdo a largo plazo de GNL con EE. UU. para reemplazar el gas ruso

    La empresa estatal alemana Seuring Energy for Europe (Sefe) ha firmado un acuerdo de 20 años con Venture Global LNG para importar 2,25 millones de toneladas de GNL por año del tercer proyecto de Venture Global, CP2 LNG, ya que la economía más grande de Europa busca asegurar el gas. suministro después de que Rusia detuviera las entregas.   
    Sefe, propiedad total del gobierno alemán, se creó el año pasado después de que Alemania salvó una antigua unidad de Gazprom que había expropiado en abril con un préstamo de miles de millones de euros . Gazprom Germania pasó a llamarse Seuring Energy for Europe GmbH (Sefe), para asegurar el suministro de energía a Alemania y Europa, dijo el gobierno el verano pasado.  
     
    “Al unir fuerzas con Venture Global LNG, SEFE da otro paso importante en nuestra misión de asegurar energía para los clientes alemanes y europeos y satisfacer la demanda energética de la región”, dijo Egbert Laege, CEO de Sefe, al comentar sobre el acuerdo.
     
    “Alemania ha actuado con decisión para diversificar su cartera de energía y el GNL será una parte vital de esa combinación, ya que busca fortalecer su seguridad energética y al mismo tiempo avanzar en el progreso ambiental”, dijo Mike Sabel, director ejecutivo de Venture Global LNG.
     
    El nuevo acuerdo a largo plazo indica que Alemania seguirá dependiendo del gas natural y, a diferencia de hace un año y medio, no se muestra reacia a contratar el suministro de GNL en las próximas décadas.
     
    A fines del año pasado, Alemania firmó un acuerdo con Qatar, en virtud del cual Qatar proporcionará GNL a Alemania durante al menos 15 años a partir de 2026 en virtud de acuerdos que la firma estatal QatarEnergy y la estadounidense ConocoPhillips firmaron para el suministro desde North Field East de Qatar (NFE). ) y los proyectos de expansión North Field South (NFS). 
     
    Ante la perspectiva de que no haya gas ruso, Alemania comenzó el año pasado a instalar unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU). 
     
    A principios de enero, Alemania  dio la bienvenida al primer buque cisterna  que transportaba GNL en la terminal de importación de GNL recientemente inaugurada en Wilhelmshaven, y la carga llegó desde las instalaciones de exportación de Calcasieu Pass en los Estados Unidos.
     
    La economía más grande de Europa planea tener hasta 70,7 millones de toneladas por año de capacidad de importación de GNL para 2030, lo que la convertirá en  el cuarto  poseedor de capacidad de importación de GNL más grande del mundo.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com

  • Alza del petróleo frena ante aumento de reservas en EE.UU.

    Planta de Chevron- Foto CortesiaPlanta de Chevron- Foto CortesiaLondres, 2 mar (PL) La tendencia alcista del precio del petróleo se vio frenada hoy ante los informes oficiales del incremento en las reservas de crudo estadounidense, las cuales alcanzaron un máximo histórico.
     
    El Brent cotizó a 55,86 dólares por barril, mientras el referencial de Estados Unidos alcanzó 53,38 dólares.
     
    Las existencias de la nación norteña crecieron la pasada semana a un máximo histórico, al aumentar 1,5 millones de barriles y registrar 520,2 millones de barriles, según datos de la Administración de Información de Energía.
     
    El alza de las importaciones de Arabia Saudita, Iraq y Canadá fue otro de los factores que contribuyó al aumento de los inventarios, apoyado por la producción interna que subió por encima de los nueve millones de barriles por segunda semana consecutiva.
     
    Otro elemento que presionó el precio del petróleo fue el incremento del valor del dólar debido a las posibilidades de que la Reserva Federal aumente las tasas de interés a principios de este mes.
     
    La canasta de la Organización de Países Exportadores de Petróleo cotizó este miércoles en 53,82 dólares, lo que representó un alza de 42 centavos con respecto al cierre del martes, informó el cártel.
     
    PrensaLátina

  • AmCham identifica opción para empezar a exportar cobre y níquel a Estados Unidos

    Hay un proyecto de cobre consolidado en Colombia, el cual produce en promedio 40.000 toneladas anuales de concentrado al año.
     
    Con un panorama económico en el que las energías limpias se prioriza, el suministro de minerales críticos cobra relevancia para fabricar vehículos eléctricos, paneles solares, turbinas eólicas, entre otros. Esto resulta ser una conveniencia para Colombia en la importación de metales no ferrosos como el cobre y el níquel, según la Cámara de Comercio Americana (AmCham).
     
    A esto se suma la coincidencia de esta apuesta, que se refleja en los encuentros de los presidentes Gustavo Petro y Joe Biden. La implementación de US$370.000 millones comprendidos dentro de la Ley de Reducción de la Inflación de Estados Unidos para la acción climática abre esa oportunidad para Colombia. Hace 11 años entró en vigencia el Tratado de Libre Comercio entre los dos países.
     
    “Se da un interés común entre Colombia y Estados Unidos en el tema del cambio climático y la transición energética en donde la coincidencia de Colombia en la urgencia de transformación energética y los estímulos a la industria dentro de EE.UU para producir bienes que usen energías limpias permite que Colombia pueda aprovechar para exportar cobre y níquel y atraer inversión que contribuya en ese proceso”, dijo la presidenta de AmCham Colombia, María Claudia Lacouture.
     
    Según la Agencia Internacional de la Energía, la Ley de Reducción de la Inflación logrará en 2030 que la generación anual de capacidad solar y eólica en Estados Unidos se multiplique por dos y medio con respecto a los niveles actuales.
     
    Otro dato destacado es que las ventas de coches eléctricos avanzarían siete veces más y la demanda de minerales esenciales para tecnologías energéticas limpias aumentará más del doble, particularmente el cobre en volumen.
     
    “Estados Unidos sigue evaluando alternativas para reducir la dependencia china de minerales, donde no solo inciden factores geopolíticos, sino también la seguridad nacional y el desarrollo de oportunidades económicas con socios comerciales cercanos”, agregó Lacouture.
     
    El panorama nacional
     
    En Colombia, la Unidad de Planeación Minero-Energética (Upme) indica que los factores geográficos y geológicos de Colombia representan amplias oportunidades de exploración de Cobre y el Níquel para la transición energética.
     
    Sin embargo, existe un solo proyecto consolidado de cobre en el país, que produce en promedio 40.000 toneladas anuales de concentrado al año, pero la posibilidad de multiplicar la producción en hasta seis veces todavía es posible ante una eventual aprobación del proyecto minero Quebradona en Antioquia.
     
    Otras regiones en las que hay oportunidad para encontrar estos metales están en el norte de la región Andina, se trata de Antioquia, Chocó, Santander y Norte de Santander, aunque también están la Serranía del Perijá y Putumayo.
     
    Estas zonas hacen parte del 'cinturón metalogénico' que se extiende por la cordillera de los Andes en América del Sur y cuya presencia ha protagonizado iniciativas mineras en países como Argentina, Chile, Ecuador y Perú.
     
    Según datos de 2022 de US Geological Survey, la producción de cobre y níquel está altamente concentrada en la región. Los principales productores son Chile y Perú, Colombia ocupa el cuarto lugar en la producción de Níquel en América Latina, con una exportación promedio de 38.000 toneladas por año.
     
    Además, la llegada de inversión al proyecto minero La Esmeralda en Planeta Rica, Córdoba, sugiere un crecimiento de 0,87% en la producción anual de dicho mineral, con una meta de 48.138 toneladas a 2030.
     
    De acuerdo con el Ministerio de Minas y Energía, la industria del cobre puede multiplicar en más dos veces su producción actual de 40.000 toneladas y así puede convertirse en el tercer mayor socio comercial de cobre en América Latina después de Chile y Perú hacia 2030.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública

  • Barril de petróleo en EE.UU. opera en cerca de mínimos de seis años por preocupación sobre China

    Planta de ExxonPlanta de ExxonLondres. Los precios del petróleo en Estados Unidos caían el martes hasta tocar mínimos de seis años, afectados por el desplome del mercado bursátil de China, lo que se sumaba a la preocupación en torno a la demanda global de combustible en momentos en que el sector encara un fuerte sobreabastecimiento.
     
    * Las acciones chinas sufrieron una pérdida de más de un 6% en medio de la persistente debilidad del yuan contra el dólar, lo que hace temer que Pekín pueda devaluar más su moneda, disminuyendo a su vez el consumo y los niveles de importaciones del gigante asiático.
     
    * Los metales industriales, incluyendo el cobre, operaban también cerca de mínimos de seis años, lo que acentuaba el pesimismo de los mercados globales.
     
    * A las 1050 GMT, los futuros del crudo en Estados Unidos caían 20 centavos a US$41,67 por barril, cerca de sus niveles mínimos desde comienzos de 2009.
     
    * El crudo referencial Brent se negociaba con una baja de 20 centavos a US$48,54 por barril, pero se mantenía cerca de su mínimo de 2015 de US$45,19.
     
    * En el último año los dos referenciales se han reducido en más de la mitad en valor. A comienzos de año habían subido, pero actualmente están casi un tercio bajo su máximo nivel de mayo.
     
    * Se espera que los inventarios en Estados Unidos suban en los próximos meses cuando las refinerías reduzcan la actividad por mantenimiento de las plantas y finalice el verano boreal, lo que disminuirá la demanda de crudo en la nación norteamericana.
     
    * Muchos operadores de petróleo se están posicionando para lucrar con una mayor caída en los precios, comprando opciones para vender contratos una vez que los precios hayan bajado a un nivel particular, de hasta US$35 e incluso US$30 por barril.
     
    Reuters -americaeconomia.com 

  • 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

  • Big Oil se prepara para subasta masiva de energía eólica marina en el Golfo de México

    El año pasado, la administración de Biden describió una serie de iniciativas de energía limpia que planea emprender, entre las que destaca la  mayor venta de arrendamientos de energía eólica marina  en la historia de los Estados Unidos.
    Bien, finalmente ha llegado el momento en que las grandes compañías petroleras y otros desarrolladores de energía eólica marina se están preparando para la primera subasta de energía eólica marina del gobierno de EE. UU. en el Golfo de México que se llevará a cabo el 29 de agosto. El Aviso de venta final para la subasta incluía Área de 102 480 acres frente a la costa de Lake Charles, Luisiana, así como dos áreas frente a la costa de Galveston, Texas, una de 102 480 acres y la otra de 96 786 acres. Los proyectos de debut tendrán un lecho marino para un potencial de 3,7 GW, y se espera que los precios de arrendamiento lleguen a los $ 4,000 por acre si Big Oil decide dar una oportunidad a los desarrolladores eólicos marinos de juego puro.
     
    “ El Golfo de México está preparado para desempeñar un papel clave en la transición de nuestra nación hacia un futuro de energía limpia. El anuncio de hoy sigue a años de compromiso con agencias gubernamentales, estados, usuarios de los océanos y partes interesadas en la región del Golfo de México. Esperamos continuar la colaboración en los años venideros”, dijo Elizabeth Klein, directora del regulador estadounidense, la Oficina de Administración de Energía Oceánica.
    El gobierno de EE. UU. está  considerando abrir 30 millones de acres  del Golfo de México, cerca de Texas y Luisiana, a proyectos de energía eólica marina como parte del objetivo de Biden de construir 30 gigavatios de capacidad de energía eólica para 2030, suficiente para abastecer a más de 10 millones de hogares. Según un informe del  Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) , EE. UU. necesitará más de 2.100 aerogeneradores, al menos 2.100 cimientos, más de 11.000 kilómetros de cables y cinco embarcaciones de instalación de aerogeneradores para lograr su objetivo de energía eólica marina. Actualmente, el país tiene ~72 000 turbinas eólicas existentes registradas en los EE. UU. continentales. Sin embargo, el golfo de México tiene un potencial mucho mayor, y se estima que la región tiene unos 500 GW de potencial eólico marino comercial.
     
    Ajuste perfecto
     
    Aunque las aguas del Golfo aún no han generado turbinas eólicas, hay varias razones por las que el Golfo de México encaja perfectamente como un centro eólico marino.
     
    En primer lugar, la Costa del Golfo también tiene una gran cantidad de empresas y trabajadores con décadas de experiencia en la producción de energía en alta mar. Según la Administración de Información de Energía,  la producción de petróleo federal en alta mar del Golfo de México  representa el 15% de la producción total de petróleo crudo de EE. UU. Los campos principales incluyen el campo petrolero del bloque 330 de Eugene Island, el campo petrolero Atlantis y el campo petrolero Tiber (descubierto en 2009), mientras que las plataformas petroleras notables incluyen Baldpate, Bullwinkle, Mad Dog, Magnolia, Mars, Petronius y Thunder Horse. 
     
    “ Tenemos una base realmente madura para la energía. Tenemos el conocimiento”, dijo Lefton. La gente, las empresas, los fabricantes que saben cómo hacer el desarrollo energético [de la plataforma continental exterior] están en el Golfo de México ”, dijo a Politico la directora de la Oficina de Gestión de Energía Oceánica del Departamento del Interior, Amanda Lefton.
     
    Según Hayes Framme, gerente de relaciones gubernamentales para América del Norte en el gigante eólico danés  Ørsted A/S  (OTCPK:DNNGY) ,  la infraestructura de petróleo y gas existente en el Golfo representa "una experiencia histórica".
     
    “ Una de las cosas que hace que el área del Golfo sea atractiva es el hecho de que tienes una fuerza laboral que está acostumbrada a trabajar en plataformas en el océano. No es como si tuvieras que construir una industria. Lo que hay que hacer aquí es básicamente ayudar a que una industria existente evolucione ”,  dijo Dennis Arriola, director general de la empresa de energías renovables Avangrid Inc.  (NYSE:AGR).
     
    Michael Hecht, presidente y director ejecutivo de  Greater New Orleans , dice que los empleos en la industria tradicional del petróleo y el gas del Golfo han disminuido durante la última década, lo que crea una sensación de urgencia para hacer una transición que permita a las personas conservar sus habilidades.
     
    El Golfo también podría convertirse en un importante centro de hidrógeno, con la energía eólica que se utiliza para generar hidrógeno verde para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero de industrias como los camiones de larga distancia, la fabricación de fertilizantes y la aviación.
     
    El gasto en alta mar se dispara
     
    Según Maritime Professional, hay más de 45 proyectos eólicos marinos en desarrollo en los Estados Unidos, lo que  representa $ 136 mil millones en gastos de capital  y $ 4,4 mil millones en oportunidades OPEX anuales. Marítima estima que 46 proyectos eólicos marinos instalarán 43 GW de capacidad en esta y la próxima década, y se prevé que los proyectos entren en funcionamiento dentro de esta y principios de la próxima década.
     
    La publicación dice que 17,5 GW de capacidad del proyecto ya han asegurado compromisos de compra, mientras que 16,5 GW de nueva actividad federal de arrendamiento en alta mar en el noreste, el Atlántico sur y California están en marcha. 
     
    El Departamento de Energía de EE. UU. ha informado que  el gasoducto eólico marino de EE. UU.  creció un 24 % anual en 2022, con 35 324 MW ahora en varias etapas de desarrollo gracias a la caída de los precios de la energía eólica marina, la acción federal y los compromisos a nivel estatal. 
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com

  • Cae número de plataformas petroleras activas en EU

    Las empresas de energía de Estados Unidos redujeron en 26 el número de plataformas de perforación petroleras activas en la última semana, la quinta baja semanal consecutiva, mostraron datos publicados, señal de una debilidad sostenida en los precios que lleva a las firmas a reducir sus planes.
                  
    Con la reducción de plataformas petroleras realizada en la semana que terminó el 2 de octubre, la cifra total de torres es de 614, la más baja desde agosto de 2010. En las cuatro semanas previas, las empresas redujeron un total de 35 plataformas, dijo la empresa de servicios petroleros Baker Hughes Inc.
                   
    La cifra se compara con las mil 591 plataformas petroleras de la misma semana del año previo y del máximo histórico de mil 609 de octubre de 2014.
                  
    La merma se verificó entre las 47 plataformas que sumaron las empresas de energía en julio y agosto, cuando algunos llevaron adelante planes para agregar torres, anunciadas en mayo y junio, en momentos en que los futuros del crudo en Estados Unidos promediaron 60 dólares por barril.
                  
    Sin embargo, los precios del crudo en Estados Unidos han promediado 45 dólares por barril esta semana, el mismo precio que durante el mes de septiembre ante la opaca demanda global y los persistentes temores a un sobreabastecimiento.
                  
    Analistas de Simmons & Co International, firma de servicios de banca de inversión, dijo en una nota que espera que la cifra de plataformas de petróleo y gas siga bajando en el cuarto trimestre de 2015 y que la tasa de declive se estabilice en la primera mitad de 2016.
                  
    Pese a la reducción en las plataformas, la producción de crudo en Estados Unidos subió a 9.4 millones de barriles por día (bpd) en julio desde 9.3 millones bpd en junio, según datos de  la Administración de Información de Energía (EIA).
                  
    Pero la cifra sigue siendo inferior al máximo de abril de 9.6 millones de bpd, la producción más alta de crudo en Estados Unidos desde comienzos de la década del 70.   
     
     
     
    Fuente:Noticiero Televisa

  • Caída del precio del dólar: efectos que está teniendo en la economía

    De momento hay preocupación por las remesas recibidas desde el exterior y las exportaciones. 
    Aunque en los últimos 12 meses se registra una devaluación del peso frente al dólar del 6,6%, en las últimas semanas se ha acentuado la revaluación, que ya comenzó a preocupar a los exportadores, por los menores ingresos en moneda local y ante un posible acentuamiento del fenómeno.
     
    Este año el billete verde en Colombia ha retrocedido $636. Algo así como que US$1.000 que a comienzos del 2023 se cambiaban por $4.810.200 hoy representan $4.173.660.
     
    Pero ese no es el único motivo por el que los exportadores están pensativos.
     
    La menor demanda mundial ha ocasionado una caída de las ventas externas colombianas un 12% entre enero y abril y los anuncios de una desaceleración, en el mejor de los casos, no augura buenas noticias. 
     
    Sobre el comportamiento del dólar en Colombia, Javier Díaz Molina, presidente de la Asociación Nacional de Comercio Exterior (Analdex) indica que “se había presentado una devaluación excesiva del peso si se compara con el resto de la región” y menciona que Anif, adicional a un ejercicio que hizo Corficolombiana, dice que si no pasan las reformas del Gobierno en el Congreso el dólar bajaría a $3.400.
     
    Igualmente, señala que al mirar la devaluación que se dio en 2022, los factores económicos pesaron, pero los políticos también, y si “las reformas del Gobierno en el Congreso no se dan en la magnitud que el Ejecutivo quiere el factor político se diluirá”. “Se puede poner (el dólar) entre $3.900 $3.800 si no se dan las reformas”, dice Díaz.
     
    Ojo al nubarrón
     
    El dirigente advierte que ante el nubarrón que proyecta en EE. UU. eso sin duda afectaría a Colombia y a la región”.
     
    Otros que ya han estado sintiendo los efectos de la revaluación son las miles de familias que reciben remesas de sus familiares del exterior, ante la pérdida de poder adquisitivo de esos recursos y que se pueden cuantificar con el ejemplo presentado al comienzo de esta nota. 
     
    Entre enero y abril entraron remesas por US$3.212 millones, frente a los US$2.800 millones, del mismo periodo de 2022.
     
    Y como principales beneficiados de la revaluación del peso están quienes tienen deudas en dólares y en teoría los importadores, aunque en este último punto hay que decir que entre enero y marzo las compras externas colombianas fueron registran una caída del 13%, frente al mismo período de 2022.
     
    Y en este sentido otro beneficiado es el consumidor, por los menores costos de dichas importaciones.
     
    Para Diego Alejandro Blanco, director de estrategias de inversión de Acciones & Valores los $4.180 para el dólar es un nivel de soporte importante y estima que una política más contractiva de la Reserva Federal de EE. UU. podría fortalecer el dólar a nivel global.
     
    Por Portafolio
     

  • Centrica del Reino Unido firma un mega acuerdo de $ 8 mil millones para asegurar el GNL de los EE. UU.

    El propietario de British Gas, Centrica, ha firmado un megaacuerdo de 6.200 millones de libras esterlinas (8.000 millones de dólares) con el productor estadounidense de combustibles fósiles Delta Midstream, en un bienvenido impulso para el suministro de energía del Reino Unido.
    El acuerdo ES por 1 millón de toneladas por año de gas natural licuado (GNL) durante 15 años, y significa que Centrica recibirá alrededor de 14 cargamentos de GNL por año.
    Esto podría proporcionar suficiente energía para calentar el cinco por ciento de los hogares del Reino Unido anualmente.
     
    Los suministros se enviarán desde Delfin Deepwater Port, ubicado a 40 millas de la costa de Luisiana, y se espera que las primeras operaciones comiencen en 2027.
     
    Esto sigue al acuerdo de suministro de tres años de Centrica con Equinor, que calentará 4,5 millones de hogares del Reino Unido hasta 2024 y la reapertura de la instalación de almacenamiento de gas Rough en octubre de 2022. 
     
    Rough ahora proporciona la mitad de la capacidad total de almacenamiento de gas del Reino Unido con el potencial de almacenar más de 50 mil millones de pies cúbicos (bcf) de gas, suficiente para calentar casi el 10 por ciento de los hogares del Reino Unido durante el invierno.
     
    Ciudad AM . entiende que Centrica está presionando por un mecanismo de tope y piso para proporcionar un flujo de ingresos garantizado, a cambio de invertir hasta £ 2 mil millones para restaurar el proyecto a plena capacidad.
     
    El acuerdo entre Centrica y Delfin también sigue a la firma de una asociación de energía y seguridad entre el Reino Unido y los EE. UU. en diciembre pasado, en la que se enviarán 9 mil millones de metros cúbicos de GNL desde los EE. UU. al Reino Unido este año.
     
    El GNL es gas natural que se ha reducido a un estado líquido, a través de un proceso de enfriamiento antes de que luego se vuelva a convertir en gas para su uso.
    Para el proceso de licuefacción se enfría por debajo de -150 grados centígrados antes de ser regasificado.
     
    La demanda de GNL está en auge en Occidente, con Europa y Asia compitiendo por suministros principalmente de EE. UU. y Medio Oriente, lo que  elevó los precios el verano pasado  y reforzó las arcas de los productores.
     
    Habrá  más barcos que transporten gas natural licuado (GNL) que superpetroleros de petróleo en los próximos cinco años,  según una investigación reciente de Global Data.
     
    Sin embargo, la fuente de energía es  controvertida debido a su muy alta intensidad de emisiones de carbono  y su papel cada vez mayor en la combinación de suministro del Reino Unido a medida que disminuyen los recursos domésticos.
     
    Sin embargo, el director ejecutivo de Centrica, Chris O'Shea, consideró que el acuerdo era "vital para la seguridad energética del Reino Unido".
     
    Él dijo: “El último año ha demostrado la importancia crítica de invertir en la seguridad energética del Reino Unido. Abordar el impacto inmediato de la crisis energética en nuestros clientes ha sido una de nuestras mayores prioridades, pero soy muy consciente de que también debemos mirar hacia el futuro para gestionar los riesgos futuros y asegurar nuestros suministros.
     
    “Además de fortalecer los vínculos comerciales entre el Reino Unido y los EE. UU., este acuerdo, junto con la reapertura de Rough y nuestro importante acuerdo con Equinor, muestra que Centrica está invirtiendo fuertemente para preparar el suministro de energía del Reino Unido para el futuro y abordar una de las causas subyacentes de la crisis de energía."
     
    Por CityAM.

  • Chevrón invertirá 10 mil millones de dólares en proyectos para luchar contra el cambio climático

    Bogotá, 8 de mayo de 2023. Así lo informó la compañía en el último reporte de sostenibilidad, presentado esta semana, en el que reafirma su apuesta por un futuro de la energía bajo en carbono.
    La compañía, con presencia en Colombia desde hace más de 100 años, anunció que invertirá en el mundo alrededor de $8 mil millones de dólares en iniciativas bajas en carbono, incluyendo combustibles renovables, producción de hidrógeno y captura de carbono. Además, invertirán $2 mil millones de dólares en proyectos de reducción de carbono en los próximos años, y estarán en capacidad de reducir alrededor de 30 millones de toneladas de CO2 para 2028.
     
    Muchos estudios publicados concluyen que los combustibles fósiles seguirán siendo una parte importante de un sistema energético que incorpora cada vez más fuentes de suministro con menos carbono durante muchos años por venir. Como lo ha hecho durante más de 140 años, Chevron seguirá evolucionando para ayudar a satisfacer la demanda energética que necesita un mundo en crecimiento.
     
    Chevron busca participar de manera activa en los procesos de desarrollo de las políticas para mitigar efectos de cambio climático y aporta, a través de su conocimiento y experiencia, a la generación de las mejores aproximaciones para hacer frente al cambio climático: asegurando compromiso y acción global, promoviendo la inversión en tecnología, investigación e innovación; tomando una aproximación balanceada y analizada, y promoviendo transparencia y equidad.
     
    Soluciones basadas en la naturaleza en el Caribe y Pacífico colombiano
     
    Teniendo en cuenta los compromisos de este reporte, Chevron Colombia lanzó el proyecto el programa Arrecifes de Energía, programa fortalecerá el monitoreo participativo de los arrecifes coralinos en Colombia, mediante el programa de ciencia ciudadana Reef Check. “Nos aliamos con Corales de Paz, fundación experta en el tema y la única con la aprobación internacional para realizar cinco expediciones, que nos darán datos de seguimiento recogidos sobre el terreno que son esenciales para comprender el estado y las tendencias de los arrecifes de coral”, afirmó Alejandro Riveros, gerente de Asuntos Corporativos de Chevron para Colombia y Centro América.
     
    Esta alianza es de gran importancia pues permitirá garantizar la ejecución de las expediciones junto a las Corporaciones Autónomas Regionales, Parques Nacionales Naturales, gobernaciones, alcaldías, comunidades y otros actores relevantes para el cuidado y preservación de los arrecifes.
     
    Acerca de Chevron Colombia Chevron es una compañía que comercializa combustibles en diferentes sectores de la industria y de aviación, a través de su red de más de 600 Estaciones de Servicio de la marca Texaco® y terminales
    de combustibles a nivel nacional. Además, su línea de lubricantes para vehículos a gasolina y a gas, motocicletas, vehículos diésel e industriales, se comercializa principalmente a través de su red de distribuidores en todo el país.

  • 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
     

  • 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

  • EE.UU. da luz verde a acuerdo Shell-BG por US$70.000 millones

    La fusión, que las dos empresas pretenden completar a principios del 2016, requerirá más permisos de todos los países en los que opera BG, en la Unión Europea, China, Australia y Brasil.
     
    Londres. Los reguladores estadounidenses dieron luz verde a la adquisición de la compañía británica BG Group por parte de su rival Royal Dutch Shell, valorada en US$70.000 millones, la primera autorización que recibe el mayor acuerdo en el sector energético en cerca de una década.
     
    Las dos compañías dijeron este martes que la Comisión Federal de Comercio de Estados Unidos (FTC, por sus siglas en inglés) dio el visto bueno al acuerdo.
     
    La fusión, que las dos empresas pretenden completar a principios del 2016, requerirá más permisos de todos los países en los que opera BG, en la Unión Europea, China, Australia y Brasil.
     
    "Estamos inmersos en los procesos de estudio antimonopolio y regulatorio en jurisdicciones relevantes alrededor del mundo y confiamos en que, tras la habitual revisión detallada y profesional de las autoridades, el acuerdo reciba las aprobaciones necesarias", dijo el presidente ejecutivo de Shell, Ben van Beurden, en un comunicado.
     
    "Seguimos en camino para completarlo a principios de 2016", agregó.
     
    Van Beurden visitó en las últimas semanas Trinidad y Tobago, Brasil, Kazajistán y China para discutir el acuerdo.
     
    El pacto, que llegó después de que los precios del petróleo bajaran casi a la mitad desde junio del año pasado, podría generar una ola de fusiones y adquisiciones en la industria energética, si bien hasta el momento no se han anunciado muchas.
     
     
    Reuters

  • EEUU despacha el primer lote de carbón térmico a Ucrania

    KIEV (Sputnik) — Estados Unidos despachó una primera partida de carbón térmico a Ucrania en el marco del convenio suscrito por la ucraniana Centrenergo y la estadounidense Xcoal Energy & Resources, informó la embajada de Ucrania en Washington.
     
    Según el comunicado, al envío le precedió una ceremonia que tuvo lugar en el puerto de Baltimore con la asistencia del embajador ucraniano Valeri Chali, el subsecretario de Comercio de EEUU Israel Hernandez, el asesor del Departamento de Energía estadounidense Wells Griffith y los ejecutivos de Xcoal.
     
    El contrato de Centrenergo y Xcoal, resultados de los acuerdos que el presidente ucraniano, Petró Poroshenko, alcanzó en junio pasado en Washington, prevé el suministro de 700.000 toneladas de carbón térmico a Ucrania.
     
    La primera partida, de 85.000 toneladas, llegará a Ucrania a principios de septiembre, y la segunda, de 125.000 toneladas, a finales del mismo mes.
     
    El precio del primer lote fue establecido en 113 dólares por tonelada con entrega en el puerto de Odesa, pero variará con los futuros suministros.
     
    Las autoridades de Ucrania, que perdieron el acceso a importantes reservas hulleras en los territorios controlados por las milicias de Donbás, confían en que la importación del carbón térmico de EEUU contribuirá a prevenir los cortes de calefacción durante la temporada de invierno de 2017/2018.
     
