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  • ¿Está el litio listo para otra carrera alcista?

    Una publicación reciente  de Reuters  detalló cómo un repunte supercargado de dos años, en el que los precios al contado del carbonato de litio en China se multiplicaron por diez, se revirtió brutalmente durante la primera parte de este año. De hecho, el precio al contado del litio se desplomó un 70 % entre noviembre y su punto más bajo en abril.
    La medida deja a muchos analistas preguntándose: ¿qué depara el futuro para los precios del litio? Una gran parte del aumento del litio fue el rápido aumento de la demanda del mercado de vehículos eléctricos que se enfrenta a un mercado de oferta ajustado. Esto se percibió como inevitable y también fue alentado por la legislación.
     
    Sin embargo, la estrechez del mercado no se debió al hecho de que el metal es raro. En cambio, fue porque la exploración comercial de las reservas lleva tiempo. Además, a menudo ocurre en partes del mundo sin la infraestructura lista para aumentar rápidamente la producción.
     
    Pero cuando las ventas de nuevos vehículos eléctricos se desaceleraron en China a fines del año pasado y principios de este año, el mercado del litio se desplomó. Además, los informes de una cadena de suministro con exceso de existencias se sumaron a la abrumadora sensación de que la burbuja había estallado.
     
    Los precios del litio tienen potencial alcista
     
    Pero, en verdad, los fundamentos del mercado siguen siendo sólidos. En todo el mundo, la nueva legislación continúa impulsando la adopción de vehículos eléctricos y el despliegue de infraestructura de carga. Aunque el mercado no es lo suficientemente rápido como para que este escritor haga el cambio, la dirección del viaje es bastante clara. Es solo el marco de tiempo lo que permanece abierto al debate. Además, es ese marco de tiempo el que determinará la recuperación del litio.
     
    En el momento de escribir este artículo, los precios ya han comenzado a recuperarse. De hecho, el servicio de informes de MetalMiner indica que los precios al contado subieron más del 10 % con respecto al mes pasado en China. Además, los precios volvieron a subir en mayo a pesar de que se espera que la nueva oferta entre en funcionamiento el próximo año.
     
    Sin duda, la demanda está recibiendo un impulso de una sólida recuperación de la producción de vehículos eléctricos en China y los informes de que la reducción de existencias de la cadena de suministro está llegando a su fin. Mientras tanto, los productores fuera de China están más protegidos del mercado al contado, con acuerdos a más largo plazo que los aíslan de los diversos picos y valles. Además, los productores continúan viendo precios de contrato significativamente más altos este año que hace un año. 
     
    Si bien el contrato de litio de CME tuvo un comienzo lento, ahora está ganando terreno. Además, eventualmente debería lograr suficiente liquidez para brindar una oportunidad de cobertura. Esto reducirá a los productores, los consumidores y el creciente mercado comercial de productos de litio de los extremos más salvajes del precio al contado chino.
     
    Mientras tanto, las historias sobre la caída de los precios del litio han sido muy exageradas. Claro, los precios de los contratos al contado ya tiempo verán cierta volatilidad este año. Sin embargo, la reanudación del mercado alcista permanece en las cartas.
     
    Por AGMetalminer.com
  • ¿Están los precios del petróleo fijados para un repunte?

    Más de un millón de barriles diarios en recortes de producción adicionales de la OPEP+. Récord de importaciones de crudo desde China. Una perspectiva alcista para los viajes aéreos, por lo tanto, la demanda de combustible para aviones, este año. Sin embargo, nada parece ser capaz de mover los precios del petróleo mucho más allá de donde están estancados en este momento: entre $ 70 y $ 75 por barril.
    Los factores bajistas son claros y, de hecho, significativos: incertidumbre sobre el ritmo de la recuperación económica de China de la pandemia, a pesar de la tasa récord de importaciones de petróleo; y los temores de inflación y recesión que parecen haberse vuelto epidémicos entre los comerciantes de productos básicos.
    También hay un tercer factor bajista en juego, un factor nuevo que no existía en ciclos industriales anteriores. Esa es la transición energética y las docenas de pronósticos que dicen que el cambio a energía eólica, solar y EV acabará con la demanda de petróleo.
     
    El  último  de ese grupo de pronósticos provino del Regulador de Energía de Canadá, nada menos. El CER usó modelos informáticos para predecir la demanda de petróleo a largo plazo y descubrió que una transición exitosa a un estado neto cero del sistema energético global reduciría la demanda de petróleo en un 65% para 2050.
     
    Esa es una reducción bastante significativa, incluso si no es una "muerte" completa de la demanda. Mientras tanto, sin embargo, la Agencia Internacional de Energía dijo este mes que esperaba que el crecimiento de la demanda de petróleo alcanzara su punto máximo antes de 2030, nuevamente debido a la transición.
     
    “El cambio hacia una economía de energía limpia está acelerando, con un pico en la demanda mundial de petróleo a la vista antes del final de esta década a medida que avanzan los vehículos eléctricos, la eficiencia energética y otras tecnologías”, dijo el jefe de la AIE, Fatih  Birol . “Los productores de petróleo deben prestar mucha atención al ritmo creciente del cambio y calibrar sus decisiones de inversión para garantizar una transición ordenada”.
     
    Con tal grado de certeza proveniente de organizaciones como la IEA y el CER, muchos productores pensarían dos veces antes de sus planes de crecimiento. Y esto es lo que nos lleva al mayor riesgo de la situación actual con los precios del petróleo: un aumento en el futuro, como resultado de que el mercado entre en déficit.
     
    Este no es un escenario nuevo. De hecho, los analistas llevan tiempo advirtiendo al respecto. Según datos recientes de  Rystad Energy , ese déficit podría alcanzar los 2,4 millones de bpd durante la segunda mitad del año. La demanda, por su parte, crecerá en 1,7 millones de bpd. ¿Hacia dónde pueden ir razonablemente los precios del petróleo en tal contexto? Arriba.
     
    Y subirán tan pronto como los comerciantes descubran la brecha entre la oferta y la demanda, y recuerden el hecho de que la demanda de petróleo es bastante inelástica debido a la naturaleza fundamental de la materia prima. El petróleo se usa en casi todo, de una forma u otra. Esto significa que cualquiera que sea el precio, la demanda cambiará poco.
     
    Por ahora, los comerciantes parecen preocupados por el regreso de China a la normalidad, la recesión de Europa y la inflación de EE. UU., y parecen haber olvidado este último hecho. Pero al mismo tiempo, están viendo exportaciones de petróleo estables de Rusia a pesar de su promesa de reducir la producción en medio millón de barriles diarios,  mayores  exportaciones de petróleo de Irán y recortes de producción menores de lo previsto de la OPEP+.
    En otras palabras, hay mucha oferta en este momento, en lo que respecta a los comerciantes. Y no parece que la demanda se recupere con fuerza en ningún lugar en el corto plazo, al menos según los datos de movilidad.
     
    El tráfico vial mundial, informa Rystad, ha caído recientemente por debajo de los niveles de 2019 en las últimas semanas. Sin embargo, durante los tres meses anteriores a eso, estuvo por encima de esos niveles.
     
    Pero aquí hay un informe interesante de la AIE del año pasado. A mediados de junio de 2022, la AIE  pronosticó  que la oferta de crudo tendría que alcanzar la demanda este año.
     
    “El suministro mundial de petróleo puede tener dificultades para mantener el ritmo de la demanda el próximo año, ya que las sanciones más estrictas obligan a Rusia a cerrar más pozos y varios productores se enfrentan a limitaciones de capacidad”, dijo la AIE en su informe de mercado de junio de 2022.
     
    Todos vimos cómo resultó eso, y las exportaciones rusas se están convirtiendo en un misterio porque, señala nuevamente Rystad, Rusia de hecho ha reducido la producción en alrededor de 400,000 bpd. Esto es más bajo de lo prometido, pero no es poco. Sin embargo, las exportaciones siguen siendo más fuertes de lo que prácticamente todos esperaban.
     
    Esto, y el ritmo aparentemente insatisfactorio del crecimiento económico de China, son los dos factores que mantienen bajo control las preocupaciones sobre la oferta. Por ahora. Porque tarde o temprano, los recortes adicionales de la OPEP+ comenzarán a sentirse. Hay una razón simple para eso: la demanda no caerá en ningún grado proporcional a los cortes de suministro.
     
    Todo esto significa que los toros del petróleo aún podrían tener su día a finales de este año, especialmente a medida que el hemisferio norte se acerca al invierno y la demanda de calefacción aumenta la demanda de petróleo. La temporada de conducción en verano puede ser un buen indicador de las tendencias de la demanda de petróleo, pero la temporada de calefacción en invierno es mejor. Viajar en verano es una cuestión de preferencias y medios. Mantenerse abrigado en el invierno es una necesidad.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • ¿Llegarán los precios del petróleo a 100 dólares a finales de año?

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

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

    Los recortes en las fundiciones de cobre en China debido a las bajas tarifas de procesamiento están reduciendo el suministro de cobre refinado.
    A mediados de marzo, los precios del cobre alcanzaron su nivel más alto desde abril de 2023. Anteriormente, los precios tocaron fondo a principios de febrero antes de que un fuerte impulso alcista los hiciera derribar picos anteriores dentro de su tendencia lateral de largo plazo. Si bien los precios registraron una moderada caída intermensual del 1,74% a lo largo de febrero, aumentaron un 4,12% durante las dos primeras semanas de marzo.
     
    En general, el Índice Mensual de Metales (IMM) del Cobre se mantuvo lateral, con una modesta caída del 0,55% de febrero a marzo.
     
    La escasez de mineral de cobre obliga a realizar recortes en las fundiciones
    La tan esperada escasez de oferta ha comenzado a dar frutos en el mercado del cobre, y las fundiciones chinas ahora están comenzando a hacer sonar las alarmas sobre el suministro de mineral. Gran parte de esto se debe a la caída de los costos de tratamiento y refinación, que ahora tienden a ser cercanos a cero , lo que continúa obligando a las fundiciones del país a recortar la producción. Los mineros pagan tarifas de tratamiento y refinación a las fundiciones para procesar sus materiales. Las tarifas de procesamiento más altas indican una mayor oferta de mineral, mientras que las tarifas más bajas indican un mercado más ajustado.
     
    Parte de la caída se debe al exceso de capacidad de las fundiciones en China. En septiembre de 2023, la Asociación de la Industria de Metales No Ferrosos de China advirtió sobre los riesgos de un sector demasiado expandido. En los últimos años, la fundición de cobre ha aumentado significativamente, por delante de las expectativas de una creciente demanda mundial de cobre.
     
    Aún así, los sectores del acero y el aluminio de China pueden continuar operando incluso si se ven obligados a deshacerse del metal en el mercado global. Sin embargo, la escasez de materias primas dentro del mercado del cobre ha dejado a las fundiciones luchando por mantener los niveles de producción, incluso cuando aumenta la demanda de cobre. 
     
    A principios de marzo, esto provocó que hasta 19 empresas distintas aceptaran recortes mediante interrupciones de mantenimiento, menores tasas de producción y retrasos en nuevas operaciones. 
     
    Abundan las preocupaciones sobre el suministro de cobre en medio de la caída de las acciones de la LME
    Si bien es ciertamente parte del problema, el exceso de capacidad de las fundiciones chinas no es la única razón de las condiciones actuales del mercado. El sector minero enfrentó considerables limitaciones de producción en los últimos años, además de estar plagado de protestas, cierres y leyes de mineral más bajas. 
     
    Por ejemplo, la mina peruana Las Bambas, que representa aproximadamente el 2% del suministro mundial de cobre, enfrentó numerosos reveses debido a los bloqueos comunitarios. Si bien actualmente sigue operativo, una posible expansión de las operaciones ya ha provocado la ira de las organizaciones locales. Esto tiene el potencial de desencadenar nuevas protestas que podrían afectar la producción de la mina.
     
    Mientras tanto, el cierre de la mina Cobre Panamá de First Quantum sigue en curso. Las estimaciones dicen que la mina representa alrededor del 1% de la producción mundial de cobre, y su suspensión liderada por el gobierno tras las protestas ambientales fue una sorpresa para los mercados. 
     
    Las interrupciones en el suministro de minas como Las Bambas y Cobre Panamá han dejado a las fundiciones en China necesitadas de materias primas, amenazando el suministro mundial de lingotes de cobre. Desde finales del año pasado, los inventarios de cobre de la LME han comenzado a tener una tendencia a la baja. Si bien se mantienen lejos de sus mínimos de 2023, la tendencia es a la baja. Y si bien los niveles de inventario no presentan una correlación significativa con los precios, es probable que hayan exacerbado las preocupaciones sobre un creciente déficit de oferta proyectado para los próximos años, especialmente dada la creciente demanda.
     
    El índice del dólar estadounidense permanece atrapado lateralmente durante más tiempo
    Mientras los precios del cobre buscan un nuevo máximo, el índice del dólar estadounidense seguirá siendo un contrapeso a los impulsores del mercado alcista. Un aumento de la inflación durante febrero arrojó un jarro de agua fría sobre las esperanzas de que la Reserva Federal se estuviera acercando a un giro. Según datos del Departamento de Comercio, el IPC subió del 3,1% en enero al 3,2% en febrero.
     
    Mientras los mercados esperan comentarios tras la reunión de finales de marzo de la Reserva Federal, los datos del IPC de febrero sugieren que la inflación sigue siendo rígida. A medida que el IPC se alejaba más de la tasa objetivo del 2% de la Reserva Federal, los mercados ajustaron las expectativas de otro retraso en los recortes de tasas. La herramienta FedWatch de CME mostró que en un mes, las apuestas a un recorte de tasas en marzo cayeron del 10% el 14 de febrero a apenas el 1% el 14 de marzo. Las expectativas de un recorte en mayo parecen igualmente bajas, de sólo el 4,2%. Sin embargo, la probabilidad sube al 60,1% para junio.
     
    Dicho esto, muchas cosas podrían cambiar en los próximos meses para cambiar las proyecciones de los operadores de tasas de interés, y sus apuestas no influyen en cuándo la Reserva Federal realmente moverá las tasas. Sin embargo, la conclusión parece clara: es probable que las tasas se mantengan como están en el futuro previsible.
     
    Como suele ocurrir, el índice del dólar estadounidense seguirá las indicaciones de la Reserva Federal. Por ejemplo, ha continuado con una tendencia lateral en los últimos meses, lo que significa que no ha habido ningún cambio en su influencia en los precios de materias primas como el cobre. Si bien esto puede no ser suficiente para evitar un mayor aumento de los precios del cobre, parece probable que modere esas ganancias hasta que la Reserva Federal esté satisfecha con el estado de la inflación.
     
    Por Nichole Bastin para Oilprice.
  • ‘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
  • $ 85 es solo el comienzo del repunte del petróleo

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

    Con una inversión de $100 millones, se prevé que África tenga su primer refinador de cobalto, crucial para las baterías de iones de litio.
    La industria africana podría dar un gran paso con la construcción del primer refinador de cobalto del continente antes de que termine el 2025. Este proyecto, liderado por Kobaloni Energy y respaldado por el veterano de la minería Mick Davis a través de Vision Blue, está siendo financiado por la Africa Finance Corp. (AFC) con una inversión potencial de $100 millones.
     
    Africa Finance Corp. Interesada en Financiar a Kobaloni Energy
     
    El pasado mes, la Africa Finance Corp. (AFC) de Nigeria manifestó su interés en financiar a Kobaloni Energy para la construcción del refinador de cobalto en Zambia. Esta inversión supone un movimiento estratégico para diversificar la cadena de suministro global de fabricación de baterías, reduciendo la dependencia de China, que actualmente controla el 75% de la capacidad mundial de refinación de cobalto.
     
    Samaila Zubairu, CEO de AFC, indicó en una entrevista el 9 de febrero que la AFC tomará una decisión de inversión en un plazo de 3 a 4 meses.
     
    Impacto en la Cadena de Suministro de Baterías
     
    La construcción del refinador de cobalto en Zambia marca un hito significativo en la cadena de suministro de baterías a nivel global. Si bien Zambia no es un productor importante de cobalto, su vecino al norte, la República Democrática del Congo, abastece aproximadamente dos tercios de la producción mundial de este metal.
     
    Johnny Velloza, cofundador de Kobaloni, mencionó que una vez finalizado el financiamiento, la producción podría comenzar en 18 meses.
     
    Precios y Perspectivas del Mercado
     
    A pesar de la importancia estratégica del proyecto, los precios del cobalto han experimentado una caída significativa en los últimos años, pasando de más de $80,000 por tonelada hace dos años a alrededor de $28,000 en la Bolsa de Metales de Londres. Esta disminución se debe principalmente a un exceso de suministro, lo que dificulta las inversiones en este metal crucial para la industria de las baterías.
     
    La construcción del refinador de cobalto en Zambia no solo representaría un avance para la industria africana, sino que también podría tener un impacto positivo en la economía global, al contribuir a la diversificación de la cadena de suministro de las baterías de iones de litio y reducir la dependencia de China.
     
    Por Cristian Recabarren para Redimin.cl
     
  • AIE: Mercado petrolero “en ascuas” por la guerra entre Hamas e Israel

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

    La expansión continua de la flota de carbón de China y una desaceleración en el retiro de plantas en Estados Unidos y Europa en 2023 dieron como resultado el mayor aumento neto en la capacidad operativa global de carbón desde 2016, dijo el grupo de investigación Global Energy Monitor en su  encuesta anual .
    Si bien se espera que las jubilaciones más lentas fuera de China sean un problema de corta duración dentro de una tendencia a largo plazo, las enormes adiciones anuales de capacidad de generación de carbón de China dejan a la segunda economía más grande del mundo "muy fuera de camino para cumplir varios objetivos climáticos" esta década, advirtieron a principios de este año Global Energy Monitor (GEM) y el Centro de Investigación sobre Energía y Aire Limpio (CREA).    
     
    El año pasado, la capacidad operativa mundial de carbón aumentó un 2% a medida que el mundo agregó un total de 69,5 gigavatios (GW) de energía de carbón, y China representó dos tercios de las nuevas incorporaciones, según el Global Coal Plant Tracker de GEM para 2023.
     
    En todo el mundo, los retiros de centrales eléctricas de carbón fueron de solo 21,1 GW en 2023, la capacidad más baja retirada desde 2011.
     
    “Aunque siguieron surgiendo nuevos planes de jubilación y compromisos de eliminación gradual, en 2023 se retiró menos capacidad de carbón que en cualquier otro año en más de una década”, dijo GEM. 
     
    Como resultado, el mundo experimentó un aumento anual neto de 48,4 GW durante el año, el mayor aumento neto en la capacidad operativa de carbón desde 2016.
     
    Por primera vez desde 2019, la flota de carbón fuera de China aumentó en medio de un ritmo más lento de jubilaciones, con jubilaciones más bajas en los países desarrollados, incluido Estados Unidos.
     
    Estados Unidos retiró 9,7 GW de capacidad de carbón el año pasado. Esto representó casi la mitad de la capacidad global retirada en 2023, pero se redujo con respecto a los 14,7 GW retirados en 2022 y los 21,7 GW retirados de carbón en EE. UU., un nivel récord en 2015, según datos de GEM.
     
    Los estados miembros de la Unión Europea y el Reino Unido representaron aproximadamente una cuarta parte de las jubilaciones, con el Reino Unido, Italia y Polonia liderando las jubilaciones de la región para 2023.
     
    Se espera que las jubilaciones se aceleren en el futuro, revirtiendo el crecimiento acelerado del año pasado en la capacidad de la flota mundial de carbón, dijo GEM.
     
    "El crecimiento acelerado de la capacidad del carbón puede ser de corta duración, ya que se espera que las bajas tasas de jubilación en 2023 que contribuyeron al aumento del carbón se aceleren en Estados Unidos y Europa, compensando el problema", señaló. 
     
    "La suerte del carbón este año es una anomalía, ya que todos los signos apuntan a que esta expansión acelerada está cambiando de rumbo",  dijo  Flora Champenois, directora del programa de carbón de Global Energy Monitor.
     
    Sin embargo, las jubilaciones deben volver a acelerarse y los países con planes para nuevas plantas de carbón deben asegurarse de que la mayoría de ellas nunca se construyan. “De lo contrario, podemos olvidarnos de cumplir nuestros objetivos en el Acuerdo de París y cosechar los beneficios que una rápida transición a la energía limpia traerá”. traer”, añadió Champenois.
     
    China, sin embargo, pretende garantizar su seguridad energética y respaldar las crecientes adiciones de capacidad solar y eólica con más capacidad de carbón.
     
    Como resultado, China y el resto del mundo están en caminos marcadamente diferentes en lo que respecta a la construcción de nuevas flotas de carbón.
     
    Los inicios de nuevas construcciones, uno de los indicadores clave del crecimiento en el sector, cayeron fuera de China por segundo año consecutivo y alcanzaron un mínimo anual récord desde que comenzó la recopilación de datos en 2015.
     
    Mientras que la construcción de nuevos inicios de carbón en el resto del mundo cayó a un mínimo histórico, la construcción de nuevos inicios de carbón en China saltó a un máximo de ocho años, mostró el rastreador de carbón de GEM.
     
    Debido a la expansión aún masiva de su flota de carbón, China “está muy lejos de cumplir varios objetivos climáticos que el país fijó para 2025”, dijeron GEM y el Centro de Investigación sobre Energía y Aire Limpio en un  informe  a principios de este año.
     
    La promesa de “controlar estrictamente” la nueva energía a base de carbón es sólo uno de los compromisos climáticos que China está luchando por cumplir, señalaron los grupos de investigación.
     
    "La sobreconstrucción de carbón 'por si acaso' y con un enfoque de 'nos ocuparemos de eso más tarde' es una apuesta costosa y arriesgada, especialmente cuando hay soluciones alternativas disponibles para cumplir los objetivos y abordar la seguridad energética", dijo Champenois del GEM en febrero.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Brasil se prepara para convertirse en el cuarto mayor productor de petróleo

    Durante casi dos décadas, la economía más grande de América del Sur, Brasil, ha estado cosechando una enorme ganancia económica gracias a un auge petrolero masivo que comenzó con el primer descubrimiento de presal en aguas ultraprofundas en alta mar en 2006. El auge casi colapsa debido a la corrupción, la mala gestión y las malas  prácticas  . vio a la compañía petrolera nacional Petrobras cargada con tanta deuda que casi se vio obligada a declararse en bancarrota.
    Desde entonces, las reformas y la racionalización de la industria, junto con los precios más altos del petróleo, han revigorizado el enorme auge de los combustibles fósiles en curso en Brasil, aunque  casi se tambaleó por un breve momento. cuando el presidente de izquierda Luiz Inácio Lula da Silva asumió el poder. Hay indicios de que Brasil, independientemente de los detractores, está en camino de convertirse en el cuarto mayor productor de petróleo del mundo, lo que supondrá un gran impulso para la economía.
     
    Datos del regulador de hidrocarburos de Brasil, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), muestran que para abril de 2023, el país bombeó un promedio de 3,1 millones de barriles de petróleo por día. Ese número es casi un 1% más alto que el mes anterior y un 5% más año tras año. La producción total de hidrocarburos para abril de 2023 ascendió a poco más de 4 millones de barriles de petróleo equivalente por día, un 1,1% más mes a mes y un 4,4% más que el año anterior. Esos números representan una modesta recuperación después de una caída en marzo de 2023 debido a las crecientes preocupaciones de la industria de que Lula adoptará un enfoque más intervencionista en la industria petrolera de Brasil. Ese crecimiento indica que Brasil posee el potencial para convertirse en el mayor productor de petróleo del mundo, especialmente cuando se prevé que el país 2023 agregará 300,000 barriles por día, 
    Durante 2022, Brasil ocupó el noveno lugar a nivel mundial por producción de petróleo, por delante de Kuwait y detrás de Irán, levantando un promedio de poco más de 3 millones de barriles por día. Supongamos que la economía más grande de América Latina se va a convertir en el cuarto productor de petróleo más grande del mundo. En ese caso, deberá bombear más de 4,5 millones de barriles de petróleo crudo por día para superar a Canadá, que actualmente ocupa ese lugar. El Ministerio de Energía de Brasil espera que el país bombee 5,4 millones de barriles diarios para 2029, lo que representa un 80 % más que los 3 millones de barriles de petróleo extraídos diariamente durante 2022. El crecimiento constante año tras año en la producción de hidrocarburos indica que Brasil posee el potencial para expandir la producción y convertirse en el cuarto mayor productor de petróleo del mundo. 
     
    Otro aspecto clave que respaldará esos planes son las copiosas reservas de hidrocarburos de Brasil. Según la ANP, a finales de 2022, el mayor productor de petróleo de América Latina poseía reservas probadas o 1P de petróleo por un total de 14.900 millones de barriles, de los cuales el 77% se categorizaba como presal. También existen 21.900 millones de barriles de reservas probadas y posibles o 2P y 27.000 millones de barriles de reservas 3P, conocidas como reservas probadas posibles y probables. Esto ilustra que Brasil posee un potencial considerable de hidrocarburos y las reservas necesarias para soportar un aumento significativo en la producción de petróleo. Esas reservas seguirán creciendo a medida que la perforación de exploración y desarrollo gane impulso, con Baker Hughes  International Rig Count  mostrando 17 plataformas activas a fines de mayo de 2023 en comparación con 11 el año anterior.
     
    Un salto tan masivo en la producción de petróleo será impulsado por la expansión de la producción de petróleo presalino, que el Ministerio de Energía de Brasil cree que eventualmente será responsable del 80% de la producción de hidrocarburos del país en comparación con alrededor del 77% en este momento. Para que eso ocurra, debe haber un aumento significativo en la producción que solo puede ocurrir si la inversión en energía y la perforación se expanden sustancialmente. El Ministerio de Energía espera estimular esto a través de un plan llamado  Programa Potencializa E&P , cuyos principios principales son fomentar la inversión en cuencas petroleras fronterizas, comercialmente marginales y maduras. También hay un impulso para expandir el gasto y la actividad en la perforación en tierra en Brasil, y  la agencia de noticias Reuters señala que las pequeñas y medianas empresas de energía planean invertir $ 7.7 mil millones en operaciones en tierra desde ahora hasta 2029.
     
    Si bien la compañía petrolera nacional de Brasil, Petrobras, será el impulsor clave de una expansión tan masiva de los volúmenes de producción, comprometiéndose a gastar $ 78 mil millones durante cinco años, se necesitarán inversiones considerables e inyecciones de tecnología de las grandes empresas extranjeras de energía para lograr ese objetivo. Las razones de esto son simples, una expansión tan significativa de la producción de hidrocarburos debe estar respaldada por un sólido aumento de las reservas explotables y el despliegue de técnicas de recuperación mejorada. Esto incluye los planes de las empresas energéticas más pequeñas para invertir $ 7.7 mil millones en campos petroleros en tierra en Brasil para 2029, lo que ampliará las reservas y la producción de petróleo.
     
    En enero de 2023, la supermajor francesa  TotalEnergies aprobó la  decisión de inversión final, o FID, de mil millones de dólares para el proyecto petrolero marino Lapa South-west en la cuenca de Santo, Brasil. TotalEnergies es el operador de la operación, con una participación de explotación del 45%, con los socios Shell controlando el 30% y Repsol Sinopec el 25% restante. El proyecto consiste en el desarrollo de tres pozos que se conectarán a la FPSO Lapa, que opera en el noroeste del campo Lapa desde 2016. Una vez puesta en marcha, prevista para 2025, la instalación bombeará 25.000 barriles de petróleo por día, elevando la producción total del campo a 60.000 barriles diarios. 
     
    Según TotalEnergies, el proyecto se adapta de manera natural a sus activos brasileños existentes e impulsará una palanca de crecimiento clave para la producción de petróleo presalino de la empresa. El vicepresidente sénior de Exploración y Producción de TotalEnergies,  David Mendelson, declaró :  "Este último desarrollo es un hito importante para TotalEnergies en Brasil que aumentará su producción operada en la cuenca presalina de Santos, un  área de crecimiento clave para la Compañía". decir:  "Con su enfoque de ingeniería eficiente y las sinergias con las instalaciones existentes, este proyecto ilustra la estrategia de TotalEnergies de centrarse en activos de bajo costo y bajas emisiones".
    A finales de mayo de 2023, TotalEnergies, que tiene una participación del 39 %, y sus socios, Petrobras con un 30 % y QatarEnergy, así como PETRONAS con una participación del 20 % cada uno, firmaron un  contrato de producción compartida  para el bloque marino Agua Marinha. El bloque está ubicado en la prolífica cuenca de Campos, al sur del campo petrolífero presalino de Marlim Sul, y fue adjudicado a TotalEnergies en diciembre de 2022. Se cree que el bloque tiene el potencial de reflejar el éxito de Petrobras con el petróleo presalino de Marlim Sul de 2017. descubrimiento. El vicepresidente sénior de Exploración de TotalEnergies dijo: “ La firma del PSC para Agua Marinha amplía nuestra presencia en esta prometedora área de la cuenca presalina de Campos junto con nuestros tres socios estratégicos, y estamos ansiosos por explorar el bloque y perforar el Touro. prospecto.”  
     
