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

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

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

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.

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

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.

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. 

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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 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 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

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

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

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

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.

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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 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

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 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

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