    Fuente: mundo.sputniknews.com
     

  • EEUU no sabe qué hacer con tanto petróleo

    Estados Unidos tiene hoy más petróleo que nunca en los últimos 80 años. Si esto se mantiene en abril se produciría un desplome de los precios del crudo, y probablemente también de la gasolina. El precio del petróleo podría caer a 20 dólares el barril de los 50 actuales
     
    Las últimas siete semanas el país ha estado produciendo e importando un promedio diario de un millón de barriles más de lo que consume. El excedente es almacenado en tanques y hay tanto que el país tiene hoy más petróleo que nunca en los últimos 80 años, según informó el Departamento de Energía la semana pasada.
     
    Si esta tónica se mantiene, hacia mediados de abril ya no habrá dónde almacenar petróleo y se produciría un desplome de los precios del crudo, y probablemente también de la gasolina.
     
    “La realidad es que nos estamos quedando sin espacio para almacenar en Estados Unidos”, expresó Ed Morse, director de investigación de productos primarios de Citibank, en un reciente simposio del Consejo de Relaciones Exteriores en Nueva York.
     
    Morse dijo que el precio del petróleo podría caer a 20 dólares el barril de los 50 actuales. De bajar tanto, las empresas petrolíferas correrían peligro de sufrir grandes pérdidas y dejarían de extraer petróleo hasta que se acaba todo el crudo almacenado. Un desplome de los precios del petróleo arrastraría también los precios de la gasolina, aunque no al mismo nivel.
     
    El precio de la gasolina es de 2,44 dólares el galón (cuatro litros), 1,02 dólares más barato que hace un año y un 37% más que en el mes pasado.
     
    Otros analistas coinciden en que los precios del crudo caerán abruptamente, aunque no necesariamente a 20 dólares, porque sigue almacenándose crudo en depósitos por distintas razones:
     
    — La producción en Estados Unidos continúa subiendo. Las compañías están reduciendo las perforaciones nuevas, pero no habrá una merma en la oferta hasta más adelante este año.
     
    — El petróleo que se está produciendo es una variedad de crudo liviano, dulce, que muchas refinerías estadounidenses no pueden procesar. Y las empresas no pueden enviarlo al exterior porque hay leyes que restringen las exportaciones.
     
    — Sigue entrando mucho petróleo extranjero a Estados Unidos, por la debilidad económica de otras naciones y para alimentar refinerías que procesan crudo pesado.
     
    — Este es el período del año de menor demanda de gasolina, por lo que las refinerías generalmente reducen o suspenden la producción y aprovechan para realizar tareas de mantenimiento. Si las refinerías procesan menos crudo, las existencias aumentan.
     
    — Los inversionistas ganan dinero comprando petróleo y almacenándolo por la diferencia en los precios actuales y los que habrá más adelante. Un inversionista puede comprar petróleo a 50 dólares el barril hoy y firmar un contrato para venderlo a 59 dólares en diciembre, asegurándose una buena ganancia incluso después de descontar el costo del almacenamiento.
     
    AGENCIAS

  • EEUU: Continúan disminuyendo las torres petroleras

    Foto de larazon.comFoto de larazon.comEn EEUU las torres petroleras se redujeron 6.07% pasando de 922 a 866 comparando las dos semana anteriores, siendo su nivel más bajo desde el 25 de marzo 2011 según informó Baker Hughes Inc. en su listado semanal.

     Donde más se puede evidenciar esta caída, es en el campo petrolero más grande y uno de los más antiguos de EEUU, el Permian Basin de Texas y Nuevo México, donde llegaron a 305 torres o 23 menos que lo reportado anteriormente, el menor en dicha zona desde 2009. En total durante las últimas 14 semanas, se han abandonado 709 torres como consecuencia de la ciada en el precio del crudo y las respectivas reducciones de gasto.

     Este comportamiento sigue la tendencia que las grandes petroleras en el mundo han venido mostrando, pues sus inversiones serán focalizadas en los pozos con más producción y con inversiones previas más altas, para esperar un alza en los precios. Por lo tanto, utilizan el método fracklog, dejando torres petroleras ociosas con reservas probadas sin perforar.

    Fuente: Bilatam.con

  • El complejo pulso que rige el precio del crudo

    Intereses de EE. UU. y Arabia Saudí ocasionaron un exceso en la oferta del crudo.Intereses de EE. UU. y Arabia Saudí ocasionaron un exceso en la oferta del crudo.Un buen número de analistas económicos coinciden en la respuesta a la pregunta de por qué el precio del petróleo se ha venido a pique durante los dos últimos años: el mercado está inundado de ‘oro negro’ porque el mundo ha producido más petróleo del que necesita y esta realidad ha hundido las cotizaciones.
     
    En otras palabras, se trata de otro capítulo del desbalance en la relación entre la oferta y la demanda, un desequilibrio que ha conducido a que un barril de crudo valga hoy alrededor de un 65 por ciento menos de lo que valía a mediados del 2014.
     
    Este desbalance o ‘inundación’ tiene entre sus causas fundamentales el aumento del 2 por ciento en la oferta global que tuvo lugar en el segundo semestre del 2014, cuando Arabia Saudí decidió incrementar su producción diaria en más de un millón de barriles.
     
    Se trató de una apuesta fuerte por no perder su rol protagónico en el mercado y que además de generar sismos en determinados sectores de la economía global, puede incluso tener efectos reales en el medioambiente. Como sugiere Paul Spedding, antiguo copresidente del Global de Estudios sobre el Petróleo y el Gas de HSBC y actual asesor de la consultora británica Carbon Tracker: con precios tan bajos como los de los últimos meses, se hace más difícil que los países inviertan en el desarrollo de energías limpias tentados por la posibilidad de cuidar sus finanzas.
     
    El origen de la actual coyuntura se encuentra en el 2013, cuando Estados Unidos comenzó a acariciar la autosuficiencia petrolera con la producción de crudo de esquisto (oil shale), gracias al uso del ‘fracking’, y rompió la barrera de los diez millones de barriles producidos cada día.
     
    El hecho significó un ritmo de extracción 30 por ciento superior al que tenía tres años atrás y un considerable aumento en su peso dentro del mercado global. La reacción saudí fue sorpresiva, pues cuando en octubre del 2014 el barril se situaba cercano a los 90 dólares, lo predecible era que Riad disminuyera un poco su producción para mantener sus altísimos márgenes de utilidad.
     
    No obstante, los saudíes fueron a la ofensiva, conscientes de que ninguna otra potencia petrolera podía siquiera acercarse a sus costos de producción por barril, que de acuerdo con la consultora Rystad Energy son de 9,90 dólares por barril.
     
    Al tener en cuenta que dichos costos para Estados Unidos (‘fracking’ incluido) rondan los 36 dólares –en Colombia alrededor de 35, en Brasil 48 y en Venezuela 23,50, por citar algunos ejemplos–, resulta evidente que fue una maniobra calculada de Arabia Saudí para enviarle un recordatorio al mundo de que en materia petrolera ellos determinan el ritmo. De hecho, los saudíes han sabido resistir los intentos que países como Venezuela e Irán han impulsado dentro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) para llegar a un acuerdo que límite la producción.
     
    Jugando a ser el más fuerte, Arabia Saudí optó por acercar a la inviabilidad de producción a las naciones que producen petróleo a alto costo, sabiendo además que tiene una ventaja competitiva: un yacimiento explotado mediante ‘fracking’ produce entre cuatro y cinco años en promedio, mientras que en Oriente Próximo con el método de perforación tradicional, un pozo puede arrojar petróleo por décadas. A esto se suma la liviandad del crudo, que además de hallarse en puntos de buen acceso logístico, requiere de una menor inversión en la infraestructura para su transporte y en aditivos. Todo esto sumado al hecho de tener a cinco de los 20 pozos más grandes del mundo y ser la segunda nación con mayores reservas de crudo.
     
    En este pulso los grandes perjudicados han sido las economías emergentes como Colombia (ver nota anexa), para las que la venta de su producción supone un enorme pilar de ingreso además de una alta inversión para su producción.
     
    La estrategia saudí fue además un golpe de mesa en Oriente Próximo, en especial enfocado en Irán, la nación con la que rivaliza económica y religiosamente (Arabia es suní e Irán es chií) y que no dista mucho de sus costos de producción petrolera. Ante la cercanía del levantamiento de las sanciones otrora impuestas por Occidente, Teherán –que produce unos 3,5 millones de barriles al día– podía tener entre sus cálculos una aceleración en la producción de petróleo para sus naturales intenciones de crecimiento, posteriores a la negociación de su programa nuclear con las potencias occidentales. Riad, al parecer, no está dispuesta a permitirlo.
     
    De acuerdo con el analista británico Thomas Pugh, de la firma Capital Economics, “el único factor que en ese sentido podría traducirse en un aumento de los precios sería que Irán se comprometiera a no aumentar la producción.
     
    Los factores políticos son importantes en el mercado del petróleo, pero creo que ahora los factores económicos están dominando”.
     
    Del rumbo del mercado del crudo se han desprendido también diversos análisis políticos. Más allá de la tensión Riad–Teherán, la limitada reacción de Estados Unidos, cuyas compañías petroleras mantuvieron su nivel productivo –que solo ahora comienzan a reducir–, fue vista bajo el lente de sus intereses geoestratégicos: la caída en los precios ha afectado duramente a Rusia, tercer productor mundial con alrededor de 10,5 millones de barriles al día. Amparado por un precio cercano a los 100 dólares por barril, Moscú anexionó en el 2014 la península de Crimea a su territorio y jugó un rol fundamental en la crisis de Ucrania, donde considerables regiones prorrusas del este se identificaron bajo el ideal separatista.
     
    Otros puntos de vista apuntaron también a que un petróleo a bajo precio disminuía seriamente los ingresos del Estado Islámico, que considerado una de las mayores amenazas a la seguridad de Estados Unidos y sus socios europeos, dejaba de recibir enormes cantidades de dólares, producto de la comercialización en el mercado negro del crudo extraído de las zonas de Libia, Siria e Irak que controla.
     
    De otro lado, los efectos políticos de la estrategia saudí ha encontrado un considerable polo estructurado por el grupo de países afectados y con peso petrolero, que no lucen dispuestos a dar el brazo a torcer frente a la caída de precios.
     
    Este bloque, fundamentalmente conformado por Irán, Rusia y Venezuela, ha evaluado la opción de reducir conjuntamente la producción para provocar un alza que reactive sus ingresos. Julio César Vera, vicepresidente de combustibles de Gulf, asegura que para materializar su intención “esos países tendrán que demostrar que no solamente son capaces de unirse, sino que realmente se vuelvan efectivas sus medidas, las hagan sostenibles en el mediano plazo, por lo menos, y que no entren en la tentación de que cuando el precio comience a reaccionar, hagan la trampa de subir sus niveles de producción”.
     
    ¿Hacia dónde va el mercado ahora? A juzgar por las últimas semanas, podría hablarse de una leve tendencia al alza, en especial desde la segunda semana de febrero. Vera considera que “el mercado está reconociendo que a precios por debajo de los 30 dólares no hay viabilidad para la producción petrolera mundial y el mercado ha comenzado a subir lentamente, buscando llegar al precio de equilibrio, que podría establecerse entre los 40 y los 50 dólares hacia final de este año”.
     
    De acuerdo con Pugh y Capital Economics, la producción de petróleo ya evidenció una baja de 150.000 barriles diarios en enero, que a finales del 2016 podría llegar a 700.000.
     
    “Los precios –dice el analista– deberían hacerse más fuertes en la segunda mitad del año cuando los cortes de suministro se vuelvan más evidentes”.
     
    Así mismo, Vera apunta que en materia política y económica, justamente a finales de este año, las cartas ya estarán jugadas. “No creo que Arabia Saudita, por más poder económico que tenga y por más caja, pueda seguir, artificialmente, controlando la oferta y llevando a los precios a niveles tan bajos que de pronto le quiten viabilidad al desarrollo de futuros proyectos”. Las preocupaciones para las economías altamente influidas por el crudo continúan, sin embargo los últimos indicios, por ahora, dejan ver el horizonte un poco más claro.
     
    ¿Por qué Colombia padece cuando el crudo cuesta poco?
     
    En el país, la industria petrolera representa algo más del 8 por ciento del Producto Interno Bruto, casi el 90 por ciento de las exportaciones tradicionales, al rededor del 40 por ciento del mercado de divisas y un 30 por ciento de la inversión extranjera directa.
     
    En este contexto es de esperar que una disminución en los precios internacionales ocasione una caída en los ingresos nacionales e incluso en ciertos casos llegue a afectar la viabilidad de la producción.
     
    De hecho, esta semana la Agencia Nacional de Hidrocarburos autorizó la suspensión temporal del campo Akacías del Bloque CPO–9, en el Meta, pues su producción no llega a ser rentable en el contexto actual. Además existe un gaje extra que se deriva de la pesadez del crudo nacional, cuyas referencias (Castilla y Vasconia) se vendieron el año pasado entre 8 y 10 dólares por debajo de la Brent, por cuenta de la necesaria aplicación de un diluyente para su uso.
     
    De acuerdo con Juan Carlos Echeverry, presidente de Ecopetrol (la firma que aporta el 70 por ciento de la producción nacional), la compañía está en capacidad de mantener su flujo de caja sin dar utilidades con un rango de precio del barril entre los 20 y los 30 dólares.
     
    DIEGO ALARCÓN - elTiempo.com
     

  • El drama del techo de la deuda terminó bien para la industria energética

    El drama del techo de la deuda (¿farsa?) ha terminado. Habiendo fabricado una crisis que podría haber hundido la economía, nuestros legisladores resolvieron el problema y se atribuyeron el mérito de su habilidad política, podrían argumentar algunos. Dejemos de lado el ruido político y preguntémonos por el impacto en la industria energética.
    1. Economía a salvo: buenas noticias para todas las empresas. ¿Quién necesita una recesión instantánea?
    2. Sin incumplimiento— Preserva el crédito de los valores del Tesoro de EE. UU. Son las inversiones “libres de riesgo” que subyacen a todos los cálculos financieros. Si no están libres de riesgos, entonces su costo aumentará y también el de todas las demás fuentes de capital. Tener un circo de techo de deuda cada dos años pone en duda la naturaleza libre de riesgo de los bonos del Tesoro. Entonces diríamos que no incumplir esta vez es una buena noticia, pero garantizar que se repitan no lo es, porque, tarde o temprano, el Congreso no subirá el techo de la deuda. No podemos dejar de sentir que el Congreso ha aumentado los costos de capital para todos. Y las empresas de energía tienen que recaudar mucho capital.
    3. Acelera los procesos de ubicación de proyectos de energía: los proyectos de energía de todo tipo (molinos de viento y tuberías) se atascan en audiencias aparentemente interminables, lo que aumenta los costos y la incertidumbre en la planificación del sistema. Calificamos esto como una victoria modesta para la industria energética.
    4. El Congreso bendice el proyecto de oleoducto favorito de Joe Manchin: la nueva ley autoriza un oleoducto que ha estado estancado durante años. ¿Quizás un requisito para obtener el voto del Senador Manchin, un hecho único, pero un presagio de lo que vendrá? No estoy seguro. La Corte Suprema, en un futuro próximo, parece probable que diluya o destruya la capacidad de las agencias reguladoras para ejercer su juicio. Eso nos devolvería a los días de la regulación legislativa, cuando cada acto de regulación requería una nueva ley para hacer frente a una circunstancia particular, lo que creaba oportunidades para la corrupción y ralentizaba e impedía el cambio necesario. ¿Estás listo para que el Congreso diseñe y apruebe cada proyecto energético? 
     
    Ahora, vayamos al perro que no ladró, en realidad el aspecto más importante del drama del techo deficitario. Puede recordar, cuando comenzó, que los republicanos amenazaron con usar el techo de la deuda como palanca para desfinanciar la Ley de Reducción de la Inflación del presidente Biden, básicamente para desmantelar las iniciativas de energía limpia. Hacerlo podría haber recortado varios cientos de miles de millones de dólares de la factura de gastos. Pero nada pasó. Como resultado, creemos que las iniciativas de IRA continuarán y ganarán impulso, incluso si un republicano es elegido presidente. Las grandes empresas que disfrutan de la generosidad del gobierno no querrán renunciar a ella por principio. Estarán enganchados. Sospechamos que las empresas de energía, con todo su dinero de cabildeo, pueden haber decidido que, en el fondo, les gusta la IRA porque ofrece muchas ventajas financieras. No tiene sentido sacudir el bote. 
     
    En resumen, el presidente Biden obtuvo o mantuvo casi todo lo que quería. Y esté atento a más anuncios de proyectos multimillonarios financiados por IRA en los que las grandes compañías de energía invierten en hidrógeno, combustibles sintéticos y CCS (captura y secuestro de carbono). Esos son los mercados emocionantes y bien subsidiados, no los pozos y oleoductos heredados de petróleo y gas. Puede agradecerle al Congreso por eso. 
     
    Por Leonard Hyman y William Tilles para Oilprice.com
     

  • El fantasma de la recesión económica en 2023 sigue presente

    Según estimaciones de la Fed y el FMI, las políticas monetarias serían causantes de la desaceleración.
     
    La alta inflación que se ha venido presentando en diferentes países del mundo, la volatilidad de la economía y la crisis bancaria podrían llevar a una recesión económica en el segundo semestre de este año.
     
    La Reserva Federal (Fed) de Estados Unidos, en sus minutas de marzo, estimó que dada su evaluación de los posibles efectos económicos de los acontecimientos recientes del sector bancario, la proyección muestra una leve recesión a partir de finales del 2023, “con una recuperación en los dos años siguientes”.
     
    En la misma línea, los miembros del Fondo Monetario Internacional (FMI), señalaron que también incluían en sus previsiones una recesión leve, en el mismo periodo previsto por la Fed.
     
    Ahora bien, la directora del FMI, Kristalina Georgieva, afirmó el jueves que el crecimiento global pronosticado para los próximos años, que rondará el 3%, nunca puede ser considerado “fabuloso”, aunque esté lejos de la recesión, según la agencia EFE.
     
    Llevando la mirada hacia los factores que pueden desencadenar en una recesión, Alejandro Useche, profesor de la Universidad del Rosario, indicó que las altas inflaciones y la soluciones de los países por atacarlas, como las altas tasas de interés, han llevado a una desaceleración de la economía.
     
    “En las últimas semanas el planeta se está enfrentando a unas situaciones muy complejas que tienen que ver con la alta volatilidad de ciertos activos financieros, pero sobretodo de graves crisis financieras de entidades que se suponía que eran fuertes. Esto está llevando a la incertidumbre a elevar los niveles de riesgo percibidos, pero al tiempo, se está entendiendo que son problemas localizados, muy diferentes a la gran crisis financiera que sucedió en el 2008”, dijo Useche.
     
    A su vez, Munir Jalil, director de investigaciones económicas de BTG Pactual, apuntó que después de una arranque positivo asociado con el potencial control de la inflación y un mejor desempeño, el FMI ha revisado a la baja el crecimiento económico de abril.
     
    “Para Latinoamérica el FMI también revisó a la baja su expectativa de crecimiento económico, debido a una menor demanda global por bienes básicos y a las políticas monetarias restrictivas que han tenido que adoptar los países para controlar la inflación”, dijo el analista.
     
    Igualmente, Theodore Kahn, director asociado de Control Risks, explicó que desde hace varios meses se anunciaba un riesgo de recesión por las subidas en las altas tasas de interés.
     
    “Esta inestabilidad parece estar contenida y una posible recesión este año sería moderada, con una recuperación rápida. Sin embargo, hay todavía riesgos desconocidos. Pueden surgir todavía otros episodios de inestabilidad bancaria y financiera”, aseguró. 
     
    Por Diana K. Rodríguez T. para Portafolio.

  • El Pérmico liderará los acuerdos petroleros de EE. UU.

    Una nueva ola de fusiones y adquisiciones está llegando a la zona petrolera de EE. UU., y la cuenca de esquisto bituminoso más prolífica, el Pérmico, está lista para liderar la actividad de negociación en la industria. 
    Este año podría ser un punto de inflexión para las adquisiciones upstream de EE. UU., ya que los analistas esperan que la actividad se recupere luego de una escena mediocre de fusiones y adquisiciones en el parche de esquisto el año pasado a pesar de los precios más altos del petróleo.  
    Los flujos de efectivo récord en la industria y la disminución del inventario de ubicaciones de perforación principales para muchos productores más pequeños han preparado el escenario para una nueva serie de consolidación en la industria petrolera de EE. UU., dicen los analistas. Por otro lado, se espera que las ofertas de gas natural sigan siendo moderadas debido a los bajos precios de referencia del gas en América del Norte.  
     
    Lenta actividad de fusiones y adquisiciones en 2022.
     
    En 2022, la cantidad de fusiones y adquisiciones en el segmento upstream de EE. UU. cayó al  nivel más bajo desde 2005 , con compradores cada vez más exigentes y apuntando a ubicaciones de primer nivel en acuerdos más grandes, dijo Enverus Intelligence Research (EIR) en un informe a principios de este año.
     
    El valor de los acuerdos también cayó en 2022 (un 13 % año tras año) a 58 000 millones de dólares, negociados en un total de 160 fusiones y adquisiciones.    
     
    “Si bien los valores de las transacciones han bajado aproximadamente un 20 % con respecto a los promedios previos a la pandemia, el volumen de transacciones se ha derrumbado a un mínimo de casi dos décadas debido a que la actividad ha sido impulsada por grandes empresas que buscan activos de la más alta calidad en transacciones de más de mil millones de dólares, —dijo Enverus—  .
     
    El año pasado, las firmas más grandes dominaron el mercado de fusiones en el parche de esquisto de EE. UU. y firmaron acuerdos multimillonarios para asegurar un inventario que se acumulaba de inmediato en los flujos de efectivo. Las grandes empresas públicas ahora cuentan con balances fortalecidos y valoraciones de acciones favorables, lo que les da la capacidad de apoderarse de ubicaciones de perforación premium. Pero las empresas más pequeñas, con valoraciones de capital bajas, han tenido problemas para financiar adquisiciones de activos de primer nivel, dijo Andrew Dittmar, director de Enverus Intelligence Research. 
    Relacionado: Petrolero que transportaba petróleo para Chevron incautado por Irán
     
    Actividad de fusiones y adquisiciones para acelerar. 
     
    Este año, se espera que la actividad de fusiones y adquisiciones acelere a medida que el capital privado busca la salida, mientras que las empresas públicas buscan una superficie adicional de primer nivel, dicen los analistas. 
     
    Ya se han anunciado varios acuerdos en la industria este año, pero la conversación real de fusión en el mercado se desencadenó a principios de este mes con los rumores de que ExxonMobil sostuvo conversaciones informales tempranas   sobre la posible adquisición del mayor productor de esquisto puro, Pioneer Natural Resources. 
     
    “El mundo necesita más petróleo de EE. UU., y Permian tiene varios miles de ubicaciones restantes que se consideran de alta calidad”, dijo a Bloomberg Pete Bowden, director global de banca industrial, de energía e infraestructura de Jefferies Financial Group, esta semana   . 
    “Si eres una importante compañía petrolera, debes pensar en obtener ese suministro mientras esté disponible”, agregó Bowden. 
     
    Altos flujos de efectivo configurados para desencadenar más acuerdos. 
     
    Menos de dos meses antes de que surgieran los rumores de Exxon-Pioneer, McKinsey & Company  dijo  en un análisis: "La generación de efectivo históricamente alta en la industria upstream de América del Norte podría crear las condiciones de mercado perfectas para una actividad acelerada de fusiones y adquisiciones para los líderes del mercado". 
     
    McKinsey espera que los flujos de efectivo libres en la industria se mantengan altos, con las 25 principales empresas de exploración y producción de América del Norte generando FCF de entre $ 70 mil millones y $ 90 mil millones en 2023 y entre $ 50 mil millones y $ 70 mil millones durante los siguientes cuatro años, incluso si los precios del petróleo caer a alrededor de $ 65- $ 70 por barril en el mediano plazo. 
     
    Incluso después de los pagos de gastos de capital, la reducción de la deuda, los rendimientos de los accionistas y las inversiones para reducir las emisiones, es probable que las 25 empresas líderes mantengan un flujo de caja positivo en 2023 y más allá, dice McKinsey. 
     
    “La herramienta principal que queda en el conjunto de herramientas de finanzas corporativas es el despliegue de efectivo a través de fusiones y adquisiciones”, agregaron los analistas.  
     
    “Si bien nuestra industria debería estar orgullosa del desempeño reciente, ahora no es el momento de disfrutar del brillo del éxito. Como en el pasado, los actores exitosos de la industria trabajarán incansablemente para definir y ofrecer una estrategia basada en sólidas inversiones en fusiones y adquisiciones, perfeccionando sus habilidades de evaluación y capacidades de integración, para acelerar su crecimiento y desempeño futuros”. 
     
    Bonanza de fusiones y adquisiciones de Permian.
     
    La reciente adquisición de Ovintiv de activos de petróleo y gas sin explotar en el Pérmico de EnCap Investments por  $ 4300 millones  "fue el acuerdo más grande del Pérmico desde que ConocoPhillips compró los activos de Shell en septiembre de 2021 y dio inicio a las fusiones y adquisiciones en el 2T23 con fuerza", Andrew Dittmar, Director de Enverus Intelligence equipo,  escribió  a principios de este mes.
     
    La venta se produjo en medio de un mercado ya sólido para los vendedores de capital privado desde fines del año pasado. 
     
    “Ya sea por la falta de oportunidades en la maduración de los yacimientos de esquisto o por la falta de capital, la cartera de E&P de capital privado no se está reponiendo casi al mismo ritmo que las fusiones y adquisiciones”, dijo Dittmar. 
     
    “El resultado es una Cuenca Pérmica mucho más consolidada y otras áreas donde los ricos se vuelven más ricos a medida que las grandes empresas con una cantidad significativa de efectivo están en la mejor posición para competir por acuerdos”. 
     
    El siguiente paso en la consolidación son los acuerdos entre empresas públicas. Los informes de conversaciones sobre la adquisición de Pioneer Natural Resources por parte de ExxonMobil “parecen apuntar hacia una industria que se parece cada vez más a la que tenía antes del esquisto en el contexto de las empresas más grandes y las grandes que poseen el mejor recurso y el costo más bajo”, señaló Dittmar.   
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com

  • El tesoro que EEUU esconde hasta que suba el precio del petróleo

    Las petroleras norteamericanas que utilizan el fracking para explotar sus reservas están desarrollando una nueva técnica para sortear el golpe de la caída del precio del crudo: en vez de sacar el petróleo y almacenarlo, lo están manteniendo bajo tierra a la espera de que suba la cotización. Estados Unidos guarda un tesoro en su subsuelo que no quiere tocar hasta que el mercado se recupere, pero que puede acabar por hundir aún más los precios.
     
    La caída de los precios del petróleo ha provocado la aparición de nuevas técnicas para optimizar la producción. Y es que los productores de crudo, y también de gas, que se estaban viendo afectados por el hundimiento de la cotización desde el pasado verano han encontrado la fórmula para contener los riesgos para su negocio a la espera de que los precios se recuperen.
     
    El boom petrolero que vive Estados Unidos, gracias a la explotación de hidrocarburos no convencionales (singularmente a través del polémico fracking), está siendo uno de los principales afectados por la baja cotización del crudo (al menos a corto plazo), al poner en peligro la parte de la producción que necesita altos precios para alcanzar la rentabilidad. Y es en Estados Unidos donde los productores están recurriendo a lo que los expertos llaman fracklog como novedosa medida para esperar tiempos mejores para el negocio.
     
    ¿Qué es el fracklog? Las petroleras estadounidenses que explotan los hidrocarburos no convencionales están optando por parar la producción de los pozos que ya tienen perforados y guardar el petróleo bajo tierra. De tal manera, el crudo no puede considerarse stock (lo que ayudaría a seguir tirando de los precios a la baja) y las reservas se quedan simplemente congeladas y esperando una evolución más favorable de los precios internacionales.
     
    La roca como almacén
     
    Las compañías norteamericanas están demostrando una flexibilidad inesperada ante los vaivenes del mercado. En la segunda mitad del año pasado el precio del crudo se hundió desde los máximos de 115 dólares de julio hasta el entorno de los 50 dólares. Las empresas energéticas empezaron a finales de 2014 y principios de 2015 a frenar la perforación de nuevos pozos de crudo no convencional (shale oil) por la baja rentabilidad. De hecho, han llegado a recortar un 58% el número de plataformas operativas, hasta las 680 desde el máximo de 1.609 del pasado octubre, según los datos de Baker Hughes.
     
    Las petroleras norteamericanas están recurriendo al 'fracklog' a la espera de que el crudo esté más caro
    Y ahora que la cotización se ha venido recuperando en los dos últimos meses (el West Texas está cerca de los 60 dólares y el Brent por encima de los 65), compañías como Occidental Petroleum o EOG se muestran dispuestas a volver a elevar el número de pozos operativos si las cotizaciones del crudo siguen recuperándose en las próximas semanas o incluso si se mantienen en los niveles actuales.
     
    En paralelo, esa flexibilidad de las petroleras se está ahora demostrando especialmente en su capacidad de innovar y crear nuevos escudos que les protejan del impacto de la caída de los precios. Las petroleras estadounidenses disponen de más de 3.000 pozos perforados pero no explotados, según datos de los fondos de inversión Wood Mackenzie y RBC Capital Markets, y la cifra podría superar los 4.700, según la Bloomberg Intelligence Unit. El número de pozos en los que ya se ha realizado la perforación pero en los que no se ha procedido a romper la roca inyectando agua y arena (fracking o fracturación hidráulica) se habrían así duplicado o incluso triplicado en sólo un año.
     