    A principios de mayo de 2023, la gran empresa energética noruega  Equinor anunció  que, junto con sus socios Repsol Sinopec y Petrobras, había aprobado la FID para continuar con el desarrollo del proyecto BMC-33 de $ 9 mil millones en la costa de Brasil. La operación cubre tres descubrimientos de gas natural y condensado en el presal con reservas recuperables de mil millones de barriles de petróleo equivalente. En la puesta en marcha, que se prevé ocurra en 2028, la operación bombeará 565 millones de pies cúbicos de gas natural por día, de los cuales, se estima que el 88% se exportará. Equinor, que es el operador, tiene una participación del 35 %, con Repsol Sinopec controlando el 35 % y el 30 % restante en manos de Petrobras.
     
    Estos eventos demuestran que Brasil sigue siendo una jurisdicción atractiva para las empresas energéticas extranjeras a pesar de las subidas de impuestos a la industria petrolera del presidente Lula y el riesgo creciente de  una mayor intervención del gobierno.. De hecho, aunque irritó a las grandes empresas de energía con la introducción en marzo de 2023 de un gravamen del 9,2 % sobre las exportaciones de petróleo durante tres meses, la inversión en el extranjero en Brasil sigue siendo fuerte. Como se discutió, las grandes empresas extranjeras de energía continúan aprobando proyectos de miles de millones de dólares en el país, lo que impulsará significativamente la producción. Incluso los planes de Petrobras para descarbonizar las operaciones tendrán poco impacto en el crecimiento de la producción y las exportaciones de petróleo de Brasil, y la compañía espera que su producción de petróleo se expanda en un 19 % para 2027. Por estas razones, el ambicioso objetivo establecido por el Ministerio de Energía de Brasil de bombear 5,4 millones de barriles por día para 2029 parece factible.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
  • Chevron desvía las exportaciones israelíes de gas natural a medida que se intensifican los combates en Gaza

    Chevron ha desviado el flujo de un gasoducto frente a las costas de Israel que transporta el gas a Egipto después de que el gobierno israelí ordenara a la compañía cerrar su plataforma en el campo Tamar.
    Ahora el flujo pasaría por Jordania antes de llegar a Egipto, informó Bloomberg . Reuters añadió que el gasoducto de 90 kilómetros es la conexión principal entre el yacimiento de gas Leviatán y Egipto. Se encuentra a 10 kilómetros de la ciudad de Ashkelon, en el sur de Israel, que fue uno de los objetivos del ataque de Hamás que comenzó el sábado.
     
    La orden llegó a principios de esta semana y se emitió por motivos de precaución de seguridad en medio de los continuos combates entre las Fuerzas de Defensa de Israel y Hamás. El desvío de los flujos de gas también es resultado de ese orden.
     
    "Siguiendo las instrucciones del Ministerio de Energía de cerrar la producción en la Plataforma de Producción Tamar y la situación de seguridad en el sur de Israel, todas las exportaciones a Egipto han sido desviadas a través del oleoducto FAJR", dijo Chevron en un comunicado.
     
    La gran empresa se convirtió en operadora de los campos de gas Tamar y Leviatán cuando adquirió su operador original, Noble Energy. Tamar tiene reservas estimadas en alrededor de 11 billones de pies cúbicos de gas y Leviatán tiene el doble, según estimaciones citadas por Energy Intelligence.
     
    Tenía planes para expandir sus operaciones en el Mediterráneo oriental a Chipre y Egipto también, pero el estallido de la violencia entre Israel y Palestina podría interferir con estos planes, que se basaban en el supuesto de una paz relativa en la región.
     
    Ahora existe la preocupación de que el conflicto se expanda a nivel regional, lo que afectaría el desarrollo de la industria del gas natural en esa parte del mundo. Esta sería una mala noticia para Europa, que había mirado al Mediterráneo Oriental como una fuente potencial de gas natural para reemplazar al gas ruso.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • 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.
  • China acelera el almacenamiento de crudo a la tasa más alta en tres años

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

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

    Desde que el otoño pasado estalló la disputa pública sobre los pronósticos a largo plazo entre la principal voz de los productores de petróleo del mundo (la OPEP) y los consumidores (la Agencia Internacional de Energía (AIE), sigue siendo evidente que existe una profunda división entre ellos. Sus informes contrastantes se publicaron en octubre pasado, en las semanas previas a la COP28. 
     
    En una entrevista reciente con  Oilprice.com ,  SE Haitham Al Ghais, Secretario General de la OPEP , reafirmó la posición de su organización sobre la demanda de petróleo a largo plazo al tiempo que explicó su perspectiva sobre las emisiones de carbono. 
     
    Sus comentarios reflejan una perspectiva muy diferente a la de la AIE sobre variables clave que determinarán gran parte del futuro energético del mundo. 
     
    Previsiones suben y bajan 
     
    En su informe insignia World Oil Outlook (WOO) del otoño pasado, la OPEP elevó su pronóstico a largo plazo para la demanda mundial de petróleo a su nivel más alto jamás registrado, prediciendo un aumento del 23% a partir de 2022 para alcanzar 116 millones de barriles por día (mb/d) en 2045. Satisfacer esta demanda requerirá 14 billones de dólares en inversiones en el sector petrolero, aproximadamente 610 mil millones de dólares anuales, para 2045. 
     
    Casi al mismo tiempo, la AIE, en su World Energy Outlook (WEO), redujo significativamente sus proyecciones a largo plazo y, en sus tres escenarios, hizo la audaz predicción de que la demanda de todos los combustibles fósiles alcanzará su punto máximo en 2030. 
     
    Esto provocó una dura reprimenda de la OPEP, que afirmó que tales proyecciones no eran realistas y obstaculizarían la inversión. 
     
    Ahora, seis meses después, con el aumento de la demanda de petróleo, gas natural y energías renovables en todo el mundo, parece que la OPEP está ganando la discusión, al menos en el corto plazo. La AIE ha revisado al alza su pronóstico para la demanda de petróleo en 2024. Pero en el largo plazo hasta 2050 –el año objetivo de cero neto– sus perspectivas divergen completamente.
     
    Sin embargo, ambos abrazan una transición energética, o al menos reconocen la necesidad de abordar el problema de las emisiones de carbono. 
     
    El Secretario General habla sobre el clima
     
    En la entrevista,  el Secretario General Al Ghais  mantuvo la posición de que la demanda de petróleo a largo plazo aumentará sustancialmente y también expresó su apoyo a la actual diplomacia climática de la ONU.  
     
    "Es... importante enfatizar que la industria petrolera fue proactiva en la COP28, con 52 compañías petroleras que representan el 40 por ciento de la producción mundial de petróleo y gas, incluidas muchas de los países miembros de la OPEP, respaldando la Carta de Descarbonización del Petróleo y el Gas",  dijo. .  
     
    “Al hacerlo, se comprometieron a reducir las emisiones de carbono a cero neto para 2050, poner fin a la quema rutinaria para 2030 y frenar las emisiones de metano a casi cero para 2030”.
     
    Aunque evitó el término "transición energética", habló de la necesidad de abordar el cambio climático y las emisiones de carbono. 
     
    "La Secretaría de la OPEP, que apoya a sus países miembros con investigaciones y datos sobre una variedad de cuestiones clave de la industria del petróleo y la energía, es plenamente consciente de la importancia de las cuestiones climáticas",  dijo a Oilprice.com. 
     
    “Después de la COP28, nuestro objetivo debe ser reducir las emisiones –el objetivo central del Acuerdo de París– garantizando al mismo tiempo la seguridad energética y el acceso universal a una energía asequible”.
     
    Soluciones técnicas
     
    Al Ghais hizo especial hincapié en las soluciones técnicas y mencionó lo que la OPEP considera tecnologías clave. 
     
    “Fomentar la innovación tecnológica también seguirá siendo un objetivo clave para la OPEP. En este sentido, nuestros Países Miembros seguirán invirtiendo en eficiencias operativas upstream y downstream; desplegar una amplia experiencia para ayudar aún más a descarbonizar la industria petrolera; y movilizar tecnologías más limpias a escala”.          
    "Creemos en un enfoque que incluye todas las tecnologías, razón por la cual nuestros países miembros están invirtiendo en la captura, utilización y almacenamiento de carbono, la captura directa de aire, la economía circular del carbono, así como en otras fuentes de energía, como el hidrógeno, las energías renovables y la nuclear".
     
    No hay pico para la gasolina
     
    "Cuando analizamos perspectivas y estrategias realistas tanto para el clima como para la energía, lo que el futuro nos muestra es que debemos adoptar todas las formas de energía",  dijo el Secretario General a Oilprice. 
     
    “No se trata de elegir una fuente sobre otra, especialmente porque se espera que la demanda de energía aumente un 23% para 2045, debido a que la economía mundial se duplicará en tamaño, la población mundial superará los 9.500 millones y dado que miles de millones aún carecen de acceso a formas básicas de energía”. 
     
    El Sr. Al Ghais caracterizó la posición de la OPEP como un enfoque de 'todos los pueblos, todos los combustibles y todas las tecnologías' para garantizar la seguridad energética y al mismo tiempo reducir las emisiones. Luego llegó al meollo del asunto. 
     
    "Parece haber algunas perspectivas motivadas ideológicamente, con un marco extremadamente estrecho de los desafíos que tenemos ante nosotros".
     
    "Por ejemplo, el escenario neto cero de la AIE es normativo y describe lo que debe suceder para lograr su futuro preespecificado".
     
    “Es cierto que las energías renovables –principalmente la solar, la eólica y la geotérmica– se expandirán más rápido que cualquier otra fuente de energía en las próximas décadas, dada su baja base inicial”. 
     
    "Sin embargo, los hidrocarburos seguirán siendo necesarios hasta bien entrado el siglo XXI y más allá, y vemos que el petróleo retendrá la mayor proporción de la combinación energética con casi el 30 por ciento, y que la demanda mundial de petróleo aumentará a 116 millones de barriles por día para 2045". 
     
    Diferentes perspectivas sobre variables clave
     
    Por supuesto, llamar "normativo" a un escenario no es en todos los casos una crítica válida; un escenario no es un pronóstico. Su objetivo es guiar, no necesariamente predecir. 
     
    Parece que la OPEP en sus previsiones y la AIE en sus escenarios miran el futuro desde perspectivas opuestas. Están haciendo apuestas opuestas, por así decirlo, sobre variables clave. 
     
    La OPEP, en su pronóstico, apuesta a que los vehículos eléctricos y otras formas de transporte libres de carbono no dominarán en los próximos años, que China seguirá dependiendo en gran medida de los combustibles fósiles en su sistema energético, que la demanda de petróleo de la India aumentará constantemente aumento, y que cualquier disminución en la demanda de hidrocarburos en el mundo desarrollado será más que compensada por el aumento de la demanda en el resto. 
     
    La AIE, en sus escenarios, hace suposiciones opuestas sobre todos estos. 
     
    La agencia proyecta que la demanda mundial de petróleo alcanzará un máximo de 102 millones de barriles por día antes de 2030. La demanda de gas natural también alcanzará su máximo en 2030. 
     
    En los tres escenarios de su Perspectiva Energética Mundial 2023, proyecta que la demanda de petróleo disminuirá hasta 2050: a 97,4 mb/d en su 'Escenario de políticas declaradas'; a 54,8 mb/d en su 'Escenario de Promesas Anunciadas'; y a aproximadamente 25 mb/d en su 'Escenario de Emisiones Netas Cero para 2050'. 
     
    Proyecta que la energía renovable, principalmente eólica y solar, representará el 50% de la capacidad de generación de electricidad para 2030, frente al 30% actual, mientras que la inversión en energía renovable superará la inversión en proyectos de combustibles fósiles. 
     
    La AIE prevé que las ventas de automóviles eléctricos aumentarán considerablemente con una disminución concomitante de la demanda de gasolina para 2050, mientras que la OPEP espera que la demanda de gasolina aumente para 2045. 
     
    Mientras tanto, la economía de China evolucionará mientras crece su uso de energía limpia; La AIE prevé una moderación de la tasa de crecimiento de China y una menor demanda futura en las industrias de uso intensivo de energía del país. Y si bien la demanda de petróleo de la India aumentará hasta 2030, su aumento a largo plazo será menor de lo que piensa la OPEP. 
     
    Guerra de palabras
     
    Es probable que se intensifiquen las perspectivas divergentes y la batalla retórica que las acompaña.  
     
    El director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol, puede haber disparado sin darse cuenta el primer tiro el verano pasado cuando anticipó el informe WEO, diciendo que el mundo se encuentra ahora en “el comienzo del fin de la era de los combustibles fósiles”. Siguió la reprimenda de la OPEP a los escenarios de la AIE. 
     
    Las cosas se calentaron la semana pasada en CERAWeek en Houston, cuando Amin Nasser, director ejecutivo de Saudi Aramco, ofreció cifras de pronóstico similares a las de la OPEP y luego fue más lejos. Nasser menospreció abiertamente el significativo progreso en energías renovables durante las últimas dos décadas, diciendo que se ha hecho poco para reducir las emisiones de carbono a pesar de la enorme inversión, mientras criticaba una transición energética "visiblemente fallida". 
     
    Sus comentarios tuvieron el tono de un triunfo sobre un enemigo. Por lo que dijo, parece que la creciente batalla retórica sobre puntos de vista y esperanzas muy diferentes para el futuro de la energía apenas está comenzando a calentarse. 
     
    Quizás, en lugar de seguir ese camino, la OPEP y la AIE deberían sentarse y discutir cortésmente sobre las variables clave, exponiendo claramente sus diferentes posiciones, punto por punto. Entonces, podrían guardar silencio y permitir que la gente, los gobiernos y los inversores decidan. 
     
    Por Alan Mammoser para Oilprice.com
  • Citi: Es poco probable que los precios del petróleo alcancen los $ 80 después del recorte de la producción de Arabia Saudita

    Si bien muchos analistas ven la última sorpresa del recorte de petróleo saudí como alcista o al menos moderadamente alcista para los precios, Citigroup cree que es poco probable que el recorte de 1 millón de bpd del principal exportador de crudo del mundo resulte en un aumento del precio del petróleo hasta los 80 dólares o bajo $ 90 por barril.
    “La probabilidad de que Arabia Saudita aborde esto por su cuenta de manera sostenida es bastante baja”, dijo Citi en una nota el martes publicada por Reuters.
     
    El banco, al igual que otros bancos de inversión, cree que el recorte conducirá a un mayor déficit en el mercado en la segunda mitad de este año. Pero esto no significa que los precios subirán, según Citi.El banco, cuyos analistas han sido bajistas sobre el petróleo este año, considera que la posibilidad de precios más bajos en lugar de más altos podría ser mayor, debido a una posible demanda más débil debido a las recesiones en EE. UU. y Europa, una recuperación más débil en China y una mayor suministro de productores no pertenecientes a la OPEP para fin de año.
     
    Después de la anterior sorpresa de la OPEP+ para el mercado, cuando varios grandes productores anunciaron a principios de abril recortes adicionales hasta fines de 2023, Citi también se opuso y dijo que esperaba que los precios del petróleo cayeran en lugar de subir aún más a pesar de los esfuerzos de la OPEP+ en esa dirección.
     
    Los analistas reiteraron el lunes los pedidos de precios más altos, luego de la reunión de la OPEP+ del domingo, luego de la cual Arabia Saudita dijo que reduciría voluntariamente  su producción en 1 millón de bpd  en julio a alrededor de 9 millones de bpd.
    Los analistas de ANZ, Daniel Hynes y Soni Kumari, reiteraron su objetivo de Brent de $100 por barril para fin de año y dijeron que "es probable que los inversores agreguen apuestas alcistas, cómodos de que Arabia Saudita y la OPEP proporcionarán un respaldo en caso de que el mercado encuentre algún obstáculo".
     
    Goldman Sachs, que prevé que el barril de Brent se sitúe en 95 dólares por barril en diciembre, describió la reunión de la OPEP+ como "moderadamente alcista" respecto a su pronóstico y compensando algunos riesgos bajistas a la baja, como un mayor suministro de Rusia, Irán y Venezuela sancionados y una demanda china más débil de lo pensado.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
     
  • Colombia bajó 10 puestos en el Índice de Transición Energética del WEF

    Según el Foro Económico Mundial, el país también tuvo un retroceso a nivel regional: pasó del puesto 3, en 2021, al 6, en 2023.
    Suecia, Dinamarca, Noruega y Finlandia son los países mejor posicionados en la transición energética, según el índice global ETI (The Energy Transition Index) que publica el Foro Económico Mundial (WEF), en el que Colombia bajó 10 posiciones, pero se mantiene en el 'top' 40 dentro de 120 países.
     
    Suecia, que ya encabezó el índice en la anterior clasificación por países de 2021, vuelve a repetir en un estudio que por un lado mide la eficacia de los sistemas energéticos nacionales y por otro la preparación de cada país hacia energías más 'verdes'.
     
    Completan el 'top' 10, en el siguiente orden, Suiza, Islandia, Francia, Austria, Países Bajos y Estonia.
     
    La lista la siguen Alemania, Estados Unidos, Reino Unido, Brasil (14), Portugal, España y China.
     
    El país latinoamericano mejor colocado es Brasil, en decimocuarta posición, seguido de Uruguay (23), Costa Rica (25), Chile (30) y Paraguay (34).
     
    Colombia se sitúa en la posición 39; Perú, en la 53; y ya en la mitad baja de la tabla hay países como México (68), Ecuador (78), Argentina (85), Venezuela (103) o, en el último lugar de la región, Nicaragua (114).
     
    Los últimos lugares en la clasificación global los ocupan Tanzania, República Democrática del Congo y Yemen.
     
    La caída colombiana
     
    Según el informe, Colombia descendió 10 puestos entre 2021 y 2023: pasó del 29 al 39, respectivamente. 
     
    Para 2021, el puntuje ETI del país fue de 66, mientras que para el 2023 bajó a 60,5 puntos en el ET.
     
    El puntaje ETI es un promedio que sale de los rendimientos de sistemas energéticos (SP) y de la preparación de cada país para la transición (TR).
     
    Así las cosas, Colombia tuvo un SP de 65,5 y un TR de 53 para el 2023. Hace dos años, esos dos mediciones dieron como resultado 71,4 (SP) y 60,4 (TR).
     
    A nivel latino, el país también bajó: pasó del tercer al sexto puesto.
     
    Vale la pena recordar que el gobierno de Gustavo Petro tiene como una de sus banderas la transición energética.
     
    Los destacados
     
    China experimentó un espectacular ascenso, desde la posición 68 en la clasificación de 2021 a la 17 en el índice publicado, mientras que Brasil avanzó 14 posiciones, arrebatando a Uruguay (que era 13 hace dos años) el primer puesto regional.
     
    WEF, organizadora del Foro de Davos, advierte en el informe sobre los efectos adversos que las tensiones geopolíticas y económicas internacionales están teniendo en la transición energética, aunque destaca que en la última década un 95 % de los países estudiados han mejorado, en mayor o menor medida, en esta cuestión.
     
    Por EFE.
  • Cómo ha influido Estados Unidos en los precios del petróleo esta semana

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

    Se prevé que la IA crezca significativamente en el sector del petróleo y el gas entre 2022 y 2027, con el 92 % de las empresas planificando inversiones.
    El uso de inteligencia artificial (IA) y otras tecnologías digitales en la industria del petróleo y el gas ha aumentado drásticamente en los últimos años y se espera que continúe creciendo en las próximas décadas. La modernización y la digitalización ya comenzaban a ser bien recibidas por la industria del petróleo y el gas, pero las restricciones de la pandemia de Covid-19 impulsaron una aceleración en la adopción de una gama de nuevas tecnologías, que ha continuado desde entonces.
     
    AI ahora se ve como un cambio de juego para la industria del petróleo y el gas, que se utiliza para reducir los costos operativos, mejorar la sostenibilidad y acelerar los procesos. Según una investigación de mercado realizada por Mordor Intelligence, se espera que el uso de IA en el mercado del petróleo y el gas aumente a una tasa  compuesta anual del 10,81 %  entre 2022 y 2027. Y una encuesta reciente de Ernst & Young mostró que el 92 % del mercado del petróleo y el gas empresas de todo el mundo están invirtiendo en IA o tienen planes de hacerlo en los próximos 5 años. 
     
    A pesar de la adopción acelerada de las tecnologías de IA, la velocidad a la que las empresas adoptan la IA sigue siendo más lenta que la velocidad a la que se desarrolla y aplica en otros sectores. Kumar Lakshmipathi, arquitecto principal de soluciones de Amazon Web Services,  explicó  : "En el sector energético, no estamos viendo la adopción como deberíamos... En comparación con otras industrias, esto no es lo que vemos". 
     
    La IA podría aplicarse de diversas maneras en la industria del petróleo y el gas, como para monitorear y mejorar la seguridad, aumentar el rendimiento operativo o proporcionar información y pronósticos. El uso de IA podría mejorar significativamente la gestión de la cadena de suministro, con el potencial de reducir los errores entre un 20 y un 50 por ciento. Esto se considera cada vez más importante luego de las interrupciones en la cadena de suministro durante y después de la pandemia de Covid. Los retrasos en la fabricación y entrega de los componentes de energía crearon un retraso significativo en la industria, con muchas operaciones experimentando aumentos en costos y tiempo. El uso de IA para administrar los sistemas de la cadena de suministro podría ayudar a aliviar estas presiones en el futuro. 
     
    Las nuevas tecnologías de IA también pueden ayudar drásticamente a mejorar los estándares de seguridad, mejorando las prácticas ESG de la empresa y potencialmente previniendo desastres. Un mejor monitoreo de las plataformas de petróleo y gas podría ayudar a mejorar la seguridad de los trabajadores, mitigando aún más la posibilidad de problemas de salud y seguridad. Esta tecnología también se puede utilizar para el monitoreo de tuberías y otras infraestructuras para evitar fugas y derrames de petróleo. Esto podría ayudar a las empresas a ahorrar millones en pérdidas, así como a evitar daños importantes al medio ambiente. 
     
    Hasta la fecha, algunas de las empresas de energía líderes en la adopción de IA incluyen Shell, BP y ExxonMobil. Shell ha introducido tecnologías de inteligencia artificial en toda su cadena de suministro de petróleo y gas, con más de  160 proyectos activos  en mayo de este año. Ha utilizado estas tecnologías para reducir los costos de extracción de gas y automatizar los sistemas de perforación para ayudar a los operadores de perforación a comprender mejor el medio ambiente. También presentó el Programa de residencia de IA de Shell para brindar a los científicos de datos e ingenieros de IA experiencia con una variedad de proyectos de IA en Shell. La gran petrolera también está utilizando tecnología de inteligencia artificial en sus operaciones de energía renovable, para predecir la demanda variable de estaciones de carga de vehículos eléctricos a lo largo del día para suministrar energía de manera adecuada.  
     
    Mientras tanto,  ExxonMobil está utilizando IA  para evaluar la viabilidad de una región para la perforación. En sus operaciones recientes en Guyana, la empresa utilizó la automatización de circuito cerrado, que controla el proceso de perforación sin intervención humana. El uso de esta tecnología ha permitido a los trabajadores de la plataforma centrar su atención en otras tareas importantes, lo que ayuda a reducir la necesidad de que los ingenieros realicen tareas repetitivas que pueden ser gestionadas por máquinas. Exxon también está utilizando IA en sus operaciones en la cuenca del Pérmico en los EE. UU. para mejorar la eficiencia. 
    Y la gran petrolera británica BP se ha asociado con Microsoft desde 2017 para implementar sus soluciones en la nube de Azure para mejorar los procesos de perforación, lo que lleva a una reducción del tiempo de perforación. Desde entonces, BP se asoció con Bluware para utilizar el aprendizaje profundo para mejorar la interpretación de datos del subsuelo al eliminar la interpretación manual de datos sísmicos que requiere mucho tiempo.
     
    La firma también  invirtió recientemente $ 5 millones  en el financiamiento de la Serie A de Belmont Technology para mejorar las capacidades digitales y de IA de la compañía en su negocio Upstream. Esto sigue a una amplia gama de otras inversiones en empresas de IA para mejorar la toma de decisiones. BP también  probó  el robot Spot impulsado por IA en una de sus refinerías, utilizando el robot para recopilar datos, detectar anomalías y emisiones, y sacar a los trabajadores de situaciones potencialmente peligrosas. 
     
    Las tecnologías digitales innovadoras, como la IA, se están volviendo vitales para el funcionamiento de las operaciones de petróleo y gas, y se utilizan para reducir tiempos y costos, así como para mejorar la seguridad de los trabajadores y el medio ambiente. Más empresas, grandes y pequeñas, ahora están abiertas a adoptar tecnología de inteligencia artificial, particularmente después de los desafíos que enfrentaron durante la pandemia de Covid. Sin embargo, todavía falta el despliegue de la tecnología de IA más actualizada en el sector energético, con un margen de mejora significativo. 
     
    Por Felicity Bradstock para Oilprice.com 
  • Conozca al hombre que usa inteligencia artificial para revivir una industria de petróleo y gas que las grandes empresas dan por muerta

    Una empresa norteamericana se está preparando para perforar dos de los pozos potencialmente más importantes para una nueva fase de la energía europea. Alemania había abandonado durante décadas los recursos probados de petróleo y gas y los pozos previamente perforados con éxito, mientras el país se lanzaba decididamente hacia Rusia. Pero ahora que la situación geopolítica ha cambiado, Alemania se ve obligada a mirar una vez más dentro de sus propias fronteras.
    MCF Energy, liderada por el CEO James Hill, está planeando sus dos primeras perforaciones este trimestre en Austria y Alemania, y están avanzando con dos campos de gas descubiertos, prospectos de exploración sísmica 3D y nuevos aprendizaje automático. y técnicas de inteligencia artificial que identifican importantes estructuras potenciales portadoras de gas. 
     
    Oilprice.com se sentó esta semana con el Sr. Hill, un explorador veterano con descubrimientos tanto convencionales como de esquisto en la zona de petróleo y gas estadounidense y en Europa, incluido el desarrollo continuo de uno de los campos terrestres más grandes de Europa, en Albania, para discutir: 
     
    La reciente adquisición de una empresa privada alemana por parte de MCF Energy vino acompañada de más de una docena de perspectivas de alto potencial en un momento en que Alemania está desesperada por sus propios recursos naturales;
     
    -Cómo la empresa se está preparando para volver a entrar en un enorme pozo perforado por Mobil en los años 80 y probado con un caudal de más de 24 MMCFD;
     
    -Por qué Mobil abandonó un pozo con toneladas de gas natural;
     
    -Cómo MCF adquirió 100 kilómetros cuadrados y millones de dólares en datos 3D, y cómo la IA les está ayudando a convertir estos datos en un mapa del tesoro único;
     
    -Cómo las nuevas tecnologías pueden desbloquear el petróleo y el gas en Alemania y Austria;
     
    -¿Qué sucederá cuando el próximo taladro encuentre petróleo y gas? 
     
    James Stafford:  A los medios les gusta recordarnos que Europa todavía está bajo la bota de Putin en términos de energía. ¿Cómo ve los esfuerzos de Europa para sustituir el petróleo y el gas rusos? ¿Y qué significa esto para la industria energética en el futuro?
     
    James Hill:  Las importaciones de gas ruso a la UE han disminuido aproximadamente un tercio desde la invasión rusa de Ucrania en 2022. En otras cifras, justo antes de que Rusia invadiera Ucrania, la UE importaba casi el 40% de su gas de Rusia. Ahora importa alrededor del 12%. Pero Europa acaba de cambiar una dependencia por otra y, en este caso, está cambiando el barato gas ruso por el costoso GNL estadounidense. Lo que necesita es su propio gas. Y está ahí para que lo tomes, especialmente en Alemania.
     
    Stafford:  Entonces, para las empresas de exploración y producción, las cosas han cambiado drásticamente en Europa desde que Putin envió tropas a Ucrania. Desde una perspectiva regulatoria, por no hablar de la perspectiva de los precios, la situación es más que ideal desde donde estamos. La UE ha declarado el gas natural como un combustible “verde” y una parte clave de la transición energética. ¿Qué significa eso para MCF Energy?
     