     
    Miles de pozos totalmente preparados pero en los que la extracción no ha comenzado a la espera de que el precio del crudo sea aún mayor y, mientras, las compañías utilizan como almacén la propia roca en que está atrapado el crudo. De hecho, según Continental Resources, cerca del 85% de los pozos de Estados Unidos no han sido completados y disponen de reservas sin explotar.
     
    El fracklog es pues una especie de versión renovada del contango. Un mercado está en contango cuando el precio del producto para su entrega inmediata es inferior al precio de los futuros, por la previsión de que la cotización seguirá creciendo. En el caso del sector petrolero, cuando se produce esta situación algunos proveedores, brokers u otros intermediarios almacenan el crudo (en depósitos o en buques petroleros) a la espera de poder venderlo a un precio superior. Con el fracklog se utilizala propia roca para almacenar el crudo bajo tierra.
     
    ¿Un nuevo desplome del crudo?
     
    Según Goldman Sachs, esos pozos latentes guardan unas reservas superiores a los 100 millones de barriles de petróleo. Y Bloomberg calcula que podrían aportar al mercado de manera inmediata una producción de más de 320.000 barriles de crudo cada día, o incluso la oferta adicional podría ser de 500.000 barriles diarios si el West Texas (el barril de referencia en el mercado americano) escala por encima de los 65 dólares de manera sostenida.
     
    Un volumen que, aunque está a la espera de que suba el crudo para empezar a explotarse, puede, sin embargo, representar una bomba de relojería que amenaza con hundir de nuevo el precio del petróleo. De hecho, según un informe reciente de Goldman Sachs la actual sobreoferta y la capacidad adicional que ofrece el fracklog podría volver a hundir los precios del petróleo hasta los 45 dólares, echando por tierra la recuperación de las últimas semanas.
     
    Las compañías están dejando sin explotar pozos ya perforados y almacenan el petróleo en la roca en que está atrapado
    El petróleo se había instalado en los últimos años cómodamente por encima de los 100 dólares. En la segunda mitad del año pasado, y hasta ahora, los precios se han desplomado. La combinación de una caída prevista de la demanda mundial de crudo, la sobreoferta evidente causa especialmente por el aumento de producción de petróleo no convencional en EEUU y la constatación de que la inestabilidad en Oriente Medio y el Norte de África no estaba teniendo efectos sobre la producción global.
     
    La decisión de una dividida OPEP, el pasado noviembre, de no recortar su producción para sostener el precio provocó un hundimiento histórico de los precios. Un movimiento con el que Arabia Saudí, el mayor productor del cártel, buscaba mantener el escenario de petróleo barato para 'castigar' a sus rivales geopolíticos (golpeaba simultáneamente a sus rivales regionales Irán e Irak, y también a Rusia por su respaldo al régimen sirio y a Teherán) y económicos (buscaba poner en jaque la rentabilidad de algunos proyectos de fracking en EEUU y futuras inversiones en otros proyectos nuevos, al tiempo que mantiene su cuota en el mercado global del crudo aunque sacrifique ingresos).
     
    El punto crítico en que los proyectos que utilizan el fracking dejan de ser rentables es difícil de determinar. Según diferentes analistas, la inmensa mayoría de los campos de explotación de hidrocarburos no convencionales de EEUU es rentable con precios del barril de crudo que oscilan entre los 50 y los 80 dólares (aunque algunos proyectos necesitan que se sitúe incluso por encima de los 100 dólares para no entrar en pérdidas). En el actual contexto de precios, parte de los proyectos crudo no convencional están en riesgo y la posibilidad de captar inversiones para nuevos proyectos se reduce. Los productores de de crudo no convencional de Estados Unidos han sabido aguantar el tipo en los últimos meses y están consiguiendo contener el golpe. Pero la estrategia de ralentizar las perforaciones (primero) y recurrir al fracklog (después) puede estar escondiendo unos riesgos que siguen siendo evidentes.
     
     
    Por: David Page
     
    Fuente: Sabemosdigiltal.com

  • En 2,3 millones de barriles aumentaron reservas de petróleo de EE.UU

    En las últimas cuatro semanas, según el gobierno estadounidense, las importaciones de crudo promediaron más de 7,968 millones de barriles al día.
     
    Foto de ChevronFoto de ChevronLas reservas de petróleo de Estados Unidos aumentaron la semana pasada en 2,3 millones de barriles y se situaron en 534,8 millones, y siguen en máximos históricos en ocho décadas, informó este miércoles el Gobierno.
     
    La cifra es levemente inferior a los pronósticos de los analistas, que habían proyectado un alza en las reservas de 3 millones de barriles.
     
    Tras la publicación de los datos, el precio del barril de petróleo de Texas (WTI) para entrega en mayo subía en 1,19 dólares, hasta los 39,41 dólares el barril.
     
    En las últimas cuatro semanas, las importaciones de crudo promediaron más de 7,968 millones de barriles al día, un 9,8 % por encima que la media del mismo período del año pasado.
     
    Según el informe semanal del Departamento de Energía, las reservas de gasolina bajaron la semana pasada en 2,5 millones de barriles, hasta los 242,6 millones.
     
    Por su parte, las de gasóleo de calefacción descendieron en 1,1 millones de barriles, hasta los 162,3 millones.
     
    Las refinerías del país trabajaron a un 90,4 por ciento de su capacidad instalada, por debajo del 88,4 % de la semana anterior.
     
    Estas cifras excluyen las Reservas Estratégicas de Petróleo del Gobierno, que se mantuvieron sin cambios en los 695,1 millones de barriles.
     
    El total de reservas de crudo y productos refinados, incluidas las Reservas Estratégicas, alcanzó la pasada semana los 2.051 millones de barriles, frente a los 2.049,4 millones de la pasada precedente. 
     
    ElEspectador.com

  • Estados Unidos autoriza perforación petrolera en el Ártico

    El Gobierno le dio el aval a Shell a instalar, bajo ciertas condiciones, pozos de crudo o gas en el océano Ártico.
     
    El Departamento del Interior, que también está a cargo del área de medio ambiente, autorizó al grupo petrolero anglo-holandés a iniciar perforaciones en el mar de Chukotka, un proyecto al que se oponen ferozmente las asociaciones de defensa del medio ambiente.
     
    Abigail Ross Hopper, directora general de la agencia federal encargada de la gestión de los océanos (Boem), aseguró en un comunicado que se mantuvo un "nivel elevado de exigencia" para proteger el ecosistema de la región así como las necesidades de subsistencia y las tradiciones culturales de los habitantes originarios de Alaska.
     
    "Una vez más, nuestro gobierno se ha apurado para aprobar una exploración riesgosa y mal concebida en uno de los lugares más remotos e importantes de la Tierra", lamentó por su parte Susan Murray, vicepresidenta de la ONG Oceana.
     
    "Shell no ha demostrado que está preparada para operar de forma responsable en el océano Ártico y ni la compañía ni nuestro gobierno han querido evaluar justa y completamente los riesgos de la propuesta de Shell", añadió, asegurando que la petrolera pondrá "en riesgo los recursos oceánicos".
     
    AFP - portafolio.co
     

  • Estados Unidos avanza hacia un futuro de energía 100% renovable

    El clima terrestre está cambiando de diversas maneras que afectan las condiciones del tiempo, los océanos, la nieve, el hielo, los ecosistemas y la sociedad.
     
    Por lo que países como Estados Unidos, desde hace varios años ha estado tomando medidas ambientales para contrarrestar el uso de gases de efecto invernadero; ya que afrontar el cambio climático beneficiaría significativamente las vidas de las personas en Estados Unidos y también evitaría los daños costosos a la economía estadounidense.
     
    Algunas ciudades como Burlington, Vermont; Aspen, Colorado; Columbia, Maryland; y Greensburg, Kansas ya han alcanzado el uso de energía 100% limpia. Recientemente se suman otras Ciudades para comprometerse a alcanzar el 100% de energía limpia en los próximos 15-20 años, según informe presentado por la Organización Sierra.
     
    “Las soluciones locales son donde la verdadera oportunidad está y donde la innovación está pasando”, dice Tyler Nickerson del Proyecto Solutions, una organización no lucrativa cofundada por Mark Jacobson, un científico de la Universidad de Stanford, cuyo trabajo ha ayudado a guiar y crear planes climáticos locales”. Unidos se puede hacer mucho, y las ciudades pueden hacer mucho “, dice Jacobson.
     
    En el informe se presentan las acciones que llevarán a cabo cada ciudad para alcanzar una energía 100% renovable, cada una está encontrando formas innovadoras y se enfrentan a diferentes oportunidades y desafíos.
     
    Hasta el momento, la ciudad más grande de establecer una meta de energía al 100 % limpia es de San Diego.
     
    Estados  que transitan a una tecnología limpia
     
    “San Diego tomó un paso histórico para asegurarse un futuro más verde y próspero. Hemos hecho algo notable, con juntar los negocios y los intereses ambientales de una manera bipartidista para crear una comunidad más limpia y una economía más fuerte” celebró el Mayor Faulconer de San Diego, California.
     
    Texas es ahora capital de la energía renovable del país
    Asimismo dijo que han conseguido el equilibrio adecuado con este plan y que los habitantes pueden transitar hacia una tecnología más limpia, más energías renovables y crecimiento económico.
     
    Por su parte, la ciudad de East Hampton, Nueva York  creará incentivos para la construcción  de un parque eólico que será uno de los objetivos para que el 100% de la energía sea renovable.
     
    San José y San Francisco California, tienen compromisos locales para la instalación de infraestructura, venta de energía y una utilidad local que apoya la generación de energía renovable.
     
     Alrededor del 90 por ciento de la energía renovable del estado se ubicará en el estado de Nueva York, de acuerdo a una declaración de impacto ambiental suplementaria preparada por la comisión para el Departamento de Servicios Públicos de Nueva York. Foto: Ecoportal
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    En Grand Rapids, Michigan se ha popularizado los edificios de la ciudad con ventanas de eficiencia energética y de calefacción geotérmica, así como el número de paneles solares en los edificios municipales.
     
    Texas es ahora capital de la energía renovable del país.  Produce más energía eólica que cualquier otro estado y es el lugar de una reserva significativa solar que está empezando a ser explotado.
     
    Desafíos y progresos
     
    Asegurar que estos planes de acción ambiental se distribuyan de manera uniforme entre todas las comunidades no será fácil. Por ahora, muchas tecnologías de energía limpia siguen siendo inalcanzables para muchos residentes de Estados Unidos.
     
    Pero también, hay signos de progreso. En Minnesota, varias empresas de servicios públicos se organizan en cooperativas locales, huertas solares comunitarias, y ofrecen a los residentes la oportunidad de comprar una energía verde “suscripción” y aprovechar la energía limpia producida por las instalaciones medianas ubicadas en su área. Logrando las empresas generar puestos de trabajo locales, junto con la energía limpia.
     
    Los ingenieros y los empresarios pueden hacer su parte para asegurar que la economía de energía limpia beneficie a todos. Pero en última instancia, serán necesarias la organización y reformas de las políticas para impulsar el cambio, y así asegurar que los contaminadores tengan que pagar por vertido de carbono a la atmósfera.
     
    Los paneles solares en la azotea, las casas inteligentes, las baterías de alta eficiencia, y los vehículos eléctricos, todos ellos se propagarán más rápidamente una vez que se imponga un precio a pagar por la emisión de gases de efecto invernadero.
     
    “En este momento, los combustibles fósiles llegan a contaminar de forma gratuita”. Pero los republicanos que controlan el Congreso se resisten a gravar o regular los gases de efecto invernadero, que es exactamente por qué el liderazgo local  y soluciones propias son tan importantes. Se están sentando las bases para un futuro que se mantiene en la distancia, al menos por ahora. Lo más importante que tenemos es un precio al carbono”, así lo expresó Lyndon Rive fundador de Solar City a Sierra Club.
     
    Si las personas pueden ser influenciadas de que una economía de energía limpia significa más empleo, menos contaminación, mejor salud, y, en definitiva, de una mejor calidad de  vida, la transición podría ser más rápida de lo esperado. 
     
     
    JANIS MARIN - LA GRAN ÉPOCA.COM

  • Estados Unidos da un paso audaz para liberarse del control ruso de uranio

    En marzo de 2022, poco después de la invasión rusa de Ucrania, el presidente Biden  firmó una orden ejecutiva  que prohibía la importación de petróleo, gas natural licuado y carbón rusos a Estados Unidos. Aunque se culpó a la prohibición junto con las sanciones de la UE por el aumento vertiginoso de los precios mundiales de la energía, las refinerías estadounidenses no sufrieron ningún desgaste, ya que Rusia suministró sólo el 3% de las importaciones de petróleo crudo de Estados Unidos.
    Sin embargo, los apostadores se apresuraron a señalar que una exportación notable quedó fuera de esa lista: el uranio.
     
    Durante mucho tiempo, Estados Unidos ha dependido en gran medida del uranio ruso e importó alrededor del 14 por ciento de su uranio y el 28 por ciento de todos los servicios de enriquecimiento de Rusia en 2021, mientras que las cifras para la Unión Europea fueron del 20 por ciento y el 26 por ciento para las importaciones y servicios de enriquecimiento, respectivamente. Y parece que no hay un final a la vista a pesar de que el año pasado el presidente ucraniano, Volodymyr Zelenskiy, pidió a Estados Unidos y a la comunidad internacional que  prohibieran las importaciones de uranio ruso  tras el bombardeo ruso cerca de la central eléctrica de Zaporizhzhya en Ucrania. Las empresas estadounidenses envían más de mil millones de dólares cada año a la agencia nuclear estatal rusa,  Rosatom , e importaron otros 411,5 millones de dólares en uranio enriquecido solo en el primer trimestre de 2023. 
     
    Los gobiernos occidentales han evitado sancionar a Rosatom por razones obvias. Pero su excesiva dependencia del uranio ruso conlleva un enorme riesgo porque la mayoría de las empresas de servicios públicos sólo mantienen alrededor de 18 meses de inventario de combustible, lo que significa que sus sectores nucleares enfrentarían un colapso si Putin repentinamente decidiera dejar de hacer negocios con ellos.
     
    “ Estamos asumiendo los costos de una dependencia excesiva de Rusia en materia de combustible nuclear. Y no somos sólo nosotros, es el mundo entero”,  se lamentó Pranay Vaddi, asesor nuclear de la Casa Blanca en el Consejo de Seguridad Nacional.
     
    Afortunadamente, los planes de expansión de la fábrica local de enriquecimiento de uranio que suministró combustible para las primeras bombas atómicas de Estados Unidos, denominado  Proyecto Manhattan,  podrían ayudar al país a resolver su enigma nuclear. La  planta Urenco de 5  mil millones de dólares en Eunice, Nuevo México, alberga cientos de enormes centrifugadoras que giran a velocidades supersónicas para separar los isótopos de uranio necesarios para producir combustible para las plantas de energía nuclear. Urenco, que abastece alrededor de un tercio de la demanda estadounidense de uranio enriquecido, está actualmente en proceso de aumentar la producción en un 15% mientras busca rejuvenecer la producción de energía nuclear entre la flota de reactores nucleares de Occidente.
     
    Según Karen Fili, directora ejecutiva de la filial estadounidense de Urenco, la ampliación prevista de las instalaciones de Nuevo México se completará en 2027, lo que, combinado con la implantación de la empresa matriz en Europa, sería suficiente para cubrir la cuota de mercado estadounidense de Rosatom. .
     
    " Somos una solución muy razonable para Estados Unidos: una mayor producción de Urenco sería suficiente para cubrir cualquier déficit en las importaciones rusas ", afirmó Fili. 
     
    Como era de esperar, el Kremlin se burló del esfuerzo y lo descartó como "... un intento de crear el monstruo de Frankenstein ". Según el Kremlin, los intentos históricos de Europa de construir una cadena de suministro integrada de uranio enriquecido con unidades individuales en regiones remotas nunca han tenido éxito.
     
    Pero el Kremlin podría estar subestimando la determinación de Estados Unidos y Europa de desvincularse de la energía rusa, ya que Europa actualmente cuenta con abundante gas natural a pesar de que Putin advirtió anteriormente sobre una próxima escasez de gas durante el invierno.
     
    Alternativas de uranio
    Aún mejor, la administración Biden está buscando activamente alternativas al uranio.
     
    Dado que la administración se ha fijado el objetivo de alcanzar  una energía 100 por ciento libre de carbono para 2035 , la energía nuclear probablemente seguirá siendo un tema candente a pesar de ser un combustible con bajas emisiones de carbono, principalmente porque el combustible nuclear convencional genera una gran cantidad de desechos peligrosos. Lo que daría un gran impulso a la energía nuclear sería un importante avance tecnológico en la sustitución del uranio por torio en los reactores. Probablemente sería mucho más fácil involucrar al público con la eliminación del peligroso uranio. 
     
    Ahora se anuncia al torio como la "gran esperanza verde" de la producción de energía limpia que produce menos desechos y más energía que el uranio, es a prueba de fusión, no tiene subproductos aptos para armas e incluso puede consumir reservas de plutonio heredadas.
     
    El  Departamento de Energía de los Estados Unidos  (DOE),  el Centro de Ciencias e Ingeniería Nuclear de Texas A&M  y el  Laboratorio Nacional de Idaho  (INL) se han asociado con  Clean Core Thorium Energy  (CCTE), con sede en Chicago, para desarrollar un nuevo combustible nuclear a base de torio. denominado ANEEL. ANEEL (Energía Nuclear Avanzada para Vida Enriquecida) es una combinación patentada de torio y “uranio poco enriquecido de alto ensayo” (HALEU) que pretende abordar los altos costos y los problemas de desechos tóxicos (el torio debe  combinarse con al menos una pequeña cantidad de material fisionable debido a su incapacidad de fisionarse naturalmente por sí solo). La principal diferencia entre la ANEEL y el uranio que se utiliza actualmente en los reactores estadounidenses es el nivel de enriquecimiento del uranio. En lugar de un enriquecimiento de uranio 235 de hasta un 5%, la nueva generación de reactores necesita combustible con un enriquecimiento de hasta un 20 por ciento. Hace varios años, CCTE comenzó a adaptar los diseños de reactores existentes para permitirles utilizar combustible ANEEL, que la compañía proyectó podría entrar en uso comercial ya en 2024. Mientras tanto, hace dos años, la Comisión Reguladora Nuclear de EE. UU. (NRC) aprobó el proyecto de  Centrus  Energy . solicitud para fabricar HALEU en sus instalaciones de enriquecimiento en Piketon, Ohio, convirtiéndose en la única planta del país en hacerlo. Sin embargo, podrían haber más en camino si el nuevo combustible resulta ser un éxito. 
     
    Si bien ANEEL funciona mejor en reactores de agua pesada, también se puede utilizar en reactores tradicionales de agua en ebullición y agua a presión. Más importante aún, los reactores de ANEEL pueden desplegarse mucho más rápido que los reactores de uranio.
     
    Otro beneficio clave de ANEEL sobre el uranio es que puede alcanzar una tasa de combustión de combustible mucho mayor, del orden de 55.000 MWd/T (megavatios-día por tonelada de combustible), en comparación con los 7.000 MWd/T del combustible de uranio natural utilizado en Reactores de agua a presión. Esto permite que el combustible permanezca en los reactores durante mucho más tiempo, lo que significa intervalos mucho más largos entre paradas para reabastecimiento de combustible. Por ejemplo,  la Unidad Kaiga-1 de la India  y la Unidad PHWR Darlington de Canadá ostentan el récord mundial de operaciones ininterrumpidas con 962 días y 963 días, respectivamente.
     
    El combustible a base de torio también ofrece otros beneficios clave. Uno de los más importantes es que un consumo de combustible mucho mayor reduce los residuos de plutonio en más del 80%. El plutonio tiene una vida media más corta, de unos 24.000 años, en comparación con la vida media del uranio-235 de poco más de 700 millones de años. El plutonio es altamente tóxico incluso en pequeñas dosis, lo que provoca enfermedades por radiación, cáncer y, a menudo, la muerte. Además, el torio tiene una temperatura de funcionamiento más baja y un punto de fusión más alto que el uranio natural, lo que lo hace inherentemente más seguro y más resistente a las fusiones del núcleo. 
     
    Las propiedades de energía renovable del torio también son bastante impresionantes.
     
    Otro beneficio más: en la corteza terrestre hay más del doble de torio que de uranio. En la India, el torio es cuatro veces más abundante que el uranio. El torio también se puede extraer del agua de mar al igual que el uranio, lo que lo hace casi inagotable.
     
    En febrero,  Clean Core Thorium Energy,  con sede en Chicago, y la  Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear (CNSC)  iniciaron la fase de planificación  de la revisión previa a la licencia del torio ANEEL y HALEU de Clean Core, lo que indica que se están logrando avances.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com 

  • Estados Unidos saturado de petróleo

    Las reservas de petróleo de EE.UU. aumentaron en 10,9 millones de barriles en la última semana y ascendieron hasta los 482,4 millones, el nivel más alto para esta época del año desde 1930, según informó el Departamento de Energía. No hay que olvidar que en el informe anterior los inventarios subieron en 4,8 millones de unidades.
     
    Los inventarios de crudo del país norteamericano están en su nivel más alto en 80 años y se encuentran al 90% de capacidadLos inventarios de crudo del país norteamericano están en su nivel más alto en 80 años y se encuentran al 90% de capacidadEl reporte de las reservas rompió con la racha alcista que el precio del petróleo había venido presentando a comienzos de la semana tras conocerse el incremento de las tarifas a la que Arabia Saudita vende su producción. Por ello, el referente de crudo ligero de Texas (WTI) y el indicativo del mar del norte (Brent) perdieron más de dos dólares en el último par de sesiones y cerraron este jueves en US$50,70 y US$56,76 respectivamente. 
     
    El crecimiento de los inventarios de crudo se ha convertido en un serio problema para el mercado global. La Agencia Internacional de Energía (AIE) explicó que la oferta mundial está aumentando y al tiempo la producción estadounidense no da señales de desaceleración. Asimismo, agregó que pronto EE.UU. podría quedar sin capacidad de almacenamiento, lo que contribuiría a ejercer más presión a la baja sobre los precios. Una situación que podría perdurar hasta por lo menos la segunda mitad de 2015.
     
    “La industria petrolera de Estados Unidos ha demostrado que cuenta con el músculo financiero y que es lo suficientemente resistente como para soportar la cotización actual del crudo. Los productores norteamericanos se están adaptando a las condiciones actuales porque están optando por seguir bombeando y almacenar su producción con el fin de esperar mejores precios, afirmó Camilo Silva, director de Análisis Técnico de Valora Inversiones.
     
    Por su parte Juan David Ballén, analista de Casa de Bolsa, explicó “que esta parte del año es una temporada de baja demanda, razón por la cual muchas compañías de hidrocarburos en Estados Unidos optan por hacer el mantenimiento a sus refinerías. Sin embargo, se observa que si bien la producción ha bajado la utilización de la infraestructura petrolera es mayor que el mismo periodo del año pasado”.
     
    De acuerdo con Ballén, hay que estar muy atentos al mercado estadounidense “porque sus inventarios se encuentran al 90% de su capacidad y se espera que la tendencia continúe hasta mayo. De manera que hay todavía dos meses en que se pueden seguir acumulando barriles de crudo, y se corre el riesgo de que Estados Unidos se llene completamente. Un fenómeno que podría llevar a la cotización del petróleo hasta los US$35”.
     
    Es tal el nivel de inventarios en Estados Unidos que ya hay reportes de que algunas compañías petroleras están optando por almacenar su material en buques en altamar, además se ha registrado descensos en la contratación de taladros para la perforación de pozos de crudo. Por esta razón la reunión de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), a mediados de junio de 2015, estará cobrando especial relevancia ya que puede significar un punto de quiebre para el comportamiento del sector de hidrocarburos en el resto del año.
     
    Por: Camilo Vega Barbosa - ElEspectador.com 
     

  • Europa presiona para que EE.UU. autorice la exportación de gas y petróleo

    BRUSELAS (EFE Dow Jones)--La Unión Europea está aumentando la presión sobre Washington para que incluya un capítulo sobre energía en un esperado acuerdo comercial trasoceánico que permita las exportaciones de gas natural y crudo estadounidense para reducir la dependencia del bloque de Rusia.
     
    En una entrevista concedida a The Wall Street Journal, el comisario europeo de Energía, Maros Sefcovic, dijo que facilitar los flujos de gas natural licuado y de crudo de Estados Unidos hacia la UE es uno de los principales objetivos del bloque para el tratado transatlántico de comercio e inversión, conocido como TTIP, que se está negociando actualmente. Estados Unidos se ha resistido hasta ahora a incluir un capítulo sobre energía en el TTIP, pero el auge del gas no convencional en Estados Unidos y los problemas de la UE con Rusia han hecho que el asunto cobre importancia.
     
    Aunque las exportaciones de combustibles fósiles de Estados Unidos han estado restringidas durante años, la creciente producción interna de crudo y gas ha relajado parcialmente los temores de Washington respecto a su independencia energética, y el Departamento de Energía estadounidense cree que el país se convertirá en exportador neto de gas en 2017.
     
    Trevor Kincaid, portavoz del representante estadounidense de Comercio, dijo que Estados Unidos aún no ha tomado una decisión final sobre si incluir o no un capítulo sobre energía en el TTIP.
     
    Sefcovic encabeza el esfuerzo europeo de crear una “unión europea” entre los 28 estados miembro de la UE. Además de buscar proveedores alternativos a Rusia, que actualmente suministra un tercio del gas de la UE, esto significa romper barreras de muchos años entre los mercados energéticos nacionales de la UE.
     
    El lunes, Sefcovic comenzará una gira por Europa que le llevará a visitar 18 países de la UE hasta finales de año.
     
    Para el verano, la Comisión Europea desvelará sus planes para reformar el mercado energético europeo.
     
    La Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía --que se creó en 2009-- sólo puede emitir opiniones no vinculantes y hasta ahora no ha logrado quebrantar la resistencia de las eléctricas nacionales y de los operadores de red a la entrada de competencia exterior.
     
    Sefcovic dijo que aún no han decidido qué poderes nuevos otorgarle a la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía ni cómo mejorar la cooperación entre operadores de red, pero aseguró que algo se hará al respecto.
     
    Amy Harder contribuyó a este artículo.
     
     
    Por GABRIELE STEINHAUSER 
     
    Fuente: WSJournbal.com
     

  • Gobierno de Trump quiere financiarse con petróleo y gas shale

    El gobierno de Trump dijo que hay que sacar ventaja de los 50 billones de dólares de reservas de petróleo y gas natural sin explotar, especialmente aquellas en tierras federales que son propiedad del pueblo estadounidense.

    “Usaremos los ingresos de producción energética para reconstruir nuestras carreteras, escuelas, puentes e infraestructura pública." Donald Trump - Presidente de EEUU“Usaremos los ingresos de producción energética para reconstruir nuestras carreteras, escuelas, puentes e infraestructura pública." Donald Trump - Presidente de EEUUEl gobierno de Donald Trump quiere financiar proyectos de infraestructura pública con petróleo y gas de esquisto, conocido como shale.

    “Usaremos los ingresos de producción energética para reconstruir nuestras carreteras, escuelas, puentes e infraestructura pública. La energía menos costosa también será un gran impulso para la agricultura estadounidense”, detalló la Casa Blanca en un comunicado.

    La Administración Trump dijo adoptará la revolución de petróleo y gas shale para traer empleos y prosperidad a millones de estadounidenses. “Hay que sacar ventaja de los 50 billones de dólares de reservas de petróleo y gas natural sin explotar, especialmente aquellas en tierras federales que son propiedad del pueblo estadounidense”.
     
    Hasta el 31 de diciembre de 2015, las reservas probadas de Estados Unidos de petróleo eran de 35,200 millones de barriles, una caída de 11.8% anual, según datos de Administración de Información Energética (EIA, por sus siglas en inglés ). Las reservas totales de gas contabilizaban 324.3 billones de pies cúbicos, un retroceso de 16.6% comparado con 2014.
     
    En cuanto al petróleo shale, las reservas probadas ascienden a 78,200 millones de barriles, mientras que las de gas shale representan 622.5 billones de pies cúbicos, según la EIA.
     
    “Una política de energía sana comienza con el reconocimiento de que tenemos enormes reservas de energía doméstica sin explotar aquí en Estados Unidos”, reiteró la Casa Blanca.
     
    Y su gabinete cuenta con un experto en la materia. Rex Tillerson, nuevo secretario de Estado, se ha desempeñado desde 2006 como director ejecutivo del gigante petrolero Exxon Mobil, empresa que ocupa el noveno lugar de la lista Global 2000 de Forbes, con una facturación de 236,800 millones de dólares (mdd).
     
     
     
    Forbes-Mexico
     
    Por: Arturo Solis

  • Irak e Irán ignoran las sanciones de Estados Unidos en conversaciones para ampliar los lazos energéticos

    Irán e Irak firmaron un acuerdo el miércoles para expandir los lazos energéticos y establecer una oficina conjunta destinada a supervisar la cooperación entre los dos países, anunció el Ministerio del Petróleo iraquí, como parte de la visita del Ministro del Petróleo iraní, Javad Owji, a Bagdad.
    Al llegar a la capital iraquí, Owji fue recibido por el primer ministro Mohammed Shia al-Sudani y discutió con él “la cooperación general entre Irak e Irán y las formas de desarrollarlos”, así como la capacidad de enfrentar conjuntamente “desafíos económicos globales”. .”
    El acuerdo energético fue firmado entre Owji y el ministro de Petróleo iraquí, Hayan Abdul Ghanni. La reunión entre Sudani, Owji y Abdul Ghanni “resultó en un acuerdo para establecer comités para discutir el desarrollo de campos conjuntos bajo acuerdos internacionales y cooperación en refinación, petroquímica, así como exploración petrolera y desarrollo de infraestructura”, una declaración del Ministerio del Petróleo iraquí. lee
     
    Según el comunicado, el ministro de Petróleo iraní expresó el deseo de su país de “ampliar los horizontes de cooperación en la implementación de proyectos conjuntos en los sectores de petróleo y gas, proyectos para la construcción y desarrollo de refinerías de petróleo, la expansión de oleoductos y gasoductos, y limpieza ambiental”.
     
    El martes, el presidente de Irán, Ebrahim Raisi, pidió expandir los lazos energéticos entre Irak e Irán .
     
    Raisi también enfatizó la necesidad de que Bagdad “cumpla sus compromisos” con respecto a los pagos de gas y electricidad adeudados a Teherán.
     
    Como resultado de las duras sanciones estadounidenses, se congelaron miles de millones en fondos iraquíes adeudados a Teherán como un intento de Washington de presionar a Irak para que evite la cooperación energética con la República Islámica.
    Irak ha pagado alrededor de $1.6 mil millones de la asombrosa deuda; sin embargo, las sanciones estadounidenses continúan complicando las cosas. Debido a las sanciones a Irán, a Irak solo se le permite recibir importaciones de energía iraní y pagarlas a través de exenciones que se extienden hasta 120 días , una política implementada por el expresidente estadounidense Donald Trump y mantenida por el actual presidente Joe Biden.
     
    En marzo, un funcionario de comercio iraní anunció que una exención de sanciones de EE. UU. dio como resultado que Irán recibiera otros $ 500 millones de Irak. Irán proporciona un tercio de los suministros de electricidad y gas de Irak , y los dos países continúan cooperando a pesar de las complicaciones.
     
    Como resultado de la hegemonía económica estadounidense, Irak es uno de los muchos países de la región que está considerando el camino de la desdolarización y la independencia fiscal de Occidente.
     
    Por The Cradle a través de Zerohedge.com

  • La actividad de perforación de petróleo y gas en los EE. UU. se desacelera

    El número total de plataformas de perforación activas en los Estados Unidos cayó en 7 esta semana, según los nuevos datos de Baker Hughes publicados el viernes, luego de aumentar en 2 la semana pasada.
    Es la mayor disminución en una semana en el número de plataformas de perforación activas desde febrero.
    El recuento total de equipos cayó a 748 esta semana, 43 equipos más que el número de equipos esta vez en 2022, y 327 equipos menos que el número de equipos a principios de 2019, antes de la pandemia.
     
    Las plataformas petroleras en los Estados Unidos cayeron en 3 esta semana a 588. Las plataformas de gas cayeron en 4 a 157. Las plataformas misceláneas se mantuvieron igual.
     
    El recuento de plataformas en la cuenca del Pérmico se redujo drásticamente en 5, mientras que el recuento de plataformas en Eagle Ford se redujo en 3.
     
    El Frac Spread Count de Primary Vision, una estimación de la cantidad de cuadrillas que completan pozos sin terminar, un uso más frugal de las finanzas que perforar nuevos pozos, aumentó en 4 durante la semana que finalizó el 28 de abril, a 294. Esta es una cuadrilla de finalización menos que un mes. hace, y 21 hace más de un año.
     
    La producción de crudo en Estados Unidos se recuperó en 100.000 bpd durante la semana que finalizó el 28 de abril a 12,3 millones de bpd, según las  últimas estimaciones semanales de la EIA . Los niveles de producción de EE. UU. aumentaron 400.000 bpd en comparación con hace un año.
    A las 12381 p. m. ET, el  índice de referencia del WTI  cotizaba al alza $2,63 (+3,84 %) en el día a $71,19, pero seguía cayendo más de $5 por barril desde esta hora la semana pasada.
     
    El índice de referencia Brent cotizaba al alza $2,64 (+3,64%) a $75,14 $79,55 por barril en el día, pero bajó más de $4 por barril desde el viernes pasado.
     
    El WTI cotizaba a $71,36 minutos después de la publicación de los datos, un 4,08% más en el día.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com
     

  • La carrera por dominar el sector del GNL está creando un mercado de compradores

    En febrero de 2021, Qatar presentó un plan para asegurar su dominio en las exportaciones de gas natural licuado durante al menos dos décadas. Qatar, que ya es el principal exportador mundial de GNL, conmocionó al mundo con el anuncio de que expandiría  su producción en más del 50 %  a 126 millones de toneladas al año hasta 2027. Al hacerlo, Qatar se aseguró esencialmente de que ninguna otra nación pudiera aspirar a igualar su producción, estableciendo así el dominio en el sector en el futuro previsible. Ahora, los líderes qataríes muy bien pueden estar lamentando ese movimiento. 
    No hace falta decir que muchas cosas han cambiado desde 2021. La pandemia se prolongó más de lo que casi nadie podría haber predicho, causando efectos dominó masivos en prácticamente todos los sectores económicos del planeta. Y luego, cuando las perspectivas económicas ya eran  tan nebulosas como nunca antes , y los sectores energéticos experimentaban una volatilidad extrema mientras intentaban igualar los niveles impredecibles de oferta y demanda en un contexto sin precedentes, Rusia, el  segundo mayor  exportador de líquidos de petróleo y gas natural en el mundo después de que Arabia Saudita invadiera Ucrania. El resultado fue el caos. Las amenazas de sanciones energéticas se convirtieron en una guerra energética total, el sector energético europeo entró en crisis y la  geopolítica cambió para siempre. 
     
    Ahora, Qatar está atrapado con grandes cantidades de GNL y un mercado cambiante que podría no querer sus productos. El problema no es la baja demanda, ni mucho menos. El problema es que nadie quiere firmar un acuerdo a largo plazo que bloquee los precios del GNL cuando el mercado es tan volátil, y tantos otros grandes productores de energía están haciendo sus propios planes energéticos ambiciosos. “El mundo necesita GNL ahora, pero no tanto desde mediados de la década, cuando es probable que el inicio de los proyectos coincida con los de EE. UU. y varios otros lugares”, informó recientemente  Bloomberg . Y Doha insiste en términos de contrato particularmente estrictos con plazos largos, que actualmente están asustando a los posibles compradores. 
     
    Y Qatar no está solo con sus proyectos masivos de GNL y un futuro incierto para los posibles compradores. La realidad es que es un mercado de compradores de GNL en este momento. Además de la producción masiva de GNL de Qatar, se están realizando proyectos masivos de miles de millones de dólares para impulsar la producción en Australia, y Estados Unidos está en camino de  recuperar  su posición como el principal exportador de GNL del mundo, superando a Australia y Qatar. Una vez que todos estos proyectos importantes entren en funcionamiento aproximadamente al mismo tiempo durante la próxima década, el mercado se inundará con gas natural barato y abundante, y estos tres grandes (EE. UU., Australia y Qatar) probablemente tendrán que mantener sus precios relativamente bajo para seguir siendo competitivos entre sí. 
     
    Todos estos superproductores de GNL están aumentando la producción con la expectativa de que la sed de gas natural de los mercados asiáticos sea prácticamente insaciable en las próximas décadas. A medida que las principales economías, incluidas China e India, continúan expandiéndose y luchan por mantener la seguridad energética ante el aumento de la demanda, se enfrentan a lo que se conoce como el  trilema energético : cómo garantizar un suministro seguro y confiable de energía y al mismo tiempo mantener los precios de la energía asequibles y minimizar las externalidades ambientales negativas. 
     
    Se espera que el gas natural sea clave para equilibrar el trilema a escala global. Si bien es un combustible fósil no renovable, el gas natural es considerablemente más bajo en emisiones de carbono que el petróleo y el carbón. También es relativamente barato, abundante y tiene una importante infraestructura existente para respaldar su crecimiento en la combinación energética global. Por lo tanto, el gas natural licuado, la forma más transportable del combustible, se considera un paso fundamental entre los combustibles fósiles más sucios y las energías de cero emisiones en el camino global hacia la descarbonización. De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía , “dado el tiempo que toma construir nuevas energías renovables e implementar mejoras de eficiencia energética, [el gas natural] representa una ganancia potencial rápida para la reducción de emisiones”. 
     
    Sin embargo, con tantos países subiéndose al carro de la producción de GNL, existe una gran preocupación sobre si la demanda de gas durante la transición energética mundial realmente se mantendrá al día con el aumento de la oferta. También hay preocupaciones de los ambientalistas que sostienen que no tenemos tiempo para incluir una fase de "trampolín" entre la quema de carbón y la infraestructura de energía renovable, argumentando que las naciones en desarrollo deben saltarse esta fase. Pero los proyectos actuales en curso en Qatar, Australia y los EE. UU. aseguran que el gas natural dominará muchas mezclas energéticas nacionales durante las próximas dos décadas, ya que es casi seguro que será asequible, abundante y lo suficientemente cercano a la sostenibilidad como para obtener la luz verde de los líderes políticos. 
     
    Por Haley Zaremba para Oilprice.com

  • La competencia y los costes amenazan el auge del GNL en EE.UU.

    La inflación de los costes y la mayor competencia para conseguir compradores y financiación a largo plazo podrían frenar algunos de los más de una docena de proyectos de exportación de GNL propuestos en Estados Unidos.  
    La demanda mundial de GNL es actualmente elevada, ya que los países europeos se apresuran a construir terminales de importación y a comprar gas natural licuado para compensar el escaso, o nulo, suministro de gas por gasoducto ruso.  
     
    A pesar del aumento de la demanda de GNL y de la abundancia de gas natural en Estados Unidos, el próximo boom de las exportaciones estadounidenses de GNL podría estancarse, ya que los costes se han disparado y la financiación se ha complicado con los tipos de interés más altos.
     
    "Es drásticamente más caro", declaró al Financial Times Charif Souki, fundador de Cheniere Energy y consejero delegado del que es ahora el principal exportador estadounidense de GNL hasta 2015.
     
    "Cada vez hay menos empresas constructoras que puedan manejar realmente este tipo de cargas", afirmó Souki, que ahora dirige Tellurian, la promotora del proyecto Driftwood que en los últimos años ha tropezado con escollos en su capacidad para recaudar fondos y asegurarse clientes importantes a largo plazo.
     
    Aparte de la escalada de los costes de los proyectos y la subida de los tipos de interés, los promotores de proyectos de exportación de GNL estadounidense se enfrentan al problema de la reticencia de muchos compradores a comprometerse con acuerdos de suministro a 20 años.  
     
    Los promotores de instalaciones de exportación de GNL en Estados Unidos podrían poner en marcha nuevas plantas por valor de 100.000 millones de dólares en los próximos cinco años, ya que los altos precios y la necesidad de seguridad energética crean un fuerte impulso para la demanda y los contratos de GNL a largo plazo, según señaló la consultora energética Wood Mackenzie en un informe de principios de año.
    Sin embargo, la volatilidad de los precios y los problemas de costes y financiación podrían hacer que en esta década se pusieran en marcha menos proyectos de los que se pensaba.   
     
    Los nuevos proyectos estadounidenses y canadienses de exportación de GNL muestran signos de aceleración, pero la volatilidad de los precios del gas natural dificulta las apuestas sobre la oferta y la demanda futuras, según un estudio del mes pasado del proveedor de información sobre mercados industriales Industrial Info Resources (IIR).  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com

  • La cuenca del Pérmico está produciendo más que el campo Ghawar de Arabia Saudita

    Una de mis  predicciones energéticas para 2023  era que EE. UU. establecería un nuevo récord anual de producción de petróleo este año. A medida que nos acercamos a la mitad del año, esta predicción aún se está acercando a ser precisa.
    El último  informe semanal sobre el estado del petróleo  de la Administración de Información Energética (EIA) muestra que la producción actual de petróleo de EE. UU. es de 12,4 millones de barriles por día (bpd). Eso es un aumento de 400,000 bpd con respecto al año anterior, pero aún por debajo del nivel de 13,0 millones de bpd alcanzado en noviembre de 2019. Sin embargo, la producción de petróleo en lo que va del año supera el nivel récord de 12,3 millones de bpd para todo 2019.
    Las regiones de petróleo de arenas compactas y gas de esquisto siguen siendo el principal impulsor del aumento de la producción de petróleo y gas de EE. UU. La Cuenca Pérmica ha alcanzado un máximo histórico de 5,8 millones de bpd, superando incluso al enorme yacimiento petrolífero Ghawar de Arabia Saudita. Sin embargo, las ganancias de producción en el Pérmico se han desacelerado en los últimos meses, con nuevos pozos que solo compensan la disminución de la producción en los pozos heredados.
     
    Según el  recuento de plataformas de Baker Hughes , la cantidad de pozos perforados en busca de petróleo en los EE. UU. ha disminuido en un 5% desde el año pasado. Sin embargo, el inventario de pozos que fueron previamente perforados pero no terminados (DUC) también continúa disminuyendo. Durante el año pasado, el inventario de DUC disminuyó un 8 %, pero ha bajado un 45 % en los últimos tres años. En perspectiva, el inventario de DUC se encuentra ahora en su nivel más bajo en aproximadamente una década.
     
    Esto significa que los aumentos de producción se deben principalmente al acabado de pozos previamente perforados. Es posible que la producción pueda aumentar un poco más a medida que el inventario de DUC continúa disminuyendo, pero es probable que el número de plataformas deba aumentar pronto para que la producción de petróleo aumente mucho desde los niveles actuales.
     
    La Reserva Estratégica de Petróleo (SPR) sigue siendo una preocupación, ya que el inventario actual se encuentra en el nivel más bajo desde 1983. Durante el año pasado, el nivel de la SPR se redujo en un 31 % en un esfuerzo por combatir el aumento de los precios del petróleo. Podría decirse que eso ayudó a frenar el aumento de los precios del petróleo el año pasado, pero eliminó un colchón sustancial que tenía EE. UU. en caso de una emergencia real.
     
    Por supuesto, gran parte de esta actividad está siendo impulsada por el precio. Los precios del petróleo han disminuido de $120 por barril (bbl) en este momento el año pasado a poco menos de $70/bbl en la actualidad. A su vez, los precios minoristas promedio de la gasolina han disminuido de $ 5,11 por galón hace un año a $ 3,71 por galón en la actualidad. Los precios de la gasolina han vuelto al nivel que tenían antes de la invasión rusa de Ucrania.
    Lo que suceda en la segunda mitad del año dependerá en gran medida de Arabia Saudita y la OPEP. Ya están indicando que sienten que el poder de fijación de precios ha vuelto a su favor. De hecho, con un inventario de SPR reducido, EE. UU. no tiene muchas herramientas disponibles para luchar contra un aumento en el precio del petróleo si continúan los recortes de producción de Arabia Saudita.
     
    Todo esto sugiere que los precios del petróleo probablemente aumentarán durante la segunda mitad del año.
     
    Por  Robert Rapier para Oilprice.com

  • La débil demanda de diésel en EE. UU. intensifica los temores de recesión

    La demanda de diesel en los Estados Unidos ha estado cayendo en los últimos meses, lo que también se refleja en la disminución de los precios mayoristas y minoristas del diesel, lo que apunta a una desaceleración en las actividades industriales y de carga y a la intensificación de los temores de una recesión en la economía más grande del mundo.  
    Las principales empresas de transporte y logística de EE. UU. no cumplieron con las previsiones de Wall Street en sus ganancias del primer trimestre y señalaron una "recesión de fletes" la semana pasada.
    “Para empezar, nos encontramos en un entorno de carga desafiante donde existe una presión de precios deflacionarios para una industria que continúa enfrentando presiones de costos inflacionarios. En pocas palabras, estamos en una recesión del transporte de mercancías”, dijo Shelley Simpson, presidente de JB Hunt, en la llamada de ganancias la semana pasada.
     
    La menor actividad de camiones y la desaceleración del crecimiento económico de EE. UU., que fue del 1,1 % en el primer trimestre, por debajo del 2,6 % del cuarto trimestre de 2022, no son un buen augurio para la demanda interna de diésel, dicen los analistas.
     
    “Si lo miraras en el armario y no supieras qué está haciendo la economía en general, dirías que estamos viendo algún tipo de recesión industrial”, Tom Kloza, jefe global de análisis de energía en el Servicio de Información del Precio del Petróleo. (OPIS), dijo al Financial Times .
     
    Los futuros de diesel de referencia para el combustible entregado en el puerto de Nueva York se desplomaron la semana pasada a un mínimo de 15 meses debido a que los temores de una escasez de diesel desde el otoño pasado ahora se han convertido en temores de una demanda débil de diesel debido a una economía tambaleante. 
     
    Los precios minoristas del diesel también han estado cayendo durante la mayor parte de este año.
    El precio promedio nacional del diésel ha caído 5,3 centavos en la última semana y se ubica en $4,07 por galón, $1,18 menos que en esta época del año pasado, dijo el lunes Patrick De Haan, jefe de análisis de petróleo en GasBuddy .
     
    “Los precios del diésel han seguido, cayendo a su nivel más bajo en más de 13 meses, ya que la demanda sigue siendo débil debido a las preocupaciones sobre la economía”, señaló De Haan.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com

  • La perforación de gas natural de EE. UU. colapsa al ritmo más rápido desde 2016

    Según un nuevo informe de Baker Hughes Co., el sector del gas natural de EE. UU. está retirando rápidamente las plataformas de perforación del campo debido a las condiciones de exceso de oferta que han llevado al colapso de los precios del gas natural durante un período de nueve meses. 
    Baker Hughes informó el viernes que las empresas de exploración redujeron las plataformas en 16 a 141 esta semana. Esta es la caída semanal más significativa desde febrero de 2016.
     
    Nabors Industries Ltd., uno de los principales proveedores de plataformas para perforadores de esquisto, advirtió el mes pasado sobre la caída de los pedidos de plataformas. El proveedor de plataformas espera una caída del 9% en sus arrendamientos de plataformas en EE. UU. para fines de junio. Su pronóstico bajista se produce cuando los precios alguna vez superaron los $ 10 por millón de unidades térmicas británicas a fines de agosto de 2022 y desde entonces se han desplomado a $ 2,25. 
     
    Bloomberg explicó que una combinación de factores condujo al exceso de NatGas:
     
    "El exceso se desarrolló después de que una instalación clave de exportación de gas de EE. UU. fuera cerrada por un incendio y el clima invernal anormalmente templado destruyó la demanda de calefacción".
     
    La buena noticia es que los precios bajos han empujado a los perforadores a reducir el crecimiento de la producción. Comstock Resources Inc. y Southwestern Energy Co. ya han dicho que se reduciría la perforación en la región de Haynesville Shale de Luisiana. 
    "Lo que más sufrirá es la cantidad de plataformas de perforación", dijo Angie Gildea, quien dirige el equipo de energía, recursos naturales y productos químicos de KPMG LLP en EE. UU. Señaló que las empresas "asumirán un menor crecimiento de la producción en lugar de tener que reducir los dividendos para los accionistas". 
     
    Mientras tanto, los analistas de Citigroup Inc. advierten que algunas compañías de exploración están cerrando pozos existentes debido al exceso de oferta y los bajos precios. 
     
    "Esperamos más reducciones tanto en las plataformas de gas natural como en las flotas de fracturación en Haynesville, mientras que es probable que se necesiten estrangulamientos y cierres en todas las cuencas para el verano", escribió Paul Diamond de Citigroup en una nota a los clientes. 
     
    Los bajos precios del gas natural más las condiciones crediticias más estrictas harán que sea aún más difícil para los perforadores acceder a las líneas de crédito de los grandes bancos. Este es el paso necesario para corregir las condiciones de sobreoferta.
     
    Por Zerohedge.com

  • La producción de crudo de EE.UU. caerá en 2016 proyecta la OPEP

    Foto: Chevron- PlataformaFoto: Chevron- PlataformaLONDRES (EFE Dow Jones)—La producción de crudo en Estados Unidos bajará en 2016 por primera vez en ocho años debido al recorte del gasto de los productores, informó el lunes la Organización de Países Exportadores de Petróleo, que ha aumentado la previsión de la demanda del crudo del grupo.
     
    En su informe mensual publicado el lunes, la OPEP rebajó la previsión de la producción de crudo estadounidense en 280.000 barriles al día en 2016, lo que llevará a un descenso de 60.000 barriles diarios en 2016 en vez del incremento que estaba previsto.
     
    El grupo industrial Baker Hughes Inc. anunció la semana pasada un descenso en el número de plataformas petrolíferas operativas en EE.UU. por quinta semana consecutiva.
     
    “Esto debería reducir el exceso de oferta en el mercado (...) resultando en unos fundamentales del mercado de petróleo más equilibrados”, dijo la OPEP.
     
    El recorte en el petróleo estadounidense llevará a una reducción de la oferta por parte de los productores que no forman parte de la OPEP en 720.000 barriles al día en 2016, principalmente por el descenso de la antigua Unión Soviética, indica el informe.
     
    Este retroceso de sus rivales impulsará a la OPEP, cuya demanda aumentará en 1,2 millones de barriles diarios hasta 30,8 millones, por debajo de los 31,57 millones de barriles producidos en septiembre.
     
    La OPEP ha mejorado la previsión de crecimiento de la demanda de su crudo en 40.000 barriles al día para 2015 hasta 1,5 millones de barriles diarios.
     
    Además, el consumo mundial aumentará en 1,25 millones de barriles al día en 2016.
     
    Por BENOÎT FAUCON
     
     
    Fuente: WSJournal.com

  • La producción de petróleo de EE. UU. está en camino de alcanzar un récord este año

    Una de mis predicciones energéticas para 2023 fue "La producción total de petróleo de EE. UU. volverá a aumentar y establecerá un nuevo récord de producción anual". El récord anual anterior se estableció en 2019 en 12,3 millones de barriles por día (bpd), y para fines de 2022 la producción mensual casi había vuelto a ese nivel luego del devastador impacto de Covid-19 en la industria en 2020.
    Por supuesto, aún no sabemos si la producción de petróleo continuará aumentando o si la caída de los precios finalmente afectará la producción. Como indiqué cuando hice la predicción, sentí que era un lanzamiento de moneda sobre si alcanzaríamos un nuevo récord anual, pero me incliné hacia la afirmación.
    Ya ha pasado un tercio del año, así que revisemos esta predicción. La Administración de Información de Energía (EIA) actualmente muestra la producción mensual solo para enero y febrero. Durante esos dos meses, la producción de petróleo fue de 12,5 millones de bpd, un aumento significativo con respecto al nivel de diciembre de 2022 de 12,1 millones de bpd.
     
    Para marzo y abril, tenemos que estimar la tasa de producción con base en el Informe sobre el estado del petróleo (PSR) semanal de la EIA. Según el balance general de petróleo de EE. UU. para la semana que finaliza el 31/03/2023, la producción de petróleo promedio de cuatro semanas para marzo fue de 12,2 millones de bpd. Esa es una buena estimación para marzo.
     
    Durante tres semanas de abril, la tasa de producción había aumentado levemente a 12,25 millones de bpd. Las cifras finales de abril pueden variar un poco, pero son lo suficientemente cercanas como para darnos una estimación para el primer tercio del año.
     
    Promediar las cifras mensuales de enero a abril arroja una producción promedio hasta la fecha de 12,37 millones de bpd. Eso eclipsará ligeramente el récord de 2019 si esa tasa se mantiene durante el resto del año. Será reñido, pero como dije anteriormente, es un lanzamiento de moneda.
     
    Las proyecciones más recientes de la EIA son que se espera que la producción de petróleo crudo de EE. UU. aumente a nuevos récords en 2023 y 2024. La EIA prevé que la producción de petróleo crudo de EE. UU. promediará 12,4 millones de bpd en 2023 y 12,8 millones de bpd en 2024. Los principales impulsores de este Se espera que el crecimiento sea una mayor producción en la región de Permian y en el Golfo de México federal en alta mar.
     
    En conclusión, el primer tercio de 2023 ha mostrado signos prometedores para la producción de petróleo de EE. UU., con el potencial de superar el récord anual anterior establecido en 2019. Si bien sigue siendo una decisión cerrada, las proyecciones de la EIA para 2023 y 2024 coinciden en que la industria está en camino. pista para lograr nuevos récords en los próximos años. Sin duda, este crecimiento ayudará a mitigar la influencia de la OPEP y Rusia en la economía y el panorama energético de EE. UU.
     
    Por Robert Rapier a través de www.rrapier.com

  • La volatilidad del precio del petróleo solo se volverá más extrema

    Las preocupaciones sobre la economía y los nuevos nervios del sector bancario han hecho que los comerciantes de petróleo se apresuren a salir y reduzcan sus apuestas alcistas en el petróleo crudo nuevamente. 
    A medida que más especuladores abandonan el mercado, con el interés abierto en los futuros de petróleo crudo de EE. UU. en su nivel más bajo en tres años, los precios se establecen para una volatilidad más extrema. 
    El crudo WTI , el índice de referencia de EE. UU., experimentó la mayor caída en la posición larga neta, la diferencia entre las apuestas alcistas y bajistas, en seis semanas hasta el 2 de mayo, según mostraron datos de la Comisión de Comercio de Futuros de Productos Básicos de EE. UU. (CFTC) el viernes.   
     
    La gran caída anterior en las apuestas alcistas tuvo lugar justo antes de principios de abril, cuando el grupo OPEP+ sorprendió al mercado petrolero al anunciar recortes adicionales en la producción entre mayo y diciembre de 2023 para garantizar la “estabilidad del mercado”.
     
    El movimiento de la OPEP+ quemó a los vendedores en corto , siguiendo con la promesa proverbial del ministro de Energía de Arabia Saudita, el príncipe Abdulaziz bin Salman, de 2020: "Me aseguraré de que quien apueste en este mercado se sienta como un demonio".  
     
    Después de que se anunciaran los recortes de producción, los precios se dispararon durante dos semanas hasta mediados de abril, antes de que el sentimiento negativo sobre la economía y la decepcionante recuperación china se hicieran cargo nuevamente y los precios volvieran a bajar a los bajos 70 dólares. El crudo WTI incluso cayó por debajo de los 70 dólares el barril la semana pasada. 
     
    Los especuladores han sido sorprendidos constantemente con la guardia baja en los últimos dos meses, y muchos ahora han optado por mantenerse alejados. Según los analistas, el menor interés abierto y la liquidez en el mercado harán que las oscilaciones de precios sean aún más extremas. 
     
    “En resumen, el mercado del petróleo necesita más jugadores en el campo”, dijo a Bloomberg Michael Tran, director gerente de RBC Capital Markets .
     
    Pero en la semana hasta el 2 de mayo, los administradores de dinero recortaron sus posiciones largas y agregaron posiciones cortas, recortando sus apuestas alcistas netas en contratos de opciones y  futuros de crudo WTI y crudo Brent , según mostraron los datos de las bolsas.
     
    Impulsadas por las fuertes ventas de energía, las apuestas alcistas en los principales futuros de materias primas se desplomaron en un tercio en la última semana de informes al nivel más bajo desde junio de 2020, señaló Ole Hansen, director de estrategia de materias primas de Saxo Bank . El Brent, el WTI y el gasóleo europeo, el sustituto del diésel, fueron los más afectados por las ventas.  
    La ruptura técnica a la baja obligó a los especuladores a recortar su posición larga neta en crudo WTI en 36.000 lotes y en Brent en 69.000 lotes en la semana hasta el 2 de mayo. La posición larga neta combinada en los dos contratos de opciones y futuros de petróleo crudo más importantes se redujo drásticamente en una cuarta parte, mientras que la posición corta neta en futuros de gasóleo de ICE siguió aumentando hasta alcanzar un nuevo máximo en más de siete años. 
     
    "Un período de pesadilla de dos meses para los comerciantes de impulso continuó en la semana hasta el 2 de mayo", comentó Hansen . 
     
    “Durante un período de ocho semanas, el mercado del petróleo crudo experimentó una crisis bancaria, un recorte de la OPEP provocó un aumento y el enfoque posterior en el cierre de la brecha y nuevas preocupaciones sobre la demanda”, agregó. 
     
    Los especuladores han respondido vendiendo 393.000 lotes y comprando 213.000 lotes, la mayoría de ellos a niveles no rentables, según el director de estrategia de materias primas de Saxo Bank.
     
    La economía de EE. UU., el ritmo de la recuperación china y la próxima reunión de la OPEP+ a principios de junio seguirán impulsando los mercados petroleros, mientras que nuevas corridas bancarias podrían deteriorar rápidamente la confianza nuevamente en las próximas semanas. 
     
    La semana pasada surgieron informes, cuando los precios del petróleo volvieron a caer , de que la OPEP+ celebraría su reunión del 4 de junio en persona. La última vez que los ministros de la OPEP+ se reunieron en persona en Viena fue en octubre de 2022, cuando la alianza anunció recortes en la producción de petróleo desde noviembre de 2022 hasta diciembre de 2023.  
     
    Mientras tanto, los especuladores y los comerciantes de impulso podrían tener más cuidado con las apuestas en el mercado del petróleo, lo que dejaría los precios expuestos a cambios bruscos en cualquier dirección.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com 

  • Las energéticas de EE.UU. se ven obligadas a ajustar sus cuentas

    Las empresas estadounidenses de energía han desafiado por más de un año la ley financiera de la gravedad, al endeudarse y gastar miles de millones de dólares para extraer petróleo, a pesar del derrumbe de los precios del crudo. Hasta ahora.
     