    Hill: Eso es exactamente lo que me trajo a MCF. Tenía un profundo conocimiento de la geología europea y el entorno regulatorio había sido completamente renovado. La situación es tan ideal ahora que incluso me sacó de la jubilación. Alemania y Austria son la clave aquí porque han estado tan borrachos con el gas y el petróleo rusos durante décadas y décadas que no han desarrollado ninguno de sus propios recursos naturales. Está casi ahí para tomarlo. 
     
    Stafford : Entonces, ¿en qué has aterrizado allí?
     
    Hill : Al principio revisamos más de 20 proyectos y seleccionamos dos para comenzar, en Austria y Alemania. 
     
    Stafford : ¿Dónde perforarán primero?
     
    Hill : El primer taladro, que comenzará este mes y durará unos 40 días, se realizará en Austria, en el prospecto Welchau de MCF Energy en los Alpes austríacos. 
     
    Stafford : ¿Puede contarnos más sobre esa perspectiva y qué le atrajo?
     
    Hill : El anticlinal de Welchau es enorme. Es una estructura que se puede ver desde el espacio. Cubre más de 100 kilómetros cuadrados. En el siglo XX, encontraron petróleo y gas perforando anticlinales en la superficie, que son como grandes protuberancias en la superficie de la tierra, y eso es lo que vamos a hacer en Austria. . Esto es análogo a las grandes estructuras anticlinales descubiertas en la región del Kurdistán de Irak y en los Apeninos italianos, y en 1989, el OMV austriaco perforó un pozo a sólo cinco kilómetros al sur de nosotros y encontró gas. 
     
    Stafford : ¿Qué significa eso para MCF?
     
    Hill : Bueno, hemos encontrado hidrocarburos comprobados en el lado sur de Welchau. De este pozo sabemos que tenemos un yacimiento que produjo gas y condensado. Sabemos que tenemos una trampa porque podemos verla y ha sido estudiada cuidadosamente. Y sabemos que tenemos un sello para sellar todo. En otras palabras, la columna de hidrocarburos que quedó atrapada en ese pozo OMV era extremadamente gruesa. Por lo tanto, la capacidad de sellado, que para mí suele ser el principal riesgo de tales perspectivas, tiene una capacidad fenomenal. Entonces, todo lo que necesito para una acumulación importante de gas está ahí. 
     
    Stafford : ¿Puedes contarnos un poco sobre la geología y qué tan grande es el recurso que crees que tienes aquí?
     
    Hill :Bueno, Gaffney Cline, un evaluador independiente, en un P50, nos dio un potencial de 580 mil millones de pies cúbicos de gas en el mejor de los casos, junto con 10 millones de barriles de petróleo. Pero si el sello es tan bueno como creo, podría ser de un billón de pies cúbicos, junto con entre 15 y 20 millones de barriles de petróleo.   
     
    Stafford : No esperaba cifras como esas... 
     
    Hill : ¿Dónde más se podría buscar un objetivo TCF en tierra, especialmente con un costo de perforación tan bajo? Y hay un oleoducto nacional a sólo 18 kilómetros de distancia. No hay muchos lugares. 
     
    Stafford : ¿Y cuánto le costará perforar esto? 
     
    Hill : La estimación original era de 3,8 millones de euros, pero debido a los permisos, el acceso y ese tipo de cosas, estamos buscando un poco más, entre cuatro y posiblemente cinco millones de euros. 
     
    Stafford : ¿Y usted paga eso o lo divide con un socio?
     
    Hill :Estamos pagando el 50% de eso para ganar el 25%. 
     
    Stafford : Está bien. 50% por 25%, ¿y quién es el socio?  
     
    Hill : ADX, una empresa fuera de Australia con oficinas en Viena. Se hicieron cargo de varios activos de OMV cuando OMV abandonó el juego de exploración en Austria.  
     
    Stafford : ¿Qué sigue después de Welchau?
     
    Hill :Bueno, eso es lo que realmente me entusiasma. Lo que sigue es Alemania... El año pasado adquirimos una empresa privada alemana llamada Genexco y obtuvimos cuatro activos clave en el acuerdo. Estos activos han perforado previamente pozos y dos descubrimientos. Para equilibrar los activos de exploración de Genexco tenemos  Reudnitz , un campo de gas natural probado y de gran escala que también contiene un objetivo de exploración petrolera poco profundo. Estoy muy entusiasmado con nuestra concesión de Lech: un bloque de 10 kilómetros cuadrados con tres pozos previamente perforados y dos descubrimientos; Siguiendo la tendencia de los descubrimientos de Lech, se nos concedió el 100 % de la concesión de Lech East, que se encuentra alrededor de 100 kilómetros cuadrados junto a Lech. En agosto se nos adjudicó otro bloque, la concesión Erlenwiese, situada en Rhein Graben, que cubre unos 80 kilómetros cuadrados y varias perspectivas bien definidas. 
     
    Stafford : Ok, analicemos esto un poco... ¿Cuál es el más prometedor para MCF?
     
    Hill : Bueno, nos gustan las cuatro concesiones alemanas, pero la próxima perforación, justo después de Austria, será en Alemania, en Lech, y estamos en la etapa final de obtención de permisos aquí y la ubicación en la superficie está asegurada. Estamos reingresando al pozo Kinsau #1 previamente perforado. En 1983, este mismo pozo realizó pruebas con un caudal máximo de más de 24 MMCFD de gas natural. 
     
    Stafford :¿Quién perforó el pozo original al que usted está volviendo a ingresar y por qué fue abandonado en los años 80?
     
    Hill : Ese pozo fue perforado originalmente por Mobil. Estaban buscando petróleo y encontraron un yacimiento de gas primario con condensado asociado. Pasaron unos tres meses probándolo; su caudal final fue superior a 24 MMCFD de gas. Era un pozo absolutamente enorme con toneladas de gas natural. Lo abandonaron porque en aquel entonces no era económico. El gas no valía nada y estaban explorando en busca de petróleo, por lo que perforaron otro pozo hasta un objetivo más profundo y obtuvieron alrededor de 180 barriles de petróleo por día. No continuaron mucho más en ese momento porque los precios del petróleo estaban en el fondo del barril y este tipo de cambio no era económico a esta altura. Mobil perforó un tercer pozo que encontró el contacto entre agua y petróleo. Pero por alguna razón, tomaron sísmica 3D  después  de perforar estos tres pozos, que luego heredamos. 
     
    Stafford : Ese 3D debe haberles costado una fortuna para una perspectiva que estaban abandonando.
     
    Hill : Probablemente les costó millones porque el 3D cubría unos 120 kilómetros cuadrados, pero para nosotros es un tesoro escondido y no estamos en los años 80. Estamos utilizando el nuevo proceso de inteligencia artificial y aprendizaje automático en esta encuesta para identificar nuevos objetivos que no podían ver en el pasado. Esta nueva Europa está desesperada por desarrollar sus propios recursos naturales después de haber dependido tanto de los rusos durante tanto tiempo. 
     
    Stafford : ¿Cuánto costará volver a ingresar a este pozo, suponiendo que se cumpla el cronograma?
     
    Hill : MCF tiene una participación del 20% o totalmente financiada en esta concesión a través de su adquisición de Genexco, lo que significa que no pagará ninguno de los costes de perforación, hasta 5 millones de euros. 
     
    Stafford : Entonces, ¿cuál es su opinión sobre la probabilidad de que se produzca un impacto en este reingreso al pozo?
     
    Hill :Sabes, creo que desde una perspectiva de riesgo, no te lo perderás. Creo que hay un 99% de posibilidades porque está ahí. Quiero decir, el gas no se habría ido a ninguna parte, ¿verdad? También tenemos una zona petrolera que allá por el 83 producía casi 200 barriles por día de un pozo vertical. ¿Qué pasa si ponemos un pozo horizontal en esa cosa? Vamos a entrar y recrear bien el Mobil y estimular la zona. Sabemos dónde están los hidrocarburos. También tenemos núcleos de roca a través de él.
     
    Hemos pasado días revisando los núcleos de los pozos Mobil originales y tomándolos. Se tomaron hace 40 años y la tecnología de terminación ha mejorado dramáticamente en ese período de tiempo. Actualmente estamos realizando estudios con Halliburton y Schlumberger para determinar la mejor manera de mejorar la estimulación que hizo Mobil.  
     
    Stafford : ¿Qué tan grande crees que es el campo? ¿De cuánto gas estamos hablando potencialmente?
     
    Hill : MCF tiene estimaciones internas que justifican con creces nuestro interés sólo en el primer bloque de falla en Lech. . Estas estimaciones posiblemente podrían ser mayores dependiendo de dónde se encuentre el agua gaseosa. Recuerde, tenemos un 3D sobre esta cosa. Y la infraestructura es muy sencilla... La conexión del oleoducto está a menos de dos kilómetros de distancia. La compañía del gasoducto dice que nos proporcionarán una línea gratis si les dedicamos el gas. Y hay otro oleoducto nacional justo al sur de nosotros, que tendrá mayores capacidades.
     
    Stafford : ¿Hace cuánto que conoce la perspectiva de Lech y todo el 3D que estaba disponible, y por qué nadie más lo ha captado, especialmente dada la postura de Alemania desde que Rusia invadió Ucrania?
     
    Hill : MCF ha sido pionero en este espacio. Tenemos los datos desde hace casi un año y los de los pozos de Mobil desde hace más tiempo. Hemos analizado el 3D y la IA nos dijo que se podrían perforar más prospectos idénticos en las tierras abiertas al norte y al este. Pero nos quedamos callados porque habíamos solicitado esas zonas del norte y del este. En agosto de 2023 se nos adjudicó la concesión Lech East de 100 kilómetros cuadrados adyacente y justo al norte y al este del bloque Lech de 10 kilómetros cuadrados. Tuvimos que esperar para hablar de esta increíble perspectiva hasta que obtuvimos la concesión. Lech East compensa directamente y sigue la tendencia con este descubrimiento en el bloque Lech.  
     
    Stafford : ¿Puede explicarnos el aspecto tecnológico de cómo poner en práctica este tesoro de datos?
     
    Hill : En realidad, esa es una de las partes más interesantes de esta historia: nuestro equipo, que incluye un geólogo que tiene experiencia en aprendizaje automático y ayudó a desarrollar la técnica, está empleando lo último en inteligencia artificial para aprovechar al máximo esta detección remota. datos. Tomamos un pozo que contiene petróleo y gas y luego un pozo que es un pozo seco y ejecutamos los conjuntos de datos a través del programa de aprendizaje automático. En el pasado, antes de la IA, todo era una mirada “visual” en 3D para identificar dónde perforar y reducía nuestro riesgo, pero hay mucha más información en los datos. El aprendizaje automático cambia este juego. Tomamos el conjunto de datos de todos los pozos y la información 3D y lo dividimos en más de 50 componentes diferentes llamados "neuronas". Explotamos las neuronas dentro de un pozo que produce petróleo y gas frente a uno que no. Luego hacemos una resta simple y obtenemos un conjunto único de neuronas que indica porosidad, permeabilidad, petróleo, gas y agua. Luego le decimos a la máquina que busque ese conjunto único de neuronas de petróleo y gas en todo el conjunto de datos. Se identifican estas áreas y se detectan nuevos objetivos. Y con este tipo de análisis de datos de IA, nuestro geólogo de IA ha tenido una tasa de éxito del 80 % en la perforación de pozos en un área que yo nunca habría perforado con mis ojos. 
     
    Stafford : Parece una herramienta extremadamente poderosa. ¿Estás aplicando eso a los 100 kilómetros cuadrados de 3D?
     
    Hill : Absolutamente. Ya lo hemos hecho. Y nos guió para adquirir la concesión Lech East. Tenemos ubicaciones firmes en ese bloque de 100 kilómetros cuadrados y, si llegan, habrá múltiples ubicaciones de desarrollo en cada una de ellas. Las neuronas florecen y resaltan estos objetivos usando la IA, y son idénticas o muy similares a las que encontramos en los pozos exitosos de Mobil. 
     
    Stafford : Entonces, perforar el primer pozo costará hasta 5 millones de euros, pero lo obtendrás gratis... ¿Cómo deja eso tu posición de efectivo actual? Colina : En el barrio de 5 millones de canadienses. 
     
    Stafford :¿Cuáles son tus objetivos? Digamos ambas cosas si estos pozos impactan y ambos son espectaculares. ¿Qué estás buscando hacer? ¿Estás buscando convertirte en productor? ¿Está buscando traspasar la empresa a otra persona? ¿Cuáles son tus pensamientos aquí?  
     
    Hill : Ya sabes, todo está a la venta. Seamos sinceros. Pero nos estamos posicionando para llevarlo adelante con el desarrollo. 
     
    Stafford :¿Pero éstas tampoco son sus únicas perspectivas? ¿Puede contarnos más sobre los otros tres prospectos en Alemania?
     
    Hill : Nos acaban de adjudicar otra concesión en el Rhein Graben de Alemania llamada Ellenweise, que tiene un hermoso anticlinal cerrado con una zona plana. Y recientemente se ha realizado un descubrimiento justo al sur de nosotros. Actualmente estamos revisando la sísmica utilizando IA y seguimos acumulando otros prospectos de alto impacto.  
     
    Existe la posibilidad, por ejemplo, de que, si hiciéramos un gran descubrimiento en ese bloque de 10 kilómetros cuadrados, podamos venderlo para financiar el desarrollo de todos los pozos en el bloque de 100 kilómetros cuadrados.  
     
    Reconozco el riesgo en Austria, pero si se produce, será grande. Y Alemania es nuestro activo de alto impacto. Cuando eso suceda, y tenemos gran confianza en que así será, despegará a lo grande. 
     
    Stafford : ¿Por qué cree que MCF debería estar en el radar de todos en este momento? 
     
    Hill : Bueno, antes que nada, somos los primeros en actuar en este espacio. Estas perspectivas han existido durante décadas, pero nadie más saltó a tiempo después de que Rusia invadió Ucrania. También tenemos el talento. Al adquirir Genexco, contamos con algunas de las mejores personas de Europa que conocen el espacio y el entorno regulatorio. Son conocidos por los ministerios y las comunidades locales. Son operadores desde hace mucho tiempo. Y además con la adquisición de Genexco adquirimos 4 concesiones activas.  
     
    Stafford : ¿Cómo imagina que MCF encajará en la transición energética en general?
     
    Hill : La transición energética no terminará de desarrollarse hasta dentro de décadas. El viento no será suficiente, ni la tecnología solar actual lo será sin un gran avance en el almacenamiento de energía. La reconstrucción de la red de transporte costará muchos miles de millones de euros. Probablemente será otra cosa, como el hidrógeno, pero el gas natural tendrá que ser el combustible de transición. 
     
    Somos muy conscientes de nuestras responsabilidades en esta transición y también planeamos suministrar una parte de la energía que Europa necesita durante las próximas décadas para poder realizar esta transición. 
     
     
    Stafford :Gracias por tu tiempo, Jim. Buena suerte con las próximas campañas de perforación.
     
    Otras empresas a las que hay que prestar atención en la carrera mundial por la energía:
     
    TotalEnergies (NYSE:TTE)  siempre ha estado a la vanguardia del sector energético europeo. Su énfasis en el gas natural es evidente en su amplia infraestructura, desde gasoductos que atraviesan el continente hasta instalaciones de GNL de última generación. Esto es parte de una estrategia deliberada para ser líder en el futuro energético impulsado por el gas en Europa.
     
    Sin embargo, el petróleo sigue siendo un contribuyente importante al éxito de TotalEnergies. Su alcance global en la exploración y producción de petróleo es inmenso. Garantizar que estas operaciones sean eficientes, sostenibles y alineadas con los estándares ambientales globales es una prioridad, y las inversiones se destinan a tecnologías de perforación más limpias y optimizaciones de refinación.
     
    Los inversores que consideren TotalEnergies pueden encontrar una combinación de iniciativas progresistas en materia de gas natural y una base sólida en el sector petrolero, que ofrece crecimiento y estabilidad en un mercado energético en constante evolución.
     
    Eni (NYSE:E)  ha demostrado constantemente su adaptabilidad en el ámbito energético. Su avance en el segmento del gas natural, especialmente en las regiones del Mediterráneo y el norte de África, se alinea con la creciente demanda europea de esta fuente de energía más limpia.
     
    Paralelamente, el petróleo sigue siendo un elemento fundamental de las operaciones de Eni. Sus esfuerzos de exploración y refinación se extienden a nivel mundial, y la compañía innova continuamente para garantizar que sean ambientalmente sostenibles y eficientes.
     
    Para quienes estén considerando invertir, Eni ofrece una combinación atractiva. La postura agresiva de la compañía respecto del gas natural indica un potencial de crecimiento futuro, mientras que su profunda experiencia en petróleo ofrece una sensación de estabilidad y confiabilidad.
     
    Equinor (NYSE:EQNR) , el peso pesado de la energía de Noruega, ha desempeñado un papel decisivo a la hora de dar forma a la narrativa del petróleo y el gas en Europa. Pero a medida que los vientos de cambio barren el continente, Equinor también se ha adaptado, logrando avances notables en el hidrógeno y otras energías verdes.
     
    Sus proyectos de hidrógeno, en asociación con otros líderes de la industria, muestran su compromiso con un futuro energético sostenible. La visión de Equinor se extiende más allá del hidrógeno, con importantes inversiones en proyectos de energía eólica marina.
     
    BP (NYSE:BP) , un incondicional del sector petrolero, ha influido durante décadas en el panorama energético de Europa. Sin embargo, ante la dinámica cambiante de la energía, BP ha ampliado astutamente su participación en el ámbito del gas natural. Al reconocer el cambio europeo hacia combustibles más limpios, han aumentado sus inversiones en infraestructura de gas natural, tanto en términos de gasoductos como de terminales de gas natural licuado (GNL).
     
    Si bien el petróleo sigue siendo una parte importante de la cartera de BP y continúa contribuyendo enormemente a sus ingresos, la compañía reconoce el cambio en la demanda global. Han iniciado varios proyectos para garantizar la exploración petrolera sostenible, reducir la huella ambiental y optimizar la producción.
     
    Reconociendo la creciente importancia de este recurso en la matriz energética de Europa, Shell  (NYSE:SHEL)  ha ampliado sustancialmente sus empresas. Las inversiones tanto en gasoductos tradicionales como en terminales de GNL son significativas, lo que refleja una estrategia para capitalizar los cambiantes patrones de consumo de energía del continente.
     
    Al mismo tiempo, el petróleo sigue siendo una parte sustancial de la cartera de Shell. Sus operaciones de exploración, producción y refinación son vastas y cubren múltiples geografías y diversas complejidades. Shell continúa optimizando estas operaciones, integrando avances tecnológicos y garantizando que se respeten las consideraciones ambientales.
     
    Para los inversores, Shell ofrece un enfoque diversificado en el sector energético. Si bien el impulso por el gas natural es claro, la estabilidad y solidez que brindan sus extensas operaciones petroleras lo convierten en una propuesta atractiva en el mercado energético mundial.
     
    Suncor Energy (TSX:SU, NYSE:SU)  se destaca como una de las principales empresas energéticas integradas de Canadá. Destacan sus inversiones en el sector del gas natural, con considerables activos en el oeste de Canadá. Suncor ha estado aprovechando las vastas reservas de la región, con el objetivo de satisfacer las crecientes necesidades energéticas de América del Norte.
     
    Sin embargo, las arenas bituminosas siguen siendo el corazón de las operaciones de Suncor. Se encuentran entre los mayores operadores del mundo en este ámbito y utilizan tecnologías de vanguardia para garantizar una extracción eficiente. Su compromiso con la sostenibilidad es evidente, con esfuerzos continuos para reducir la huella de carbono y mitigar los impactos ambientales.
     
    Para los inversores, Suncor ofrece una rica combinación. Su posición en el sector de las arenas bituminosas garantiza ingresos estables, mientras que sus inversiones en el gas natural sugieren adaptabilidad a la dinámica cambiante del mercado.
     
    TC Energy (TSX:TRP, NYSE:TRP) , conocida principalmente por sus operaciones de oleoductos, desempeña un papel fundamental en la infraestructura energética de América del Norte. Sus gasoductos abarcan miles de kilómetros, lo que garantiza una distribución eficiente en todo el continente. Esta vasta red resalta la intención estratégica de TC Energy de estar en el corazón de la distribución de gas de América del Norte.
     
    Si bien están más orientados a la infraestructura, no se puede ignorar su participación en el petróleo. Sus oleoductos desempeñan un papel crucial al conectar las principales regiones de arenas bituminosas con refinerías y mercados, asegurando un flujo y distribución constantes.
     
    Para los inversores, TC Energy ofrece una propuesta única. Su dominio en infraestructura de gas natural y petróleo presenta estabilidad y una trayectoria de crecimiento continuo en línea con las demandas energéticas de América del Norte.
     
    Canadian Natural Resources (TSX:CNQ, NYSE:CNQ)  cuenta con una cartera diversa y sólida. Sus empresas en el sector del gas natural, especialmente en las regiones de Montney y Duvernay, reflejan una estrategia integral para aprovechar el potencial gasífero de Canadá.
     
    Sin embargo, el petróleo sigue siendo un contribuyente importante al éxito de CNRL. Con activos que van desde arenas bituminosas hasta crudo pesado, han demostrado su destreza en la gestión de diversas operaciones. Su énfasis en prácticas sustentables y eficiencia de costos los distingue en la industria.
     
    Los inversores que miran a CNRL están mirando una potencia. La combinación de sus extensos proyectos de gas natural con una sólida base en petróleo los convierte en uno de los principales contendientes en el sector energético.
     
    Por James Stafford  para Oilprice.com
     
  • 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
  • El almacenamiento de petróleo flotante global alcanza el nivel más alto desde octubre de 2020

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

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

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

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

    La empresa estatal NTPC Ltd., el mayor productor de electricidad de la India, tiene previsto empezar a construir más centrales de carbón este año, ya que el país sigue recurriendo a este combustible para satisfacer sus crecientes necesidades energéticas. 
     
    Es probable que NTPC, con sede en Nueva Delhi, adjudique pedidos de construcción de unos 4,5 gigavatios de centrales de carbón durante el ejercicio fiscal que comenzó este mes, según un funcionario al tanto de los planes, que pidió no ser nombrado antes de que se tome una decisión definitiva. Los proyectos se construirán en tres emplazamientos donde la empresa ya tiene centrales eléctricas.
     
    Los proyectos ponen de relieve que, aunque la India se fije ambiciosos objetivos de descarbonización a largo plazo, a corto plazo seguirá dependiendo de los combustibles fósiles más sucios para satisfacer una demanda eléctrica en rápido crecimiento. El calentamiento del planeta y la mayor penetración de los aparatos de aire acondicionado están haciendo que el consumo de energía alcance nuevos récords en el país.  
     
    NTPC, que el año pasado volvió a construir centrales de carbón tras un paréntesis de varios años, espera encargar la construcción de sendas centrales de carbón de 1,6 gigavatios en Lara y Singrauli, así como de 1,32 gigavatios en Meja, en Uttar Pradesh, durante el actual ejercicio fiscal, según el funcionario. 
     
    La empresa, el mayor consumidor de carbón de la India, pretende aumentar la producción de sus propias minas hasta 34 millones de toneladas este año fiscal, un 48% más que el año anterior, según el funcionario.
     
    Al mismo tiempo, la empresa está sentando las bases para añadir más energía libre de carbono. En Pudimadaka, un emplazamiento costero del estado de Andhra Pradesh que iba a albergar una central eléctrica de carbón de 4 gigavatios, la empresa proyecta ahora un centro ecológico de hidrógeno con generación renovable, fabricación de electrolizadores y producción ecológica de hidrógeno y amoníaco, según el funcionario.
     
    La empresa también tiene previsto vender este año una participación en su unidad de energía limpia, NTPC Green Energy Ltd., muy probablemente a través de una cotización pública, después de que fracasara un reciente intento de atraer a un inversor, según el funcionario.
     
    Por Rajesh Kumar Singh para Bloomberg
  • El jefe de renovables de Shell se marcha tras el cambio de estrategia del CEO

    El nuevo CEO, que asumió el cargo en enero, anunció el 14 de junio un giro hacia la producción de petróleo y gas.
    El director de generación renovable de Shell, Thomas Brostrom, abandona la empresa, según informó un portavoz el viernes, semanas después de que el consejero delegado, Wael Sawan, redujera sus planes de transición energética.
     
    Brostrom se incorporó a Shell en agosto de 2021 procedente del gigante de la energía eólica marina Orsted para dirigir la energía eólica marina en un momento en que la empresa planeaba un rápido crecimiento de sus operaciones eólicas y solares como parte de una estrategia para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero bajo el mandato del anterior consejero delegado, Ben van Beurden.
     
    En febrero de 2022, Brostrom se convirtió rápidamente en responsable de renovables, después de que Elisabeth Brinton dimitiera menos de dos años después de tomar las riendas.
     
    El Consejero Delegado Sawan, que asumió el cargo en enero, anunció el 14 de junio un giro hacia la producción de petróleo y gas, al tiempo que reducía las inversiones en energías renovables tras la presión de los inversores para que se centrara en los negocios más rentables.
     
    Sawan también introdujo una nueva estructura en la cúpula de la empresa que eliminaba el papel de Brostrom y la dividía en regiones.
     
    “Thomas Brostrøm ha decidido dejar Shell para buscar una oportunidad externa”, declaró la empresa.
     
    Le sucederá Greg Joiner, actual vicepresidente de Shell Energy Australia, al frente de Shell Energy Europe y Emerging Markets Power. Ajay Shah dirigirá la generación renovable en Asia, mientras que Mike Parker dirigirá la ingeniería eólica marina.
     
    Por Forbes Colombia.
     
  • El mercado espera que la OPEP+ mantenga la producción de petróleo sin cambios

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

    Los precios de referencia del gas natural de Europa y los fundamentos de la oferta y la demanda se han reflejado en los precios mundiales y asiáticos del GNL en las últimas semanas, dijo Rystad Energy en una nota el miércoles.
    Los precios en Europa han aumentado en las últimas dos semanas debido a interrupciones y mantenimiento en las plantas de procesamiento de gas en Noruega, que ahora es el mayor proveedor de gas a Europa después de que Rusia cortara las entregas a muchos clientes de la UE tras la invasión rusa de Ucrania.
    Después de semanas de caída de los precios en medio de una demanda moderada de GNL a nivel mundial y una débil demanda de la industria, los futuros del mes anterior en el centro TTF, el punto de referencia para el comercio de gas de Europa, han aumentado en los últimos días. A las 10:41 GMT del miércoles, el contrato de julio cotizaba a 42,12 dólares (38,57 euros) por megavatio-hora (MWh), que era mucho más alto que los 25 euros/MWh de hace tres semanas.
     
    Los problemas en la terminal de exportación de GNL Hammerfest de Noruega y el mantenimiento en las plantas de procesamiento de gas en Nyhamna y Kollsnes han mantenido limitados los flujos de gas, lo que lleva a precios spot más altos. El mantenimiento en el campo Oseberg costa afuera de Noruega también está reduciendo la oferta y contribuyendo a precios más altos.
     
    "Los precios de TTF parecen estar en un estado de flujo a medida que continúa reequilibrándose después de una serie de choques de suministro asociados con el gas del gasoducto noruego", escribieron los analistas de Rystad en la nota del miércoles publicada por Montel.
     
    El reciente aumento de los precios europeos ha impulsado un aumento en los precios spot de GNL de Asia.
     
    "Con la actividad en el mercado asiático del gas relativamente sin incidentes, la volatilidad de los precios es el resultado del marcador que rastrea el TTF", dijo Rystad Energy.
    El clima más cálido a medida que el hemisferio norte se dirige al verano también debería aumentar los precios del gas y el GNL con una mayor demanda de energía para la refrigeración.
     
    La semana pasada, los precios spot del GNL de Asia detuvieron una caída de semanas y se dispararon a un máximo de tres meses, según estimaciones de fuentes de la industria citadas por Reuters.
     
    El precio spot para la entrega al norte de Asia en agosto aumentó un 50% la semana pasada, en comparación con la semana anterior, a $ 13.50 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), el nivel más alto desde mediados de marzo.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • El petróleo a 100 dólares es malo para la economía (y para la OPEP+)

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

    Los precios del petróleo se han estado fortaleciendo en las últimas semanas. La tendencia no es de proporciones particularmente notables, con el Brent todavía estancado en los bajos 80 dólares y el West Texas Intermediate rondando los 80 dólares por barril.
    Sin embargo, esto podría cambiar más adelante este año, según ha predicho el estratega petrolero global de Morgan Stanley, Martijn Rats. De hecho, los precios podrían aumentar tan bruscamente que podrían tomar a algunos por sorpresa.
     