    Se espera que el sector petrolero afronte la nueva realidad de una vez por todas, dicen expertos. El ajuste de cuentas podría comenzar este mes. Un detonante es que conforme los bancos reconsideran el valor de las propiedades de petróleo y gas de las empresas de energía, los productores pequeños se preparan para enfrentar recortes en sus líneas de crédito en octubre. Pero con el barril a US$45, las compañías más grandes también sufren para seguir siendo rentables.
     
    Jim Flores, vicepresidente de la junta de Freeport-McMoRan Inc., que bombea crudo en el Golfo de México, explica el dilema de la industria de la siguiente manera: “Está lloviendo y va a llover durante mucho tiempo. Todos nos vamos a mojar. Unos pocos se van a ahogar. Simplemente tenemos que llegar a la otra orilla”.
     
    Al Walker, presidente ejecutivo de Anadarko Petroleum Corp., una de las mayores petroleras de Estados Unidos, dijo recientemente durante una conferencia de energía organizada por el banco británico Barclays que “francamente, a fin de cuentas, ninguno de nosotros tiene una buena idea de hacia dónde se dirigen los precios del petróleo”.
     
    Algunas firmas más pequeñas ya negocian con sus acreedores, se desprenden de activos a precios de liquidación y retrasan el pago a sus proveedores en un intento por conservar efectivo.
     
    “Claramente hay empresas que van a tener que reposicionar sus negocios”, advirtió Michael McMahon, director ejecutivo de la firma de inversión Pinebrook Capital Partners, que administra US$6.000 millones en activos y proporciona efectivo a nuevos productores de energía.
     
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    Aunque las más afectadas serán las empresas más pequeñas y endeudadas, el ajuste podría tener repercusiones significativas en los mercados globales de crudo.
     
    Datos oficiales divulgados el mes pasado revelan que en junio la producción estadounidense finalmente comenzó a caer a cerca de 9,3 millones de barriles al día, un descenso de casi 3% desde que la producción de este año llegó a un máximo en abril. Citi Research estima que las restricciones de capital podrían disminuir la producción en 500.000 barriles diarios para fines de 2015.
     
    Eso sería como si Exxon Mobil Corp., la mayor energética de EE.UU., dejara de producir petróleo en el país, y un poco más. Dicho de otra manera, sería como que alrededor de 20 empresas independientes que cotizan en bolsa en EE.UU. con una capitalización de mercado igual o inferior a US$2.000 millones dejaran de bombear petróleo al mismo tiempo.
     
    “Con el anuncio este año de ocho bancarrotas, los productores más débiles podrían vivir o morir según los caprichos de los proveedores de capital”, escribieron recientemente los analistas de Citi, quienes prevén que los bancos reducirán las bases de crédito en hasta 15%. Un recorte de esta magnitud eliminaría cerca de US$10.000 millones en liquidez, según un análisis de The Wall Street Journal de documentos enviados a los reguladores por 75 firmas de exploración y producción.
     
    Pese a todo, algunos analistas consideran que las empresas más sólidas encontrarán una forma de hacer frente a la situación, como aceptar inyecciones de efectivo de inversionistas de private equity. Incluso los yacimientos operados por productores insolventes podrían seguir bombeando si son adquiridos por otra empresa o pasan a ser controlados por los acreedores como parte de un proceso de bancarrota.
     
    Los perforadores medianos y pequeños fueron los primeros en adoptar la tecnología que permitió la extracción de crudo y gas atrapado bajo densas capas de roca de esquisto a lo largo de América del Norte. Estos especialistas en esquisto han resistido una caída del 60% en el precio del petróleo en los últimos 15 meses al eliminar miles de millones de sus presupuestos, negociar descuentos con sus proveedores y perforar yacimientos de forma más rápida y barata.
     
    Sin embargo, los precios del crudo muestran pocas señales de recuperación este año y muchas firmas siguen siendo deficitarias. De los 40 productores estadounidenses seguidos por Wells Fargo Securities Research LLC, se espera que apenas dos financien sus operaciones con el efectivo que obtengan este año.
     
    Esto deja a las empresas principalmente dependiendo del dinero de Wall Street, efectivo que se empezará a escasear. En lo que va del año, los productores de energía que cotizan en EE.UU. y Canadá han recaudado cerca de US$21.000 millones mediante la emisión de acciones, según Dealogic, pero las ofertas han caído a apenas US$333 millones en agosto.
     
    Muchas petroleras de EE.UU. anticipan que los bancos reducirán sus líneas de crédito, que a menudo son garantizadas con el valor de los activos de crudo y gas. El descenso en los precios del petróleo les resta valor a dichos activos.
     
    Los bancos recortaron algunas líneas de crédito durante el segundo trimestre y este mes empiezan otra ronda de revisiones.
     
    W&T Offshore Inc. anunció el 1 de septiembre la venta de un preciado activo de petróleo de esquisto en Texas por US$376,1 millones, la mitad de lo proyectado por analistas el año pasado. W&T, que opera en la parte occidental de Texas y el Golfo de México, ha dicho que planea usar el efectivo para reducir su deuda. La empresa, que ha sufrido una reducción de su línea de crédito y cuyo valor de mercado se ha desplomado casi 75% en los últimos 12 meses, no respondió a pedidos de comentarios.
     
    Magnum Hunter Resources Corp. obtuvo permiso de sus prestamistas para retrasar el pago de facturas cuatro veces desde abril. En agosto, entró brevemente en cesación de pagos. Gary Evans, presidente ejecutivo de la empresa, dijo que ha realizado pagos para solucionar el default y que pronto recibirá efectivo de un acuerdo de financiación de private equity y la venta de un oleoducto.
     
    David Tameron, analista de Wells Fargo, concluye que lo más saludable que le podría pasar a la industria es que los precios de crudo caigan a US$40 el barril y permanezcan en ese nivel por los siguientes seis meses. Un declive de ese tipo obligaría a varias empresas a cerrar. “Elimine lo que no sirve”, señaló. “En mi opinión, lo peor que podría pasar es que el petróleo suba y que todos sobrevivan para seguir en la pelea”.
     
    Por Daniel Gilbert, Erin Ailworth y Alison Sider
     
     
     
     
     
    Fuente: WSJournal.com

  • Las esperanzas de exportación de petróleo venezolano de Chevron golpean un obstáculo

    Los planes de Chevron para aumentar sus exportaciones de petróleo crudo desde Venezuela se han topado con un obstáculo, ya que el país sudamericano sancionado no puede asumir el costo de dragar una entrada clave de exportación de petróleo.
    Las esperanzas de Chevron en Venezuela incluyen aumentar las exportaciones de petróleo crudo del país sancionado, pero para lograrlo, es necesario dragar el lago de Maracaibo. Y Venezuela no comprará el equipo necesario para hacer el dragado, según una carta que Venezuela envió al astillero holandés Royal IHC, citando fondos limitados.
    Chevron pagó por una medida de la cantidad de sedimentos acumulados en el fondo del lago, pero Chevron podría verse obligada a pagar también por el dragado si quiere aumentar sus exportaciones.
     
    Chevron le pidió a Venezuela que dragara la ensenada para evitar que los barcos encallen mientras intenta cumplir con sus ambiciones de exportar entre 400.000 bpd y 500.000 bpd de petróleo crudo fuera de Venezuela. Las exportaciones venezolanas actuales de la compañía con sede en EE. UU. se ubicaron en 300,000 bpd, según Bloomberg, pero esto ya es un aumento significativo de la tasa de exportación de Chevron en enero de 100,000 bpd.
     
    El crudo pesado de Venezuela es apreciado por las refinerías de la Costa del Golfo, quienes, hasta hace poco, buscaban los grados pesados ​​de Rusia para reemplazarlo. En diciembre pasado, se informó que varias refinerías intentaban hacerse con el raro crudo venezolano.
     
    La administración Biden suavizó las sanciones a Venezuela para permitir que Chevron reanudara su trabajo en Venezuela cuando las nuevas sanciones cerraron el acceso al crudo pesado ruso.
    En noviembre, el gobierno otorgó a Chevron una licencia de seis meses para operar en Venezuela bajo sus empresas conjuntas con PDVSA allí. Las ganancias de la venta del crudo derivado de Venezuela de Chevron se destinarán a pagar su deuda con Chevron y no impulsarán las ganancias de la estatal PDVSA.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com

  • Las plataformas de perforación de EE. UU. oscilan hacia pérdidas anuales por primera vez en años

    El número total de plataformas de perforación activas en Estados Unidos se redujo en 11 esta semana, según nuevos datos de Baker Hughes publicados el viernes, luego de caer en 17 la semana pasada.
    El recuento total de plataformas cayó a 720 esta semana, 8 plataformas por debajo de esta época el año pasado. Es la primera pérdida año tras año en la cantidad de plataformas de perforación activas en los Estados Unidos desde abril de 2021. El recuento actual es de 355 plataformas menos que el número de plataformas a principios de 2019, antes de la pandemia.
    La disminución en el número de plataformas se atribuyó completamente a las plataformas petroleras, que se redujeron en 11 esta semana a 575. Las plataformas de gas se mantuvieron igual en 141. Las plataformas varias se mantuvieron igual en 4.
     
    El recuento de plataformas en la cuenca del Pérmico se redujo en 4, mientras que el recuento de plataformas en Eagle Ford se redujo en 3.
     
    El Frac Spread Count de Primary Vision, una estimación de la cantidad de cuadrillas que completan pozos sin terminar, un uso más frugal de las finanzas que perforar nuevos pozos, se redujo en 10 durante la semana que finalizó el 12 de mayo, a 272. Son 11 cuadrillas de terminación menos que en un mes. hace, y 12 menos que hace un año.
     
    Los niveles de producción de crudo en Estados Unidos cayeron en la semana que finalizó el 12 de mayo, de 12,3 millones de bpd a 12,2 millones de bpd, según las  últimas estimaciones semanales de la EIA . Los niveles de producción de EE. UU. aumentaron solo 300,000 bpd en comparación con hace un año.
     
    A las 12:18 p. m., hora del este, el  índice de referencia WTI  cotizaba a la baja $0,28 (-0,39 %) en el día a $71,58, un aumento de $1,20 por barril desde esta hora la semana pasada.
    El índice de referencia Brent cotizaba a la baja $0,22 (-0,29%) a $75,64 por barril en el día, $1,30 por barril menos que el viernes pasado.
     
    El WTI cotizaba a $71,67 minutos después de la publicación de los datos, un 0,26% menos en el día.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com

  • Las preocupaciones sobre la demanda mantienen los precios del petróleo bajo presión

    Los precios del petróleo cayeron el martes por la mañana, ya que los mercados continuaron enfocándose en la débil demanda de EE. UU. a pesar de la incertidumbre geopolítica en Rusia y las promesas de medidas de estímulo económico más sólidas de China.
    - La revisión de las cuotas de producción de la OPEP+ en la reunión de Viena del grupo petrolero a principios de este mes consolidará el control de las potencias de Medio Oriente, en detrimento de los países africanos que han luchado por mantener la producción. 
     
    - Los cinco mayores productores de petróleo de la OPEP+ (Arabia Saudita, Rusia, Irak, Emiratos Árabes Unidos y Kuwait) tienen importantes empresas petroleras estatales, lo que implica que las inversiones en nuevos proyectos no serán un problema, pero Nigeria y Angola dependen de las principales empresas occidentales. de know-how y su objetivo de producción reducido podría disminuir su atractivo de inversión.
     
    - Las adiciones de capacidad de Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos y Kuwait durante el período 2020-2025 ascenderán a 1,2 millones de b/d, el doble de la capacidad que se espera que pierdan Nigeria y Angola durante el mismo período. 
     
    - La capacidad de producción de Angola se ha reducido a 1,1 millones de b/d este año, mientras que la de Nigeria está en 1,5 millones de b/d, y los miembros africanos ahora representan solo el 10 % de la capacidad de producción de la OPEP+. 
     
    Impulsores del mercado
     
    - La compañía petrolera nacional saudita Saudi Aramco (TADAWUL:2222) y la francesa TotalEnergies (NYSE:TTE) han firmado un acuerdo de $11 mil millones para construir un nuevo complejo petroquímico en el sitio de Satorp en Jubail.  
     
    - El desarrollador estadounidense de GNL, Venture Global LNG, firmó un acuerdo de suministro de 20 años con SEFE de Alemania para la entrega de 2,25 millones de toneladas de GNL por año, lo que lo convierte en el mayor proveedor de GNL de Alemania. 
     
    - Las operaciones nigerianas de la gran empresa de energía con sede en el Reino Unido Shell (LON:SHEL) se están volviendo cada vez más engorrosas, y las autoridades nigerianas investigan ahora un derrame de petróleo reciente en el oleoducto Trans Niger. 
    martes, 27 de junio de 2023
     
    El intento de motín del grupo Wagner en Rusia este fin de semana llamó mucho la atención de los medios, pero tuvo un impacto muy limitado en los precios del petróleo. Del mismo modo, los precios no han logrado registrar el discurso de Tianjin del primer ministro chino Li Qiang, prometiendo medidas de estímulo más sólidas desde Beijing. En cambio, los mercados se han centrado en la lenta demanda de EE. UU., con el WTI cambiando a contango en sus primeros meses. A pesar de que se espera un ligero descenso de las acciones estadounidenses esta semana, la demanda en el país parece más débil que hace uno o dos meses. 
     
    Arabia Saudita todavía espera un fuerte H2. El CEO de Saudi Aramco, Amin Nasser, declaró que los fundamentos del mercado petrolero siguen siendo "sólidos" para la segunda mitad de 2023 y que la fortaleza de la demanda en China e India superará los riesgos de recesión en los mercados desarrollados, buscando aplacar los temores de recesión. 
     
    La producción de Malasia alcanzará su punto máximo en 2024. Petronas, la compañía nacional de energía de Malasia, espera que su producción nacional de petróleo y gas alcance su punto máximo en 2 mboepd para 2024, manteniendo al mismo tiempo una ponderación del 60-70 % hacia el gas, lo que indica que el país necesitará comprar más GNL a partir de 2025.
     
    Por primera vez en la historia, Europa importa más GNL que gasoducto. Europa importó 170 000 millones de metros cúbicos de GNL en 2022, un aumento interanual del 57 % y marcando la primera vez en la historia en que las importaciones licuadas superaron las entregas por gasoducto, deprimidas por la reducción drástica del suministro de gas ruso.
     
    Los incendios forestales de Canadá emiten volúmenes récord de carbono. Según el servicio de monitoreo climático Copernicus de la UE, los incendios forestales canadienses han liberado un récord de 160 millones de toneladas de carbono este año, equivalente a las emisiones de Indonesia por la quema de combustibles fósiles, y los incendios aún no han terminado.  
     
    Vienen malas noticias para las costas de Canadá. Después de que Equinor (NYSE:EQNR) retrasara su proyecto clave Bay du Nord en la costa de Canadá, la campaña de exploración en alta mar del país sufrió otro golpe ya que el pozo de exploración Ephesus de BP (NYSE:BP) , cuyo objetivo es un juego de miles de millones de barriles en la costa de Newfoundland, parece haber salir seco.
     
    La actividad de los campos petroleros de EE. UU. sigue desacelerándose. La encuesta de actividad de campos petroleros más reciente realizada por el Banco de la Reserva Federal de Dallas muestra que el índice cayó a cero en el segundo trimestre desde 2,1 en el trimestre anterior, y los ejecutivos petroleros informaron aumentos en los costos por décimo trimestre consecutivo. 
     
    Libia podría colapsar nuevamente. El gobierno alternativo en el este de Libia ha amenazado con bloquear las exportaciones de petróleo nuevamente, luego de 11 meses de coexistencia ordenada, acusando al gobierno de Trípoli de desperdiciar miles de millones de dólares de los ingresos del petróleo que se canalizan a través de la compañía petrolera nacional NOC. 
     
    Nigeria debe miles de millones a los comerciantes de petróleo. A medida que el nuevo gobierno de Nigeria eliminó los acuerdos de intercambio de crudo por productos del país, resulta que el país africano acumuló unos 3.000 millones de dólares en deudas con empresas comerciales como Vitol o BP y tiene entre 4 y 6 meses de retraso para pagarlas con crudo.
     
    Holanda sella el destino de su gigantesco yacimiento de gas. El gobierno de los Países Bajos ha finalizado su decisión de cerrar el campo de Groningen, operado conjuntamente por Shell (LON:SHEL) y ExxonMobil (NYSE:XOM) y que aún tiene miles de millones de metros cúbicos en reservas sin explotar, debido a los temblores relacionados con la perforación. 
     
    La UE prohíbe las transferencias STS sin previo aviso. En su próximo paquete de sanciones número 11 impuesto contra Rusia, la Unión Europea prohibirá que los petroleros que no hayan dado una advertencia de 48 horas sobre las transferencias de barco a barco que se están produciendo en el espacio marítimo europeo ingresen a los puertos del bloque político. 
     
    El mayor de la energía eólica se desmorona como fallas de diseño Perspectiva de marzo. Siemens Energy (ETR:ENR) , uno de los mayores productores de turbinas eólicas del mundo, ha visto reducido su valor de mercado casi a la mitad desde que surgieron informes de que entre el 15 y el 30 % de sus turbinas están expuestas a fallas de diseño en las palas del rotor y los cojinetes que tardarían años en repararse. reemplazar.  
     
    US LNG gana más tracción en China. El desarrollador estadounidense de GNL Cheniere Energy (NYSEAMERICAN:LNG) firmó un acuerdo de suministro de 20 años con ENN Natural Gas de China (SHA:600803) , a partir de mediados de 2026 y alcanzando 0,9 mtpa en 2027, marcando el tercer acuerdo de este tipo solo en 2023.  
     
    Campo de gas ruso clave paralizado después de combates masivos. El campo Kovykta de Gazprom, un elemento clave en el gasoducto Power of Siberia que envía gas ruso a China desde su lanzamiento en diciembre de 2022, se ha debilitado después de una lucha masiva de más de 500 trabajadores migrantes de Asia Central.
     
    Por Michael Kern para Oilprice.com

  • Los 10 descubrimientos de petróleo y gas más increíbles de todos los tiempos

    Muchos creen que el inicio de la industria del crudo se marcó en Estados Unidos con el descubrimiento del pozo de Titusville, en Pensilvania, en la década de 1860. De hecho, hubo varios descubrimientos clave de petróleo en Azerbaiyán una década antes.
    #1 Ciudad Negra
    En 1846 se perforó un pozo petrolífero en lo que hoy es la capital de Azerbaiyán, Bakú. En aquella época, Azerbaiyán formaba parte del Imperio Ruso y el petróleo se descubrió en Bakú en la década de 1820. Con el tiempo, Bakú adquirió el sobrenombre de Ciudad Negra por su riqueza petrolífera.
    En la actualidad, Azerbaiyán posee reservas de petróleo estimadas en unos 7.000 millones de barriles y produce más de 800.000 bpd. La mayor parte se exporta, ya que el consumo interno del país es relativamente menor debido a su tamaño.
     
    #2 Los inicios del petróleo estadounidense
    En 1859, un hombre llamado Edwin Drake perforó el primer pozo petrolífero de Estados Unidos. Según fuentes históricas, también fue el primer pozo que se perforó en lugar de excavar, ya que hasta entonces se extraía el petróleo que se filtraba en el suelo.
     
    El Oil Creek de Titusville, Pensilvania, marcó el inicio oficial de la industria petrolera estadounidense. El primer pozo tenía menos de 70 pies de profundidad y desencadenó una fiebre del oro que acabaría convirtiendo a Estados Unidos en el mayor productor mundial de petróleo.
     
    #3 Manantiales de petróleo
    Los primeros resultados de la nueva fiebre del oro -la fiebre del oro negro- se produjeron pocos años después del descubrimiento de Drake en Pensilvania. Cuatro meses después del descubrimiento, otro caballero aventurero, Lyne Taliaferro Barret, empezó a buscar petróleo en la parte oriental de Texas, en una zona llamada Oil Springs.
     
    Como ocurre a veces, el momento no fue el mejor. Barret aún no había descubierto petróleo cuando los trabajos en el pozo tuvieron que interrumpirse por motivos como la Guerra Civil y la secesión de Texas de la Unión. Los trabajos se reanudaron tras el fin de la Guerra Civil y Barret descubrió petróleo en 1866. Este fue el primer pozo petrolífero de Texas.
     
    #4 La era de los pozos
    Si hay un descubrimiento posiblemente más famoso que esos dos primeros pozos petrolíferos de Estados Unidos, ése sería Spindletop: el primer "gusher". No se ha creado un nombre más apropiado para uno de los mayores descubrimientos de petróleo del mundo.
     
    Un géiser de crudo brotó de Spindletop Hill, en Texas, el 10 de enero de 1901, y el pozo acabó produciendo la asombrosa cifra de 100.000 barriles diarios, un ritmo no precisamente habitual en aquella época. Si el descubrimiento de Oil Springs marcó el inicio del petróleo en Texas, Spindletop le dio el empujón que acabó convirtiéndolo en la industria que es hoy.
     
    #5 Petróleo en Oriente Medio
    El primer pozo petrolífero de Oriente Próximo no se descubrió, como cabría esperar, en Arabia Saudí. Eso llegó más tarde. El petróleo se descubrió por primera vez en Persia, el actual Irán, gracias a un británico, William Knox D'Arcy, que había obtenido una concesión de 60 años del gobierno iraní.
     
     D'Arcy financió la operación, que comenzó en 1903, mientras que la perforación corrió a cargo de George Bernard Reynolds, un ya destacado ingeniero petrolero. El yacimiento de Masjed Soleiman se descubrió en 1908 y alcanzó su máxima producción en 1928.
     
    Sorprendentemente, el yacimiento sigue produciendo a día de hoy, pero se espera que 2023 sea su último año. El descubrimiento llevó a la creación de lo que hoy conocemos como BP, una de las mayores petroleras del mundo.
     
    #6 El auge del reino del desierto
    Tres décadas después del descubrimiento del yacimiento de Masjed Soleiman, los ingenieros estadounidenses de Standard Oil encontraron petróleo en la desértica península conocida como Arabia Saudí. Era 1938 y nadie sabía que estaba naciendo una nueva estrella.
     
    El descubrimiento de Dhahran resultó ser el mayor de la historia hasta ese momento y lo cambió todo, no sólo para Arabia Saudí, sino para el mundo. De ser un pueblo mayoritariamente nómada y despreocupado por los asuntos mundiales, el país se convirtió en el mayor productor de petróleo del mundo y mantuvo esa corona durante décadas.
     
    Al mismo tiempo, el descubrimiento de Dhahran supuso un paso más en el camino de Oriente Medio para convertirse en el principal proveedor de petróleo del mundo. Le siguieron descubrimientos de petróleo en Irak, Kuwait y los EAU, algunos de los cuales siguen siendo a día de hoy los mayores yacimientos de la historia.
     
    #7 La joya petrolera sudamericana
    El yacimiento costero de Bolívar fue descubierto en 1917 por Shell y sigue siendo uno de los mayores del mundo. En 1958, el yacimiento producía más de 1,4 millones de barriles diarios y sus reservas se estimaban en 11.100 millones de barriles.
     
    El yacimiento fue la primera inmersión en la cuenca de Maracaibo, una enorme reserva de petróleo situada en gran parte bajo el lago Maracaibo de Venezuela. Este yacimiento contiene una parte sustancial de las reservas totales de petróleo de Venezuela, que son las mayores del mundo.
     
    #8 Los últimos grandes
    La mayoría de los grandes descubrimientos de yacimientos petrolíferos del mundo se realizaron antes de finales de los años ochenta. Desde entonces, los descubrimientos de yacimientos enormes han sido insignificantes en términos numéricos. De hecho, el único descubrimiento petrolífero realmente grande de los últimos 30 años fue el yacimiento de Kashagan, en la sección kazaja del mar Caspio. El yacimiento tiene una capacidad máxima de producción de 380.000 bpd, que se alcanzó en 2019. Su desarrollo no ha estado exento de problemas, sobrecostes y retrasos, pero sigue aportando una parte sustancial de la producción de petróleo de Kazajistán.
     
    #9 Guyana y el futuro
    El auge de Guyana como nuevo yacimiento petrolífero se remonta a la época de los grandes descubrimientos. Se calcula que Exxon y Hess han explotado 11.000 millones de barriles de reservas de petróleo en el bloque Stabroeck, y siguen encontrando petróleo allí.
     
    La producción actual de Guyana es de 360.000 bpd, el doble que hace menos de dos años. Para 2030, se prevé que la producción supere los 1,6 millones de barriles diarios.
     
    Descubrimientos de petróleo FAQ
    ¿Cuál ha sido el mayor descubrimiento de petróleo?
    El mayor descubrimiento de petróleo hasta la fecha es el yacimiento de Ghawar, situado en el este de Arabia Saudí. Se calcula que contiene hasta 75.000 millones de barriles de reservas de petróleo y lleva en producción desde 1951. Sin embargo, cabe señalar que nuevos descubrimientos y avances tecnológicos podrían superarlo en el futuro.
     
    ¿Cuál fue el primer gran descubrimiento de petróleo?
    El primer gran descubrimiento de petróleo del mundo tuvo lugar en Pensilvania (Estados Unidos) en 1859. Este descubrimiento, conocido como el Pozo Drake, produjo unos 25 barriles al día e introdujo al mundo el potencial del petróleo como fuente de energía. Desencadenó el primer boom del petróleo en Estados Unidos y fue precursor de la industria petrolera mundial.
     
    ¿Quién descubrió el petróleo por primera vez en el mundo?
    Es difícil atribuir el primer descubrimiento de petróleo en el mundo a una sola persona o cultura, ya que el petróleo se conoce y se utiliza con diversos fines desde hace miles de años. Los antiguos sumerios, por ejemplo, utilizaban el asfalto para impermeabilizar sus barcos, y las filtraciones de petróleo se empleaban con fines medicinales en el antiguo Egipto y China. Sin embargo, se considera que la industria petrolera moderna se originó a mediados del siglo XIX, con el primer pozo petrolífero comercial perforado por Edwin Drake en Pensilvania (Estados Unidos) en 1859.
     
    ¿Cuál es la mayor profundidad a la que se ha encontrado petróleo?
    El pozo petrolífero más profundo del mundo es el pozo Z-44 Chayvo, situado en la isla rusa de Sajalín. Fue perforado por Exxon Neftegas Limited en 2005 y tiene una profundidad de 12,376 kilómetros. Se conoce como pozo de "alcance extendido" u "horizontal" porque se extiende horizontalmente más de 11 kilómetros (6,8 millas) bajo el lecho marino. El petróleo se encuentra en la zona del proyecto Sajalín-1, en el mar de Ojotsk, cerca de la costa de Siberia.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com

  • Los 10 países con mayores reservas de gas natural

    El gas natural ha sido aclamado como el puente entre un pasado de combustibles fósiles y un futuro bajo en carbono. También ha sido satanizado como un caballo de Troya para que la industria de los combustibles fósiles siga siendo relevante en ese futuro bajo en carbono previsto por los arquitectos de la transición.
    Durante el año pasado, los eventos en Europa dejaron bastante claro que imaginar un futuro puede ser algo noble, pero las necesidades energéticas son inmediatas, y el gas es perfecto para satisfacerlas con una huella de emisiones más baja que otros combustibles fósiles como el petróleo y el carbón.
    Es un poco desafortunado para los consumidores occidentales de gas, entonces, que los países con las mayores reservas de gas en el mundo sean Rusia e Irán. Afortunadamente, Estados Unidos también está en la lista de los 5 mayores poseedores de reservas de gas, al igual que varios países del Medio Oriente.
     
    #1 Rusia
     
    Rusia tiene reservas de gas natural de hasta 38 billones de metros cúbicos, según la edición 2020 de Statistical Review of World Energy de BP . La producción del año pasado ascendió a 573.000 millones de metros cúbicos, un 13,4% menos que en el año.
     
    Históricamente, Europa y Turquía fueron los mayores compradores de gas de Rusia, pero después de los eventos del año pasado, Turquía se ha mantenido como el único gran consumidor de gas ruso con presencia en Europa. Hoy en día, China es el principal destino del gasoducto ruso. Rusia también exporta GNL y, en un giro irónico, las importaciones europeas de GNL ruso aumentaron considerablemente el año pasado.
     
    #2 Irán
     
    Las segundas reservas de gas natural más grandes del mundo también se encuentran en un país que no está de acuerdo con Occidente, que es uno de los mayores consumidores de gas. Con 32 billones de metros cúbicos , Irán alberga el 16% del total mundial.
     
    Gran parte de las reservas de gas de Irán se concentran en el campo marino South Pars en el Golfo Pérsico, que comparte con Qatar. La producción total para 2020 alcanzó los 234 mil millones de metros cúbicos o un promedio diario de 645 millones de metros cúbicos.
     
    El desarrollo de las enormes reservas de gas del país ha sido un desafío debido a la retirada de las grandes empresas occidentales, como TotalEnergies, tras el restablecimiento de las sanciones estadounidenses contra Teherán.
     
    #3 Catar
     
    El vecino de Irán, Qatar, que llama a su parte del enorme campo del Golfo Pérsico el Campo Norte, está un escalón por debajo de Irán en términos de reservas de gas, con 24,7 billones de metros cúbicos. Hasta hace poco, el mayor exportador de GNL del mundo, Qatar, estaba ampliando su capacidad de producción, con el objetivo de 126 millones de toneladas anuales de los actuales 77 millones de toneladas.
     
    Qatar fue la primera opción para los compradores de gas europeos tras las sanciones contra Rusia que diezmaron los flujos de gas, pero resultó que cerrar un trato sería más difícil de lo esperado: a Qatar le gustaron los compromisos de compra a largo plazo, y Europa tiene aversión a aquellos.
     
    #4 Turkmenistán
     
    Poco conocido fuera de Asia Central, pero uno de los estados más grandes allí, Turkmenistán alberga la cuarta reserva de gas natural más grande del mundo, con un total de unos 19,5 billones de metros cúbicos , según la revisión estadística de BP.
     
    Sin embargo, la producción es baja, con solo unos 59 mil millones de metros cúbicos en 2020, la mayoría de los cuales se exportaron a China porque el consumo interno también es relativamente bajo. El país también exporta gas a sus vecinos de Asia Central.
     
    #5 Estados Unidos
     
    Al igual que con el petróleo crudo, los mayores productores de gas no son necesariamente los países con mayores reservas. Estados Unidos se ha convertido en el principal productor de gas y exportador de GNL del mundo, pero solo ocupa el quinto lugar en términos de reservas.
     
    A fines de 2020, estos se ubicaron en 13,179 billones de metros cúbicos, según el World Factbook de la CIA , o 625,4 billones de pies cúbicos a fines de 2021, según la Administración de Información de Energía .
     
    Gracias a la abundancia de gas de esquisto, Estados Unidos se ha convertido en cuestión de años en una gran potencia mundial de GNL. Podría consolidar su lugar como el exportador número uno en la próxima década si todos los proyectos planificados se ponen en marcha, para una capacidad anual total de 169 millones de toneladas para 2027.
     
    El resto de los 10 principales países con reservas sustanciales de gas está dominado abrumadoramente por miembros de la OPEP. Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos, Nigeria y Venezuela cuentan con abundantes reservas de gas, al igual que China, en el número 10.
     
    Arabia Saudita ocupa el puesto número 6 con 8,5 billones de metros cúbicos en reservas de gas natural, que recientemente decidió desarrollar más seriamente en respuesta a la creciente demanda mundial.
     
    El líder de facto de la OPEP es seguido por su vecino del Golfo, los Emiratos Árabes Unidos, que la OPEP estima que tiene unos 8,2 billones de metros cúbicos en reservas de gas natural. La compañía estatal de petróleo y gas del país escindió recientemente su negocio de gas, que se convirtió en la OPI más grande del año, obteniendo ADNOC $ 2.5 mil millones.
     
    Nigeria es el siguiente en la lista de los diez primeros, con reservas de gas natural de 5,85 billones de metros cúbicos . Esto lo convierte en el país con las mayores reservas probadas de gas natural en África, pero la utilización de estas reservas se ha quedado atrás con respecto a la utilización de sus reservas de petróleo.
     
    Venezuela también se encuentra entre los principales poseedores de reservas de gas natural del mundo, con 5,54 billones de metros cúbicos en reservas probadas. Sin embargo, la explotación de esas reservas no coincide con el volumen de gas sobre el que se asienta, especialmente desde 2019 cuando EE. UU. criticó a Caracas con sanciones dirigidas específicamente a su industria de petróleo y gas.
     
    La última entrada en la lista de los diez principales poseedores de reservas de gas puede resultar un poco sorprendente. Se trata de China , el mayor importador de energía del mundo y uno de los mayores consumidores. El país, que importa cantidades masivas de petróleo y gas, tiene sus propias reservas sustanciales, pero ha sido un desafío explotarlas en volúmenes lo suficientemente grandes como para satisfacer su demanda de rápido crecimiento.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com

  • Los 10 países con mayores reservas de petróleo

    Todos sabemos quiénes son los mayores productores de petróleo crudo del mundo y podemos enumerar los tres principales sin esfuerzo. Pero aquí está la cuestión: los mayores productores no son necesariamente los países con las mayores reservas.
    Hay varias razones para ello, como veremos a continuación. Por ahora, baste decir que una cosa es tener un recurso natural y otra muy distinta desarrollarlo al máximo.
    Aquí están los diez países más ricos en petróleo crudo en orden ascendente.
     
    #10 Libia
    Se estima que el país del norte de África tiene unos  48.300 millones de barriles  de crudo en reservas. Sin embargo, es un productor relativamente menor, con un  promedio diario  de alrededor de 1,2 millones de barriles.
     
    La inestabilidad política y las luchas por el poder entre diferentes facciones después de la guerra civil es la razón principal de los constantes problemas de Libia para aprovechar al máximo sus recursos petroleros. Sin embargo, parece que las cosas pueden estar comenzando a cambiar con Europa mirando al país del norte de África como una mayor fuente de petróleo.
     
    #9 Estados Unidos
    Las fuentes estiman las reservas de petróleo crudo de EE. UU. de manera diferente. Algunos, como la Administración de Información de Energía,  los ubican  en poco menos de 36 mil millones de barriles y cuentan las reservas de condensado por separado.
     
    Otros, como World Population Review, cuentan el crudo y los condensados ​​juntos, lo que arroja reservas de 68 800 millones de barriles para EE. UU. Según las cifras de la EIA, el crudo y los condensados ​​juntos suman alrededor de 74 000 millones de barriles. Sin embargo, el país es el mayor productor de petróleo crudo del mundo.
     
    #8 Kuwait
    Kuwait tiene unos 101.500 millones de barriles en reservas probadas de petróleo,  según  la OPEP. El pequeño estado del Golfo produce entre 2,4 millones y 2,67 millones de barriles de petróleo al día y exporta unos 1,7 millones de bpd.
    Relacionado: Cuatro escenarios que podrían llevar los precios del petróleo a $200
     
    El estado tiene grandes planes para sus riquezas petroleras: para 2030, Kuwait Petroleum Corporation  planea  aumentar la capacidad de producción del país hasta 4 millones de barriles diarios. Claramente, Kuwait no está particularmente preocupado por las predicciones que anticipan la desaparición de la demanda de petróleo.
     
    #7 EAU
    El tercer mayor productor de petróleo de la OPEP, los Emiratos Árabes Unidos,  posee  aproximadamente 111 mil millones de barriles de petróleo crudo y produce un promedio de 2,7 millones de barriles diarios. De este, exporta 2,3 millones de barriles diarios, según datos de la OPEP.
     
    Además de un importante productor de petróleo y hogar de algunas de las mayores reservas del mundo, los Emiratos Árabes Unidos también son un ejemplo de una economía que está utilizando su principal producto de exportación para diversificarse. Gracias a su riqueza petrolera, los EAU se han convertido en un imán para el turismo de lujo y tienen grandes esperanzas como centro de alta tecnología.
     
    #6 Rusia
    Rusia tiene unos 80.000 millones de barriles en reservas probadas de crudo,  según  la EIA, ya partir de este mes produce alrededor de  9,4 millones de barriles  diarios, excluyendo condensados.
    Hace un par de años, Rusia producía más de 11 millones de barriles diarios, incluidos los condensados, pero la invasión de Ucrania y las sanciones occidentales que siguieron provocaron una respuesta, y una de las formas que tomó fue un recorte de producción. Aun así, las exportaciones de crudo y combustibles han  vuelto  a los niveles de antes de la guerra.
     
    #5 Irak
    Irak, el segundo productor de la OPEP, alberga reservas probadas de unos  145.000 millones  de barriles, con una producción de alrededor de 4,5 millones de barriles diarios. Las exportaciones promedian 3,4 millones de bpd pero, al igual que Kuwait, Irak tiene grandes planes.
     
    La ambición de Bagdad es igualar la producción de su colega más grande de la OPEP, Arabia Saudita, pero, según los analistas, no podrá hacerlo, ya que se prevé que la capacidad de producción alcance un máximo de unos 6,3 millones de barriles diarios durante los próximos cinco  años  .
     
    #4 Irán
    Irán tiene reservas de petróleo de  208,6 mil millones de barriles  y produce alrededor de 2,39 millones de barriles diarios. De esto, solo exporta un poco más de 760.000 bpd, según datos de la OPEP. La razón de la brecha sustancial entre las reservas, la producción y las exportaciones son, por supuesto, las sanciones estadounidenses que la administración anterior volvió a imponer a Irán.
     
    A pesar de las sanciones, y las negociaciones fallidas para su eliminación, Irán ha estado exportando más crudo, superando los  1,13 millones de bpd  a fines de 2022 y comenzando este año también en una trayectoria ascendente.  También hay  planes para aumentar la producción.
     
    #3 Canadá
    Canadá alberga  171 000 millones de barriles  de petróleo crudo, la mayor parte en forma de betún en arenas petrolíferas: hasta 166 300 millones del total son arenas petrolíferas, concentradas en Alberta. Eso es una décima parte de las reservas totales de petróleo del mundo.
     
    El país es el cuarto productor de petróleo más grande del mundo, con un  promedio diario  de más de 5 millones de barriles el año pasado, un récord. Curiosamente, la producción va en aumento a pesar de los esfuerzos del gobierno federal para reducir la industria debido a su huella de carbono. Sin embargo, la demanda de petróleo mantiene a los productores bombeando. Una  encuesta reciente de Ipsos  encontró que Canadá también es el proveedor de petróleo preferido a escala mundial.
     
    #2 Arabia Saudita
    El segundo mayor productor mundial y el mayor de la OPEP, Arabia Saudita, tiene reservas probadas de unos  267.000 millones de barriles . La producción fue un poco más de 9 millones de barriles diarios en 2021, que aumentó a  11,5 millones  de bpd en 2022, solo para reducirse recientemente en medio millón de bpd como parte de la última ronda de recortes de producción en la OPEP+.
     
    A pesar de su estricto control de las riendas de la producción, el reino planea expandir  su  capacidad de producción de los 12 millones de barriles diarios actuales a 13 millones de barriles diarios en 2027. Sin embargo, algunos analistas han advertido que Arabia Saudita está cerca de alcanzar su pico de petróleo.
     
    #1 Venezuela
    Venezuela, uno de los países más problemáticos del mundo, es también el país con las reservas de petróleo más grandes del mundo, con más de  300 mil millones de barriles . Sin embargo, las sanciones estadounidenses, una crisis económica ahora crónica y la corrupción se han combinado para evitar que el país aproveche al máximo sus riquezas petroleras.
     
    Después de un período floreciente en los años noventa y principios de los 2000, la primera caída del precio del petróleo del nuevo milenio paralizó la economía venezolana. Antes de que tuviera la oportunidad de recuperarse, EE. UU. lo atacó con sanciones que diezmaron la producción: en 2022, el  promedio  fue de 600.000 a 700.000 bpd. Las exportaciones  promediaron  un poco más de 600.000 bpd.
    Preguntas frecuentes sobre reservas de petróleo
    ¿Qué país tiene la mayor cantidad de reservas de petróleo en el mundo?
    Venezuela es actualmente el país con las mayores reservas probadas de petróleo del mundo, con un estimado de 300 mil millones de barriles de petróleo. Sin embargo, a pesar de tener reservas de petróleo tan importantes, Venezuela ha estado luchando para explotar sus recursos petroleros por completo.
     
    ¿Tiene Estados Unidos más petróleo que Arabia Saudita?
    No, Arabia Saudita actualmente tiene más reservas probadas de petróleo crudo que Estados Unidos. Las reservas probadas de petróleo crudo de Arabia Saudita se estiman en alrededor de 267 mil millones de barriles, mientras que las reservas probadas de Estados Unidos se estiman en poco menos de 36 mil millones de barriles, según la Administración de Información de Energía.
     
    ¿Cuánto durarían las reservas de petróleo de Estados Unidos?
    El tiempo que durarían las reservas de petróleo de EE. UU. depende de varios factores, como la tasa de consumo y producción de petróleo. Según la Administración de Información de Energía (EIA), Estados Unidos tenía reservas probadas de petróleo de alrededor de 36 000 millones de barriles en 2021. Según la tasa de consumo diario estimada de la EIA de 19,11 millones de barriles por día en 2020, esas reservas durarían alrededor de 1 878 días, o poco más de cinco años, si EE. UU. dependiera únicamente de sus reservas internas de petróleo.
     
    ¿Cuánto petróleo tiene Canadá?
    Canadá tiene importantes reservas de petróleo crudo, con un estimado de 171 mil millones de barriles de reservas probadas, según la Administración de Información de Energía (EIA). La mayor parte de las reservas de petróleo de Canadá se encuentran en forma de arenas bituminosas, concentradas en la provincia de Alberta. Las arenas bituminosas son una mezcla de arena, agua, arcilla y betún, una sustancia espesa similar al alquitrán que se puede refinar en petróleo crudo sintético.
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com
     

  • Los inversionistas miran con lupa la producción petrolera de EE.UU. en busca de pistas sobre la dirección del mercado

    PLATAFORMA DE EXXONPLATAFORMA DE EXXONEn momentos en que los operadores de petróleo buscan pistas del movimiento de los precios, la atención del mercado se ha centrado en indicador que hasta hace poco se pasaba por alto.

    Con cada vez más frecuencia, los inversionistas observan los datos semanales de producción petrolera de Estados Unidos, provenientes de la Administración de Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés) de EE.UU., en busca de señales de que la saturación global de crudo que hundió los precios el año pasado está comenzando a disminuir.

    Sin embargo, este indicador tiene algunas limitaciones significativas y bien conocidas y algunos analistas dicen que los operadores le están dando demasiada credibilidad.

    Los datos semanales de producción de la EIA están basados en gran medida en un modelo de proyección, no en producción reportada. Y los cambios semanales a menudo demasiado pequeños para ser un indicador confiable sobre si la producción está aumentando o disminuyendo, según la EIA.

    Aun así, el 1 de abril, cuando el reporte de la EIA mostró el primer declive semanal de producción desde enero, el precio estadounidense del petróleo se disparó en 5,2% para cerrar por encima de US$50 el barril, a pesar de que el mismo informe mostraba que los suministros nacionales del crudo se encontraban en máximos históricos. Similarmente, un pequeño declive en la producción semanal reportado el 15 de abril generó un aumento de 5,8% en los precios ese día.

    Los operadores “solo se quieren enfocar estrechamente en los datos de producción de EE.UU.”, afirmó Tim Evans, especialista en futuros de energía en Citi Futures, una división de Citigroup Inc. C -0.80% “Están básicamente decididos a examinar la corteza de un árbol en lugar de absorber todo el bosque”.

     

    Muchos participantes del mercado fueron tomados por sorpresa cuando los precios del petróleo se desplomaron el año pasado, y lo mismo le sucedió a algunos operadores con el repunte del merado en semanas recientes. Por lo tanto, ante una escasez de datos de tiempo real en los suministros y la demanda mundiales del petróleo, los inversionistas están observando estadísticas detalladas de EE.UU., desde las cifras semanales de producción hasta la cantidad de torres de perforación en uso y las estimaciones de cambios en la eficiencia de perforación.

    Un motivo por el que los operadores se han concentrado en los números semanales de producción es que el conteo semanal de las torres activas de perforación petrolífera en EE.UU. comenzó a caer marcadamente a principios del año, elevando así las expectativas de que la producción descendería.

    Sin embargo, a nivel global, el mercado petrolero sigue teniendo un exceso de oferta, lo que está llevando a algunos analistas e inversionistas a predecir el fin de la reciente racha alcista. A pesar que los datos semanales muestran una caída en la producción de crudo de EE.UU. desde marzo, la producción de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) ha crecido.

    “Quizás los últimos US$5 (de alzas en los precios) fueron simplemente un aumento especulador”, basado en las expectativas de producción de EE.UU., afirmó Daniel Bathe, un gestor de portafolio de commodities en Lupus Alpha Asset Management AG. Si el petróleo de EE.UU. supera los US$60 por barril en las próximas semanas, Bathe planea apostar a que los precios del crudo de EE.UU. caerán.

    La cifra semanal de la EIA es generada a partir de la producción reportada de Alaska y un modelo de proyección de los 48 estados de EE.UU. continental. La EIA también reúne datos de producción de organismos estatales para sus informes mensuales, que son publicados con dos meses de retraso y son considerados más acreditados.

    La estimación semanal normalmente tiene un nivel de certeza dentro de 100.000 barriles diarios, o alrededor de 1% de toda la producción, dijo Robert Merriam, gerente de estadísticas de suministros petroleros de la EIA. Sin embargo, el mayor declive de producción reportado en semanas recientes fue de solo 36.000 barriles diarios, lo que significa que dado el margen de error, la producción podría haber aumentado esa semana.

    “Es exagerado enfocarse solamente en un segmento estrecho” de datos para impulsar los precios, dijo Merriam. “Uno tiene que observar todo el panorama del crudo”.

    El operador petrolero Andrew Hall, presidente ejecutivo del fondo de cobertura Astenbeck Capital Management LLC, el cual gestiona US$3.500 millones, indicó en una carta a inversionistas con fecha del 1 de mayo que la cifra de producción semanal de la EIA era “esencialmente un artificio”. Hall es uno de los principales operadores en el mercado del petróleo.

    En general, los inversionistas dicen que no basan sus decisiones en las cifras de una semana, sino que buscan las tendencias. La producción del crudo estadounidense ha caído en cuatro de las últimas siete semanas. Además, dicen que incluso los datos limitados son mejores que nada.

    “No puedo imaginar que esté considerablemente equivocada, en cientos y cientos de miles de barriles del blanco”, apuntó Dominick Chirichella, analista del Energy Management Institute, que hace transacciones para su propia cuenta.

    Concluyó que “la tendencia apunta a un ligero descenso en la producción local”.

    Una consideración para los operadores es que las cifras mensuales finales de la EIA pueden reflejar diferencias respecto a los indicadores semanales.

    “El mercado está apostando a que el descenso de estas cifras semanales apoye a los precios más altos”, señaló Andy Lipow, presidente de la consultora Lipow Oil Associates. “Pero lo que vemos es, un mes tras otro, que hay algunos cambios significativos de las cifras semanales de producción cuando la EIA publica sus cifras mensuales finales”.

    Por 

    Fuente: WSJournal.com

  • Los precios de la gasolina suben para el verano

    Los precios de la gasolina están en aumento, aumentando en promedio 2,7 centavos desde hace una semana en los Estados Unidos, dijo Gas Buddy en una nota el martes.
    El precio promedio de la nación por un galón de gasolina ahora es de $3.55, según muestran los datos de GasBuddy. Mientras tanto, los precios del diésel han caído 4,9 centavos por galón durante la última semana, a $3,91 por galón.
     
    “Los precios de la gasolina han aumentado en la última semana debido a algunos problemas de refinería relativamente menores y al bajo suministro de gasolina, pero puede que no sea una tendencia que dure mucho más”, dijo el jefe de análisis de petróleo de GasBuddy, Patrick De Haan. “A medida que comenzamos extraoficialmente la temporada de manejo de verano, es probable que el promedio nacional pase gran parte del verano en el rango de $ 3.35- $ 3.85 por galón, aunque podría aumentar si se producen interrupciones inesperadas en la refinería, o si vemos un gran huracán o desarrollo economico. Si bien los precios de la gasolina han subido un poco, aún nos va mucho mejor que el año pasado, cuando el promedio nacional comenzó a dispararse después del Día de los Caídos en su camino hacia la marca de $5 por galón. Además, los precios de la gasolina pueden subir temporalmente si se aprueba un acuerdo de techo de deuda en el Congreso en las próximas semanas.
     
    Los precios de la gasolina han subido a pesar de que se estima que la demanda de gasolina durante el fin de semana del Día de los Caídos sea un 1,1% más baja que la demanda del mismo fin de semana del año pasado, a pesar del aumento de los precios de la gasolina al comienzo de la temporada de conducción en 2022, según mostraron los datos de GasBuddy.
     
    En el Día de los Caídos el lunes, la demanda de gasolina en los Estados Unidos disminuyó un 3,6% en comparación con el Día de los Caídos en 2022, según datos de GasBuddy, señaló De Haan. Los meteorólogos esperaban un aumento de la demanda del 6%.
     
    Los precios de la gasolina podrían disminuir en los próximos días después de la caída del precio del petróleo de esta semana  , que hizo que el WTI cayera por debajo de los 70 dólares por barril.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com

  • Los precios del petróleo caen a medida que se avecinan nuevas alzas en las tasas de interés

    Los precios del petróleo cayeron un 2% a primera hora del jueves después de que el presidente de la Fed, Jerome Powell, dijera al Congreso que se producirán más aumentos de las tasas de interés en la segunda mitad del año después de una pausa la semana pasada.
    A las 8:11 a. m. EDT del jueves, antes del informe de inventario semanal de la EIA, el índice de referencia de EE. UU., el crudo WTI , cotizaba a $71,12, un 1,92% menos en el día. El referente internacional, el Brent Crude , caía un 1,84% y cotizaba a 75,67 dólares.
     
    El miércoles, el Brent cerró por encima de los 77 dólares, el cierre más alto desde el 24 de mayo, cuando cayó el dólar estadounidense. Pero los precios reanudaron su caída temprano el jueves.
     
    Powell de la Fed dijo el miércoles al Congreso en su testimonio de medio año sobre la economía a los legisladores que serían necesarios más aumentos de tasas para combatir la inflación. El testimonio de Powell continúa más tarde el jueves, y los comentarios adicionales también podrían influir en los mercados de petróleo, acciones y bonos.
     
    Al comentar sobre la decisión de la semana pasada de mantener las tasas de interés sin cambios, por ahora, Power dijo : "No usamos la palabra pausa y no la usaría aquí hoy".
     
    La perspectiva de dos aumentos de tasas más para fines de 2023, incluida en el Resumen de proyecciones económicas publicado por la Fed la semana pasada, “es una muy buena suposición de lo que sucederá si la economía se comporta como se espera”, dijo Powell.
     
    "Powell ha insinuado que el mantra de la Fed ahora está frenando la inflación en lugar de negar los posibles efectos secundarios adversos en el crecimiento económico de las condiciones crediticias más estrictas", dijo el jueves Kelvin Wong, analista senior de mercado de OANDA . 
     
    En Europa, el Banco de Inglaterra sorprendió el jueves a los mercados con un gran aumento de la tasa de interés de 50 puntos básicos, el decimotercer aumento consecutivo, luego de que los datos de inflación del miércoles mostraran que la inflación de mayo en el Reino Unido se mantuvo estancada en un 8,7% anual, estable en comparación con abril. y superior a las expectativas.
     
    Además de la charla sobre las tasas de interés, el mercado estará atento hoy a los datos semanales de inventarios de petróleo de la EIA, luego de que el American Petroleum Institute (API) estimara el miércoles una caída de 1,246 millones de barriles en los inventarios de crudo en Estados Unidos, frente a las expectativas de un menor Sorteo de 433.000 barriles.
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com

  • Los precios del petróleo en curso para una gran pérdida semanal a pesar del rebote tardío

    Los precios del petróleo crudo están preparados para extender su racha de pérdidas a tres semanas, ya que los temores de recesión y la ansiedad sobre el sistema bancario de EE. UU. prevalecen sobre cualquier preocupación por el suministro.
    Solo el West Texas Intermediate ha perdido alrededor del 10% esta semana, con una caída acumulada para el Brent desde el comienzo del año en un 14%, según Bloomberg . Además, la caída se produce a pesar de la medida de la OPEP+ de reducir su producción colectiva en más de un millón de barriles diarios.
    Los precios del petróleo se habían recuperado un poco en las operaciones de la mañana del viernes, pero siguen en camino a una caída semanal del 7% al 8%.
     
    Sin embargo, no todo el mundo está deprimido. "Si bien el sentimiento es negativo en este momento, el mercado está en territorio de sobreventa y nuestro balance aún muestra que el mercado tendrá un déficit durante la segunda mitad del año, lo que debería impulsar los precios al alza", dijo el jefe de estrategia de materias primas de ING. Groep, Warren Patterson, le dijo a Bloomberg.
     
    Por otro lado, "ha sido un doble golpe para los precios del petróleo", según el estratega de mercado de IG, Jun Rong Yeap, quien habló con Reuters.
     
    "Las renovadas consecuencias bancarias de EE. UU. (Han provocado) los temores de un contagio más amplio y la amplificación de las conversaciones sobre la recesión, mientras que una contracción sorpresiva en las actividades manufactureras de China retrasó la reapertura del optimismo sobre las perspectivas de demanda de petróleo".
     
    El propio John Kemp de Reuters llamó a una recesión en la fabricación y el transporte de carga de EE. UU. y señaló que la actividad en esos campos ha estado en declive durante seis meses seguidos, lo que ha provocado un menor consumo de diésel y también un menor consumo de electricidad.
     
    Estas tendencias sugieren que la preocupación por la demanda de petróleo en uno de los mayores consumidores, y el mayor productor, no son solo nervios del mercado. Tampoco lo es el temor a un colapso bancario después del segundo mayor colapso bancario desde la crisis de 2008 cuando JP Morgan se hizo cargo del First Republic Bank.
     
    Mientras tanto, persisten los riesgos de suministro. Irak y Kurdistán aún tienen que llegar a un acuerdo que permita la reanudación de las exportaciones de crudo de la región autónoma. Si los temores de una recesión en EE. UU. disminuyen en algún momento, es posible que sean reemplazados por una ansiedad por la oferta que podría impulsar al petróleo al alza.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com

  • Los precios del petróleo podrían volver a bajar a final de año

    La producción de esquisto en Estados Unidos está creciendo mucho más rápido de lo esperado y ganando cuota de mercado a nivel global, lo que aumenta el riesgo de una 'guerra de volúmenes' con la Opep y una caída de los precios del crudo, dijo el fundador de la consultora Rystad Energy. 
     
    Rystad Energy estima que la producción de esquisto de Estados Unidos aumentará en 100.000 barriles por día (bpd) cada mes durante el resto del año y en 2018 si los precios del crudo se mantienen alrededor de 50-55 dólares por barril, bien por encima de las proyecciones de la gubernamental Administración de Información de Energía de ganancias mensuales de unos 29.000 bpd en 2017 y 57.000 bpd en 2018. 
     
    "Vemos un riesgo de un precio del petróleo más débil hacia el final del año (...) porque el esquisto está entregando mucho crudo y la Opep podría contraatacar", comentó Jarand Rystad. 
     
    Los sólidos retornos en el sector del esquisto están atrayendo nuevas inversiones, mientras que el bombeo durante las 24 horas del día y la perforación de nuevos yacimientos están impulsando la producción, afirmó.
     
     
    El rápido crecimiento del bombeo de esquisto se está uniendo al dilema que enfrenta la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) y productores ajenos al cartel como Rusia, que evalúan si extienden sus recortes de producción en la segunda mitad del año o si incrementan sus volúmenes en un intento por recuperar cuota de mercado. 
     
    "Habría una guerra de volúmenes si no amplían los recortes de producción y vuelven a producir en todos los yacimientos", dijo Rystad, en referencia a los pozos que han sido cerrados por mantenimiento mientras los productores de Oriente Medio cumplen con las cuotas acordadas de bombeo. 
     
    En todo caso, lo más probable es que un alza de la producción en Oriente Medio afecte más a las cuencas maduras el Sureste Asiático y al Mar del Norte británico más que a los productores de esquisto estadounidenses por sus altos costos de inversión, dijo Andrew Latham, analista global de exploraciones de Wood Mackenzie. 
     
    Portafolio.co
     
     

  • Los precios del petróleo se establecen para la racha de pérdidas semanales más larga desde noviembre de 2021

    Temprano el viernes, los precios del petróleo extendieron las pérdidas de los dos días anteriores, ya que las preocupaciones sobre las economías de China y EE. UU. continúan pesando sobre la confianza del mercado, arrastrando los precios a la baja y en camino a una cuarta pérdida semanal consecutiva.     
    A primera hora de la mañana en Europa, el crudo WTI de referencia de EE. UU. se había desplomado nuevamente a la marca de $ 70 por barril y cotizaba a $ 70,57, un 0,42% menos en el día y por debajo del máximo de esta semana de más de $ 73 por barril. Brent Crude , el índice de referencia internacional, cotizaba a la baja un 0,53% a 74,62 dólares.
     
    Ambos puntos de referencia estaban en camino de registrar otra pérdida semanal, a pesar de las ganancias en los dos primeros días de negociación de esta semana. Una cuarta semana consecutiva de pérdidas marcaría la racha de pérdidas semanales más larga para el petróleo desde noviembre de 2021.   
     
    Las preocupaciones sobre la economía de los EE. UU., otra acumulación en los inventarios de los EE. UU. y las señales de una recuperación económica irregular en China han pesado sobre el complejo petrolero esta semana, eclipsando las señales de que los EE. UU. podrían comenzar a comprar crudo pronto para llenar la Reserva Estratégica de Petróleo (SPR) .
     
    El impasse sobre el aumento del techo de la deuda de EE. UU. y el inminente incumplimiento de pago de la deuda posterior también han arrastrado a la baja los precios y la confianza en el mercado petrolero.
     
    Los precios del crudo también se vieron afectados por el informe de la Administración de Información de Energía (EIA) el miércoles de una creación de inventario de 3 millones de barriles para la semana hasta el 5 de mayo. Más tarde el miércoles, los datos de inflación de EE. UU. mostraron una disminución en los precios al consumidor básicos . Pero la inflación aún estancada podría significar que la Fed podría no comenzar a recortar las tasas en el corto plazo, dicen los analistas.
      