    "Existe la opinión en el mercado de que los productores no pertenecientes a la OPEP pueden satisfacer todo el crecimiento de la demanda este año y, por lo tanto, no hay mucho espacio incremental para el petróleo de la OPEP y eso significa que se depende de los continuos recortes de la OPEP",  dijo Rats  a CNBC. semana.
     
    Sin embargo, la realidad real ha demostrado ser un poco diferente de esa percepción, dijo el analista, diciendo a CNBC que “Por el lado de la oferta, estamos viendo una desaceleración en el esquisto estadounidense, hemos visto un comienzo tambaleante en Brasil [y] Hemos visto un comienzo tambaleante en Canadá. Esperábamos que los inventarios aumentaran, pero en lo que va del año se han mantenido bastante estables. Si en el primer trimestre los inventarios se mantienen estables, es posible que se reduzcan de manera bastante significativa durante el período de verano”.
     
    Curiosamente, la Administración de Información Energética revisó esta semana al alza su pronóstico para el crecimiento de la producción de petróleo de Estados Unidos este año, pero ajustó a la baja sus perspectivas de producción global. La EIA también revisó su pronóstico del precio del petróleo sobre esa base, y ahora espera que el Brent y el WTI terminen el año con una nota más alta de lo esperado anteriormente.
     
    "El menor crecimiento contribuye a caídas significativas en el inventario mundial de petróleo en nuestro pronóstico para el segundo trimestre de 2024 (2T24)", dijo la EIA   en su último Perspectiva Energética a Corto Plazo, sugiriendo que el ajuste del mercado que Rats de Morgan Stanley anticipa podría llegar antes. que más tarde.
     
    Esto ciertamente sorprendería a muchos que consideran que el mercado petrolero está bien abastecido, sobre todo debido a una serie de pronósticos que apuntan a una demanda más débil de China, el mayor impulsor de la demanda de petróleo en el mundo. Esta percepción de debilidad de la demanda contribuyó al movimiento dentro del rango de los precios del petróleo durante gran parte del año pasado, a pesar de que el mercado físico en realidad mostró una demanda récord del mayor importador mundial del producto básico en términos absolutos.
     
    Las preocupaciones sobre la economía global también sirvieron para alimentar esta percepción de que los precios del petróleo tienen un potencial alcista limitado. Esta preocupación ha tenido una base más sólida, ya que muchos países luchan por recuperarse del confinamiento pospandemia y otros, especialmente en Europa, se tambalean por una crisis energética que comenzó a finales de 2021 y que realmente recibió un impulso en 2022.
    Sin embargo, esta actitud también puede estar cambiando. La OPEP, en su último informe sobre el mercado petrolero,  expresó  una nota de optimismo sobre el crecimiento económico, revisando su pronóstico para este año entre un 0,1% y un 2,8%. El FMI fue aún más  optimista  el mes pasado cuando revisó su propio crecimiento del PIB global para este año al 3,1%, una revisión al alza del 0,2% con respecto a su proyección anterior.
     
    Esta es la razón por la que la OPEP reiteró su expectativa de un fuerte crecimiento de la demanda de petróleo este año, de más de 2,2 millones de barriles diarios, incluso cuando la Agencia Internacional de Energía sigue reduciendo sus propias proyecciones de demanda.
     
    De hecho, en un entorno donde la percepción dominante es que, primero, se debilita el crecimiento de la demanda china; segundo, Europa en crisis económica; y tres, la transición energética, es fácil suponer que los precios del petróleo seguirán débiles. Esta suposición, como muchas otras, puede resultar bastante errónea y ofrecer una desagradable sorpresa a quienes apuestan dinero en ella.
     
    En este momento, los precios están aumentando luego de una serie de ataques con drones por parte de Ucrania a refinerías rusas, lo que generó preocupación sobre la seguridad del suministro de combustible. También recibieron un impulso de otra ronda de retiros de inventarios de combustible en Estados Unidos, lo que sugiere un fortalecimiento de la demanda. El impulso temporal podría extenderse a medida que nos acercamos al inicio de la temporada de conducción, y las ventas de vehículos eléctricos parecen estar creciendo más suavemente que el año pasado. Podría extenderse y fortalecerse hasta tal punto que podría provocar una especie de shock.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • El principal comerciante de petróleo del mundo prevé un pico de demanda de petróleo después de 2030

    Vitol: Un ritmo más lento de la transición energética impulsará el pico de demanda de petróleo más allá de 2030.
    Un ritmo más lento de la transición energética impulsará el pico de demanda de petróleo más allá de 2030, según el mayor comerciante independiente de petróleo del mundo, Vitol Group. 
     
    "La demanda de petróleo todavía tiene unos cuantos años para aumentar... antes de estabilizarse", dijo el director ejecutivo de Vitol, Russell Hardy, en la Semana Internacional de la Energía en Londres, según informó  Reuters.
     
    Según el ejecutivo, la demanda mundial general de petróleo, gas natural y carbón también alcanzará su punto máximo más tarde de lo esperado, ya que la transición energética avanza más lentamente de lo que se pensaba inicialmente. 
     
    La visión de Vitol sobre el pico de demanda de petróleo es varios años posterior a la de la Agencia Internacional de Energía (AIE), que aboga por una transición energética más rápida y ha insistido desde hace medio año en que la demanda mundial de petróleo alcanzará su punto máximo antes de 2030. 
     
    Según la agencia con sede en París, la demanda de todos los combustibles fósiles (petróleo, gas natural y carbón) alcanzará su  punto máximo antes de 2030 , lo que socavará los argumentos a favor de aumentar la inversión en combustibles fósiles. 
     
    Vitol, sin embargo, dice que los mercados energéticos han cambiado en los últimos meses y que el pico del petróleo no se produciría en esta década. 
     
    "Estuvimos de acuerdo con ese punto de vista hace 12 a 24 meses, pero ahora somos de la opinión de que el ritmo del cambio es más desafiante, por lo que es probable que se desplace hacia principios de la década de 2030", dijo Hardy de Vitol en la conferencia de esta semana, según lo llevado por  Ciudad AM.
     
    El ritmo del cambio se ha visto desafiado por tasas de interés más altas, problemas en la cadena de suministro y bajos retornos para los desarrolladores de proyectos renovables, y una reacción pública contra algunos gobiernos que imponen opciones más costosas a los consumidores para su suministro de energía.  
     
    La transición energética está ocurriendo, pero no será tan rápido como les hubiera gustado a los fanáticos ambientalistas. Por lo tanto, el consumo de petróleo y gas seguirá creciendo, incluso si el ritmo de crecimiento haya alcanzado su punto máximo. 
     
    La mayoría de los analistas y bancos esperan que la demanda máxima de petróleo se produzca a principios de la década de 2030, como lo hace Vitol ahora. El “principio del fin de los combustibles fósiles” de la AIE en esta década no es compartido por muchos. 
     
    La OPEP, que tiene un gran interés en que la demanda de petróleo siga creciendo durante décadas, prevé una demanda sólida incluso en el largo plazo. El año pasado, el cártel  elevó significativamente  su estimación a largo plazo en su último informe anual  World Oil Outlook , con una demanda mundial de petróleo estimada en alrededor de 116 millones de barriles por día (bpd) en 2045, 6 millones de bpd más que la evaluación anterior de 2022. 
    La OPEP espera que la demanda mundial de petróleo aumente en más de 16 millones de bpd entre 2022 y 2045, pasando de 99,6 millones de bpd en 2022 a 116 millones de bpd en 2045. 
     
    Incluso cuando el crecimiento de la demanda de China se desacelere,  India surgirá como el principal impulsor  del crecimiento del consumo mundial de petróleo, según la OPEP y muchos otros pronosticadores, analistas y bancos de inversión. 
     
    Los analistas dicen que el fuerte crecimiento económico de la India en el mediano plazo aumentaría la demanda de petróleo, al igual que la continua urbanización e industrialización. La OPEP dijo en su último pronóstico anual que India sería el motor del crecimiento de la demanda de petróleo hasta 2045, y espera agregar 6,6 millones de bpd a la demanda de petróleo para entonces. 
     
    Con India impulsando el crecimiento de la demanda de petróleo y los formuladores de políticas recalibrando su enfoque hacia las vías de transición energética, es poco probable que la demanda máxima de petróleo ocurra en esta década, escribió el secretario general de la OPEP, Haitham Al Ghais, en un  artículo  publicado en el sitio web de la OPEP el mes pasado. 
     
    "Hoy, lo que está claro es que el pico de demanda de petróleo no aparece en ningún pronóstico confiable y sólido a corto y mediano plazo", dijo Al Ghais. 
     
    El pico de demanda de petróleo no se producirá en 2030, escribió Al Ghais de la OPEP, debido a que los responsables políticos reevaluarán su enfoque sobre las vías de transición energética y al rechazo de los consumidores. Una industrialización más rápida en los países en desarrollo y el surgimiento de una clase media más grande allí, una expansión de los servicios de transporte y una mayor demanda y acceso a la energía también son factores que impiden el pico de la demanda de petróleo en esta década, según el secretario general de la OPEP.
     
    “Después de todo, el petróleo crudo y sus derivados tienen una presencia constante en nuestra vida diaria, aportan productos cotidianos vitales y ayudan a garantizar la seguridad energética y el acceso a la energía de una manera ampliamente disponible y asequible”, escribió Al Ghais.
     
    “Una y otra vez, el petróleo ha desafiado las expectativas en cuanto a picos. La lógica y la historia sugieren que seguirá haciéndolo”. 
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
     
  • El recorte de la OPEP no logró elevar los precios del petróleo, pero el año aún no ha terminado

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

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

    Parece que el sentimiento alcista finalmente ha estallado en los mercados petroleros, ayudado por la incertidumbre geopolítica y una perspectiva de demanda cada vez más optimista.
    Los futuros del Brent han superado los 85 dólares por barril por primera vez desde noviembre, lo que indica que el sentimiento de mejora gradual, impulsado aún más por los ataques con aviones no tripulados ucranianos a las refinerías rusas esta semana y la disminución de los inventarios estadounidenses, llegó para quedarse. 
    La Casa Blanca muestra descontento con la adquisición de acero por parte de Estados Unidos. Se rumorea que la administración Bidenha expresado su preocupación por la adquisición por parte de Nippon Steel de la icónica siderúrgica US Steel (NYSE:X) , por 14.900 millones de dólares, citando preocupaciones de seguridad nacional y la falta de consultas con los sindicatos. 
     
    Los ataques con drones provocan mayores exportaciones de petróleo ruso. Después de que esta semana se produjeran varios ataques con aviones no tripulados a gran escala contra refinerías rusas en Nizhny Novgorod, Riazán y Novoshakhtinsk, el Ministerio de Energía de Rusia dijo que las exportaciones de crudo del país aumentarán, desafiando los compromisos de la OPEP+.
     
    "Glencore considera trasladar la cotización principal a Australia". El inversor activista Tribeca Investment Partners ha pedido al gigante minero Glencore (LON:GLEN) que traslade su cotización principal de Londres a Sydney y aborte los planes de escindir su lucrativo negocio de carbón para impulsar el precio de sus acciones. 
     
    Mauricio emerge como centro clave de abastecimiento de combustible para los petroleros desviados. Después de que los comerciantes globales Mercuria y Trafigura suspendieran las operaciones de reabastecimiento de combustible en Sudáfrica por una disputa fiscal con las autoridades locales, Mauricio se ha convertido en la principal estación de reabastecimiento de combustible para todos los buques cisterna que evitan el Mar Rojo y rodean el Cabo de Buena Esperanza. 
     
    El frenesí de fusiones y adquisiciones en Estados Unidos aún está lejos de terminar. La firma de inversión estadounidense Kimmeridge Energy Management hizo una oferta mejorada de 2.100 millones de dólares por el productor de petróleo y gas SilverBow Resources (NYSE:SBOW) , centrado en Eagle Ford, proponiendo crear una empresa combinada y comprometiéndose a proporcionar la financiación necesaria. 
     
    Las principales fundiciones de China acuerdan recortes de producción. Se informa que las principales fundiciones de cobre de China, Jiangxi Copper, Tongling, Jinchuan Group y China Copper, han concluido un inusual acuerdo para reducir la producción, ya que las tarifas al contado para procesar concentrado de cobre cayeron a su nivel más bajo en una década.  
     
    Nord Stream demanda a las aseguradoras por 440 millones de dólares. El operador de oleoductos Nord Stream AG está reclamando 440 millones de dólares a sus aseguradoras Lloyd's Insurance y Arch Insurance en una demanda presentada ante el Tribunal Superior de Londres, semanas después de que Suecia y Alemania encontraran rastros de explosivos relacionados con el incidente. 
     
    La ambiciosa agenda verde del Reino Unido se pone a prueba con la realidad del gas. El gobierno del Reino Unido propone construir nuevas centrales eléctricas alimentadas con gas, y el Ministerio de Energía sugiere que se necesitarían 5 GW de capacidad de generación para evitar apagones en medio de un giro hacia las energías renovables.
     
    Recortando los precios del combustible, India se prepara para las elecciones. Los minoristas estatales de combustible de la India están reduciendo el precio de la gasolina y el diésel esta semana a 94,72 y 87,62 rupias por litro respectivamente, el primer cambio en dos años, antes de las elecciones generales indias de 2024, que se celebrarán en abril y mayo. 
     
    "Estados Unidos encarga el primer gran parque eólico marino". Esta semana se inauguró el primer parque eólico marino a escala comercial de Estados Unidos, el proyecto South Fork Wind de 132 MW operado por Orsted (CPH:ORSTED) y Eversource (NYSE:ES) a unas 35 millas de Long Island, Nueva York.
     
    China descubre otro enorme yacimiento petrolífero. La petrolera estatal china CNOOC, centrada en alta mar  , informó sobre el descubrimiento de Kaiping South en aguas profundas del Mar de China Meridional, y se cree que el hallazgo contiene más de 100 millones de toneladas de petróleo equivalente en volúmenes recuperables. 
     
    El gas venezolano atrae a una importante petrolera clave. Al mismo tiempo que el campo Dragon de 3,2 TPC de Shell, la petrolera británica BP (NYSE:BP) está en conversaciones con la venezolana PDVSA para desarrollar el campo de gas Manakin-Cocuina, a ambos lados de la frontera de Venezuela y Trinidad y Tobago, para alimentar Atlantic LNG.
     
    La AIE continúa mejorando las perspectivas de demanda para 2024. La Agencia Internacional de Energía elevó su visión sobre el crecimiento de la demanda de petróleo para 2024 por cuarta vez desde noviembre, esperando que aumente 1,3 millones de b/d, 110.000 b/d más que su pronóstico del mes pasado.
     
    Por Michael Kern para Oilprice.com
  • Exxon elige a BlackRock como comprador de su participación del 71% en la terminal italiana de GNL

    ExxonMobil ha seleccionado al mayor gestor de activos del mundo, BlackRock, como comprador de su participación del 70,7% en Adriatic LNG, la primera terminal de importación de regasificación de Italia, dijo el miércoles la gran empresa estadounidense a Reuters.
    Exxon posee actualmente el 70,7% de Adriatic LNG a través de su filial ExxonMobil Italiana Gas. Los otros accionistas de la principal terminal de importación de GNL de Italia frente a la costa del Adriático, en el norte de Italia, son una unidad de QatarEnergy con una participación del 22% y el operador de la red de gas estatal italiano Snam con un 7,3%.
     
    Según fuentes anónimas que hablaron con Reuters, Snam podría aumentar su participación en Adriatic LNG al 30% para obtener derechos de gobernanza sobre la terminal de importación de GNL.
     
    Exxon aún no ha llegado a un acuerdo final sobre la venta, dijo a Reuters un portavoz de la gran empresa.
     
    La compañía estadounidense dijo a principios de este año que planeaba vender su participación en Adriatic LNG como parte de su estrategia para deshacerse de activos no esenciales.
     
    Al menos cuatro inversores institucionales y fondos de infraestructura, incluido BlackRock, estaban siendo considerados para el acuerdo, informó Reuters en mayo. En aquel entonces, las expectativas eran que el acuerdo valoraría toda la terminal Adriatic LNG en alrededor de 840 millones de dólares (800 millones de euros).
     
    Las terminales de regasificación y los planes para más instalaciones de importación de GNL en Italia y el resto de Europa han sido el foco de atención de muchos gobiernos de la UE después de la invasión rusa de Ucrania y la interrupción de una gran parte del suministro de gas por gasoducto ruso a muchos de los anteriores clientes de Moscú en la UE. .
    Alemania, los Países Bajos, Italia y Grecia han estado agregando nueva infraestructura de importación de GNL a medida que las importaciones europeas de GNL han aumentado desde principios de 2022 para compensar la falta de gas ruso, que la UE planea deshacerse por completo para 2027.
     
    En Italia, la terminal de importación de GNL más nueva de Piombino recibió en julio el primer cargamento comercial de GNL procedente de una planta de licuefacción de Sonatrach en Argelia.
     
    La energética italiana Eni, que entregó el cargamento, ha dicho que espera que Italia elimine las importaciones de gas ruso dentro de dos años.
     
    Italia, uno de los mayores compradores de gas ruso en Europa antes de la invasión rusa de Ucrania, será independiente del gas de Moscú para el invierno de 2024/2025, dijo en enero de este año el director general de Eni, Claudio Descalzi.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Fenómeno de El Niño generaría un calor mayor durante 2 años

    Según la OMM, este fenómeno tiene 80 % de probabilidades de desencadenarse en septiembre.
     
    La Organización Meteorológica Mundial (OMM) alertó el 3 de mayo que existen crecientes posibilidades de que el fenómeno de El Niño, tradicionalmente asociado a un aumento de las temperaturas, se registre en los próximos meses y produzca al menos dos años de mayor calor, después de haber sufrido el planeta ya entre 2015 y 2022 los ocho años más cálidos desde que se tiene registro.
     
    "Esperamos un grave aumento de la temperatura global en los próximos dos años", anticipó en rueda de prensa el director del departamento de servicios de predicción de la OMM, Wilfran Mufuma, quien no obstante subrayó que hay que esperar nuevos estudios para cuantificar este mayor calentamiento.
     
    Según el informe presentado el 3 de mayo por el experto en rueda de prensa desde Ginebra, el fenómeno de El Niño, que en unas regiones del planeta suele acompañarse de inundaciones y en otras de sequías, tiene un 60 por ciento de posibilidades de desencadenarse antes de julio, y la probabilidad aumenta al 80 por ciento hacia septiembre.
     
    Oscilación Niño-Niña
    El fenómeno de El Niño y su variante inversa, La Niña (ligada en principio a un enfriamiento del clima) son máximos y mínimos de oscilación térmica en las aguas del Pacífico Sur, actualmente en situación "neutral" tras tres años en los que rigió La Niña (un periodo inusualmente largo).
     
    Mediciones del agua en superficie ya han mostrado que la temperatura del Pacífico nuevamente aumenta, lo que ha llevado a los expertos a anticipar la llegada de El Niño, que podría ir asociado a más lluvias en el sur de Ecuador, el noroeste de Perú, el sur de Brasil, el noreste de Argentina, el sureste de Paraguay, Uruguay, el centro de Chile y el norte de México, según los gráficos de OMM.
     
    Sin embargo, "en grandes extensiones de la Amazonía, El Niño en otras ocasiones ha ido asociado a sequías", subrayó Mufuma, mientras la OMM también suele vincular este fenómeno a escasez de precipitaciones en Indonesia, Australia, el sur de África y el subcontinente indio. La duración y la intensidad de este periodo de El Niño aún no se pueden pronosticar, aunque habitualmente suele extenderse entre nueve meses y un año.
     
    El anterior Niño ya trajo récords
    El anterior ciclo de El Niño (2014-2015) contribuyó a que un año después, en 2016, las temperaturas del planeta fuesen las más elevadas desde que se tienen registros, por lo que en esta ocasión también podría causar sus peores efectos con cierto retraso, por lo que la OMM prevé que lleguen en 2024.
     
    En el hemisferio norte, el aumento de la temperatura de las aguas favorece el desarrollo de huracanes en el Pacífico, pero dificulta la formación de los mismos en el océano Atlántico. En las últimas semanas, algunos de los países que pueden verse potencialmente afectados por El Niño ya han comenzado a emitir alertas por lluvias en algunas regiones.
     
    La Niña enfría menos
    La preocupación por un incremento de temperaturas aumenta si se tiene en cuenta que los tres años de dominio de La Niña no pudieron contrarrestar el calentamiento global y coincidieron, por ejemplo, con la grave ola de calor vivida por Europa y otras regiones el pasado año en el verano boreal.
     
    "Usualmente, La Niña ofrecía cierta pausa en el calentamiento global, pero con el cambio climático también ese periodo está siendo más cálido", señaló Mufuma. La OMM ofrecerá a mediados de este mes un nuevo informe con previsiones de aumento de temperaturas para los próximos cinco años, según anticipó en la misma rueda de prensa de este miércoles la portavoz de la organización, Clare Nullis.
     
    El pasado 21 de abril, el último informe sobre el estado del clima de la OMM confirmó que 2022 fue el quinto o sexto año más cálido desde que se tienen registros, con una temperatura 1,15 grados por encima de la media de los niveles preindustriales (1850-1900).
     
    EFE
     
  • Gazprom de Rusia mira hacia África para la producción de gas

    Gazprom está lista para ayudar a los países africanos a producir gas natural, dijeron representantes del gigante ruso del gas en una reunión con funcionarios de países africanos en Johannesburgo esta semana.
    "Creo que la experiencia de Gazprom en la implementación de proyectos de construcción de gasoductos y gas natural licuado podría ser de interés para los socios sudafricanos", dijo el embajador ruso en Sudáfrica, Ilya Rogachev, citado por Interfax en la mesa redonda para discutir los beneficios del gas natural. para África  
    Representantes de nueve países africanos (Argelia, Angola, Ghana, Egipto, Kenia, Mozambique, Nigeria, Tanzania y Sudáfrica) asistieron a la reunión.
     
    Mientras que Occidente ha evitado los recursos energéticos rusos y ha cerrado la mayoría de los espacios aéreos a los aviones y vuelos comerciales rusos desde la invasión rusa de Ucrania, los países africanos han seguido manteniendo estrechos vínculos con Rusia.
     
    “Gazprom está abierto a discutir propuestas constructivas y mutuamente beneficiosas que facilitarían el desarrollo económico y mejorarían la vida de las personas en los países africanos”, dijo Dmitry Khandoga, jefe del departamento de actividades económicas exteriores de Gazprom.
     
    El aumento de la producción de gas natural en África ayudará a satisfacer la creciente demanda de energía, escucharon los asistentes a la mesa redonda.
     
    Sin embargo, la mayor parte del gas producido en África se exporta, dijeron los representantes de Gazprom. 
    “Por ejemplo, uno de cada tres residentes de Nigeria, el mayor exportador de GNL de África, no tiene acceso a la energía”, según la empresa rusa.
     
    Irónicamente para Rusia, la mayor parte del gas natural producido en África termina en Europa, que está comprando más gasoductos y suministro de GNL de África para reemplazar el suministro de gasoductos de la rusa Gazprom.
     
    Las grandes del petróleo y el gas ahora buscan firmar acuerdos adicionales en el Mediterráneo y África para suministrar gas a Europa, que quiere deshacerse del gas ruso para 2027.
     
    El director ejecutivo de Eni, Claudio Descalzi, dijo al Financial Times a principios de este año que  Europa debería buscar en África  un eje energético "sur-norte" para las entregas de gas.   
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Goldman y otros ven probabilidades crecientes de otro recorte de producción de la OPEP+

    Si la intención de Rusia era hacer que el petróleo se derrumbara después de que su ministro de petróleo dijera la semana pasada que  la OPEP+ no tiene intenciones de recortar la producción , invitando en el proceso a otra ronda de posiciones cortas y CTA bajistas, bueno... misión cumplida: el miércoles el petróleo cayó más de 3% luego de los últimos datos pésimos del PMI chino, y luego de una caída del 4.4% el martes, el oro negro ahora está en camino a su peor mes desde noviembre de 2021. Pero el verdadero impulsor detrás del último volcado es la reversión de la especulación de la semana pasada de que un El recorte de la OPEP+ puede venir luego de una  amenaza apenas velada del ministro de energía de Arabia Saudita.
    Aún así, muchos se sorprendieron por la velocidad y la ferocidad de la última caída y, como escribe el comerciante de Goldman John Flood durante la noche,  "hoy nos salpicaron con preguntas sobre la debilidad en el complejo petróleo/materias primas más amplias".
     
    Su réplica: "El sentimiento en torno a los márgenes de refinación silenciados de Asia + la recuperación industrial europea son vientos en contra.  El posible acuerdo de deuda de EE. UU. Incluye la reanudación de los reembolsos de préstamos estudiantiles de EE. UU. a partir de septiembre, lo que podría afectar el gasto discrecional y muestra cómo el vaso medio vacío tiene el mkt convertirse en."
     
    Luego están los aspectos técnicos: las estrategias de futuros de Goldman estiman que  los CTA son contratos petroleros cortos de $ 10 mil millones , por lo que el posicionamiento sigue siendo justo, a pesar de que el titular de la OPEP de la semana pasada sobre la advertencia a los especuladores de que "Cuidado" parece haber agregado algo de extensión a principios de semana, lo que esta voluntad se deshace una vez más después de los comentarios de Novak.
     
    En cuanto a la reunión de la OPEP de este fin de semana, Flood escribe que "parece que las expectativas son bastante bajas.  Si recortan, ayuda al frente pero genera capacidad adicional, si no lo hacen, el mercado podría preguntarse si $ 70 se mueven de un piso a un Todo esto sugiere que cualquier espuma que se haya agregado la semana pasada ha salido".
     
    Esta mañana, el equipo de materias primas de Goldman publicó una versión más detallada ( disponible para profesionales en el lugar habitual ), en la que Jeffrey Currie y Daan Struyven escriben que "esperan que los nueve principales productores de la OPEP+ que anunciaron recortes voluntarios de producción en abril mantenga la producción sin cambios,  pero utilice una retórica agresiva parcialmente compensatoria".
     
    Una posibilidad, según Goldman, es oficializar estos recortes voluntarios y ampliar los recortes a los productores más pequeños. Si bien las restricciones en la producción de estos productores más pequeños implican solo un impacto modesto de un anuncio más amplio a la producción real, el banco sospecha que la alianza querrá señalar una fuerte cohesión.
     
    Mientras tanto, Goldman pronostica una espera para los principales productores porque es probable que primero quieran observar el impacto de los nuevos recortes que recién comenzaron este mes (en realidad, no lo han hecho, ya que Rusia ha estado recortando la producción solo verbalmente, mientras que sus exportaciones se mantienen cerca de un nivel récord). . Aparte, la OPEP nunca ha recortado dentro de los tres meses posteriores a un recorte anterior  con las existencias tan bajas como hoy.
     
    "Las señales de que el mercado sigue encaminado para los déficits H2, el cumplimiento incompleto de Rusia y varios comentarios recientes de la OPEP+ y los responsables de la política energética de EE. sobre la salida.
     
    1. En primer lugar, las proyecciones de la OPEP y los datos de inventarios sugieren que el mercado sigue encaminado hacia déficits grandes y sostenidos en el segundo semestre  con una producción de la OPEP sin cambios. La OPEP, la AIE y nuestro equipo continúan pronosticando que el crecimiento sólido de la demanda mundial de petróleo superará el crecimiento de la oferta fuera de la OPEP este año (Gráfico 2).
    2. En segundo lugar,  nuestro pronóstico de suministro de Rusia sugiere que la producción de Rusia ha caído menos de los 500kb/d prometidos . El Wall Street Journal también informa que "funcionarios saudíes se han quejado ante altos funcionarios rusos y les han pedido que respeten los recortes acordados". Sospechamos que los formuladores de políticas de la OPEP probablemente primero querrán ver evidencia más sólida del cumplimiento total de Rusia antes de anunciar recortes más profundos.
    3. En tercer lugar, varios comentarios recientes de los formuladores de políticas de la OPEP+ también apuntan a una suspensión. Por ejemplo, el Ministro de Energía de Irak dijo que "no habrá reducción adicional".
    4. En cuarto lugar,  los comentarios recientes de la secretaria de Energía de EE. UU., Jennifer Granholm, de que EE. UU. podría comenzar a comprar petróleo para SPR después de junio , y el anuncio de una compra modesta de SPR de 3 mb sugiere que la frustración de la OPEP con las políticas energéticas occidentales, que probablemente contribuyó a la sorpresiva reducción de Abril: puede haber bajado.
     
    Dicho todo esto, Goldman ve una " probabilidad subjetiva considerable del 35%"  de que los principales productores de la OPEP anuncien recortes más profundos el domingo porque los precios del petróleo están claramente por debajo de nuestra estimación de $ 80-85 / bbl de la opción de venta de la OPEP. Un posicionamiento muy bajo, la determinación saudí de no dar rienda suelta a los especuladores y la decisión de reunirse en persona también sugieren que es probable que se discutan recortes más profundos.
     
    Mirando más allá de la reunión del domingo, Goldman cree que el elevado poder de fijación de precios de la OPEP debería permitirle al grupo ofrecer recortes adicionales si los precios del petróleo se mantuvieran por debajo de $80/bbl en el segundo semestre.
     
    Goldman no es el único que asigna probabilidades no triviales y crecientes de un recorte de tasas: según RBC, la OPEP+ puede acordar un "recorte reducido" de la producción cuando el grupo se reúna este fin de semana "dada la debilidad de los precios del petróleo y la continua necesidad de mayores ingresos en los países productores".
     
    En una nota de Helima Croft de RBC, escribe que "la decisión de celebrar una reunión en persona en Viena plantea la posibilidad de que el grupo pueda implementar un recorte más profundo para respaldar los precios", aunque también está sobre la mesa mantener los niveles de producción actuales.
     
    Croft señala que "la OPEP+ no quiere verse superada por los vientos en contra macroeconómicos y el sentimiento agrio del mercado" y, aunque hay una parte del mercado que piensa que la OPEP+ puede volver a un enfoque de participación de mercado, "no hay señales de que Arabia Saudita esté tratando de repetir el Guerra de precios de marzo de 2020 con Moscú".
     
    Finalmente, un tercer banco también intervino de la noche a la mañana, cuando Standard Chartered dijo en una nota que si bien " los fundamentos del mercado mundial del petróleo no justifican los recortes de producción de la OPEP+, el entorno macroeconómico deficiente sí lo hace".
     
    Los ministros de la OPEP+ podrían adoptar un enfoque paciente y mantener los objetivos actuales a la espera de precios más altos a medida que el mercado se contrae, escribieron analistas como Emily Ashford y Suki Cooper, quienes también señalaron que si el grupo quiere ser cauteloso, podrían responder a las preocupaciones de los cortos macroeconómicos. y hacer un nuevo recorte de precaución para señalar que se ha cubierto cualquier posible inconveniente macroeconómico.
     
    “Creemos que la decisión está finamente equilibrada; Si bien no detectamos un gran apetito entre los ministros por más recortes, tampoco detectamos ningún apetito por permitir que los inversores macroeconómicos tengan rienda suelta para abrir la caída de los precios del petróleo”.
     
    Por Zerohedge.com
     
  • Irak firma un acuerdo de energía de $ 27 mil millones largamente esperado con TotalEnergies

    El gobierno de Irak y TotalEnergies firmaron hoy un acuerdo largamente esperado por valor de $ 27 mil millones que debería hacer crecer la producción de petróleo de Irak y aumentar su dependencia del gas doméstico para la generación de energía.
    El acuerdo también implica el desarrollo de energía baja en carbono en Irak, informó Reuters .
     
    El acuerdo se remonta a 2021 cuando TotalEnergies firmó  acuerdos multienergéticos en Irak para la construcción de una nueva red de gas y unidades de tratamiento, la construcción de una unidad de tratamiento de agua de mar a gran escala y la construcción de una planta de energía fotovoltaica de 1 gigavatio en la región sur iraquí de Basora.
     
    La empresa francesa firmó acuerdos con los Ministerios iraquíes de Petróleo y Electricidad y la Comisión Nacional de Inversiones del país.
     
    Parte de la propuesta era la construcción de instalaciones para recuperar gas asociado que se está quemando en tres campos petroleros y así suministrar gas a 1,5 GW de capacidad de generación eléctrica en una primera fase, aumentando a 3 GW en una segunda fase, y también desarrollará 1 GWac de capacidad de generación de electricidad solar para abastecer la red regional de Basora.
     
    Irak es actualmente uno de los mayores productores de petróleo de quema de gas a nivel mundial.
     
    La cantidad inicial que se invertiría en el megaacuerdo era de 10.000 millones de dólares, que se distribuirían a lo largo de 25 años, pero la finalización del acuerdo se retrasó debido a disputas en el gobierno de Irak sobre los términos del acuerdo.
    Finalmente, a principios de este año, las autoridades de Bagdad acordaron una participación menor del 30% en los proyectos, por debajo del 40% propuesto inicialmente, despejando el camino para la finalización del acuerdo.
     
    Según los términos finales del acuerdo que las dos partes firmaron hoy, TotalEnergies tendrá el 45 % de las empresas y QatarEnergy tendrá el resto del 25 %. Una empresa saudí, ACWA Power, ha sido invitada a participar en el proyecto de construcción de una planta solar para Basora.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • La AIE recorta el pronóstico de crecimiento de la demanda de petróleo por primera vez este año

    Los vientos en contra persistentes en la economía han llevado a la Agencia Internacional de Energía (AIE) a reducir su pronóstico de crecimiento de la demanda mundial de petróleo por primera vez este año.
    La agencia continúa viendo una demanda mundial de petróleo récord en 2023, de 102,1 millones de barriles por día (bpd), mostró el jueves su Informe del Mercado del Petróleo, seguido de cerca.
     
    Sin embargo, el ritmo de crecimiento de la demanda se redujo en 220.000 bpd desde la proyección del mes pasado, la primera revisión a la baja del crecimiento de la demanda de petróleo para este año por parte de la AIE.
     
    “Los vientos en contra macroeconómicos persistentes, evidentes en una caída cada vez más profunda de la fabricación, nos han llevado a revisar a la baja nuestra estimación de crecimiento para 2023 por primera vez este año”, dijo la agencia.
     
    El crecimiento de la demanda china sigue sorprendiendo al alza, señaló la AIE, pero la demanda en las economías desarrolladas, especialmente en Europa, ha estado languideciendo en medio de una desaceleración de la actividad industrial. Se espera que China represente el 70% del crecimiento de la demanda mundial de petróleo este año, que ahora se espera en 2,2 millones de bpd, por debajo de los 2,4 millones de bpd esperados hace un mes.
     
    “La demanda mundial de petróleo está bajo la presión del desafiante entorno económico, sobre todo debido al drástico endurecimiento de la política monetaria en muchos países avanzados y en desarrollo durante los últimos doce meses”, dijo la AIE.
     
    En lo que va del año, la oferta mundial de petróleo ha sido suficiente para satisfacer la demanda. En junio, por ejemplo, el suministro estuvo solo 70.000 bpd por debajo de los niveles de octubre pasado antes de que comenzara la primera ronda de los últimos recortes de la OPEP+. Un aumento en la producción de petróleo iraní y la recuperación de la producción en Kazajstán y Nigeria aseguraron un mercado bien abastecido el mes pasado. , dijo la AIE.
     
    Pero con el recorte adicional de 1 millón de bpd de Arabia Saudita este mes y el próximo, la oferta podría caer y endurecer el mercado, agregó la agencia.
     
    Las “retiradas en curso del petróleo en el agua y los recortes más profundos en el suministro a partir de este mes sugieren que el mercado del petróleo pronto podría experimentar una volatilidad renovada”, concluyó la AIE.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • La carrera para asegurar contratos de GNL a largo plazo

    Los inventarios globales de GNL pueden estar en un nivel récord en medio de una demanda débil, pero los compradores serios están mirando hacia adelante y cerrando acuerdos de suministro a largo plazo para asegurar suficiente GNL para el futuro sin exponerse al inconstante mercado al contado.
    Si bien es posible que los europeos no sean grandes fanáticos de los acuerdos a largo plazo debido a sus planes de transición, a los asiáticos definitivamente les gustan sus acuerdos de GNL a largo plazo. Y también lo hacen las supergrandes que luego venderán este GNL a los europeos reacios a largo plazo.
    Desde principios de año, se han cerrado acuerdos a largo plazo por un valor de unos 13 millones de toneladas anuales, según Wood Mackenzie , y el impulso del año pasado se ha trasladado a este año. El año pasado, dijo la firma de investigación, se contrataron unos 81 millones de toneladas anuales de GNL en virtud de acuerdos de suministro a largo plazo.
     
    Entre los acuerdos firmados este año se encuentra el contrato de 20 años de China con Venture Global, que suministraría 2 toneladas de GNL anualmente a China Gas Holdings a partir de 2027. La empresa china también tiene un acuerdo de 25 años con Energy Transfer para la entrega de 700 000 toneladas de GNL al año.
     
    Además de China, India es otro gran comprador de GNL al que le gusta la seguridad del suministro a largo plazo. Bloomberg informó esta semana que los importadores de energía en el subcontinente buscaban acuerdos a largo plazo para reducir la exposición a las fluctuaciones de precios y estaban en conversaciones con productores de Medio Oriente.
     
    La prisa se produce después del aumento del año pasado en los precios del GNL en el mercado al contado después de que la Unión Europea se apresurara a asegurar la mayor cantidad posible de combustible, elevando los precios internacionales tanto que algunos países se vieron obligados a cambiar del gas al carbón para la generación de energía porque no podían. t proporcionar el gas en forma licuada.
     
    “La lección aprendida por los consumidores es que no pueden manejar el negocio en base al spot”, dijo Akshay Kumar Singh, director ejecutivo de Petronet LNG, a principios de este mes, citado por Bloomberg. “En el futuro, encontraremos muchos contratos a largo plazo firmados por diferentes partes interesadas”.
     
    Japón también es un gran comprador de GNL. El país pobre en energía depende casi por completo de las importaciones para su consumo de energía, y el GNL es una gran parte de la combinación de importaciones. Debido a eso, Japón es el importador de GNL más grande del mundo, retomando el primer lugar de China el año pasado a pesar de que las importaciones totales de GNL disminuyeron ligeramente.
    Qatar es un destino popular para los compradores de GNL, al igual que Omán, según Wood Mackenzie. Este último ha visto una serie de acuerdos a largo plazo sellados en los últimos meses, con compradores que incluyen servicios públicos japoneses, las grandes empresas, una empresa china y una turca.
     
    Como resultado de este interés renovado, señaló la firma de investigación, los precios están aumentando. Los contratos de GNL a largo plazo normalmente están indexados a los precios del crudo Brent, y en 2020 y 2021, el precio promedio fue de alrededor del 10% del punto de referencia por 1 millón de unidades térmicas británicas. Ahora, los vendedores piden el 12,5 % del Brent y más, y algunas ofertas alcanzan el 17 %, informa Wood Mackenzie.
     
    Dado que los precios del petróleo están donde están ahora, el apetito por acuerdos de GNL a largo plazo probablemente se intensificará aún más, ya que los vendedores podrían querer asegurar precios más bajos del petróleo en medio de pronósticos de aumentos de precios más adelante en el año.
     
    Sin embargo, cuanto más GNL está bloqueado en contratos a largo plazo, menos GNL hay en el mercado al contado, lo que sugiere que los precios pueden experimentar otro aumento en algún momento, ya que los contratos que vencen en tres o cuatro años están siendo reemplazados por otros nuevos.
     
    Los importadores asiáticos que se toman en serio su seguridad energética parecen dominar el mercado de suministro a largo plazo, lo que deja a los europeos, que se toman en serio su transición a la energía eólica y solar, pagando precios más altos por el gas que seguirían necesitando mientras tanto.
     
    Por Irina Slav 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 demanda de petróleo aumentó en 3 millones de bpd en mayo a niveles casi récord

    La demanda mundial de petróleo aumentó en más de 3 millones de barriles por día (bpd) en mayo en comparación con abril, acercándose al nivel récord de demanda visto en marzo de este año, mostraron el lunes los últimos datos de la Iniciativa de Datos de Organizaciones Conjuntas (JODI).
    El aumento de la demanda mundial de petróleo fue impulsado en gran medida por un aumento de la demanda en China, así como por aumentos en India, Arabia Saudita y Estados Unidos. La demanda total de productos petroleros de China alcanzó los 17,37 millones de bpd en mayo, mostraron los datos de JODI. Este fue un aumento de 1,7 millones de bpd en comparación con abril, y el segundo nivel más alto jamás reportado en JODI.
    Otros datos petroleros chinos también apuntaron a una fuerte demanda: las importaciones de crudo aumentaron en 1,8 millones de bpd a 12,15 millones de bpd en mayo, mientras que la entrada de refinería aumentó en 1,81 millones de bpd a 16,38 millones de bpd, según los datos.
     
    A pesar de la resistente demanda de petróleo china, el mercado se ha centrado en datos macroeconómicos más débiles del mayor importador de petróleo crudo del mundo, lo que ha pesado sobre el sentimiento. Por ejemplo, temprano el lunes, una decepcionante lectura del PIB del segundo trimestre de China hizo que los precios del petróleo bajaran en más del 1%.
     
    Si bien la demanda mundial aumentó en mayo, la producción de petróleo crudo cayó en 800,000 bpd debido a una menor producción en Arabia Saudita, que comenzó un recorte de 500,000 bpd como parte de una reducción colectiva de 1.6 millones de bpd con otros productores de la OPEP +.
     
    La producción en los Estados Unidos también cayó, al igual que la producción en Canadá, debido a los incendios forestales en mayo, que obligaron a los operadores a cerrar algunas operaciones de producción como medida de precaución.
    La producción de petróleo crudo de Canadá cayó en 197,000 bpd en mayo y alcanzó un mínimo de 27 meses, mostraron los datos de JODI.
     
    A nivel mundial, los inventarios de crudo en los países informantes de JODI cayeron en 10 millones de barriles y se situaron en 324 millones de barriles por debajo del promedio de cinco años. Pero los inventarios de productos aumentaron en 32 millones de barriles y se situaron 25 millones de barriles por debajo del promedio de cinco años, según los datos.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • La demanda mundial de carbón se mantendrá en niveles récord en 2023

    Impulsada por el sólido crecimiento del consumo de carbón en Asia, la demanda mundial de carbón este año se mantendrá en los niveles récord alcanzados en 2022, dijo la Agencia Internacional de Energía (AIE) en un nuevo informe el jueves.
     
    El año pasado, la demanda mundial de carbón aumentó un 3,3% a 8.300 millones de toneladas, un nuevo récord, dijo la agencia en su Actualización del mercado del carbón.
     
    Este año, la demanda de carbón aumentará un 0,4 % interanual, hasta los 8388 millones de toneladas, debido al continuo crecimiento del uso industrial del carbón, que compensaría una pequeña disminución esperada en la generación de energía a base de carbón, según las estimaciones de la AIE.
     
    “Si la demanda de carbón en 2023 crece o disminuye, dependerá de las condiciones climáticas y de las economías de las grandes naciones consumidoras de carbón”, señaló la agencia.
     
    La UE y los Estados Unidos están liderando la disminución del uso del carbón en el sector energético, pero Asia, especialmente China e India, compensaron con creces estas disminuciones.
     
    En China, el principal consumidor mundial de carbón, la demanda aumentó un 5,5% en la primera mitad de 2023 en comparación con el mismo período del año pasado, debido a la producción hidroeléctrica muy baja en lo que va del año, dijo la AIE.
     
    En lo que va del año, China ha dependido en gran medida del carbón para compensar una gran disminución en la generación de energía hidroeléctrica. Al mismo tiempo, la producción de carbón de China ha aumentado desde el año pasado y las importaciones de carbón han aumentado, mientras que altos funcionarios se reúnen con empresas eléctricas y el operador de la red estatal para enfatizar la importancia de mantener el suministro eléctrico durante el verano, cuando China también espera que su economía se recupere del crecimiento inferior al esperado en el segundo  trimestre .
     
    La AIE prevé que la demanda de carbón de China aumente aproximadamente un 3,5 % en 2023, con un aumento de la demanda del sector energético del 4,5 % y un crecimiento de la demanda de usos no energéticos del 2 %. En India, se espera que el aumento total de la demanda de carbón sea del 5% anual este año.
    El crecimiento de la energía limpia ha llevado al uso del carbón a un declive estructural en Europa y EE. UU., dijo el director de Mercados Energéticos y Seguridad de la AIE, Keisuke Sadamori.
     
    "Pero la demanda sigue siendo obstinadamente alta en Asia, incluso cuando muchas de esas economías han aumentado significativamente las fuentes de energía renovable" añadió Sadamori.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • La energía eólica y solar generarán el 33% de la energía mundial para 2030

    La generación de energía eólica y solar continuará aumentando hasta el punto de representar más de un tercio de la electricidad mundial para 2030, frente al 12% actual, según un nuevo análisis del Rocky Mountain Institute (RMI), una organización sin fines de lucro centrada en la transición energética.
    El aumento esperado en energía eólica y solar pone al sistema de energía global en camino para el ambicioso camino de cero emisiones netas de la AIE, dijo RMI en la investigación realizada en asociación con el Fondo Terrestre Bezos.
     
    Según los pronósticos, el aumento de las energías renovables haría que la energía solar y eólica generaran entre 12,000 y 14,000 teravatios-hora (TWh) para 2030. Esto sería de 3 a 4 veces mayor en comparación con los niveles de 2022, y también superaría los recientes llamamientos antes de la cumbre climática COP28 para triplicar la capacidad mundial de energía renovable para 2030, dijo RMI.
     
    Se espera que las disminuciones de costos que la energía eólica y solar han logrado en los últimos 10 años continúen con la energía solar y eólica reduciendo aproximadamente a la mitad su precio nuevamente para 2030. El análisis de RMI pronostica que los precios de la energía solar se reducirán aproximadamente a la mitad nuevamente para 2030, cayendo a tan solo $ 20 por megavatio-hora (MWh) para la energía solar, en comparación con más de $ 40 por MWh ahora.
     
    El mes pasado, la Agencia Internacional de Energía (AIE) dijo en un informe que se espera que la crisis energética en Europa, la Ley de Reducción de la Inflación en los Estados Unidos y la fuerte expansión continua de las instalaciones de energía verde en China contribuyan al mayor aumento de la historia en las adiciones de capacidad de energía renovable este año.
     
    A nivel mundial, se espera que las nuevas instalaciones de capacidad de energía renovable aumenten a 440 gigavatios (GW) este año, un aumento de 107 GW año con año y el mayor aumento en la nueva capacidad jamás visto, dijo la AIE en su informe. Las adiciones de energía solar fotovoltaica (PV) representarán dos tercios del aumento de la capacidad de energía renovable este año.
     
    Por Michael Kern para Oilprice.com
  • La fuerte demanda de combustible impulsa los precios del petróleo

    La fuerte demanda de productos petroleros está ayudando a impulsar los precios del petróleo, aunque el riesgo de un incumplimiento de pago de EE. UU. y la próxima reunión de la OPEP+ son los dos factores principales que los mercados petroleros están observando.
    Alerta para inversores: ya sea que sea nuevo en la industria del petróleo y el gas o un veterano del mercado de la energía, Global Energy Alert  es una lectura obligada. El boletín premium de Oilprice.com ofrece todo, desde análisis geopolítico hasta análisis comercial, todo por menos de una taza de café a la semana.
     
    - Según S&P Platts, los viajes aéreos globales finalmente regresaron a los niveles previos a la pandemia este mes, ya que el total de vuelos comerciales por día promedió 105,682 en las dos primeras semanas de mayo, un 20% más año con año. 
     
    - Sin embargo, se espera que la demanda global de combustible para aviones se mantenga por debajo de los niveles de 2019 por ahora, ya que las ganancias en eficiencia y un repunte más lento en los viajes de larga distancia, especialmente en Asia, limitan el consumo de combustible. 
     
    - IATA estima que los aviones nuevos generan ganancias de eficiencia de combustible de alrededor del 2% por año y la pandemia ha visto un impulso generalizado para reemplazar aviones más antiguos. 
     
    - Con la capacidad de asientos internacionales ahora un 10 % por debajo de los niveles del mismo mes de 2019, lo que demuestra que los vuelos son en promedio más cortos que antes, no se espera una recuperación total de la demanda de combustible para aviones a 8 millones de b/d hasta 2027.
     
    Impulsores del mercado
     
    - La petrolera estadounidense Chevron (NYSE:CVX) acordó comprar el productor de esquisto bituminoso PDC Energy (NASDAQ:PDCE) en un acuerdo de acciones y deuda por valor de 7.600 millones, agregando 260.000 b/d de petróleo equivalente en producción. 
     
    - Las grandes petroleras ENI (BIT:ENI) y Shell (LON:SHEL) podrían verse presionadas nuevamente, ya que el estado de Bayelsa de Nigeria afirma que necesita $ 12 mil millones para limpiar los derrames de petróleo de hace décadas, señalando a las dos compañías como las principales culpables. 
    - La petrolera nacional de Brasil, Petrobras (NYSE:PBR), dijo que el segundo pozo de exploración perforado en el bloque presalino Aram frente a la costa de Sao Paulo descubrió reservas comerciales de petróleo, aumentando las reservas. 
     
    Martes, 23 de mayo de 2023
     
    Los productos petroleros parecen estar sacando al crudo del atolladero antes de la reunión de la OPEP+, con la fortaleza de los futuros de gasolina de EE. UU. elevando el WTI y el Brent muy por encima de los 72 y 76 dólares por barril, respectivamente. Si las conversaciones en curso sobre el techo de la deuda entre el presidente de la Cámara de Representantes, Kevin McCarthy, y el presidente Joe Biden conducen a un acuerdo que evite el cierre del gobierno, podríamos ver un breve aumento en los precios del petróleo, aunque la atención parece moverse gradualmente hacia la próxima reunión de la OPEP+ de junio.
     
    El ministro de Energía de Arabia Saudita pasa a la ofensiva. Hablando en el Foro Económico de Qatar, el ministro de Energía de Arabia Saudita, Abdulaziz bin Salman, declaró que la OPEP+ seguirá siendo proactiva y que los especuladores petroleros que apuestan a que los precios bajen volverán a "inquietarse" como lo hicieron en abril si no se corrigen. 
     
    Activistas critican al G7 por inversiones en gas. La reciente reunión del G7 en Hiroshima, Japón, incluyó pedidos de más inversiones en gas en Occidente para eliminar gradualmente la dependencia de la energía rusa, lo que enfureció a los activistas climáticos que piensan que el grupo está usando la guerra de Ucrania como excusa para obtener más combustibles fósiles. 
     
    OPEP pide a Ecuador reincorporarse a sus filas. Tres años después de su salida en 2019, la OPEP invitó a Ecuador a reincorporarse a las filas del grupo petrolero, ya que el problema anterior del país, exceder las cuotas de producción acordadas, se volvió irrelevante a medida que la producción comenzó a estancarse. 
     
    Nigeria lanza megarrefinería, pero no realmente. El presidente saliente de Nigeria, Muhammad Buhari, encargó la refinería Dangote de 650.000 b/d, que se convertirá en la más grande del continente y con un costo de 19.000 millones, también la más cara, pero su puesta en marcha real se espera para fines de 2023, en el mejor de los casos.
     
    Alemania seguirá subvencionando los precios de la energía. El ministro de economía de Alemania, Robert Habeck, declaró que Berlín planea destinar unos 4.000 millones de euros anuales para subsidiar los precios de la electricidad para las industrias que consumen mucha energía, limitando los precios de la energía a 6 centavos por KWh a pesar de la feroz oposición del Ministerio de Finanzas.
     
    Australia logra el pacto de minerales críticos de EE. UU. Australia y Estados Unidos acordaron tratar a los proveedores nacionales de minerales críticos (como litio o metales de tierras raras) del primero como proveedores nacionales en virtud de la Ley de Producción de Defensa de EE. UU., así como a sus empresas de hidrógeno y amoníaco. 
     
    Guyana sube las apuestas en Exxon Row. Después de que un tribunal de Guyana dictaminara que la importante empresa estadounidense ExxonMobil (NYSE:XOM) necesita proporcionar un seguro adicional contra posibles derrames de petróleo, la empresa con sede en Texas respondió que podría detener la producción en su plataforma Liza One por completo si el tribunal no da marcha atrás. 
     
    China invierte en Petchem de Kazajstán. La compañía petrolera estatal china Sinopec (SHA:600028) acordó los términos con Kazajstán para construir un complejo petroquímico a base de gas en la región de Atyrau del país, y se espera que la planta de etileno con una capacidad de 1,275 mtpa tenga una FID el próximo año.
     
    ADNOC ofrece más de su rama logística. En reacción a lo que describió como una importante demanda de los inversores, la compañía petrolera nacional de los Emiratos Árabes Unidos, ADNOC, ofrecerá una participación mayor en la próxima salida a bolsa de su unidad de logística y envío L&S, lo que podría recaudar hasta 800 millones de dólares de la oferta pública.
     
    Parche de esquisto de Argentina interrumpido por huelgas.  SPGP, el sindicato petrolero más grande de Argentina, que representa a 25.000 trabajadores en el campo de esquisto de Vaca Muerta en el país, inició una huelga indefinida para exigir mejores condiciones laborales, provocada por otro incidente que resultó en la amputación de un brazo de un trabajador. 
     
    Importante petrolera de Noruega detiene proyecto eólico clave. La empresa petrolera nacional noruega Equinor (NYSE:EQNR) pospuso indefinidamentesu parque eólico marino flotante Trollving planificado que se suponía que alimentaría sus campos petroleros Troll y Oseberg, citando la disponibilidad inadecuada de tecnología y el aumento de los costos. 
     
    Yemen firma el primer acuerdo petrolero de la posguerra. Apenas varias semanas después de un alto el fuego con Arabia Saudita, el gobierno liderado por los hutíes en Yemen firmó un acuerdo con la compañía estatal china AntonOil, buscando producir 300,000 b / d de petróleo como lo hizo el país de Medio Oriente antes de su prolongada guerra civil.
     
    Ford sacude el mercado del litio. El fabricante de automóviles estadounidense Ford (NYSE:F) firmó tres acuerdos de suministro de litio a largo plazo con Albemarle (NYSE:ALB) , SQM (NYSE:SQM) y Nemaska ​​Lithium , como litio producido en los EE. UU. o en un país cubierto por un acuerdo de libre comercio. califica para crédito fiscal IRA.
     
    Por Michael Kern para Oilprice.com
  • La inesperada caída del cobalto sacude el mercado mundial

    Los precios del cobalto alcanzaron mínimos históricos debido a un exceso de oferta, principalmente debido a una reserva creada durante una larga disputa de propiedad en la República Democrática del Congo.
    Los analistas alguna vez aclamaron al cobalto como un producto básico cuyo precio aumentaría para siempre. Utilizado en los cátodos de muchas baterías de iones de litio para prolongar la vida útil de la celda de la batería, los inversores y operadores de minas anticiparon con entusiasmo altos rendimientos de todas las inversiones en cobalto. Sin embargo, los precios del cobalto cayeron recientemente a mínimos históricos en medio de un exceso de oferta mundial y una desaceleración generalizada en el mercado de baterías. De repente, esos mismos comerciantes y empresas mineras se están rascando la cabeza.
     
    La mayor parte del suministro mundial de cobalto proviene de la República Democrática del Congo, un país empobrecido del África subsahariana. La gente de allí cree ampliamente que la minería de cobalto es la clave para un futuro mejor. Como resultado, arriesgarán sus vidas para extraerlo. De hecho, una cuarta parte del cobalto extraído en la República Democrática del Congo proviene de la “minería artesanal”, donde los mineros utilizan sus manos y herramientas sencillas para extraer el metal de la Tierra. A su vez, los derrumbes de minas que atrapan a los mineros bajo tierra son comunes. Aquellos que sobreviven al proceso minero a menudo venden el mineral metálico que recolectan a corredores chinos que desvían la mayor parte de las ganancias. 
     
    La República Democrática del Congo detrás del excedente de cobalto
     
    El año pasado, las minas en la República Democrática del Congo se vieron envueltas en una larga disputa sobre su propiedad. De hecho, el deficiente establecimiento de los derechos de propiedad en la República Democrática del Congo, combinado con los problemas antes mencionados en el sector, llevaron a una disputa que tardó casi un año en resolverse. Durante la disputa, las exportaciones de cobalto se detuvieron, pero la minería y la producción continuaron. Al poco tiempo, empezó a crecer una gran reserva de cobalto.
     