    Las preocupaciones sobre la demanda de petróleo en el futuro cercano superaron las señales de la Secretaria de Energía de EE. UU., Jennifer Granholm, de que la Administración podría comenzar a recomprar crudo para llenar el SPR una vez que se complete la venta de junio del SPR.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com

  • Los precios del petróleo suben a medida que la Cámara de Representantes de EE. UU. aprueba el proyecto de ley de techo de deuda

    El proyecto de ley de techo de deuda propuesto después de las conversaciones entre el presidente Biden y el presidente de la Cámara de Representantes, Kevin McCarthy, superó el primer obstáculo, y la Cámara de Representantes le dio un amplio apoyo bipartidista.
    Con 314 votos a favor y 117 en contra, los partidarios de elevar aún más el techo de la deuda de EE.UU. son una clara mayoría. El próximo obstáculo a superar es el Senado.
    Si el proyecto de ley también se aprueba allí, el gobierno federal de EE. UU. evitará una vez más por poco dejar de pagar su deuda y mejorarán las perspectivas de crecimiento de la demanda de petróleo en el consumidor más grande del mundo.
     
    Los precios del petróleo bajaron cuando se conoció la noticia del proyecto de ley sobre el techo de la deuda, en gran parte debido a una acumulación inesperada en los inventarios de petróleo crudo y combustible de EE. UU., según estimaciones del Instituto Americano del Petróleo.
     
    La API informó un aumento en el inventario de petróleo crudo de más de 5 millones de barriles para la semana hasta el 26 de mayo, mientras que los analistas esperaban una extracción de alrededor de 1,2 millones de barriles. También estimó aumentos de inventario en gasolina y destilados medios, de casi 2 millones de barriles cada uno.
     
    Sin embargo, la noticia de la aprobación del proyecto de ley sobre el techo de la deuda en la Cámara ha añadido presión alcista sobre los precios del petróleo, al menos durante un breve periodo de tiempo. En el momento de escribir este artículo, el WTI ha subido a 68,41 dólares y el crudo Brent ha vuelto a superar los 73 dólares.
     
    El drama en torno a ese techo de deuda es uno de los factores que ha estado impulsando los precios a la baja en las últimas semanas, ya que el incumplimiento de la deuda conduciría a una crisis económica que seguramente diezmaría la demanda de crudo.
    Ahora que las perspectivas de una crisis de este tipo se debilitan en medio del apoyo bipartidista al proyecto de ley, es probable que los precios del petróleo obtengan cierto apoyo antes de la próxima reunión de la OPEP+.
     
    Según el acuerdo propuesto, el techo de la deuda de EE. UU. se suspenderá durante dos años, con algunos límites en el gasto federal y el reciclaje de los fondos de Covid no utilizados. La línea dura en el Partido Republicano había insistido en más recortes de gastos, mientras que la línea dura demócrata había insistido en no recortar gastos en absoluto.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com

  • Los precios del petróleo suben a medida que se prolongan las conversaciones sobre el techo de la deuda

    Los precios del petróleo subieron marginalmente en la sesión de negociación del lunes debido a la creciente creencia de que EE. UU. evitará un incumplimiento. El petróleo crudo Nymex para el mes anterior (CL1:COM) para entrega en junio subió un 0,65 % a $72,17/bbl a las 12:15 horas, hora del este, mientras que el crudo Brent para el mes anterior de julio (CO1:COM) ganó 0,21 para cotizar a un 1,9 % en la semana a $75,71 /bbl.
    La semana pasada, ambos índices de referencia del petróleo ganaron ~2%, marcando su primer aumento en cinco semanas, luego de que los incendios forestales cerraran grandes cantidades de suministro de crudo en Alberta, Canadá. El sector energético canadiense se tambalea después del cierre de al menos 145.000 equivalentes de petróleo por día (boepd) en la provincia rica en petróleo de Alberta debido a los incendios forestales hace más de una semana.
    Los incendios sin precedentes han obligado a decenas de miles de habitantes de Alberta a evacuar sus hogares.
     
    Más de media docena de empresas canadienses de petróleo y gas, incluidas Paramount Resources (OTCPK:PRMRF), Crescent Point Energy Corp. (NYSE:CPG), Vermilion Energy Inc. (NYSE:VET), Pipestone Energy Corp. (OTCPK:BKBEF), Kiwetinohk Energy Corp. (TSX:KEC:CA), Tourmaline Oil Corp. (OTCPK:TRMLF) y Cenovus Energy Inc. (NYSE:CVE) se han visto afectados por los casi 80 incendios que se están produciendo actualmente en la provincia.
     
    A corto plazo, se espera que el alza del petróleo siga siendo limitada gracias a las preocupaciones sobre una recesión que se avecina, así como a las preocupaciones sobre si la economía de China puede proporcionar evidencia de una recuperación más amplia y resistente.
     
    Afortunadamente, la perspectiva a largo plazo es más brillante con Francisco Blanch, jefe de investigación de materias primas de Bank of America, quien dice que los precios recuperarán el nivel de $ 80/bbl en la segunda mitad del año en curso y podrían llegar a $ 90 debido a un déficit de oferta cada vez mayor causado por Los recortes de producción de la OPEP y la baja oferta del esquisto estadounidense.
    " La demanda eventualmente cambiará y mejorará un poco en los mercados desarrollados, [y] comenzará a empujar los inventarios a la baja nuevamente hacia fines de año y hasta 2024, y eso es lo que lo eleva en términos de precios", dijo Blanch .
     
    Es un sentimiento compartido por la Agencia Internacional de Energía (AIE), que advirtió sobre una inminente escasez en el segundo semestre, cuando se espera que la demanda eclipse la oferta en casi 2 millones de barriles por día (bpd).
     
    " Espero mucha volatilidad en los próximos días y un repunte en los precios del crudo a medida que se alcance un acuerdo para elevar el techo de la deuda", dijo a Reuters Vandana Hari, fundadora del proveedor de análisis del mercado petrolero Vanda Insights.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
     

  • Los precios del petróleo suben antes de la decisión de la tasa de interés de la Fed

    La desaceleración de la inflación en Estados Unidos y la determinación de China de impulsar una economía en apuros después de la reapertura impulsaron los precios del petróleo al alza en la madrugada del miércoles, mientras el mercado espera la decisión sobre las tasas de la Fed y el informe semanal sobre los inventarios de petróleo de Estados Unidos.
    En las operaciones europeas de la mañana del miércoles, el índice de referencia de EE. UU., el crudo WTI , subió un 1,12 % a 70,20 dólares. El índice de referencia internacional, Brent Crude , cotizaba a $75,20, un 1,22% más en el día.
     
    Los precios del petróleo subieron levemente la madrugada del miércoles en Europa a pesar de una estimación del Instituto Americano del Petróleo (API) del martes por la noche de que los inventarios de crudo en Estados Unidos aumentaron la semana pasada en 1,024 millones de barriles , frente a las expectativas de una ligera caída. También se estimó que aumentaron las existencias de gasolina y destilados.
     
    Los precios del petróleo a primera hora del miércoles extendieron las fuertes ganancias del martes, que fueron impulsadas por cifras de inflación más brillantes de los Estados Unidos y la evidencia de que China ya está tomando medidas para impulsar su crecimiento económico.
     
    El banco central chino recortó una tasa de préstamo clave a corto plazo por primera vez en 10 meses, lo que indica que quiere estimular la recuperación económica. El principal importador de petróleo crudo del mundo también está considerando un amplio paquete de estímulo para apoyar la economía, dijeron a Bloomberg fuentes con conocimiento de los planes el martes.
     
    En Estados Unidos, los datos del martes mostraron que la inflación aumentó a una tasa anual del 4% en mayo, la más baja desde abril de 2021, lo que se suma a las expectativas de que la Fed detendría las alzas de tasas en su reunión de junio que finaliza hoy. 
     
    Según datos de CME Group , los operadores de tipos de interés ven a primera hora del miércoles un 89,6% de posibilidades de que la Fed deje los tipos sin cambios en la reunión de junio, tras 10 reuniones consecutivas que acabaron con subidas de tipos.
     
    Las mayores posibilidades de una pausa de la Fed en las tasas podrían aumentar las posibilidades de un aterrizaje suave de la economía estadounidense a finales de este año.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com

  • Los temores de recesión detienen el repunte de las existencias de petróleo de EE. UU.

    A pesar de otro sólido conjunto de ganancias trimestrales reportadas en las últimas dos semanas, el sector del petróleo y el gas ha tenido un desempeño inferior al del mercado en general este año debido a que los precios de las materias primas han caído y los temores de una recesión se han intensificado.  
    El sector de la energía en el S&P 500 superó al índice en los dos años anteriores, ya que los precios del petróleo y la demanda aumentaron en 2021 después de la reapertura de las economías tras los cierres de Covid y después de que los precios del petróleo y el gas aumentaron en 2022 tras la invasión rusa de Ucrania y el aumento preocupaciones sobre la seguridad energética.
     
    A fines del año pasado, por ejemplo, los precios del petróleo se cotizaban a un nivel similar al que tenían a principios de 2022, pero el índice de energía S&P 500 se mantuvo un 50 % más alto año con año. Por segundo año consecutivo, las acciones de energía superaron al mercado estadounidense en general en 2022.
     
    Pero este año, el sector energético del S&P cayó un 8,2 % en lo que va del año hasta el 5 de mayo, en comparación con un aumento del 7,7 % en el índice S&P 500.
     
    Los analistas ven un potencial alcista limitado a corto plazo para las acciones de petróleo y gas, considerando las preocupaciones persistentes sobre una recesión inminente , que podría afectar la capacidad de las compañías de petróleo y gas para repetir los sólidos flujos de efectivo de los últimos trimestres.
     
    Una nueva caída en los precios del petróleo como resultado de una posible recesión “no genera mucha confianza en el futuro a corto plazo de los flujos de efectivo”, dijo al Financial Times Matt Portillo, jefe de investigación de la firma de asesoría TPH& Co .
     
    Los dividendos variables de algunos productores de esquisto de EE. UU., introducidos en 2021 para impulsar los rendimientos de los accionistas junto con los dividendos regulares, podrían estar en peligro en caso de una desaceleración de la demanda y una caída de los precios, según otros analistas.  
     
    A pesar de la caída de los precios del petróleo y el gas entre enero y marzo de este año, todas las grandes petroleras, incluidas las supergrandes estadounidenses ExxonMobil y Chevron, informaron ganancias del primer trimestre que superaron las estimaciones de los analistas, gracias a una mayor producción, sólidos resultados comerciales y una refinación aún relativamente alta.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com

  • Nuevo México representó el 50% del crecimiento de la producción de petróleo de EE. UU. en 2022

    Nuevo México, hogar de parte de la cuenca Pérmica, experimentó el mayor crecimiento de producción de petróleo crudo de cualquier estado de EE. UU. el año pasado, con ganancias de producción de 300,000 barriles por día (bpd) que representan la mitad del aumento de producción de petróleo de Estados Unidos, la Administración de Información de Energía ( EIA) dijo en un informe el jueves.
    La producción total de petróleo crudo de EE. UU. aumentó en 600 000 bpd en 2022 en comparación con 2021, con un promedio de 11,9 millones de bpd, según el informe de producción mensual de petróleo crudo y gas natural de la EIA .
    Por tercer año consecutivo, el crecimiento de la producción de petróleo de Nuevo México eclipsó el crecimiento de la producción de crudo en cualquier otro estado de EE. UU., incluido Texas, el estado productor de petróleo más grande de EE. UU. y que también alberga parte de la cuenca de esquisto de Permian.
     
    La producción de petróleo crudo en Nuevo México aumentó en 300.000 bpd a 1,6 millones de bpd en 2022, un récord para el estado, estimó la EIA.
     
    Nuevo México y Texas contribuyeron con el mayor crecimiento a la producción de petróleo crudo de EE. UU. en 2022, mientras que la producción de petróleo en el resto de los Estados Unidos creció solo un 0,6% el año pasado, o 33.000 bpd.
     
    La producción de petróleo crudo en California cayó por octavo año consecutivo y la producción en Alaska disminuyó por quinto año consecutivo. Dakota del Norte, que había sido uno de los estados líderes en el crecimiento de la producción de petróleo en la última década, vio caer la producción de petróleo por tercer año consecutivo en 2022, señaló la EIA.
     
    La administración pronosticó en su Perspectiva de energía a corto plazo (STEO) en mayo que la producción de petróleo crudo de EE. UU. continuaría aumentando este año y el próximo. La producción total de petróleo crudo de EE. UU. aumentará a 12,5 millones de bpd en 2023 y a 12,7 millones de bpd en 2024, según las estimaciones más recientes de la EIA.
     
    Sin embargo, el crecimiento de la producción podría ser más bajo de lo esperado, ya que las nuevas prioridades del parche de esquisto (disciplina de capital y un enfoque en los rendimientos para los accionistas y el pago de la deuda) se han sumado a las restricciones de la cadena de suministro y la inflación de costos para pesar sobre el crecimiento en los últimos meses.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com

  • Pico de esquisto de EE. UU. para aumentar los precios en la bomba

    La producción de esquisto de EE. UU. sigue creciendo, pero a un ritmo mucho más lento que antes. Una combinación de inflación de costos y mensajes mixtos de la Administración Biden ha dejado a algunos observadores preocupados por la perspectiva de una producción máxima.
    Los ejecutivos de esquisto dicen que la producción máxima del Pérmico ocurrirá en esta década.
    Esto podría conducir a precios estructuralmente más altos en la bomba, ya que los consumidores sentirán el impacto de la pérdida de participación de mercado global del esquisto estadounidense a expensas de la OPEP, que solo aumentará su control sobre el suministro mundial de petróleo. 
     
    Las nuevas prioridades del parche de esquisto (disciplina de capital y un enfoque en los rendimientos para los accionistas y el pago de la deuda) se han sumado a las limitaciones de la cadena de suministro y la inflación de costos para frenar el crecimiento de la producción de petróleo de EE. UU. en los últimos meses. 
     
    as señales mixtas de la Administración Biden a la industria estadounidense del petróleo y el gas, con frecuentes culpas al sector por los altos precios de la gasolina e incluso la amenaza de más impuestos, tampoco están motivando a los productores estadounidenses. Muchos son reacios a comprometerse a gastar más en perforación cuando no existe una visión de mediano a largo plazo de cómo los recursos de petróleo y gas de EE. UU. podrían usarse para impulsar la seguridad energética de EE. UU. y ayudar a los aliados occidentales que dependen de las importaciones. 
     
    Los ejecutivos petroleros estadounidenses ya  dijeron  a principios de marzo que la OPEP es una vez más la fuerza más influyente en el suministro mundial de petróleo, y lo será en el futuro previsible, ahora que el crecimiento de la producción de esquisto de EE. UU. se está desacelerando. 
     
    Scott Sheffield, director ejecutivo del mayor productor de esquisto puro, Pioneer Natural Resources, dijo al  Financial Times  a principios de este año: "Creo que las personas que están a cargo ahora son tres países, y estarán a cargo los próximos 25 años. ." 
     
    "Arabia Saudita primero, Emiratos Árabes Unidos segundo, Kuwait tercero".
     
    Mientras tanto, la producción máxima de petróleo del Pérmico está a solo cinco o seis años , según Sheffield de Pioneer, quien atribuyó este pronóstico de marzo a las expectativas de que los perforadores habrán agotado para entonces la superficie de perforación principal en la cuenca productora de esquisto más importante.  
     
    El Pérmico también está preparado para una nueva ola de consolidación , con capital privado buscando la salida y empresas públicas buscando una superficie adicional de primer nivel. Empresas como Exxon, Chevron y ConocoPhillips podrían estar a la caza de adquisiciones importantes para recortar costos y devolver más efectivo a los accionistas, priorizando la eficiencia sobre el crecimiento de la producción. 
    "Hay sinergias que pueden ocurrir, hay costos que pueden surgir del sistema, hay mejores eficiencias que pueden surgir con algunas fusiones y adquisiciones. Así que creo que las fusiones y adquisiciones continuarán en este espacio, debe continuar en el espacio para ser un negocio próspero", dijo Ryan Lance, CEO de ConocoPhillips, a  Bloomberg Television  en una entrevista el mes pasado.  
     
    La directora ejecutiva de Occidental, Vicki Hollub, dijo en abril que el Pérmico aún no había alcanzado su punto máximo . 
     
    La mayoría de los pronosticadores dicen que el Pérmico todavía tiene espacio para crecer, pero los ejecutivos y analistas señalan preocupaciones de que el pico en la producción de petróleo podría llegar mucho antes que el pico de la demanda. 
     
    La Encuesta de energía de la Fed de Dallas más reciente para el primer trimestre mostró a fines de marzo que la expansión de petróleo y gas en Texas, Nuevo México y Luisiana, donde se encuentran los yacimientos de esquisto más grandes, incluido el Pérmico, se estancó en medio del aumento de los costos y el empeoramiento de las perspectivas. 
     
    En comentarios a la encuesta, un ejecutivo de una empresa de exploración y producción dijo: "Los continuos mensajes contradictorios emitidos por la administración también están contribuyendo a la incertidumbre y la falta de voluntad para destinar fondos adicionales al desarrollo y el crecimiento".
     
    Otro ejecutivo señaló : "La Administración de Información de Energía publicó su Perspectiva anual de energía esta semana y pronostica que la producción de petróleo de los EE. UU. se mantendrá estable durante los próximos 30 años. para ver en menos de cinco años".
     
    Un tercero lo dijo sin rodeos, 
     
    “Las políticas de la administración continuarán afectando negativamente la producción nacional de gas natural y petróleo. Los precios del petróleo y el gas se dispararán en los próximos años y estaremos a merced de las naciones que nos odian”. 
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com

  • Política energética de Trump podría hacer caer los precios del petróleo

    trabajador de Shell - Foto Cortesíatrabajador de Shell - Foto CortesíaWASHINGTON  La estrategia del presidente electo Donald Trump en materia de política energética, en favor de reimpulsar la producción estadounidense de petróleo, gasolina y carbón, podría hacer caer los precios, advierten los analistas.
     
    A diferencia de su predecesor demócrata Barack Obama, que priorizó las energías renovables, el próximo mandatario republicano promete relanzar la extracción de carbón y facilitar aún más la explotación de combustible fósil.
     
    Trump también garantizó eliminar las leyes que limitan el “fracking”, apoyar la construcción del oleoducto Keystone XL entre Canadá y Estados Unidos que Obama bloqueó, permitir la explotación de más áreas —principalmente en Alaska— y acabar con la ley sobre la contaminación atmosférica (Clean Power Plan, en inglés).
     
    “Producir más energía estadounidense es una parte central de mi plan para que Estados Unidos vuelva a ser rico”, dijo Trump durante una conferencia sobre “fracking” (fracturación hidráulica) en septiembre.
     
    “Voy a eliminar las restricciones sobre la energía estadounidense y permitir que esta riqueza llegue a nuestras comunidades”, señaló.
     
    Los expertos advierten que esta estrategia puede exacerbar la actual superproducción mundial. Los precios del petróleo cayeron en 2014 por la alta producción estadounidense alentada por el “fracking”, que permite llegar a reservas de difícil acceso.
     
    La producción nacional pasó de 5.5 millones de barriles por día en 2010 a 9.6 millones en 2015. Esto provocó que el país redujera sus importaciones y que los precios en el mercado mundial se deshincharan de forma automática.
     
    La producción de Estados Unidos se sitúa desde entonces por debajo de los 9 millones de barriles por día, pero las cotizaciones del crudo siguen bajas por el alto rendimiento de países como Irak, Libia, Arabia Saudita e Irán.
     
    Abrir más áreas para la explotación impulsará de nuevo la producción y, por ende, conllevará otra bajada de precios.
     
    “El petróleo de esquisto puso en el mercado una cantidad increíble de crudo nuevo”, subraya Sam Ori, director del instituto de estudios energéticos de la Universidad de Chicago.
     
    “El principal reto de la industria del petróleo son los precios”, insiste.
     
    Para el analista Carl Larry, de la firma Frost & Sullivan, en cambio, la producción de petróleo estadounidense sólo tiene futuro si se reducen las importaciones. En su opinión, una manera de hacerlo sería a golpe de impuestos.
     
    Pero la explotación de esquisto puede penalizar también al carbón porque el gas natural así producido es más limpio y más fácil de transportar que la hulla que generaba el 50% de la producción eléctrica hace unos 15 años.
     
    Unos 100,000 puestos de trabajo desaparecieron en las minas de los Apalaches, cordillera en el este de Estados Unidos, donde también sufrieron la competencia de yacimientos más fáciles de explotar, sobre todo en el estado de Wyoming (oeste).
     
    Sin embargo, Trump prometió reactivar el sector de la hulla, una iniciativa que posiblemente lo ayudó para su victoria frente a su rival demócrata Hillary Clinton en varios estados del noreste del país.
     
    Lo mejor que puede ocurrir es ralentizar el declive del carbón, afirma Ori. “Nada de lo que haga el gobierno de Trump cambiará eso”, apunta.
     
    Las energías verdes pueden sufrir las consecuencias de las políticas que adopte Trump desde la Casa Blanca, después de haber recibido grandes incentivos fiscales y subvenciones federales durante la era Obama.
     
    De todas formas, algunos expertos reiteran que las renovables ya pueden garantizar su rentabilidad sin ayudas. Texas, principal productor de petróleo en Estados Unidos, recurre con frecuencia a la energía eólica y solar para obtener electricidad.
     
    “El sector de las renovables es realmente competitivo en materia de precios”, destaca Greg Wetstone, presidente del consejo estadounidense sobre las energías renovables. “La elección de Trump no cambiará nada”.
     
    El principal riesgo para las renovables, sector que emplea a unas 300,000 personas, sería una nueva caída de los precios del gas natural.
     
    “Es un sector importante y no hay motivo para sacarle importancia a su crecimiento y a su tasa de empleo”, cuenta Wetstone.
     
    PAUL HANDLEY
    Agence France Presse
     

  • Por qué Estados Unidos se ha convertido en la capital del apagón del mundo desarrollado

    Los cortes de energía han aumentado un 64 % desde principios de la década de 2000, mientras que los cortes relacionados con el clima se han disparado un 78 %.
    Apagones continuos, casas congeladas y precios de la electricidad por las nubes. Hace algunas décadas, los cortes de energía en grandes extensiones de los Estados Unidos eran relativamente raros y normalmente se considerarían eventos de cisne negro. Desafortunadamente, los apagones masivos ahora se han convertido en una característica habitual de la vida estadounidense moderna. Los cortes de energía han aumentado un 64 % desde principios de la década de 2000, mientras que los cortes relacionados con el clima se han disparado un 78 %. Según un análisis, Estados Unidos ahora registra  más cortes de energía  que cualquier otro país desarrollado, y las personas que viven en la parte alta del Medio Oeste pierden energía durante un promedio de 92 minutos cada año en comparación con solo 4 minutos en Japón.
     
    El cambio climático y los fenómenos meteorológicos extremos son en gran parte los culpables de esta triste situación. Pero EE. UU. no es un caso excepcional, ya que Europa siente los efectos adversos de un clima que cambia rápidamente con la misma intensidad, si no peor, que EE. UU. Una mirada más cercana al problema revela que un combustible podría estar en el centro del enigma : gas natural. 
    En las últimas dos décadas, la revolución del esquisto desató una avalancha de gas natural barato y facilitó la transición del país de la generación a carbón a las plantas de gas natural. De hecho, el gas natural es ampliamente promocionado como el 'combustible puente' a medida que el mundo se aleja gradualmente del carbón como el principal combustible utilizado para generar electricidad gracias a las energías renovables gracias a que el gas natural tiene un perfil de emisiones mucho más limpio que el carbón. El gas ahora representa ~ 41% de la generación de energía de EE. UU.,  más del doble de  su participación en la combinación energética de Europa en 19.6%.
     
    La dura realidad es que las plantas de gas natural, incluso las relativamente modernas, están demostrando tener la peor tasa de fallas cuando se enfrentan a condiciones climáticas extremas en comparación con otros métodos de generación. Durante el Arctic Blast del año pasado, las unidades de gas representaron el 63 % de las  fallas  , mientras que representan solo el 44 % de la  capacidad instalada total . La vasta red de gasoductos y plantas de gas del país, la más grande del mundo, y las regulaciones que los rigen simplemente nunca se diseñaron ni construyeron sin tener en cuenta las realidades del clima extremo. Las instalaciones de gas no están preparadas para el invierno de manera uniforme, y muchas dependen de gasoductos únicos para el suministro. Mientras tanto, muchos generadores carecen de la capacidad de quemar un combustible alternativo o tener gas de respaldo a mano en caso de emergencias. 
     
    Lo que es más alarmante, incluso las mejores instalaciones generadoras de gas muestran un alto grado de vulnerabilidad. Interconexión PJM LLC es el operador de la red eléctrica más grande del país, que atiende a 65 millones de personas en 13 estados y Washington, DC, o alrededor de una quinta parte de los estadounidenses. La red de la empresa generalmente se considera una de las más confiables del país gracias a sus amplias reservas operativas y sus ricos depósitos de gas de esquisto. Durante la explosión invernal del 23 de diciembre de 2022, PJM llamó a una "acción de emergencia de máxima generación", lo que significa que se suponía que las plantas de reserva funcionarían a máxima potencia. Mientras que casi el 20 % de esas plantas de gas funcionaron al 100 % o más durante al menos una hora, más del 20 % nunca superó ni siquiera la mitad de su capacidad, mientras que muchas cayeron al 0 % de producción en algún momento durante la emergencia. La portavoz de PJM, Susan Buehler, admitió que el desempeño de la generación durante la tormenta " no fue aceptable " y agregó: "Lo que necesitamos, y en lo que estamos trabajando con todas nuestras partes interesadas, reguladores y legisladores, es que todos nuestros recursos funcionen cuando se les solicite”.
     
    Eso sí, PJM en realidad se desempeñó mejor que muchas redes vecinas, muchas de las cuales informaron interrupciones o apagones generalizados de electricidad, lo que hace que uno se pregunte cómo las redes múltiples, altamente fragmentadas y envejecidas del país lograrán mantenerse a flote mientras los estadounidenses continúan consumiendo cantidades cada vez mayores de energía. electricidad. Durante la crisis, una gran cantidad de plantas de gas de ciclo combinado de nuevo modelo fallaron, y algunas informaron problemas mecánicos, fallas en el arranque debido a personas familiarizadas con las operaciones y documentos oficiales. Otros no pudieron obtener los pozos congelados de combustible, la caída de la presión en las tuberías o las fallas en las estaciones de compresores. Otros no pudieron obtener gas porque son abastecidos por tuberías de servicios públicos que priorizan primero a los hogares y las empresas.
     
    “ Esa es una crisis que se avecina. Se acerca mucho más y mucho más rápido de lo que pensé hace un año cuando dije por primera vez que nos enfrentábamos a una crisis de confiabilidad”, dijo Mark Christie, miembro de la Comisión Federal de Regulación de Energía, a Bloomberg.
     
    Más energías renovables y actualizaciones de red
     
    Algunos expertos sugieren que ampliar la infraestructura de gas existente puede ayudar a resolver el problema. Muchos, sin embargo, creen que las actualizaciones de la red y la incorporación de más energía renovable es la solución a largo plazo.
     
    Durante décadas, Estados Unidos ha dependido de una red eléctrica obsoleta que es cada vez más inestable, con fondos insuficientes e incapaz de llevarnos a un nuevo futuro energético. A pesar de ser el país más rico del mundo, EE. UU. solo ocupa el puesto 13 en la calidad de su infraestructura.
     
    De hecho, nuestra red eléctrica es el eslabón más débil de la transición energética en curso.
     
    Un  estudio  realizado por UC Berkeley y GridLab encontró que será económicamente factible que la energía renovable alimente el 90% de una red confiable para 2035, mientras que solo depende del gas natural para el 10% de la producción anual de electricidad. Desafortunadamente, mientras que las fuentes de energía renovable han crecido dramáticamente en los últimos años, nuestra red eléctrica envejecida es simplemente incapaz de integrarlas completamente en nuestro uso de energía, lo que lleva a que se desperdicie tanta energía potencial.
     
    Pero, como suele ser el caso, el mayor desafío sigue siendo el financiamiento: un  análisis de Wood Mackenzie estimó que costaría la asombrosa cantidad de $ 4.5 billones para los EE. UU. para descarbonizar completamente, incluida la construcción y operación de nuevas instalaciones de generación; invertir en infraestructura de transmisión y distribución, realizar pagos de capacidad, ofrecer tecnología de borde de red orientada al cliente y más. De repente, los $ 13 mil millones que la Administración Biden-Harris, a través del Departamento de Energía de EE. UU. (DOE), ha asignado para mejorar la red nacional parecen insignificantes.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com

  • Por qué los precios del petróleo se están desplomando a pesar de la caída de los inventarios

    Los precios del petróleo han perdido últimamente su impulso hacia adelante, y tanto el crudo Brent como el WTI se desplomaron esta semana. Se observa una tendencia bastante desconcertante en los mercados del petróleo: hay una gran desconexión entre los datos de inventario y los precios del petróleo.
    Los inventarios de petróleo crudo han caído por debajo del promedio de cinco años por primera vez este año. La semana pasada, la demanda implícita de gasolina aumentó en 992 mil barriles por día (kb/d) w/w a un máximo de 15 meses de 9.511 mb/d, tomando el aumento interanual del mes hasta la fecha. A pesar de estos datos de inventario positivos, los precios del WTI han disminuido de $83,26 por barril el 12 de abril a $68,85 el 3 de mayo, mientras que los precios del Brent han disminuido de $87,33 a $72,54 por barril durante el período.
     