    En abril de este año, se levantaron las restricciones a las exportaciones y las reservas inundaron el mercado mundial. Los vendedores intentaron introducir lentamente el metal en el mercado para evitar un colapso de los precios, pero fue en vano. Al final, las reservas acumuladas a lo largo del año resultaron demasiado para el mercado y los precios pronto se desplomaron. Por si fuera poco, el cobalto también se produce como subproducto de la minería del zinc y el níquel. Esto significa que los proveedores no pueden recortar la producción para contrarrestar el exceso de oferta global.
     
    Las ventas de vehículos eléctricos caen junto con el índice de precios del cobalto
     
    Mientras un enorme exceso de oferta golpea el precio mundial del cobalto, una desaceleración a gran escala en el lado de la demanda ha creado una especie de “tormenta perfecta” para el otrora codiciado metal. El mercado de las baterías comenzó recientemente a enfriarse debido al auge pospandémico que hizo que los precios de las materias primas de las baterías se dispararan a lo largo de 2021 y 2022.
     
    Mientras tanto, las ventas de vehículos eléctricos en Europa y China siguen cayendo. En Estados Unidos, los consumidores exigieron recortes de precios y exenciones fiscales para seguir comprando coches eléctricos. Los dispositivos electrónicos personales como computadoras portátiles y teléfonos inteligentes también han visto reducidas sus ventas globales debido a tasas de interés más altas. Pero no sólo se está desacelerando la producción mundial de baterías, sino que los nuevos tipos de baterías siguen requiriendo cada vez menos cobalto. De hecho, muchos fabricantes y usuarios están cambiando a productos químicos sin cobalto, como el fosfato de litio y hierro y el óxido de litio y manganeso. Tesla es sólo uno de los muchos usuarios de baterías que pretenden eliminar cualquier rastro de cobalto en sus productos.
     
    Los analistas coinciden en que el cobalto podría funcionar en cualquier dirección en 2024
     
    ¿Merecen las baterías que contienen cobalto una segunda mirada ahora que el precio del cobalto ha tocado fondo? Después de todo, el costo es lo que originalmente alejó a los productores de las baterías que contienen cobalto, junto con la mala prensa derivada de las preocupaciones humanitarias inherentes a la minería de cobalto. ¿La respuesta? Depende de cómo usarás la batería.
     
    Es muy posible que las baterías que contienen cobalto merezcan una segunda mirada porque el cobalto desempeña un papel importante a la hora de prolongar la vida útil de una batería. Esto hace que las químicas de iones de litio como NCA o NMC sean apropiadas para un uso duradero y sostenido. Pero a medida que aparecen alternativas sin cobalto, los usuarios deben preguntarse si las baterías que contienen cobalto realmente valen la pena, especialmente considerando que la química de las baterías también depende de otros componentes históricamente costosos como el níquel y el manganeso.
     
    ¿Han quedado atrás los mejores días del cobalto? El cobalto no sería el primer metal en quedar al margen después de una gran emoción, ni sería el primero en recuperarse después de una gran caída. A medida que entramos en 2024, estaremos observando muy de cerca el índice de precios del cobalto.
     
    Por Daniel Julio a través de minero de metales para OilPrice.com
  • La influencia de China en los mercados petroleros crece con la expansión de los BRICS

    Con la incorporación de los tres nuevos miembros, el grupo BRICS controlaría alrededor del 41 por ciento de toda la producción mundial de petróleo.
    Pieza a pieza, China continúa construyendo alternativas a cada uno de los pilares clave del orden mundial de Occidente, incluido -de manera crucial- un nuevo orden del mercado mundial del petróleo, como lo analizo en su totalidad en mi nuevo libro.del mismo nombre. El último elemento es la invitación a tres de las mayores potencias petroleras y gasísticas del mundo –Arabia Saudita, Irán y los Emiratos Árabes Unidos– a unirse al grupo político y económico BRICS, compuesto por Brasil, Rusia, India, China y Sudáfrica. Esto puede considerarse como una alternativa del mundo en desarrollo al Grupo de los Ocho (G8), dominado por Estados Unidos, del que Rusia fue suspendida indefinidamente en marzo de 2014 tras su anexión de Crimea en Ucrania.
     
    Tal como están las cosas, Irán y los Emiratos Árabes Unidos dijeron que aceptarán la invitación, mientras que Arabia Saudita afirmó que está considerando la propuesta. Con la incorporación de los tres nuevos miembros, el grupo BRICS controlaría alrededor del 41 por ciento de toda la producción mundial de petróleo, según estimaciones de la Agencia Internacional de Energía. Sin embargo, en términos prácticos, Si bien los BRICS pueden considerarse la alternativa de China al G8 (ahora nuevamente G7 tras la retirada permanente de Rusia en enero de 2017), la Organización de Cooperación de Shanghai (OCS) es un acuerdo mucho más importante. Como informó exclusivamente OilPrice.com en ese momento, y analizado en su totalidad en mi nuevo libro., Arabia Saudita ya había firmado un memorando de entendimiento el 16 de septiembre de 2022 que le otorgaba el estatus de "socio de diálogo" de la OCS. En ese momento, el Reino no hizo nada para alentar la publicación de la noticia, a diferencia de más tarde en abril de este año, justo después de haber acordado una sorprendente reanudación de un acuerdo de relación con Irán, mediado por China. Para entonces, Arabia Saudita había decidido que era el momento adecuado para garantizar una cobertura completa de la noticia de que su gabinete había aprobado un plan para unirse a la OCS como socio de diálogo. Como también se informó en exclusivaSegún OilPrice.com en ese momento, Irán aprobó su propia "membresía plena" en la OCS en septiembre de 2021 y se la concedió el 4 de julio de este año. La membresía de Irán en la OCS simplemente aprobó el control de China sobre el país –y sobre el vecino Irak, fuertemente influenciado por Irán– a través del abarcador “Acuerdo de Cooperación Integral de 25 Años Irán-China”, como se reveló por primera vez en todo el mundo en mi  artículo del 3 de septiembre de 2019  sobre el tema y examinado en detalle en  mi nuevo libro.
     
    A diferencia de los parámetros operativos bastante vagos de la organización BRICS, la OCS es muy específica, muy poderosa y muy seria en sus objetivos. Ya es la organización política, económica y de defensa regional más grande del mundo, tanto en términos de alcance geográfico como de población. Cubre el 60 por ciento del continente euroasiático (con diferencia, la masa continental más grande de la Tierra), el 40 por ciento de la población mundial y más del 20 por ciento del PIB mundial. Se formó en 2001 sobre la base de los "Cinco de Shanghai", creados en 1996 por China, Rusia y tres estados de la antigua URSS (Kazajstán, Kirguistán y Tayikistán). Aparte de su gran escala y alcance, la OCS cree en la idea y la práctica del "mundo multipolar", que China prevé que estará dominado por ella en 2030. El veterano Ministro de Asuntos Exteriores ruso, Sergey Lavrov, Desde entonces ha declarado que: “La Organización de Cooperación de Shanghai está trabajando para establecer un orden mundial racional y justo y […] nos brinda una oportunidad única de participar en el proceso de formación de un modelo fundamentalmente nuevo de integración geopolítica”. Aparte de estos rediseños geopolíticos, la OCS trabaja para proporcionar financiamiento y redes bancarias dentro de la organización, además de una mayor cooperación militar, intercambio de inteligencia y actividades antiterroristas, entre otras cosas. 
     
    A finales de diciembre de 2021 y principios de enero de 2022 se celebraron reuniones en Beijing entre altos funcionarios del gobierno chino y ministros de Asuntos Exteriores de Arabia Saudita, Kuwait, Omán y Bahréin, además del secretario general del Consejo de Cooperación del Golfo (CCG). Los principales temas de conversación, analizados detalladamente en mi nuevo libro., finalmente sellarían un Acuerdo de Libre Comercio entre China y el CCG y forjarían “una cooperación estratégica más profunda en una región donde el dominio estadounidense está mostrando signos de retroceso”. También durante las reuniones, el presidente chino, Xi Jinping, y el príncipe heredero saudita, Mohammed bin Salman, firmaron un pacto de asociación entre China y Arabia Saudita con el rey Salman. El nuevo pacto prometió cooperación en finanzas e inversión, innovación, ciencia y tecnología, aeroespacial, petróleo, gas, energía renovable e idioma y cultura. Una vez reunidos todos los nombres para firmar estos acuerdos de cooperación, Xi identificó dos "áreas prioritarias" que, en su opinión, deberían abordarse lo más rápido posible. El primero es la transición al uso del renminbi chino en los acuerdos de petróleo y gas realizados entre los países de la Liga Árabe y China. 
     
    En cuanto a la primera de las prioridades urgentes de Xi (alejarse de la fijación de precios en dólares estadounidenses en los mercados energéticos y sustituirla por el renminbi), China ha considerado durante mucho tiempo la posición de su moneda, el renminbi, en la clasificación mundial de monedas como un reflejo de su propia política geopolítica. y económica en el escenario mundial. Un primer indicio de la ambición de China por el renminbi fue evidente en la cumbre del G20 celebrada en Londres en abril de 2010, cuando Zhou Xiaochuan, entonces gobernador del Banco Popular de China (PBOC), señaló la noción de que los chinos querían una nueva moneda de reserva mundial. reemplazar al dólar estadounidense en algún momento. China también es muy consciente desde hace mucho tiempo del hecho de que, como el mayor importador bruto anual de petróleo crudo del mundo  desde 2017, está sujeto a los caprichos de la política exterior estadounidense tangencialmente a través del mecanismo de fijación de precios del petróleo en dólares estadounidenses. Esta visión del dólar estadounidense como arma fue reiterada por el ex vicepresidente ejecutivo del Banco de China, Zhang Yanling, en un discurso en abril, diciendo que las últimas sanciones contra Rusia “harían que Estados Unidos perdiera su credibilidad y socavar la hegemonía del dólar [estadounidense] en el largo plazo”. Sugirió además que China debería ayudar al mundo a “deshacerse de la hegemonía del dólar más temprano que tarde”. Arabia Saudita ha sido durante mucho tiempo receptiva a la idea de reemplazar a Estados Unidos con el renminbi chino en sus acuerdos energéticos con China, como también analizo en mi nuevo libro.. En agosto de 2017, el entonces viceministro saudita de Economía y Planificación, Mohammed al-Tuwaijri, dijo en una conferencia entre Arabia Saudita y China en Jeddah que: “Estaremos muy dispuestos a considerar la financiación en renminbi y otros productos chinos”. Y añadió: “China es, con diferencia, uno de los principales mercados para diversificar [la base de financiación de Arabia Saudita]… [y que] también accederemos a otros mercados técnicos en términos de oportunidades de financiación únicas, colocaciones privadas, bonos panda y otros. .” 
     
    En cuanto a la segunda de las prioridades urgentes de Xi –llevar la tecnología nuclear a la Liga Árabe y a los países del CCG, empezando por Arabia Saudita–, la declaración tuvo un momento peculiar. Justo antes de la Navidad de 2021, surgió la noticia de que las agencias de inteligencia estadounidenses habían descubierto que Arabia Saudita estaba fabricando sus propios  misiles balísticos con la ayuda de China . Dada la extensa y duradera "ayuda" de China a las ambiciones nucleares de Irán, analizada en su totalidad en mi nuevo libro, esta información fue muy mal recibida en Washington, centrándose en cuál podría ser el objetivo final de Beijing en el desarrollo de las capacidades nucleares de estados rivales clave en el Medio Oriente. Actualmente, la única nación árabe que tiene reactores nucleares son los Emiratos Árabes Unidos (que también se unieron recientemente al grupo BRICS). Incluso con la amplia presencia estadounidense de enormes bases militares en los Emiratos Árabes Unidos y sus alrededores, Washington estaba "extremadamente preocupado", como dijo en exclusiva a OilPrice.com el año pasado una figura importante del complejo de seguridad energética estadounidense, al descubrir que China había estado construyendo   un  instalación militar secreta en y alrededor del puerto de Khalifa en los Emiratos Árabes Unidos. Basándose en imágenes satelitales clasificadas y datos de inteligencia humana, los funcionarios estadounidenses declararon que China ha estado trabajando para establecer “un punto de apoyo militar en los Emiratos Árabes Unidos”. Las autoridades de los Emiratos Árabes Unidos declararon que no tenían conocimiento de que China llevara a cabo tal actividad en uno de sus puertos más grandes, con meses de niveles extremadamente altos de movimiento de enormes barcos chinos entrando y saliendo de él día y noche. Anteriormente, Arabia Saudita había estado en conversaciones para adquirir tecnología nuclear de Estados Unidos bajo el protocolo '1-2-3', destinado a limitar el enriquecimiento de uranio con fines armamentísticos. Queda por ver si China insistirá en un protocolo de este tipo, o si ya existe, insistirá en que se respete.
     
    Por Simon Watkins para Oilprice.com 
  • La OPEP+ se enfrenta a una bifurcación en el camino

    La OPEP+ volvió a ampliar sus recortes de producción de petróleo este mes. La decisión no fue nada inesperada y, a diferencia de anuncios anteriores de política de producción, tuvo el efecto deseado sobre los precios. Sin embargo, sólo podría funcionar durante un tiempo. Pronto la OPEP tendrá que tomar una decisión.
    El año pasado, los comerciantes de petróleo se centraron casi exclusivamente en la demanda y sus amenazas, especialmente en China. Este año, están empezando a comprender que retener 2,2 millones de barriles de petróleo diarios mientras la demanda mundial realmente aumenta, en algún momento comenzará a consumir la oferta. Los precios del petróleo están aumentando.
     
    Es cierto que algunos miembros de la OPEP+ han estado produciendo más que su cuota asignada y se les ha pedido que tomen medidas para compensar, lo que normalmente significa recortes temporales más profundos. Pero parece que la sobreproducción –y el aumento de la producción de Irán, Venezuela y Libia, exentos de cuotas– no ha interferido con el propósito de los recortes. Sólo que no pueden continuar para siempre.
     
    Algunos analistas han señalado en los últimos meses que la OPEP+ tendrá que empezar a retirar los recortes en algún momento, especialmente si el crudo Brent supera los 100 dólares por barril. El argumento de estos analistas es que en ese momento los precios empezarán a destruir la demanda como suelen hacerlo.
     
    Sin embargo, la OPEP+ puede decidir mantener los recortes hasta que el petróleo esté muy por encima de los 100 dólares, según Robin Mills, director ejecutivo de la consultora Qamar Energy, con sede en Dubai. En un  artículo de opinión reciente  para The National, Mills sugirió que seguir con los recortes es uno de los dos caminos que le quedan a la OPEP, con todas las consecuencias previsibles, como una mayor inflación y una mayor producción estadounidense.
     
    El otro camino que Mills describe es que la OPEP cree en sus propios pronósticos de fuerte demanda y deshace los recortes. Esta es sin duda una forma de enmarcar el camino que tenemos por delante. Sin embargo, en el mismo sentido, se podría argumentar que apegarse a los recortes también es una señal de confianza en las fuertes expectativas de demanda de la OPEP: si la demanda es tan resiliente y propensa a expandirse, se expandirá incluso en un entorno de precios más altos.
     
    Esto es precisamente lo que ocurrió en 2022, cuando el inicio del conflicto entre Rusia y Ucrania empujó el petróleo por encima de los 100 dólares por barril y lo mantuvo allí el tiempo suficiente para que el promedio anual se acercara a los 95 dólares por barril. La demanda durante ese año de altos precios del petróleo  aumentó  en más de 2,5 millones de barriles diarios. Y eso fue antes de que China se recuperara con fuerza de los bloqueos pandémicos, que no terminaron hasta finales de 2022.
    Entonces, si bien tendría sentido esperar que la OPEP+ comenzara a pensar en poner fin a sus recortes de producción, podría tener más sentido mantenerlos en vigor, entre otras cosas porque una eliminación de los recortes tendría aproximadamente el mismo efecto sobre los precios que la noticia de que la producción de esquisto estadounidense creció en más de 1 millón de bpd el año pasado.
     
    La OPEP espera que la demanda de petróleo este año crezca en  2,2 millones de bpd . Con los recortes implementados, esta tasa de crecimiento de la demanda seguramente empujará al mercado global a un déficit. Las estimaciones sobre el tamaño de este déficit varían: la AIE considera un déficit “leve” como resultado de los recortes de la OPEP+ y una mayor demanda provocada por la situación del Mar Rojo. Sin embargo, Mills de Qamar Energy prevé un déficit de hasta 4 millones de barriles diarios a finales de este año.
     
    Si esto sucediera, no habría nada más fácil para la OPEP que anunciar el fin de los recortes, o al menos un ajuste, para evitar una caída de precios. Y un entorno deficitario sería el mejor momento para hacer estos ajustes: con precios altos y una demanda resiliente, el efecto de tal anuncio sobre los precios se vería mitigado por los fundamentos. Porque los recortes no pueden continuar para siempre, no cuando algunos miembros de la OPEP ya se quejan de las cuotas.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
     
     
  • La producción de petróleo de Venezuela podría experimentar un impulso moderado

    Chevron, la supergrande estadounidense, recibió una dispensa especial para reiniciar sus operaciones en Venezuela a fines de 2022, a través de su acuerdo de empresa conjunta con PdVSA.
    La historia económica dicta que el último tramo de cualquier batalla contra la alta inflación es el más difícil, y así lo está demostrando en Estados Unidos.
     
    La inflación de los precios al consumidor sigue siendo rígida, lo que aumenta la probabilidad de que la Reserva Federal tenga que diseñar el llamado "aterrizaje forzoso" (léase recesión) para que la inflación vuelva a estar dentro de su rango objetivo.
    Una inflación alta y persistente o una recesión -o ambas- son malas noticias para el presidente Biden, que busca la reelección a finales de este año frente a un Donald Trump renaciente.
     
    Una geopolítica cada vez más sombría ha agravado el problema; El nivel actual de inestabilidad no es bueno para el precio del petróleo y, a su vez, es un dolor de cabeza para la administración Biden.
     
    En el contexto de las relaciones entre Estados Unidos y Venezuela –el principal desafío de Washington en el hemisferio occidental– eso significa que Biden no puede ser tan duro con el gobierno de Maduro como les gustaría a algunos en los medios estadounidenses.
     
    Ciertamente hay un clamor en la derecha republicana, encabezada por el senador de Florida Marco Rubio, para que la administración vuelva a imponer sanciones  totales  al sector energético de Venezuela.
     
    Hasta ahora, Estados Unidos ha limitado la reanudación de las sanciones a la industria aurífera de la nación sudamericana en respuesta a que una figura prominente de la oposición fue considerada no elegible para postularse en una elección que se espera se celebre a finales de este año.
     
    Sin embargo, a pesar de la presión de la derecha, es poco probable que se vuelvan a imponer sanciones en su totalidad. El riesgo político para Biden es simplemente demasiado alto.
     
    Por un lado, la Florida de Marco Rubio ya no es un estado indeciso (seguirá siendo republicana en 2024), por lo que ahora el presidente demócrata puede descartarlo con seguridad.  
     
    Lo que es mucho más apremiante es que Biden y sus asesores detestarán correr el riesgo de una mayor desestabilización de los mercados energéticos mundiales en un año electoral mediante una reversión total de la actual distensión.
     
    Las fuertes exportaciones de petróleo de Venezuela han sido un raro punto positivo en el contexto de una rápida desescalada regional en el Medio Oriente.  
    Chevron, la supergrande estadounidense, recibió una dispensa especial para reiniciar sus operaciones en Venezuela a finales de 2022, a través de su acuerdo de empresa conjunta (JVA) con PdVSA, la petrolera estatal.
     
    La JVA inicial entre Chevron y PdVSA se ha mejorado para incorporar un conjunto de contratos complementarios que otorgan control operativo a Chevron, permitiéndole poner en marcha la producción.
     
    Los contratos complementarios tienen la ventaja adicional de indemnizar a Chevron contra prácticas corruptas y la amenaza de una mala gestión más general por parte de su socio nacional. 
     
    Lo que se conoce como el "modelo Chevron" ha producido un cambio radical en el desempeño del sector durante el año pasado en particular.
     
    En enero, la producción de petróleo venezolano aumentó un 22% respecto al año anterior. Entonces, la derogación de las sanciones reinició el tren, pero los acuerdos mejorados de empresas conjuntas sirven como vías sólidas para transportar cantidades cada vez mayores del crudo pesado de Venezuela de regreso a los mercados globales.
     
    Éstas son malas noticias para los halcones republicanos, pero buenas noticias para los estadounidenses que aún se están recuperando de más de dos años de altos precios de la gasolina: un desvío político como nunca lo hubo.
     
    No es descabellado decir que la producción de Venezuela sólo puede aumentar (después de todo, tiene las mayores reservas probadas de petróleo del mundo), especialmente a medida que se restablecen los vínculos con el sistema financiero internacional y las instalaciones de producción son mejoradas y reparadas por los socios extranjeros de PdVSA.  
     
    En ese sentido, el productor español Repsol ya está potenciando sus operaciones en Venezuela bajo un JVA mejorado al estilo Chevron. Eni (Italia), Maurel & Prom (Francia) y Pertamina (Indonesia) son sólo tres productores internacionales que podrían replicar fácilmente el mismo modelo.
     
    La administración Biden será consciente de que la reapertura del sector energético de Venezuela a los actores internacionales está teniendo un efecto tranquilizador en los mercados energéticos y podría seguir pagando un dividendo considerable para los consumidores en el largo plazo.
     
    La economía triunfa sobre todo en un año electoral (si la COVID-19 lo permite), por lo que se espera que Venezuela permanezca abierta a los negocios con una serie de compañías petroleras internacionales redoblando sus apuestas bajo el escudo protector del llamado modelo Chevron. 
     
    Por Cyril Widdershoven para Oilprice.com
  • La transición energética tiene un problema con los metales

    Los precios del cobre esta semana  cayeron  al nivel más bajo desde noviembre pasado debido a los débiles datos económicos de China. Sin embargo, el Grupo de Estudio Internacional del Cobre, un grupo de exportadores e importadores de cobre, acaba de  decir  que espera un déficit del metal este año. 
     
    Otros, como el gigante de los productos básicos  Trafigura , también están haciendo sonar la alarma por la escasez a largo plazo, esperando precios récord para el metal, sin los cuales la transición energética sería imposible. Sin embargo, los precios siguen siendo débiles. Y este es un gran problema.
    Las instalaciones eólicas y solares requieren entre ocho y 12 veces más cobre que la capacidad de generación de carbón y gas,  según  la Asociación Internacional de Abogados. Los vehículos eléctricos requieren de tres a cuatro veces más metal básico que los vehículos con motor de combustión interna.
     
    Por lo tanto, una transición a cero neto requeriría mucho más cobre del que estamos produciendo ahora a escala global. Según S&P Global, la demanda de cobre se duplicará para 2035. Según  McKinsey , para 2031, el mundo enfrentará una brecha de más de 6 millones de toneladas anuales entre la demanda de cobre y su oferta. 
     
    El ICSG  dijo  a principios de este año que solo se pusieron en funcionamiento dos nuevas minas de cobre entre 2017 y 2021. También  dijo  que la producción de cobre el año pasado aumentó mucho menos de lo esperado, y lo mismo ocurre con este año. Algo no está del todo bien con el cobre. Y el cobre es solo uno de la docena o más de metales de los que necesitaríamos más si vamos a alcanzar los objetivos de cero emisiones netas.
     
    Estos comienzan a parecer extremadamente esquivos en el contexto de las últimas tendencias en la industria minera. Uno de ellos, quizás el más preocupante, es que ahora le tomaría 23 años a una mina pasar del descubrimiento del cobre al comienzo de la producción industrial real.
     
    Eso es más que el tiempo que el Reino Unido y California se han fijado para electrificarse por completo en el departamento de transporte de pasajeros. Y significa que no habrá suficiente cobre para todos los vehículos eléctricos que contemplan para 2035.
     
    Hace solo unos meses, los mineros hablaban de una década desde el descubrimiento hasta la producción, pero con regulaciones ambientales más estrictas en los países desarrollados ricos en minerales y una regulación en rápida evolución en los países en desarrollo, aquí es donde se encuentra la industria: 23 años, según los datos. de la consultora Airguide, según informa Clyde Russell de Reuters.
     
    Los números, curiosamente, se informaron en una conferencia de la industria minera en la que los asistentes tampoco encontraron nada bueno que decir sobre los regímenes de permisos en la mayoría de las jurisdicciones ricas en minerales.
     
    La administración de EE. UU. ha estado prometiendo permisos de minería más rápidos, pero incluso si cumple con esa promesa, también hay activistas a considerar: activistas a quienes les puede gustar la energía eólica y solar, pero parece gustarles más la naturaleza. Y que han demostrado que pueden frenar nuevos desarrollos mineros.
    Es más, el activismo de este tipo está evolucionando, y ahora los comentaristas han acuñado un nuevo término para reemplazar el sentimiento generalizado de no estar en mi patio trasero entre los activistas y los contribuyentes regulares. En lugar de NIMBY, ahora hablan de BANANA, o Construir absolutamente nada en ningún lugar cerca de nadie.
     
    Estas personas, dice Russell en su informe, son, para la industria minera, las mismas personas que son los más fuertes defensores de la transición energética. Y son efectivamente las personas que trabajan arduamente para hacer que esa transición sea imposible.
     
    Estos desafíos un tanto irónicos se suman a otros más fundamentales, como la caída de las leyes del mineral y una caída significativa en la cantidad de nuevos descubrimientos. La dinámica dentro de la industria también ha cambiado, señala Russell en su informe sobre la cumbre Mining Investment Asia.
     
    Antes, los mineros junior descubrían un recurso, lo probaban y luego recaudaban más dinero para desarrollarlo o pasaban la batuta a uno de los grandes jugadores. Ahora, los mineros junior están sufriendo una escasez de líderes de proyectos y los grandes mineros son reacios a invertir en nuevos descubrimientos. Porque los precios no reflejan los fundamentos del cobre.
     
    Tal vez sea solo cuestión de tiempo que comiencen a reflejar estos fundamentos en lugar de seguir los informes económicos que salen de China. De hecho, el cobre se encuentra en una posición especial como un metal referente, y su precio se toma ampliamente como indicador de la dirección que está tomando cualquier economía. Los precios débiles del cobre normalmente reflejan un crecimiento económico más débil y viceversa.
     
    Sin embargo, el papel crucial del cobre en la transición energética debería haber agregado un vector en la fijación de precios. Debería haberlo hecho, pero no lo ha hecho, y esto mantiene bajos los precios del cobre y dificulta la obtención de fondos para las mineras junior de las que depende ese crucial suministro futuro de cobre.
     
    “Los gobiernos podrían trabajar para acelerar las aprobaciones una vez que reconozcan la necesidad de expandir la producción de minerales, pero la historia sugiere que la acción del gobierno solo ocurre cuando ya se ha alcanzado el punto de crisis”, escribió Russell de Reuters en su informe.
     
    De hecho, los gobiernos no son los más rápidos en actuar a menos que las cosas vayan realmente mal, como vimos el año pasado en la UE. Pero esta vez, los gobiernos están encabezando el aumento de la demanda de metales y minerales. Están hablando genuinamente de fomentar más actividad minera.
     
    Pero incluso ellos probablemente sepan qué brecha existe entre el discurso y la acción. Los BANANA están al acecho, listos para organizar una protesta contra cualquier nueva mina que  amenace  a una especie rara y en peligro de extinción. Y eso es porque mucha gente quiere una transición energética pero sin toda la minería necesaria para permitirla. Quieren tener el pastel y comérselo también. Lamentablemente, como la historia ha demostrado una y otra vez, esto está fuera del ámbito de lo posible.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.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 exportaciones rusas de petróleo crudo continúan cayendo

    Las exportaciones de crudo de Rusia por mar continuaron cayendo la semana pasada.
    Las exportaciones de petróleo crudo de Rusia por mar continuaron cayendo la semana pasada y ahora están muy por debajo de los niveles de febrero y casi 1,5 millones de barriles por día (bpd) por debajo del pico reciente a fines de abril, según mostraron el martes los datos de seguimiento de petroleros monitoreados por Bloomberg.  
     
    Los envíos de crudo de Rusia se desplomaron en 311.000 bpd a 2,73 millones de bpd en la semana hasta el 23 de julio, ya que las exportaciones de los puertos occidentales en el Mar Báltico y el Mar Negro se desplomaron a 1,17 millones de bpd, 625.000 bpd menos que la semana anterior, según los datos informados por Julian Lee de Bloomberg.
     
    Los envíos de crudo desde el puerto de Kozmino en el Lejano Oriente de Rusia, desde donde el viaje a los principales clientes de China e India es mucho más corto, aumentaron en la semana hasta el 23 de julio, pero no pudieron compensar la caída en picado de los volúmenes de exportación de crudo de Novorossiysk en el Mar Negro y Primorsk y Ust-Luga en el Mar Báltico.
     
    Entonces, en la semana al 23 de julio, las exportaciones de crudo ruso a nivel nacional por mar, en 2,73 millones de bpd, fueron 1,48 millones de bpd más bajas que el pico observado en la última semana de abril, según datos de Bloomberg.
     
    Los datos de seguimiento de petroleros ya comenzaron a mostrar en las últimas semanas que las exportaciones de petróleo crudo por vía marítima de Rusia estaban disminuyendo desde los máximos observados en abril y mayo.  
     
    La semana pasada, los envíos de crudo ruso  cayeron a un mínimo de seis meses  en las cuatro semanas hasta el 16 de julio.
     
    Los datos de esta semana compilados por Bloomberg sugieren que los envíos se desplomaron aún más en la semana siguiente al 23 de julio.
    A principios de julio, Rusia dijo que reduciría  sus exportaciones de crudo  en 500.000 bpd en agosto en un intento por garantizar un mercado equilibrado, y la reducción de las exportaciones provendría de un recorte adicional de 500.000 bpd en la producción de petróleo.
     
    Los datos de seguimiento de buques sugieren que Rusia ha comenzado a reducir el suministro al mercado, lo que, combinado con el recorte de la producción saudita de 1 millón de bpd en julio y agosto, ajustaría los equilibrios del mercado.
     
    Por Tom Kool para Oilprice.com
     
     
  • Las grandes petroleras no son amadas a pesar de los retornos récord para los accionistas

    Las grandes petroleras han tenido un desempeño muy inferior al del mercado en general durante el año pasado, y no se debe sólo a la caída de los precios del petróleo.
    Los inversores no están convencidos de que las compañías petroleras, a pesar de suministrar productos esenciales para el modo de vida actual, como gasolina, productos químicos, fibras y demás, tengan futuro. En cambio, se centran en las acciones tecnológicas de moda, que ahora se han convertido en las favoritas del mercado de valores. 
    Los principales productores de petróleo de Estados Unidos, ExxonMobil y Chevron, han estado tratando de recuperar a los inversores añadiendo grandes recompras de acciones a los constantes aumentos de dividendos que han estado realizando durante las últimas cuatro décadas. 
     
    En términos de rentabilidad para los accionistas del índice S&P 500, Exxon y Chevron han subido en el ranking de las acciones más generosas en los últimos meses, según datos recopilados por  Bloomberg . Pero no pueden competir con las recompras masivas de acciones por parte de Apple, Alphabet, Microsoft o Meta. 
     
    En términos de rentabilidad para los accionistas por recompras y dividendos combinados, Exxon ocupa el cuarto lugar entre las empresas del S&P 500, detrás de Apple, Alphabet y Microsoft. Chevron ocupa el séptimo lugar, con JP Morgan y Meta entre ella y Exxon.
     
    Los retornos para los accionistas de Exxon y Chevron están en máximos históricos, y las ganancias del año pasado fueron las segundas más altas en una década, justo después de los máximos históricos de 2022, cuando todas las grandes empresas petroleras registraron ganancias masivas en medio del repunte de los precios del petróleo y el gas. 
     
    Los dos principales productores de petróleo y gas de Estados Unidos también informaron el viernes de una mayor producción, especialmente del Pérmico. 
     
    Exxon registró  ganancias superiores a las esperadas  para el cuarto trimestre, mientras que sus ganancias para todo el año fueron las segundas más altas en una década, ya que la gran empresa impulsó su producción en Guyana y Pérmico y logró un rendimiento anual récord de sus refinerías.   
     
    Exxon también dijo que generó 55.400 millones de dólares de flujo de caja a partir de actividades operativas y distribuyó una cifra récord de 32.400 millones de dólares a los accionistas en 2023.
     
    "Nuestra estrategia consistente y excelencia en la ejecución en todo el negocio generaron ganancias líderes en la industria y nos permitieron devolver más efectivo a los accionistas que nuestros pares en 2023", dijo el presidente y director ejecutivo de Exxon, Darren Woods.
     
    A finales del año pasado, ExxonMobil dijo que aceleraría el ritmo de sus recompras de acciones  a 20.000 millones de dólares anuales  en 2024, a medida que aumenta la producción y genera mayores flujos de efectivo y ganancias. Una vez que se cierre la fusión con Pioneer, Exxon planea aumentar el ritmo del programa de recompra de acciones en 2024 a 20 mil millones de dólares anuales hasta 2025, “suponiendo condiciones de mercado razonables”.
     
    Chevron también impulsó los retornos en efectivo para los accionistas  a un nivel récord  y estableció récords de producción anual de petróleo y gas en 2023, ya que informó sus segundas ganancias anuales más altas el año pasado y sus ganancias del cuarto trimestre superaron las estimaciones del consenso.
     
    "En 2023, devolvimos más efectivo a los accionistas y producimos más petróleo y gas natural que cualquier año en la historia de la compañía",  dijo el presidente y director ejecutivo de Chevron, Mike Wirth .
     
    El efectivo devuelto a los accionistas ascendió a más de 26 mil millones de dólares durante el año, un 18% más que el total récord del año anterior.
     
    Sin embargo, a pesar del desempeño operativo estelar y los rendimientos récord para los accionistas de los últimos dos años, las acciones de Exxon y Chevron están a la zaga del mercado.  
     
    Los precios del petróleo han caído un 6% en los últimos 12 meses, las acciones de Exxon han perdido casi un 9% y las de Chevron han caído más de un 10%. Al mismo tiempo, el gas S&P 500 ganó un 20%. 
     
    "Para que el sector cotice a un múltiplo más alto, los inversores deben considerar que el petróleo regresa a una era de escasez", dijo a Bloomberg Jeff Wyll, analista senior de Neuberger Berman. 
     
    "Puede que estemos ahí dentro de unos años, pero no lo estamos ahora". 
     
    Hoy en día muchos no quieren a las grandes petroleras. 
     
    Pero las empresas más grandes de Estados Unidos creen que tienen mucho que ofrecer a los inversores pacientes como una industria que existirá durante mucho tiempo, ya que es esencial para la economía global, dijo Wirth, director ejecutivo de Chevron, a Bloomberg TV en una entrevista. 
     
    "Aquí existe una oportunidad de valor real para los accionistas pacientes", señaló Wirth.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Las importaciones de petróleo a China desde Irán alcanzarán el máximo de una década en agosto

    Se espera que China importe hasta 1,5 millones de barriles por día (bpd) de petróleo crudo de Irán en agosto, el nivel más alto desde 2013, según estimaciones de la firma de inteligencia de datos Kpler citadas por Bloomberg .
    Durante el período de enero a julio de 2023, China recibió en promedio 917.000 bpd de petróleo de Irán, según estimaciones de Kpler.  
     
    El mayor importador de petróleo crudo del mundo, China, ha estado aumentando las compras de crudo iraní más barato este año a medida que se ha intensificado la competencia con India por el suministro de crudo ruso barato. A principios de este año, muchas refinerías chinas privadas en la provincia de Shandong comenzaron a comprar volúmenes cada vez mayores de crudo iraní, ya que la competencia por el petróleo ruso de las principales refinerías estatales de China y de los compradores indios ha hecho que los barriles de Moscú sean relativamente más caros.
     
    No hay datos oficiales sobre las importaciones iraníes a China, por lo que el mercado depende de las empresas de seguimiento de petroleros que pretenden capturar la imagen real de la cantidad de petróleo de Irán, sancionado por EE. UU. y destinado a muy pocos destinos en estos días. enviado a China.
     
    Al comentar sobre las importaciones de petróleo crudo de China en julio, los analistas de Vortexa dijeron la semana pasada que es probable que las refinerías chinas privadas, las llamadas teteras, aumenten las importaciones de petróleo iraní, especialmente después de que Rusia se comprometió a reducir el volumen de sus exportaciones de petróleo este mes. y después.
     
    “Con menores suministros de crudo ruso, se espera que las refinerías de teteras chinas que impulsaron en gran medida las importaciones de grados rusos desde el segundo trimestre del año pasado, se inclinen hacia los barriles iraníes u otras materias primas pesadas con grandes descuentos, ya que Shandong volvió a permitir parcialmente las importaciones no crudas recientemente”, dijo Emma. Li, analista de mercado de China en Vortexa, dijo.  
     
    “Las refinerías estatales, por otro lado, probablemente importen más crudo de África occidental y las Américas, ya que los atractivos márgenes del crudo ligero alientan las compras al contado frente al aumento de los precios del crudo saudí y ruso”.
    Mientras tanto, las exportaciones de petróleo de Irán han saltado recientemente a un máximo de cinco años de 1,4 millones de bpd , y la República Islámica busca aumentar su producción de petróleo a 3,5 millones de bpd para fines de septiembre.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Las minas de carbón abandonadas se están reutilizando para convertirlas en centros de energía renovable

    Los gobiernos de todo el mundo están invirtiendo en evaluar el potencial de las antiguas minas de carbón para obtener energía renovable, incluidas las operaciones geotérmicas y los parques solares.
    En el Reino Unido, el gobierno está invirtiendo en la evaluación del potencial de las antiguas minas de carbón para convertirse en centros de energía renovable. Mientras muchos gobiernos de todo el mundo pretenden eliminar gradualmente el uso de carbón, los investigadores están explorando el potencial de los antiguos sitios mineros. En lugar de dejarlos abandonados, los antiguos sitios de producción de carbón podrían usarse para una multitud de propósitos, desde energía solar hasta operaciones geotérmicas, apoyando una transición verde y revitalizando las economías de los centros energéticos anteriores. 
     
    En el Reino Unido, el alcalde metropolitano del oeste de Inglaterra, Dan Norris, está invirtiendo £1,5 millones en la exploración de más de 100 minas de carbón en Somerset y South Gloucestershire para explorar el potencial de suministro de fuentes de calor renovables en la región. Las minas de esta región fueron vaciadas de carbón y luego cerradas e inundadas, al apagarse las bombas. El agua de las minas se calienta mediante energía geotérmica, cuyo calor proviene del núcleo de la Tierra, lo que le permite alcanzar temperaturas de alrededor de 20 °C. La idea es extraer el agua y separar el calor del agua para utilizarlo en bombas de calor en hogares y empresas de todo el país. Nuevas operaciones geotérmicas en minas de carbón existentes podrían proporcionar grandes cantidades de calor con bajas emisiones de carbono. Además, el agua se bombea de regreso a las minas para ser reciclada, lo que lo convierte en un proceso altamente eficiente. 
     
    Se ha prestado cada vez más atención al uso potencial de bombas de calor en el Reino Unido, así como en otros países del mundo. Las bombas de calor pueden reemplazar los equipos de calefacción y aire acondicionado, proporcionando calefacción con bajas emisiones de carbono. Varias ciudades de todo el mundo ya han introducido prohibiciones sobre calderas en edificios nuevos, a partir de finales de la década, aumentando así la demanda de alternativas más ecológicas, como las bombas de calor. Estados Unidos y Francia están desarrollando actualmente sus  industrias de fabricación de bombas de calor  para responder a esta demanda. 
     
    Dan Mallin Martin, hidrogeólogo de la Coal Authority, el organismo público responsable de gestionar los efectos de la minería del carbón en el pasado, explicó: “La transición a las bombas de calor como fuente de energía es muy importante y esa es una de nuestras opciones para descarbonizar nuestras necesidades de calefacción. en todo el Reino Unido”. Añadió: “Con bombas de calor, opciones de fuentes terrestres y agua de mina, podemos contribuir a esa descarbonización, especialmente si la combinamos con electricidad verde como paneles solares y viento”. 
     
    Ya se han llevado a cabo con éxito proyectos geotérmicos en antiguas minas de carbón en el Reino Unido, incluida la mina Gateshead en el norte de Inglaterra. En marzo de 2023, Gateshead Energy Company  lanzó operaciones geotérmicas  en el sitio, lo que la convierte en la red de calor de agua de mina más grande de Gran Bretaña y una de las más grandes de Europa. El proyecto, financiado por el Heat Network Investment Project (HNIP) y el Consejo de Gateshead, tardó tres años en desarrollarse. Ahora, se puede extraer calor a 150 metros bajo tierra para proporcionar agua caliente a cientos de hogares y empresas en toda la región. La compañía espera ampliar la red para su uso en un nuevo centro de conferencias, un desarrollo hotelero y 270 viviendas privadas adicionales. Esto podría ayudar a reducir el uso de CO2 en unas 1.800 toneladas al año. 
     
    Y no es sólo el potencial de la energía geotérmica lo que los investigadores están explorando cuando se trata de reutilizar antiguos sitios de carbón. Dado que muchas operaciones de carbón cubren grandes extensiones de tierra, son ideales para convertirlas en granjas solares. La instalación de infraestructura de energía solar en tierras degradadas, como minas y vertederos, es una  forma económica de transformar los sitios  en centros de energía limpia. El uso de antiguos sitios mineros puede ayudar a ahorrar tiempo y costos asociados con el desarrollo de proyectos, ya que muchos sitios ya cuentan con infraestructura vital, como líneas de transmisión y carreteras. También puede revitalizar la economía de antiguos centros energéticos, creando empleos y proporcionando energía limpia a las comunidades. 
     
    En Virginia, EE.UU., la ONG Nature Conservancy ha convertido varias minas de carbón abandonadas en operaciones de energía solar, lo suficientemente grandes como para suministrar energía renovable a la red. Fue uno de los primeros ejemplos de transformación de sitios de carbón en granjas solares y la organización espera alentar el lanzamiento de proyectos similares en todo el país. The Nature Conservancy se asoció con desarrolladores solares, como Dominion Energy y Sun Tribe, para desarrollar los proyectos. Los yacimientos mineros se adaptan bien a la transformación, ya que están situados en amplias zonas planas expuestas a la luz solar. 
     
    Daniel Kestner, del Departamento de Energía de Virginia  , explicó : "En la región carbonífera, hay alrededor de 100.000 acres que se han visto afectados por la minería... es mejor construir en muchos de estos sitios mineros que en algunas tierras agrícolas de primera calidad o en algunas áreas que tal vez no quieran energía solar en su comunidad”. 
     
    A medida que los gobiernos buscan aumentar su capacidad de energía renovable y revitalizar los antiguos centros energéticos, la reutilización de los sitios de carbón podría brindar la oportunidad perfecta para la transformación. Existe un enorme potencial para el desarrollo de operaciones de energía geotérmica y solar, que podrían ayudar a devolver empleos e ingresos a comunidades mineras olvidadas durante mucho tiempo, así como apoyar una transición verde.  
     
    Por Felicity Bradstock 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
  • Las reservas de petróleo de China podrían socavar los esfuerzos de la OPEP+ para ajustar el mercado

    Los altos niveles estimados de existencias en China permiten a sus refinerías extraer crudo de los inventarios y ralentizar las compras cuando suben los precios del petróleo, lo que socava los esfuerzos en curso del grupo OPEP+ y su líder, Arabia Saudita, para ajustar el mercado y apuntalar los precios, dijeron analistas a Reuters.
     
    El mes pasado, China probablemente extrajo crudo de los inventarios acumulados en los últimos dos años, ya que sus importaciones de crudo se desplomaron en comparación con los máximos históricos de junio y el rendimiento de la refinería superó el crudo disponible de las importaciones y la producción nacional, según mostraron esta semana las estimaciones del columnista de Reuters Clyde Russell .  
    “China acumuló acciones para reducirlas cuando quería evitar el mercado sobrecalentado de julio-agosto”, dijo a Reuters el analista de Kpler, Viktor Katona.
     
    Las importaciones de crudo de China registraron una caída masiva en julio en comparación con junio, ya que sus principales refinerías fueron sensibles a los recientes aumentos de precios debido a las existencias récord, escribió Emma Li, analista de mercado de China en Vortexa, en un análisis la semana pasada.
     
    Las importaciones de petróleo crudo de China  se desplomaron el mes pasado en comparación con junio, aunque fueron más altas que en julio de 2022. Las importaciones de petróleo crudo de China promediaron 10,29 millones de barriles por día (bpd) en julio, en comparación con un casi récord de 12,67 millones de bpd en junio. Las importaciones de julio fueron un 17% más altas en comparación con el mismo mes del año pasado, cuando China todavía estaba bajo estrictos bloqueos relacionados con Covid.
     
    “Las importaciones de crudo transportado por mar de China cayeron por debajo de los 10 mbd en julio, un 13 % menos que los máximos de 3 años de junio. Pero las importaciones han sido más altas en comparación con el mismo período en los últimos dos años, ya que la demanda de combustible se ha recuperado de las restricciones pandémicas”, comentó Li de Vortexa.
     
    Al mismo tiempo, las existencias de crudo en tierra de China aumentaron a una tasa promedio de más de 1,1 millones de bpd durante tres meses consecutivos desde fines de abril y registraron un nuevo récord de 1,020 millones de barriles a fines de julio, en medio de un aumento de las importaciones de crudo, rendimientos de refinería bajos estacionalmente durante el mantenimiento de primavera y la recuperación más débil de lo esperado en la demanda interna, particularmente del sector manufacturero, dice Vortexa.
     
    “La acumulación de existencias algo no planificada permite a las refinerías chinas ralentizar las compras de crudo en las próximas semanas a medida que suben los precios”, señaló Li.
     
    Por Tsvetana Paraskova 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 mercados petroleros al límite antes del próximo anuncio de recorte de producción de Arabia Saudita

    Mientras el panel de la OPEP+ se prepara para reunirse virtualmente el viernes, el mercado petrolero observa más de cerca el próximo movimiento de Arabia Saudita, el principal productor y líder de facto de la OPEP.
    El Comité de Supervisión Ministerial Conjunto (JMMC) del grupo OPEP+, que analiza periódicamente la situación del mercado y la necesidad de una intervención de la OPEP+, se reunirá el 4 de agosto a primera hora de la tarde, hora de Viena, para hacer un balance de los desarrollos más recientes del mercado.
    Si bien no se espera que el panel haga recomendaciones a los ministros de la OPEP+ para cambiar el suministro actual, todos los ojos estarán puestos en Arabia Saudita y si el Reino decidirá extender su recorte unilateral de 1 millón de bpd para julio y agosto hasta septiembre también.
     
    La mayoría de los analistas se inclinan a creer que Arabia Saudita extendería el recorte hasta septiembre, ya que no estaría dispuesto a sacudir el barco justo cuando los precios del crudo Brent han subido recientemente y se han estabilizado por encima de los 80 dólares por barril.
     
    "Habiendo supervisado una recuperación de precios y un cambio en el sentimiento del mercado, Riyadh no querrá sacudir el barco al restaurar 1 millón de barriles por día de suministro que los mercados ahora esperan permanecer cerrados", Raad Alkadiri, director gerente de la consultora Eurasia Group. , le dijo a Bloomberg el jueves.
     
    Es poco probable que JMMC cambie la actual política de producción de petróleo de la alianza en la reunión del viernes, dijeron el miércoles a Reuters varias fuentes del grupo, ya que los precios subieron a un máximo de más de tres meses.
     
    Algunos analistas esperan que Arabia Saudita anuncie la extensión de un mes del recorte de 1 millón de bpd después de la reunión del JMMC del viernes y antes del anuncio de los precios de venta oficiales (OSP) para la carga de grados de crudo saudita en septiembre. Este anuncio de los OSP de Saudi Aramco generalmente se emite alrededor del día 5 de cada mes anterior al mes de carga y no va acompañado de ningún comentario sobre los cambios de precios.
    Temprano el jueves, los precios del petróleo bajaron levemente, luego de una venta masiva el miércoles provocada por un sentimiento de aversión al riesgo después de que Fitch rebajó las calificaciones a largo plazo de EE. UU. a 'AA+' desde 'AAA'. Sin embargo, los precios del petróleo se recuperaron rápidamente y pronto cotizaron planos.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.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 diésel aumentarán en 2024

    Las existencias mundiales de diésel y otros destilados medios están por debajo de lo normal y los precios podrían comenzar a subir rápidamente si las economías industriales de América del Norte y Europa Occidental emergen de su persistente recesión en 2024.
    Los inventarios de diésel, combustible para calefacción y gasóleo estaban por debajo del promedio estacional de los diez años anteriores en América del Norte, Europa y Singapur en enero, lo que ha comenzado a ejercer una presión al alza sobre los precios del combustible.  Los inversores ya se han dado cuenta y han acumulado una posición equivalente a 56 millones de barriles en los dos principales contratos de futuros y opciones vinculados a los destilados medios, frente a los 20 millones de barriles de mediados de diciembre.
     
    El diésel y otros fuelóleos destilados son el caballo de batalla de la economía industrial, ampliamente utilizados en la manufactura, el transporte de mercancías y la construcción y, por tanto, los combustibles más sensibles a las condiciones del ciclo económico.
     
    Datos recientes han confirmado que los fabricantes de Estados Unidos están preparados para volver a crecer después de una desaceleración cíclica prolongada aunque superficial en 2022/23.
     
    Los fabricantes europeos han experimentado una recesión aún más larga y mucho más profunda causada por el aumento de los precios de la energía tras la invasión rusa de Ucrania en 2022. Pero también en Europa hay señales de que lo peor de la recesión ya ha pasado y el sector volverá a crecer antes de la fin de año.
     
    Los operadores anticipan que tanto la Reserva Federal de Estados Unidos como el Banco Central Europeo recortarán las tasas de interés este año, lo que aceleraría el repunte cíclico.  Como resultado, es probable que los inventarios mundiales de destilados se mantengan por debajo del promedio y fácilmente podrían reducirse aún más, intensificando la presión alcista sobre los precios.
     
    En Estados Unidos,  las existencias de fueloil destilado ascendían a 114 millones de barriles a finales de noviembre de 2023 el más bajo para esta época del año desde 1951, según datos de la Administración de Información Energética de EE.UU.
     
    Los inventarios de destilados de EE. UU. estaban 22 millones de barriles (-16% o -1,42 desviaciones estándar) por debajo del promedio estacional de los diez años anteriores (" Suministro de petróleo mensual ", EIA, 31 de enero de 2024).
     
    Desde entonces, los inventarios se han vuelto más cómodos, pero todavía estaban 10 millones de barriles (-7% o -0,54 desviaciones estándar) por debajo del promedio estacional cerca de finales de enero.
     
    En Europa, los inventarios estaban 20 millones de barriles (-5% o -0,80 desviaciones estándar) por debajo del promedio de los 10 años anteriores a finales de diciembre, el dato más reciente disponible.
     
    En Singapur, las existencias de destilados estaban en promedio 3 millones de barriles (-33% o -1,95 desviaciones estándar) por debajo del promedio de 10 años en enero.
     
    No ha habido una acumulación sostenida de inventarios en ninguna de las regiones a pesar de la deprimida actividad industrial durante el último año.
     
    El suministro de destilados se ha visto interrumpido por los ataques con drones de Ucrania contra refinerías de petróleo en Rusia y por los ataques de los hutíes contra el transporte marítimo en el Mar Rojo y el Golfo de Adén, que han perturbado los flujos de este a oeste.
     
    El cambio de ruta de los buques cisterna de este a oeste desde el Mar Rojo y el Canal de Suez hacia la ruta mucho más larga alrededor de África ha inmovilizado millones de barriles de diésel y gasóleo como inventarios adicionales en el agua.
     
    Los diferenciales de referencia del crack para el gasóleo entregado en el noroeste de Europa en abril de 2024 han promediado 214 dólares por tonelada sobre el crudo Brent en lo que va de febrero, frente a una prima de 174 dólares en diciembre.
     
    En términos más generales,  las grietas del gasóleo han aumentado desde principios de 2024, revirtiendo la caída constante en el cuarto trimestre de 2023.
     
    Hasta ahora, el impacto sobre los usuarios finales ha sido moderado porque los precios del crudo, que representan la mayor parte del costo total, se han mantenido bastante estables desde principios de año.
     
    Las fisuras del gasóleo para abril de 2024 han aumentado un 37% desde principios de año, pero los precios del crudo han aumentado sólo un 2%;  el impacto combinado ha sido un aumento en los precios del gasóleo del 9%.
     
    Pero, ¿y si los inventarios de gasóleo se reducen aún más a medida que avanza el repunte cíclico, Arabia Saudita y su OPEP? Si los aliados finalmente obtienen algo de tracción sobre las existencias y los precios del crudo, existe la posibilidad de un fuerte aumento en los precios del diésel en 2024.
     
    Por John Kemp, analista senior de mercado para Zerohedge.com
  • Los precios del petróleo bajo presión a medida que aumentan las preocupaciones económicas

    Los precios del petróleo cayeron en las operaciones asiáticas a primera hora del jueves, perdiendo terreno por cuarto día consecutivo, ya que los participantes del mercado están preocupados por el ritmo del crecimiento económico de China, mientras mantienen atentos a la reunión de la Reserva Federal de Jackson Hole que comienza hoy, que podría arrojar más luz sobre si las tasas de interés permanecerían más altas por más tiempo.    
    En las primeras operaciones asiáticas del jueves, ambos índices de referencia cayeron alrededor de un 0,3%, ya que el mercado ignoró una gran caída de crudo estadounidense reportada el miércoles y permaneció enfocado en la decepcionante recuperación económica china. Los operadores también seguirán de cerca la reunión de la Reserva Federal en Jackson Hole, Wyoming, el evento anual de dos días de duración que podría ofrecer pistas sobre si el banco central de EE.UU. continuaría con las subidas de tipos de interés y si todavía cree que la economía estadounidense podría lograr un aterrizaje suave. después de todas las subidas de tipos.
    El crudo WTI , el punto de referencia estadounidense, cayó esta semana a un mínimo de un mes y se negoció a alrededor de 78,60 dólares el barril en las primeras operaciones asiáticas del jueves. El crudo Brent , de referencia internacional , había caído por debajo de los 83 dólares por barril y cotizaba a alrededor de 82,90 dólares después de alcanzar un máximo de cuatro meses de más de 87 dólares por barril a principios de agosto.
     
    "La ausencia de cualquier factor que respalde los precios hizo que las crecientes preocupaciones económicas sobre China y las expectativas de que la Reserva Federal mantuviera su política monetaria restrictiva en EE.UU. pesaran sobre la confianza en los mercados financieros en general, así como sobre el crudo", dijo Vanda Insights en un diario . comentario sobre las primeras operaciones asiáticas el jueves.
     
    El mercado también ha tomado nota de los informes de que la Administración Biden está redactando una propuesta para aliviar algunas de las sanciones a Venezuela y permitir que más clientes importen crudo venezolano.  
     
    Las persistentes preocupaciones sobre la economía y el riesgo de un mayor suministro de Irán y Venezuela (exentos de los recortes de la OPEP+) compensaron la gran extracción de crudo de 6,1 millones de barriles durante la semana hasta el 18 de agosto.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Los precios del petróleo caen a medida que aumentan los temores de una desaceleración económica mundial

    Los precios del petróleo crudo extendieron una caída que comenzó a principios de esta semana, ya que los temores de una desaceleración global prevalecieron sobre las consideraciones de restricciones de exceso de oferta.
     
    Los comentarios del presidente de la Reserva Federal, Jerome Powell, aumentaron la presión sobre los puntos de referencia. Powell dijo esta semana que ve al menos dos aumentos de tasas más para fin de año.
    La declaración sugiere que los esfuerzos actuales para controlar la inflación no han funcionado, lo que a su vez sugiere que la situación es más grave de lo que muchos creían originalmente, incluido el propio Powell.
     
    Sin embargo, los factores alcistas permanecen en el juego, lo que probablemente limite las pérdidas del petróleo.
     
    “El mercado del petróleo sigue dividido entre los fundamentos de apoyo y una perspectiva macro incierta”, dijo a Bloomberg Warren Patterson, jefe de estrategia de materias primas de ING.
     
    Patterson añadió que nuevas subidas de tipos pesarán sobre los precios en el plazo inmediato, pero durante la segunda mitad del año hay espacio para que los precios suban.
     
    Por otro lado, "los temores de una recesión vuelven a aumentar tras las subidas de tipos de los bancos centrales y una Fed de línea dura", dijo a Reuters la analista de CMC Market, Tina Teng.
     
    Los operadores ahora estarán atentos a las próximas publicaciones mensuales de PMI para las principales economías, que se publicarán más tarde hoy, señaló Reuters.
    Mientras tanto, no todo el mundo es tan pesimista sobre la economía global y la economía estadounidense en particular.
     