    Normalmente, los inventarios de EE. UU. y los precios del petróleo tienen una fuerte relación inversa, con la caída de los inventarios empujando los precios al alza, mientras que el aumento de los inventarios tiene el efecto contrario. Sin embargo, los grandes retiros de inventario en las últimas dos semanas no han logrado evitar caídas significativas de precios. Como han señalado los analistas de materias primas de Standard Chartered, estas dislocaciones tienden a ser temporales y se producen en momentos en que los precios se mueven principalmente por otros fundamentos del mercado petrolero, expectativas, mercados de activos más amplios y flujos financieros. En este caso, el optimismo reciente con respecto a los recortes de producción de la OPEP+ no ha logrado contrarrestar las preocupaciones sobre la demanda vinculada a un contexto económico debilitado y una Reserva Federal agresiva que lleva a que los precios del petróleo permanezcan dentro del rango. Además, hay informes de que los envíos de crudo ruso siguen siendo fuertes.a pesar de las sanciones y embargos: Reuters informó que las cargas de petróleo de abril desde los puertos occidentales de Rusia están en camino de alcanzar su nivel más alto desde 2019 con más de 2,4 millones de bbl/día.
     
    Afortunadamente, una muestra representativa de Wall Street todavía piensa que el sector energético sigue siendo bueno a largo plazo.
     
    Goldman Sachs ha aconsejado a los inversores que compren acciones de energía y minería, diciendo que los dos sectores están posicionados para beneficiarse del crecimiento económico en China. El estratega de materias primas de GS ha pronosticado que el petróleo crudo Brent y WTI subirá un 23 % y cotizará cerca de $100 y $95 por barril durante los próximos 12 meses de negociación, una perspectiva que respalda su visión alcista de las ganancias en el sector energético.
     
    " La energía cotiza a una valoración con descuento y sigue siendo nuestra sobreponderación cíclica preferida. También recomendamos a los inversores poseer acciones mineras, que están impulsadas por el crecimiento de China a través del aumento de los precios de los metales ", declaró el banco de inversión en una nota a los clientes.
     
    De hecho, las acciones de energía siguen siendo muy baratas, tanto en términos absolutos como históricos.
     
    El sector de la energía es el más barato de los 11 sectores del mercado estadounidense, con una relación PE actual de 6,7 . En comparación, el siguiente sector más barato es el de materiales básicos con una valoración PE de 10,6, mientras que el sector financiero es el tercero más barato con un valor PE de 14,1. Desde cierta perspectiva, la relación PE promedio del S&P 500 actualmente se ubica en 22.2. Por lo tanto, podemos ver que las acciones de petróleo y gas siguen siendo muy baratas incluso después del aumento masivo del año pasado, gracias en gran parte a años de bajo rendimiento.
    Rosenberg analizó los índices de PE por acciones de energía al observar datos históricos desde 1990 y descubrió que, en promedio, el sector se ubica históricamente en su percentil 27. En contraste, el S&P 500 se ubica en su percentil 71 a pesar de la profunda liquidación del año pasado.
     
    Aún mejor, la perspectiva para el sector energético sigue siendo brillante. Según un informe de investigación de Moody's , las ganancias de la industria se estabilizarán en general en 2023, aunque estarán ligeramente por debajo de los niveles alcanzados en 2022.
     
    Los analistas señalan que los precios de las materias primas han disminuido desde niveles muy altos a principios de 2022, pero han pronosticado que es probable que los precios se mantengan cíclicamente fuertes hasta 2023. Esto, combinado con un crecimiento modesto en los volúmenes, respaldará una fuerte generación de flujo de efectivo para los productores de petróleo y gas. . Moody's estima que el EBITDA del sector energético de EE. UU. para 2022 será de $623 mil millones, pero caerá a $585 mil millones en 2023. 
     
    Los analistas dicen que el bajo gasto de capital, la creciente incertidumbre sobre la expansión de los suministros futuros y la alta prima de riesgo geopolítico, sin embargo, seguirán respaldando los precios del petróleo cíclicamente altos.
     
    En otras palabras, simplemente no hay mejores lugares para que las personas que invierten en el mercado de valores de EE. UU. estacionen su dinero si buscan un crecimiento de ganancias serio . 
     
    Déficit de mercado
     
    Pero la principal razón para ser optimista con respecto al sector es que es probable que el actual superávit de petróleo se transforme en un déficit a medida que avanzan los trimestres.
     
    Los precios del petróleo solo se han mantenido a flote desde las grandes ganancias iniciales del impactante anuncio, y las preocupaciones sobre la demanda global y los riesgos de recesión siguen pesando sobre los mercados petroleros. De hecho, los precios del petróleo apenas se han movido incluso después de que los datos de la EIA mostraran que las reservas de crudo de EE. UU. han estado cayendo, mientras que Arabia Saudita aumentará sus precios de venta oficiales para todas las ventas de petróleo a clientes asiáticos a partir de mayo.
     
    Pero StanChart ha pronosticado que los recortes de la OPEP+ eventualmente eliminarán el excedente que se había acumulado en los mercados petroleros mundiales. Según los analistas, un gran excedente de petróleo comenzó a acumularse a fines de 2022 y se extendió al primer trimestre del año en curso. Los analistas estiman que los inventarios actuales de petróleo son 200 millones de barriles más que a principios de 2022 y unos buenos 268 millones de barriles más que el mínimo de junio de 2022. 
     
    Sin embargo, ahora son optimistas de que la acumulación de los últimos dos trimestres desaparecerá en noviembre si se mantienen los recortes durante todo el año. En un escenario algo menos alcista, se logrará lo mismo a finales de año si se revierten los recortes actuales hacia octubre. 
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com

  • Producción crudo de EE.UU. supera los 9 millones de barriles al día

    NUEVA YORK (EFE Dow Jones)—La producción de crudo de Estados Unidos superó los 9 millones de barriles al día la semana terminada el 7 de noviembre, dijo el jueves el Departamento de Energía de Estados Unidos.
     
    Es la primera vez que la producción supera este nivel desde 1983 según los datos semanales del Departamento de Energía.
     
    Según el informe mensual del Departamento de Energía, considerado más fiable, la producción superó por última vez los 9 millones de barriles al día en 1986.
     
    La producción de crudo de Estados Unidos ha crecido con fuerza durante los últimos años gracias a las técnicas de perforación horizontal y de fracturación hidráulica, que han permitido a los productores tener acceso a petróleo atrapado en yacimientos de esquisto.
     
    El Departamento de Energía dijo el miércoles que la producción de Estados Unidos alcanzó los 8,9 millones de barriles en octubre, el nivel más alto desde marzo de 1986, y previó que la producción superaría los 9 millones de barriles al día en diciembre.
     
    En 2015, la producción tocará un máximo anual medio desde 1972, dijo el Departamento de Energía.
     
     
    Por Nicole Friedman
     
    Fuente; WSJournal.com

  • Producción de petróleo en EE. UU llegaría a récord

    Debido a la explotación de crudo esquisto, se prevé que el bombeo aumentaría a un máximo histórico de 9,9 millones de barriles diarios en 2018.
     
    La demanda mundial de petróleo aumentará a 98,16 millones de barriles diarios este año.La demanda mundial de petróleo aumentará a 98,16 millones de barriles diarios este año.Los pronósticos de producción de crudo de Estados Unidos continúan subiendo a medida que los campos de esquisto y los pozos petroleros en alta mar entran en funcionamiento.
     
    La Administración de Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés) del país dijo que la producción nacional promediaría 9,22 millones de barriles diarios en 2017, frente a 9,21 millones proyectados en marzo, según su informe mensual Perspectiva de energía a corto plazo publicado el martes. Se prevé que la producción aumentará a un máximo histórico de 9,9 millones de barriles diarios en 2018, frente a 9,73 millones de barriles estimados el mes pasado.
     
    Las empresas estadounidenses están impulsando la inversión después de que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y otras 11 naciones acordaron recortar la producción a partir de enero para aliviar el exceso de suministro mundial. El conteo de plataformas petroleras activas se ha más que duplicado desde mayo a 672 la semana pasada, según Baker Hughes Inc. La producción de crudo de EE.UU. subió a 9,2 millones de barriles diarios en la semana terminada el 31 de marzo, la mayor cantidad desde enero de 2016, según datos de la EIA.
     
    "La tendencia es muy a favor de más producción de petróleo de EE.UU. Es una cuestión de cuánto. Seguimos viendo más plataformas petrolíferas y las estimaciones semanales de la producción estadounidense han superado los pronósticos", dijo Tim Evans, un analista de energía de Citi Futures Perspective en Nueva York, por teléfono.
     
    Los gastos de capital de 44 compañías petroleras en el país se incrementaron en US$4.900 millones entre el cuarto trimestre de 2015 y el mismo periodo de 2016, según la EIA.
     
    "Se espera que la producción de crudo estadounidense sea más alta durante los próximos dos años de lo que se había previsto. Se prevé que la producción del próximo año llegue a 9,9 millones de barriles por día, superando el nivel récord anterior de 9,6 millones de barriles diarios alcanzado en 1970", dijo el administrador interino de la EIA, Howard Gruenspecht, en un comunicado por correo electrónico.
     
    WTI, Brent
     
    El aumento de la producción de crudo estadounidense pesará sobre el valor relativo del crudo West Texas Intermediate, la referencia estadounidense, dijo la agencia. El WTI promediará US$52,24 por barril en 2017 frente a la estimación de marzo de US$53,49, según el informe. Se proyecta que los precios subirán a US$55,10 el próximo año.
     
    El crudo Brent, el punto de referencia para más de la mitad del petróleo mundial, se proyecta a un promedio de US$54,23 este año, una disminución de la estimación anterior de US$54,62.
     
    La demanda mundial de petróleo aumentará a 98,16 millones de barriles diarios este año, mientras que la producción avanzaría a 98,31 millones. El consumo se elevará a 99,79 millones de barriles diarios en 2018, mientras que la producción subirá a 100,18 millones.
     
     
    Bloomberg 
     
     
    ElEspectador.com

  • Qatar, el gigante del GNL, en la cuerda floja entre China y EE.UU.

    Dada su posición geográfica, con Arabia Saudí a un lado e Irán al otro, Qatar ha desempeñado durante mucho tiempo un delicado papel de equilibrista diplomático entre las dos grandes potencias de Oriente Medio y sus principales patrocinadores superpotencia. 
    En el caso de Arabia Saudí, su principal superpotencia patrocinadora durante décadas fue Estados Unidos, y en el caso de Irán durante el mismo periodo fue Rusia y más tarde también China. Recientemente, Arabia Saudí también parece haberse desplazado más hacia este eje China-Rusia, por varias razones analizadas en mis anteriores artículos de OilPrice.com. Sin embargo, a pesar de ello, Qatar parece atenerse en gran medida al acuerdo informal alcanzado con Estados Unidos tras la invasión rusa de Ucrania en febrero de 2022, que consistía en proporcionar a Occidente nuevos suministros vitales de gas para sustituir los perdidos de Rusia. Esto se pone de manifiesto una vez más en la muy reciente división de acciones en el proyecto de expansión de la piedra angular de Qatar, North Field East (NFE).
     
    Más concretamente, la semana pasada China Petroleum & Chemical Corporation (Sinopec) firmó un acuerdo con QatarEnergy para adquirir una participación del 1,25% en el proyecto de expansión del NFE. Este proyecto es clave para los planes de Qatar de aumentar su capacidad de exportación de gas natural licuado (GNL) a 110 millones de toneladas métricas anuales (tm/año) para 2026, frente a los 77 millones de tm/año actuales. La participación del 1,25% en el proyecto de ampliación de la NFE se deriva de una participación del 5% en uno de los trenes de GNL (instalaciones de licuefacción y purificación), cada uno de los cuales tendrá una capacidad de 8 millones de tm/año. 
    Una operación de cierta envergadura en el NFE de Qatar siempre fue probable para una gran empresa china, dado el significativo aumento de los acuerdos de gas entre ambos países en el período previo y en las primeras etapas de la invasión rusa de Ucrania el año pasado. De hecho, desde poco más de un año antes de la invasión, China había emprendido una intensa actividad para ampliar sus fuentes y métodos de suministro de gas. Esto comenzó en serio con una serie de importantes acuerdos con Qatar, el principal proveedor de GNL del mundo, comenzando con un acuerdo de compra y venta de 10 años entre Sinopec y Qatar Petroleum por 2 millones de tm/año de GNL. En diciembre de 2021, QatarEnergy y Guangdong Energy Group Natural Gas Co firmaron un contrato de suministro de 1 millón de toneladas anuales de GNL, que empezará en 2024 y terminará en 2034, aunque podría prorrogarse.
     
    En noviembre de 2022 se produjo el mayor acuerdo de GNL hasta la fecha entre los dos países, un acuerdo de más de 60.000 millones de dólares, de nuevo entre Sinopec y QatarEnergy. El acuerdo supone el suministro de 4 millones de toneladas anuales de GNL a China durante 27 años, a partir de 2026. Es el contrato de suministro de GNL más largo de China y uno de los mayores en términos de volumen. Saad Sherida al-Kaabi, Presidente y Consejero Delegado de QatarEnergy, y Ministro de Energía del Emirato, declaró entonces sobre el acuerdo: "Estamos muy contentos de este acuerdo con Sinopec porque hemos tenido una relación a largo plazo en el pasado y esto lleva nuestra relación a nuevas cotas, ya que tenemos un acuerdo de compraventa que durará hasta la década de 2050".
     
    Dicho esto, la participación específica en la NFE que se acaba de conceder a Sinopec es pequeña en comparación con las participaciones ya otorgadas a empresas occidentales. Las estadounidenses ExxonMobil y ConocoPhillips, la francesa TotalEnergies, la italiana Eni y la británica Shell recibieron el año pasado participaciones del 6,25% en el proyecto de ampliación de la NFE, con lo que poseerían en conjunto el 25% del proyecto. El resto debía pertenecer a QatarEnergy. En aquel momento, Patrick Pouyanne, Consejero Delegado de TotalEnergies, subrayó que la participación del 25% de la empresa correspondería a un tren del proyecto con una capacidad de 8 millones de toneladas métricas al año. Al-Kaabi confirmó que, como Qatar tiene un planteamiento unificado en el que los cuatro trenes se consideran una unidad, la participación del 25% de TotalEnergies en un tren virtual le daría una participación de alrededor del 6,25% en la totalidad de los cuatro trenes. Lo mismo ocurriría con las participaciones de las demás empresas occidentales. La misma mezcla de empresas se espera en el proyecto de expansión del Campo Norte Sur (NFS), con la última parte de 2022 viendo a tres empresas occidentales adjudicarse participaciones importantes. En septiembre de 2022, TotalEnergies fue seleccionada como primer socio internacional, adjudicándosele una participación del 9,375% en el proyecto NFS, de un total del 25% puesto a disposición de los socios internacionales. Shell (9,375%) y ConocoPhillips (6,25%) se unieron al proyecto como segundo y tercer socio internacional en octubre de 2022. Esta aparente reponderación de las principales adjudicaciones del Campo Norte de Qatar hacia empresas de Occidente -y empresas a la vanguardia de los esfuerzos de EE.UU. y sus aliados por asegurarse nuevos suministros de gas tras las sanciones a los suministros rusos- se produce tras un importante cambio en las políticas energéticas del Emirato al estancarse el avance de Rusia en Ucrania.
     
    Poco después de la invasión rusa, Estados Unidos puso rápidamente en marcha planes para garantizar fuentes de gas y petróleo sustitutivas para Europa lo antes posible. El objetivo primordial de esta estrategia era garantizar que Europa -liderada por Alemania- no retrocediera en su apoyo a las sanciones contra Rusia promovidas por Estados Unidos y el Reino Unido. Alemania había sido durante décadas un importante comprador del abundante y barato gas ruso, que había impulsado su crecimiento económico. La extrema dependencia de Alemania de estos suministros energéticos rusos se había traducido en la "respuesta Macbeth" de la Europa continental ("un cuento contado por un idiota, lleno de ruido y furia, que no significa nada") a la anterior invasión rusa de Ucrania en 2014 y su posterior anexión de Crimea.
     
    La presión de Estados Unidos no sólo frenó el gasoducto Nord Stream 2 desde Rusia directamente a Alemania, sino que también fue decisiva para obtener de Qatar nuevos suministros de gas sustitutivo para Alemania. En mayo de 2022, Qatar firmó una declaración de intenciones sobre cooperación energética con Alemania, con el objetivo de convertirse en su principal proveedor de GNL. Los nuevos suministros de GNL de Qatar llegarían a Alemania a través de las rutas de importación existentes, aumentadas por las nuevas infraestructuras aprobadas por el Bundestag alemán el 19 de mayo. Esto incluiría el despliegue de cuatro instalaciones flotantes de importación de GNL en su costa norte, y dos terminales terrestres permanentes, que estaban en fase de desarrollo. 
    Los planes serían paralelos a los de Qatar de poner a disposición de Alemania considerables suministros de GNL desde la terminal de Golden Pass, en la costa del Golfo de Texas, pero probablemente estarían terminados mucho antes. QatarEnergy tiene una participación del 70% en el proyecto, mientras que la estadounidense ExxonMobil posee el resto. Se calcula que la terminal de Golden Pass tendrá una capacidad de salida de unos 18 millones de tmpa de GNL y que estará operativa en 2024. Aproximadamente un mes después de que Qatar firmara esta declaración de intenciones sobre cooperación energética con Alemania, el Emirato firmó nuevos acuerdos sobre el proyecto de ampliación de la NFE con la francesa TotalEnergies y la italiana Eni. 
     
    Tras estos acuerdos, se firmaron otros dos de compraventa entre la estadounidense ConocoPhillips y QatarEnergy para exportar GNL a Alemania durante al menos 15 años a partir de 2026. Según Saad al-Kaabi, el gas llegaría desde Ras Laffan (Qatar) a la terminal de GNL de Brunsbuettel, en el norte de Alemania. Dijo entonces: "[Los dos acuerdos de venta y recompra] marcan los primeros acuerdos de suministro de GNL a largo plazo a Alemania, con un periodo de suministro que se extiende durante al menos 15 años, contribuyendo así a la seguridad energética a largo plazo de Alemania". La estadounidense ConocoPhilips está implicada en este acuerdo Qatar-Alemania, ya que una de sus filiales será la entidad que compre el GNL a Qatar que luego se entregará a Brunsbuettel, actualmente en fase de desarrollo.
     
    Por Simon Watkins para Oilprice.com

  • Rusia desplazó a Arabia Saudita como el mayor productor mundial de petróleo

    Estados Unidos se consolidó como el tercer productor mundial de petróleo, con un total de 8.8 millones de barriles diarios en diciembre del 2016, frente a los 8.9 millones de barriles diarios que produjo en noviembre.
     
    Rusia superó a Arabia Saudita como el mayor productor de crudo del mundo en diciembre de 2016, cuando ambos países comenzaron a restringir la oferta antes de los recortes acordados con otros productores mundiales, como una medida para frenar el peor exceso del commodity registrado en décadas.
     
    Rusia extrajo un total de 10.49 millones de barriles diarios en diciembre, lo que significó un descenso de 29,000 barriles diarios respecto a noviembre, mientras que la producción saudí descendió a 10.46 millones de barriles diarios, frente a los 10.72 millones de barriles diarios que experimentó en noviembre.
     
    Según El Mercurio, esos datos fueron publicados por la Iniciativa de Datos de las Organizaciones Conjuntas (JODI, por sus siglas en inglés, entidad ubicada en la ciudad de Riad), que reproduce la agencia Bloomberg.
     
    Arabia Saudita y otros productores de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) decidieron a fines de noviembre restringir la oferta en 1.2 millones de barriles diarios durante seis meses, a partir del 1 de enero, y Arabia Saudita sería decisiva en la concreción de dicho plan.
     
    En aquella oportunidad, los productores no miembros de dicho cartel del crudo, entre ellos Rusia, también prometieron recortes adicionales de 300 mil barriles diarios, para intentar elevar el precio de los combustibles que ha experimentado fuertes bajas en los últimos años.
     
    Después del anuncio de los productores de crudo, el valor del barril Brent ha subido cerca de un 20% desde fines del mes de noviembre de 2016.
     
    Según los datos de la citada página web de la JODI, Estados Unidos se consolidó como el tercer productor mundial de petróleo, con un total de 8.8 millones de barriles diarios en diciembre, frente a los 8.9 millones de barriles diarios que produjo en noviembre.
     
    En tanto, las exportaciones de crudo de Arabia Saudita se redujeron a ocho millones de barriles diarios en diciembre, desde 8.26 millones de barriles diarios, la cifra más alta desde mayo del 2003, según datos de la misma entidad.
     
     
    gestion.pe

  • Se avecina un déficit de suministro de petróleo, y a los comerciantes no podría importarles menos

    Cuando Arabia Saudita anunció en la reunión de la OPEP de junio que reduciría su producción de petróleo en 1 millón de barriles diarios, los comerciantes básicamente lo ignoraron.
    Cuando anunció que extendería estos recortes hasta agosto, con Rusia diciendo que reduciría sus exportaciones de petróleo en medio millón de barriles diarios, los comerciantes también lo ignoraron. 
     
    Los analistas han estado advirtiendo que se avecinaba una escasez de oferta, pero nuevamente, los actores del mercado han ignorado en gran medida estas advertencias. Ahora, las señales de advertencia parpadean con más fuerza.
     
    La Agencia Internacional de Energía, que no es una gran fanática de la demanda de petróleo, dijo a principios de esta semana que, a pesar de la recuperación desigual de China, la demanda de crudo a escala mundial fue lo suficientemente resistente como para conducir a una oferta más limitada en la segunda mitad del año. 
     
    "Incluso en un crecimiento económico lento, la demanda de China y otros países en desarrollo es fuerte",  dijo  a Reuters el jefe de la AIE, Fatih Birol, y agregó que "junto con los recortes de producción provenientes de países productores clave, todavía creemos que podemos ver escasez en el mercado en la segunda mitad de este año".
     
    La AIE ha estado diciendo que la oferta se reducirá en la segunda mitad del año durante meses. También lo ha hecho la OPEP. Y ayer también lo hizo la Administración de Información de Energía de EE.UU.
     
    En su Informe de energía a corto plazo, la EIA  prevé  que la demanda de petróleo superará la oferta a nivel mundial en la segunda mitad del año. Además, la EIA espera que la oferta prolongue su caída durante los próximos cinco trimestres.
     
    El último en pronosticar un mercado en déficit fue Standard Chartered. En la última edición de su Hoja de ruta de productos básicos, el banco dijo que esperaba que la demanda de petróleo siguiera aumentando durante los próximos meses, alcanzando un máximo histórico en agosto. Como resultado, es probable que los precios se disparen.
     
    StanChart notó un cambio importante en lo que impulsará los niveles de suministro de petróleo en los próximos meses. Por ahora, el principal impulsor ha sido la acción por parte de las naciones productoras de petróleo. En otras palabras, el control de la oferta ha sido clave. En la segunda mitad del año, sin embargo, el banco espera que la demanda tome la delantera.
     
    Eso no es todo, tampoco. El mercado mundial del petróleo ya está en déficit, según los analistas de Standard Chartered. Ese déficit se situó en torno a 1 millón de barriles diarios en junio, y este mes se ve en el mismo nivel.
    En agosto, sin embargo, se prevé que esa brecha de 1 millón de bpd se amplíe a 2,8 millones de barriles diarios en agosto. Luego se reducirá un poco a 2,4 millones de bpd en septiembre, dijo StanChart.
     
    Sin duda, será interesante observar cómo responden los comerciantes a todas estas advertencias sobre un suministro de petróleo más ajustado. También será interesante ver cuánto tiempo continuarán ignorándolos mientras permanecen enfocados en factores macro.
     
    Para ser justos, cuando la OPEP y la AIE hicieron sus últimos pronósticos a principios de esta semana, los comerciantes reaccionaron volviéndose alcistas y los precios subieron más. Sin embargo, como tantas veces este año, aún podrían retroceder ante cualquier informe que diga que la recuperación posterior a la pandemia de China está tomando más tiempo de lo esperado o que la inflación de EE. UU. sigue siendo más alta de lo que la Fed se siente cómoda.
     
    De hecho, la Oficina de Estadísticas Laborales  publicará  las últimas cifras mensuales de precios al consumidor de junio más tarde hoy. Los analistas esperan que la inflación se haya desacelerado a nivel mensual del 4% al 3,1%, pero que se haya mantenido mucho más alta a nivel anual, con una diferencia del 5,3%. Si estas cifras son confirmadas por el informe oficial, es probable que el último repunte del precio del petróleo desaparezca con bastante rapidez.
     
    Al mercado tampoco parece importarle demasiado lo que los analistas energéticos denominan reducción de existencias. Amrita Sen de Energy Aspects  escribió  en un artículo de opinión para el Financial Times este mes que los comerciantes físicos de petróleo han estado vendiendo su inventario debido a los costos más altos de mantenerlo. Y los costos más altos se deben a la ola de aumento de tasas de los bancos centrales. 
     
    "En los últimos meses, el petróleo se ha negociado como una materia prima 'muéstrame', es decir, los comerciantes parecen haber preferido esperar a que se produzcan déficits en lugar de tomar una posición sobre la base de los déficits proyectados", escribieron los analistas de Standard Chartered en su hoja de ruta de materias primas. . "Creemos que el punto en el que los fundamentos significativamente más ajustados deberían mostrarse claramente ahora es inminente".
     
    Sin duda se ve de esa manera. Por un lado, está Arabia Saudita recortando la producción, lo que demuestra que la OPEP no se da por vencida con los precios más altos, independientemente de la reacción del mercado a sus acciones hasta el momento. También está Rusia y los primeros signos de disminución de los volúmenes de exportación, según  informó  Bloomberg el martes.
     
    Por otro lado, hay muchos informes de demanda de varias agencias, pero más recientemente, la AIE y la EIA, que enfatizan la resiliencia de la demanda de petróleo frente a varios desafíos, como el aumento de los precios al consumidor en mercados clave y un ahora crónico preocuparse por una recesión mundial.
     
    En ese contexto, la volatilidad de los precios no solo aumenta, sino que también se inclina al alza. Y el impacto podría ser bastante importante debido al estado de preparación de muchos actores del mercado que observan el panorama macroeconómico e ignoran los fundamentos.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com

  • Un cuarto del comercio exterior de Colombia estaría en riesgo por posible recesión en Estados Unidos

    Analdex advierte que una eventual recesión de Estados Unidos impactaría el comercio exterior de Colombia, pues la demanda de productos se disminuiría.
    Una eventual recesión económica en Estados Unidos podría poner en riesgo más del 25% de las metas de comercio exterior para Colombia, en especial del lado de las exportaciones.
     
    Así lo advirtió este martes el presidente de Analdex, Javier Díaz, quien aseguró que “este año preveíamos unas ventas al exterior cercanas a los US$60.000 millones. Sin embargo, el panorama que proyectan en Estados Unidos nos indica que nuestro principal socio comercial podría demandar menos productos”.
     
    De acuerdo con Diaz, esto podría generar un efecto dominó, “ya que, al ser la principal economía a nivel mundial, tendría un efecto en países como México, que también disminuiría sus compras provenientes de Colombia y de otros orígenes”.
     
    En el primer trimestre, las exportaciones de Colombia a Estados Unidos llegaron a US$3.216 millones, con un crecimiento de 0,9% frente al mismo periodo de 2022. De acuerdo con Analdex, un tercio de las exportaciones no mineras de Colombia tuvieron como destino al país norteamericano.
     
    De igual forma, el dirigente gremial señaló otros dos factores que podrían impactar el comercio exterior de Colombia.
     
    “Según los últimos reportes, China cayó cerca de 8% en sus importaciones y no sería ese dinamizador de la economía mundial que estábamos esperando para crecer en nuestras exportaciones. De igual forma, en los primeros meses del año ha habido casi que tres bloqueos por día, lo cual dificulta la cadena logística tanto de importaciones como de ventas externas”, reiteró Díaz.
     
    Por Forbes

  • Un informe de EE.UU. encuentra beneficios económicos a levantar la prohibición de exportar petróleo

    Planta ExxonPlanta ExxonWASHINGTON (EFE Dow Jones)--El esperado estudio del Gobierno estadounidense ha llegado a la conclusión de que retirar la prohibición de cuatro décadas a las exportaciones de petróleo local no aumentaría los precios de la gasolina en el país y podría incluso ayudar a rebajarlos, lo que incrementa el debate sobre si retirar o relajar dicha prohibición o no.
     
    El informe, elaborado por la Administración de Información sobre Energía de Estados Unidos, una división de análisis del Departamento de Energía, probablemente impulsará los intentos de poner fin a la prohibición del sector petrolero y sus seguidores en el Congreso, que han aumentado este año.
     
    Un resumen del informe al que tuvo acceso The Wall Street Journal señala que retirar la prohibición podría de hecho producir pequeños beneficios para la economía del país.
     
    “Los precios petroleros en Estados Unidos, incluidos los de la gasolina, se verían inalterados o se reducirían ligeramente tras la retirada de las actuales restricciones a las exportaciones del petróleo crudo”, según el documento, que llega a la conclusión de que la retirada de las mismas animaría a las empresas petroleras a producir más en un intento de alcanzar los mayores precios extranjeros, lo que a su vez ejercería presión a la baja sobre los precios mundiales si los productores extranjeros no redujeran su propia producción.
     
    Y como los precios minoristas de la gasolina estadounidense se fijan en base a la referencia mundial y no a la nacional, podrían bajar los precios en el país, concluye el estudio.
     
    Se espera que el Congreso vote sobre la legislación para retirar la prohibición este mes y que el Senado considere el tema el próximo año.
     
    Amy Harder y Christian Berthelsen
     
     
    Fuente: WSJournal.com