    “Cada vez tenemos más dudas de que veamos una recesión en Estados Unidos”, dijo a Bloomberg en una entrevista Ole Hansen, jefe de estrategia de materias primas del Danish Saxo Bank . "China simplemente no puede darse el lujo de no tomar medidas de estímulo adicionales, por lo que todavía estamos esperando que la demanda se recupere en la segunda mitad", explicó Hansen.
     
    Vale la pena señalar que la demanda de petróleo de China ha ido en aumento en lo que va del año a pesar de las señales contradictorias provenientes de sus lecturas mensuales del PMI y otros indicadores económicos.
     
    En los EE. UU., la demanda de combustibles ha alcanzado el nivel más alto desde diciembre y la demanda de combustible para aviones ha aumentado al nivel más alto desde el año pasado, lo que también es una buena noticia para los mercados petroleros.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • Los precios del petróleo caen porque China no logra impresionar a los mercados con su promesa de crecimiento

    Los precios del petróleo han tenido un comienzo de semana decepcionante, ya que los mercados se vieron decepcionados por los compromisos de China de volver a encaminar su economía e impulsar la demanda.
    EQT y Chesapeake se convierten en la OPEP+ de los mercados de gas natural.
     
    - A los mercados del gas les ha faltado un instrumento similar a la OPEP que podría frenar colectivamente el suministro cada vez que los equilibrios globales indiquen un enorme exceso, y ahora parece que los principales productores de gas estadounidenses están considerando asumir ese papel, aunque sea temporalmente.
     
    - Al presentar sus resultados del cuarto trimestre, el mayor productor de gas de EE.UU., EQT, anunció que recortaría entre 30 y 40 Bcf de su producción neta hasta marzo, lo que equivale a entre un 5 y un 7% de la producción de la compañía.
     
    - Con Chesapeake prometiendo recortar el 20% de su producción, Comstock reduciendo el número de plataformas en operación de 7 a 5 y suspendiendo los dividendos, y Antero recortando su presupuesto de perforación en un 26%, los precios de Henry Hub se han recuperado a 1,9 dólares por mmBtu.
     
    - El posicionamiento neto en futuros de Henry Hub se suavizó un poco ya que los fondos de cobertura cancelaron unos 50.000 contratos cortos en la semana hasta el 27 de febrero, pero el cortocircuito neto en gas natural estadounidense sigue siendo el mayor desde marzo de 2020.
     
    Motores del mercado
     
    - El gigante canadiense del midstream, TC Energy (NYSE:TRP), acordó vender el sistema de transmisión de gas natural de Portland a BlackRock por 1.140 millones de dólares como parte de su campaña de desinversión.
     
    - El negocio solar estadounidense de la gigante energética Shell (LON:SHEL) , Savion, con sede en Kansas City, ha puesto a la venta una cuarta parte de sus activos (un total de 10,6 GW) poco más de dos años después de la adquisición de la empresa.
     
    - La empresa minera más grande del mundo, BHP (NYSE:BHP) , ha lanzado una importante reestructuración de sus operaciones, después de haber comenzado a eliminar puestos de trabajo en Australia después de que sus ingresos netos se desplomaran un 86% interanual en el cuarto trimestre hasta los 463,5 millones de dólares.
    martes, 05 de marzo de 2024
     
    Los precios del petróleo han comenzado esta semana con el pie izquierdo después de que la noticia alcista de que la OPEP+ extendiera sus recortes voluntarios de producción fuera contrarrestada por un conjunto decepcionante de compromisos por parte del Congreso Nacional Popular de China. Los mercados esperaban promesas de paquetes de estímulo integrales, pero se encontraron con promesas de "política monetaria prudente" y reconocimientos de las dificultades que se avecinan. Con esto, el Brent continúa cotizando en torno a los 82 dólares por barril, y el WTI cayendo a 78 por barril.
     
    La OPEP+ extiende los recortes voluntarios hasta el segundo trimestre. Los miembros de la OPEP+ acordaron ampliar los recortes voluntarios de producción de petróleo de 2,2 millones de b/d, con Rusia anunciando un recorte adicional de 471.000 b/d en el segundo trimestre de 2024 y Arabia Saudita manteniendo su tasa de producción de 9 millones de dólares b/d.
     
    Rubymar se convierte en la primera víctima de la guerra del Mar Rojo. El petrolero Rubymar, de propiedad británica, se hundió el 2 de marzo, dos semanas después de haber sido gravemente dañado por un misil hutí, convirtiéndose en el primer buque perdido desde noviembre y con una fuga de fertilizante que podría causar una crisis ambiental.
     
    Estados Unidos prohíbe a China comprar barriles de crudo SPR. El último proyecto de ley de financiación gubernamental de 2024 contiene disposiciones que impedirían que las empresas chinas compren petróleo de la Reserva Estratégica de Petróleo de Estados Unidos, tras varios casos en los que Unipec compró SPR en 2017-2022.
     
    Europa quiere que las compañías petroleras financien sus objetivos climáticos. La Unión Europea está buscando formas de obligar a la industria de los combustibles fósiles a ayudar a financiar la lucha contra el cambio climático en los países más pobres, con necesidades reales de inversión climática que ascenderán a un billón de dólares al año para 2025.
     
    México cierra refinería contaminante. Las autoridades regionales del estado de Nuevo León dijeron que cerraron la refinería de Cadereyta, de 275.000 b/d, por la negativa de la petrolera estatal Pemex a cooperar con las inspecciones ambientales. A pesar de esta afirmación, la quema continua sugiere que la refinería sigue funcionando.
     
    La línea TMX se llenará para comenzar en abril. Según MEG Energy (ASX:MEG) , el llenado de la línea del muy esperado oleoducto Trans Mountain Expansion de Canadá comenzará en abril, y el operador del oleoducto controlado por el estado TMX solicitará 2,1 millones de barriles en abril y la misma cantidad en mayo.
     
    Gunvor paga 662 millones de dólares para poner fin a los casos de soborno. La firma comercial global Gunvor acordó pagar 662 millones de dólares para cerrar investigaciones estadounidenses y suizas sobre un plan utilizado para pagar sobornos a funcionarios ecuatorianos para conseguir negocios, poniendo fin a una investigación de larga data que comenzó en 2020.
     
    La mina de cobre de Arizona en Río obtiene autorización judicial. El Tribunal de Apelaciones del Noveno Circuito de EE. UU.dictaminó por estrecho margen que el gobierno federal puede transferir tierras en Arizona a Rio Tinto (NYSE:RIO) para el proyecto minero Resolution Copper, potencialmente el 25% del suministro futuro de cobre de EE. UU., al que se oponen firmemente los nativos americanos.
     
    Chevron renuncia a la expansión del biodiesel, por ahora. La petrolera estadounidense Chevron (NYSE:CVX) ha paralizado indefinidamente dos plantas de biodiesel –una en Ralston, Iowa, y otra en Madison, Wisconsin– debido a que los créditos renovables cayeron a su nivel más bajo en tres años a medida que los suministros siguen aumentando. 
     
    Trafigura ingresa a la producción de biocombustibles en el Reino Unido. La importante empresa comercial mundial Trafigura compró el negocio europeo del proveedor de combustible y productor de biodiesel con sede en el Reino Unido Greenergy, menos de un mes después de que no logró hacerse cargo de la refinería mediterránea Saras, superada por Vitol.
     
    Exxon considera sus opciones en Surinam. Según la petrolera nacional de Surinam, Staatsolie, la petrolera estadounidense ExxonMobil (NYSE:XOM) y la malasia Petronas están considerando el potencial de una unidad flotante de GNL después de un descubrimiento de gas en 2020 en el prospecto Sloanea, habiendo archivado inicialmente el proyecto.
     
    Vitol se expande aún más en el Mediterráneo. Se informa que VTTI, una filial del importante comercio mundial Vitol, estácerca de comprar una participación mayoritaria del 92,68 % en la terminal italiana de GNL del Adriático a ExxonMobil (NYSE:XOM) y QatarEnergy por casi 900 millones de dólares, ya que BlackRock se retiró de su oferta.
     
    BP busca gas en aguas de Azerbaiyán. A medida que la producción de crudo heredada continúa madurando en la costa de Azerbaiyán, la importante energética británica BP (NYSE:BP) prevé perforarsu primer pozo de evaluación en el campo ACG en la segunda mitad de 2024, en busca de yacimientos de gas profundos debajo del campo petrolero en producción.
     
    Por Michael Kern para Oilprice.com
  • Los precios del petróleo registran la mayor ganancia mensual desde enero de 2022

    Los precios del petróleo estaban a punto el lunes temprano para cerrar las operaciones de julio con la mayor ganancia mensual desde enero de 2022, impulsados ​​por una oferta más restrictiva, expectativas de una demanda récord, una inflación más lenta en EE. UU. y una economía estadounidense aún resistente.  
    A partir del comercio asiático del lunes, ambos puntos de referencia cotizaban sin cambios después de otra semana de ganancias la semana pasada.
    El crudo de referencia estadounidense WTI subió un 0,04% a primera hora del lunes, muy por encima de los 80 dólares por barril, a 80,61 dólares. El índice de referencia internacional, Brent Crude, bajó ligeramente desde el cierre de 84,99 dólares por barril del viernes y se negoció a 84,93 dólares, un 0,07% menos en el día.
     
    Los precios del petróleo se dirigían a su mayor aumento mensual desde enero de 2022 y al mejor desempeño de julio en casi dos décadas.
     
    El petróleo se encuentra ahora en los niveles más altos desde principios de abril, impulsado por los recortes de producción de la OPEP+ que están reduciendo la oferta.
     
    La demanda, por otro lado, no solo es resistente, sino que se dirige a un récord en los próximos meses, según analistas que incluyen a Goldman Sachs y ejecutivos petroleros, incluido el director ejecutivo de ExxonMobil, Darren Woods.
     
    El mundo verá una demanda récord de petróleo este año, dijo el viernes el máximo ejecutivo de Exxon a CNBC .
    Además, el mercado espera que Arabia Saudita, el principal exportador de petróleo crudo del mundo y líder de la OPEP+, también extienda su recorte de producción de 1 millón de bpd hasta septiembre. El Reino está recortando su producción en 1 millón de bpd en julio y agosto, además de una reducción de alrededor de 500.000 bpd como parte de los recortes de la OPEP+ que comenzaron en mayo. Rusia ha prometido un recorte de 500.000 bpd a las exportaciones de petróleo de agosto, y las señales sugieren que los envíos de crudo ruso ya están cayendo .
     
    El sentimiento macroeconómico también ha mejorado, con los datos de inflación recientes de EE. UU. que muestran aumentos de precios más lentos y se espera que China respalde su economía a partir del crecimiento más lento de lo esperado en el segundo trimestre.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Los precios del petróleo retroceden después de un repunte de la OPEP+ de corta duración

    Este lunes se vio lo que quizás fue uno de los repuntes más breves del precio del petróleo después de una reunión de la OPEP+.
    El anuncio de un recorte de producción adicional de alrededor de 800.000 bpd por parte del grupo productor de petróleo impulsó al crudo Brent y al West Texas Intermediate ligeramente al alza durante el día, pero el martes por la mañana el impulso se había esfumado y ambos puntos de referencia clave estaban a la baja.
     
    En el momento de redactar este informe, el crudo Brent cotizaba a 76,52 dólares por barril, y el West Texas Intermediate a 71,93 dólares por barril, ambos a la baja, aunque menos de medio punto porcentual respecto a ayer. Durante la sesión del lunes, el crudo Brent agregó unos $2,60 por barril y el WTI subió más de $3 por barril.
     
    Parece que los comerciantes no están convencidos de la importancia de más recortes de la OPEP+, ya que prevalece la preocupación por el estado de la economía mundial. El domingo, Arabia Saudita anunció que implementaría recortes voluntarios de 1 millón de bpd, pero a los Emiratos Árabes Unidos se les permitió aumentar su producción en unos 200.000 bpd.
     
    "Los problemas del lado de la oferta ocuparon un lugar central tras los recortes de producción de la OPEP. Sin embargo, las ganancias fueron limitadas en medio de las preocupaciones actuales sobre el contexto económico", dijeron analistas de ANZ en una nota citada por Reuters hoy .
     
    Por otro lado, "la economía estadounidense está a punto de mostrar una temporada de viajes de verano muy sólida que debería significar que la demanda de gasolina y combustible para aviones será muy fuerte", según Edward Moya de OANDA, también citado por Reuters.
     
    Según datos del sector manufacturero de EE. UU., la industria se ha estado contrayendo durante siete meses seguidos, lo que encaja con la definición de recesión, lo que ha frenado la demanda de combustibles y reforzado un sentimiento bajista entre los comerciantes de petróleo.
    Por otro lado, la temporada de conducción de verano es la temporada de máxima demanda y con los precios en el surtidor mucho más bajos que en esta época el año pasado, podría estar a la altura de su nombre, posiblemente cambiando el sentimiento de los comerciantes.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • Los precios del petróleo retroceden por mensajes contradictorios de la OPEP+

    El petróleo crudo comenzó a cotizar el viernes con una ligera caída, ya que los operadores sopesaron los mensajes mixtos de los dos miembros más importantes de la OPEP+.
    A principios de semana, los precios subieron tras los comentarios realizados por el Ministro de Energía de Arabia Saudita que sugirió que el grupo podría anunciar más recortes de producción en su próxima reunión a principios de junio. "Los especuladores, como en cualquier mercado, están para quedarse, les sigo avisando que van a tocar, lo hicieron en abril, no tengo que mostrar mis cartas, no soy un jugador de póquer... pero yo simplemente les diría que tengan cuidado", dijo Abdulaziz bin Salman el martes.
     
    Sin embargo, dos días después, su homólogo ruso en el contexto de la OPEP+, el viceprimer ministro Alexander Novak, salió con un mensaje diferente.
     
    En declaraciones a los medios rusos, Novak dijo que no esperaba ningún cambio en las políticas en la próxima reunión de la OPEP+, y señaló que las incertidumbres sobre el techo de la deuda de EE. UU. y una recuperación más lenta de lo esperado en la demanda de China estaban presionando los precios.
     
    Aún así, Novak dijo que esperaba que el crudo Brent se recuperara por encima de los 80 dólares por barril para fin de año.
     
    Los precios del petróleo han perdido un 10% desde el comienzo del año, y la caída se atribuye principalmente a la recuperación pospandemia más lenta de lo esperado de China.
    Cierta presión alcista para los precios al final de la semana podría provenir de la noticia de que el presidente Biden y el presidente de la Cámara de Representantes, McCarthy, se acercan a un acuerdo sobre el techo de la deuda, lo que permitiría al gobierno federal evitar un incumplimiento inminente de la deuda.
     
    Según un funcionario anónimo que habló con Reuters, el acuerdo elevaría el techo durante dos años y pondría límites a la mayoría de los gastos del gobierno, algo en lo que los republicanos insistieron, mientras que los demócratas querían un techo de deuda más alto sin condiciones.
     
    Gracias a esa presión alcista, tanto el crudo Brent como el West Texas Intermediate podrían cerrar la operación de esta semana con ganancias, aunque bastante modestas.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • Los precios del petróleo se encaminan a una segunda caída semanal consecutiva

    Los precios del petróleo crudo comenzaron a cotizar hoy con ganancias, pero se encaminaban a otra caída semanal a medida que el dólar estadounidense subía aún más y las preocupaciones sobre el suministro disminuyeron.
    El crudo Brent se cotizaba a más de 83,88 dólares por barril en el momento de escribir este artículo, y el West Texas Intermediate cambiaba de manos a cerca de 79,60 dólares por barril, pero se prevé que ambos registren una pérdida del 1,5% al ​​2,5% durante toda la semana.
    El dólar subió debido a la cautela de los inversores antes del discurso que pronunciará hoy el presidente de la Reserva Federal, Jerome Powell, según señala también el informe. Ese discurso –el discurso anual del jefe de la Reserva Federal desde el retiro de Jackson Hole– marca el rumbo de la política monetaria para el próximo año y algunos observadores parecen creer que el rumbo que se anunciará hoy puede ser marcadamente diferente del rumbo que siguió la Reserva Federal en el último año. últimos 12 meses, según CNBC .
     
    En el caso de que, según las expectativas, el presidente de la Reserva Federal muestre una actitud más relajada, sería una señal de que la economía estadounidense realmente está mejorando, lo que tendría implicaciones positivas para la demanda de petróleo. En caso de que se desafíen las expectativas y Powell indique una continuación de la postura agresiva de la Reserva Federal, esto probablemente aumentaría la presión a la baja sobre el petróleo.
     
    Por el lado de la oferta, la posibilidad de que entre más petróleo al mercado desde Venezuela, Kurdistán e Irán está aliviando algunas preocupaciones. Al mismo tiempo, Equinor comenzó la producción seis meses antes en su campo ampliado de Statfjord Ost.
     
    Mientras tanto, algunos analistas han señalado que el efecto de los recortes de producción saudí en los precios internacionales ha seguido su curso.
     
    "El apoyo a los precios del petróleo de los recortes de producción anteriores ha disminuido. El mercado está esperando que Arabia Saudita continúe extendiendo sus reducciones voluntarias de producción", dijeron Reuters citando a analistas de la correduría china Haitong Futures.
    Por otro lado, "Aunque hay signos de crecimiento potencial de la oferta de un par de productores de la OPEP, el mercado debería seguir acumulando inventarios durante el resto del año", dijo Warren Patterson de ING, citado por Bloomberg, señalando que esto sugería una mayor riesgo de subida de los precios.
     
    La decepcionante recuperación económica de China, una recuperación que se esperaba que fuera la fuerza impulsora detrás de la creciente demanda de petróleo en la segunda mitad de 2023, solo se suma al sentimiento bajista en los mercados petroleros esta semana.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • Los precios del petróleo se establecen para su primera ganancia semanal en un mes

    Los precios del petróleo crudo parecen estar listos para registrar su primera ganancia semanal desde mediados de abril a medida que mejora el sentimiento sobre la demanda futura en medio de señales de que puede haber progreso en las negociaciones del techo de deuda en el Congreso.
    El jueves, el presidente Biden y el presidente de la Cámara de Representantes, Kevin McCarthy, dijeron que negociarían directamente para levantar el techo de la deuda, lo que generó esperanzas de que se evitaría un incumplimiento.
    “Vamos a unirnos porque no hay alternativa”, dijo el presidente Biden, citado por Reuters. "Para ser claros, esta negociación se trata de las líneas generales del presupuesto, no de si vamos a (pagar nuestras deudas) o no. Todos los líderes (del Congreso) han acordado: no incumpliremos. Cada líder tiene dijo eso."
     
    Como resultado, los precios del petróleo subieron poco a poco, con West Texas Intermediate ganando un 3% desde el comienzo de la semana, según Bloomberg.
     
    En el momento de redactar este informe, el WTI cotizaba a poco más de 72 dólares por barril, mientras que el crudo Brent cotizaba a alrededor de 76,50 dólares por barril. Sin embargo, ambos siguen cayendo un 10% desde principios de año.
     
    Además del optimismo sobre el techo de la deuda, los precios obtuvieron algo de apoyo por el hecho de que la temporada de conducción está a la vuelta de la esquina y se espera que la demanda aumente de acuerdo con la variación estacional habitual. El Departamento de Energía también brindó algún apoyo adicional cuando anunció que planeaba comprar 3 millones de barriles de petróleo para la reserva estratégica de petróleo, dijo a Bloomberg un analista de IG.
     
    Por otro lado, los principales indicadores económicos de EE. UU. sugirieron que la economía está acelerando, lo que a su vez reavivó los temores de más aumentos de tasas, ya que llevó al dólar a su nivel más alto en dos meses.
    "Las buenas noticias para la economía ahora son malas noticias para la perspectiva de la demanda de crudo, ya que la resiliencia económica obligará a la Fed a acabar con la economía", dijo a Reuters el analista de OANDA Edward Moya.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • Los precios del petróleo siguen limitados por preocupaciones económicas

    Los precios del petróleo se fijan para una segunda ganancia semanal consecutiva, pero el potencial alcista sigue siendo limitado debido a las continuas preocupaciones económicas.
     
    Se espera que los precios del petróleo terminen la semana con una ligera ganancia después de que el mercado finalmente valoró la extensión del recorte de producción de Arabia Saudita hasta agosto, así como otra caída de inventario de crudo de EE. Sin embargo, el potencial alcista sigue siendo limitado, ya que la perspectiva de otra subida de tipos de interés en EE. UU. se convierte en parte de las expectativas generales, y las minutas de la Fed publicadas esta semana confirman que los aumentos siguen estando en la agenda. 
     
    Arabia Saudita canta alabanzas a la OPEP+. Hablando en el seminario de la OPEP celebrado en Viena, el ministro de energía saudí, el príncipe Abdulaziz bin Salman, dijo que la OPEP+ todavía tiene herramientas en su kit para administrar el suministro de manera flexible y lamentó la reacción del mercado a los recortes de producción, argumentando que era "demasiado grande para que la gente lo comprendiera".
    La Marina de los EE. UU. Evita la captura de dos petroleros. La Marina de los EE. UU. dijo que impidió que Irán se apoderara de dos petroleros comerciales, TRF Moss y Richmond Voyager, en el Golfo de Omán esta semana, utilizando su destructor de misiles guiados USS McFaul para evitar la confrontación con los buques de guerra iraníes. 
     
    Los controles de exportación de China enturbian los mercados de metales raros. China anunció que introduciría restricciones a la exportación de productos de galio y germanio, ambos utilizados en chips informáticos y equipos militares, vistos como represalia por las restricciones estadounidenses a las ventas de tecnologías sensibles a China. 
     
    El suministro de GNL de Vietnam enfrenta a exportadores estadounidenses y rusos. La compañía de energía de Vietnam, PetroVietnam (VNM:GAS), dijo que está en conversaciones separadas con la petrolera estadounidense ExxonMobil (NYSE:XOM) y la rusa Novatek sobre cooperación en GNL, buscando firmar un acuerdo de suministro a largo plazo para sus 13 nuevas centrales eléctricas a gas. . 
     
    Los problemas de energía de Singapur persisten. Un mes después de que el gobierno de Singapur introdujera precios máximos en los precios de la energía, el país todavía está luchando por atraer nuevos jugadores a su volátil mercado de energía con apenas una docena de empresas de generación en el mercado. 
     
    Egipto se duplica en la exploración de gas. Según el ministro de Petróleo de Egipto, Tarek El Molla, el país norteafricano acaba de lanzar su programa de perforación de 1.800 millones de dólares en el mar Mediterráneo y el delta del Nilo y espera 35 pozos de exploración en 2 años, liderado por ENI (BIT:ENI) y Chevron ( NYSE ) . :CVX) . 
     
    La producción petrolera venezolana no logra impresionar. En un golpe al recientemente ungido ministro de Petróleo, Pedro Tellechea, la producción de petróleo de Venezuela registró una de sus primeras caídas intermensuales en 2023, con una producción de junio de 806.300 b/d, más de 30.000 b/d menos que en mayo. 
     
    Libia al borde del conflicto otra vez. El líder del gobierno rival de Libia, Benghazi, el mariscal de campo Khalifa Haftar, ha amenazado con bloquear la producción y las exportaciones de petróleo si las autoridades reconocidas internacionalmente en Trípoli no distribuyen los ingresos del petróleo de una manera más equitativa. 
     
    Oil Majors Ojo Creación de Químicos Gigante. ADNOC, la compañía petrolera nacional de los Emiratos Árabes Unidos, está en conversaciones con OMV de Austria (VIE:OMV) para crear un gigante petroquímico de Borealis y Borouge, en el que ambos tienen intereses, con una valoración de la nueva entidad que supera los 30.000 millones de dólares.
     
    Rusia advierte sobre las consecuencias del litigio por el gas en Ucrania. El jefe de Gazprom amenazó con sanciones contra Naftogaz de Ucrania y dijo que la acción legal de la empresa ucraniana contra Rusia en EE. UU. para obtener una compensación de 5.000 millones de dólares por activos en Crimea podría detener el tránsito de volúmenes a Europa. 
     
    China simplemente no puede dejar de firmar acuerdos de GNL. Menos de un mes después del anuncio del acuerdo de GNL del último término proveniente de China, el desarrollador de GNL de México, México Pacífico, firmó un acuerdo de 20 años para suministrar a Zhejiang Energy un volumen no revelado de gas proveniente de su proyecto Saguaro Energia, a partir de 2027. 
     
    La OPEP busca nuevos miembros. Según el secretario general de la OPEP, Haitham al Ghais, la OPEP celebró recientemente consultas con cuatro países que buscan unirse potencialmente al grupo petrolero, que se cree que son Azerbaiyán, Brunei, México y Malasia. 
     
    Reino Unido pone plantas de carbón en espera en medio del calor del verano. A medida que las temperaturas aumentarán en todo el Reino Unido durante el fin de semana, el operador de energía del país, National Grid, pagó a una planta de energía a carbón para que permanezca en espera mientras ordena a los parques eólicos marinos que reduzcan la producción, asegurando la estabilidad de la red. 
     
    El subsidio descartado de Nigeria se desploma. El consumo de gasolina en Nigeria se desplomó un 28 % desde que el presidente Bola Tinubu eliminó un costoso subsidio de combustible que le costaba al gobierno $ 5 mil millones cada año, derribando simultáneamente los mercados negros de combustible de contrabando en Camerún y Togo.
     
    Por Michael Kern 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 por pronósticos económicos optimistas

    Los precios del petróleo experimentaron otro aumento el martes por la mañana en las previsiones optimistas publicadas por el Fondo Monetario Internacional (FMI).
    El martes, el FMI elevó sus estimaciones de crecimiento global para 2023 basadas en la prometedora actividad económica en el 1T. Para 2023, el FMI ahora estima un crecimiento del PIB del 3%, 0,2 puntos porcentuales más que su pronóstico publicado en abril. Su 2024 se mantiene sin cambios en 3.0%.
    Los precios del petróleo subieron en las noticias, con el WTI superando la marca de $ 79. El WTI se cotizaba a $ 79.05 a las 10:52 am ET, un aumento de $ 0.31 (0.39%) en el día. El crudo Brent subió por encima de $ 83, subiendo $ 0.29 (+ 0.35%) en el día.
     
     
    Los precios del petróleo ahora estarán sujetos a estimaciones del Instituto Americano del Petróleo (API) más tarde esta tarde sobre los movimientos de inventario de petróleo crudo y productos crudos de Estados Unidos.
     
    Si bien es más alto que las estimaciones anteriores, el pronóstico del FMI sigue reflejando la debilidad económica y por debajo del crecimiento promedio del PIB del 3,8% observado en la década anterior.
     
    "Lo que estamos viendo cuando miramos cinco años es en realidad cerca de 3.0%, tal vez un poco por encima de 3.0%. Esta es una desaceleración significativa en comparación con lo que teníamos antes de COVID", dijo a Reuters el economista jefe del FMI, Pierre-Olivier Gourinchas, en una entrevista el martes.
     
    El FMI declaró en su pronóstico que, si bien los costos de envío y los plazos de entrega han vuelto a los niveles anteriores a la pandemia ahora que la OMS ha puesto fin a la emergencia sanitaria mundial, la inflación continúa consumiendo el poder adquisitivo de los hogares. Además, las altas tasas de interés han elevado el costo de los préstamos, mientras que los ahorros acumulados durante la pandemia están retrocediendo.
     
    El FMI incluyó una advertencia en su perspectiva de que la inflación podría aumentar aún más si la guerra en Ucrania empeora, o si las temperaturas extremas aumentan aún más los precios de las materias primas.
     
    Los precios del petróleo crudo son ahora los más altos desde mediados de abril.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com
  • Los precios del petróleo van camino de una ganancia semanal a pesar de la incertidumbre económica

    Después de cuatro días de ganancias, los precios del petróleo crudo estaban en camino de poner fin a su racha de pérdidas de dos semanas, ya que los operadores volvieron a centrar su atención de los indicadores económicos en la política de suministro de la OPEP+.
    El crudo Brent cotizaba por encima de los 86 dólares por barril en el momento de redactar este informe y el West Texas Intermediate cambiaba de manos a cerca de 84 dólares por barril, dos días después de que la Administración de Información Energética de EE.UU. informara de otra reducción masiva de los inventarios de petróleo, de 10,5 millones de barriles por segundo. hasta la última semana de agosto.
     
    Esa reducción de inventarios siguió a otra reportada recientemente de 17 millones de barriles, lo que contribuyó a una percepción de una demanda fuerte y resistente de crudo en el mayor consumidor mundial de esa materia prima. Hasta la fecha, los inventarios de crudo en EE.UU. están en su nivel más bajo desde diciembre pasado.
     
    Esta percepción socavó los temores entre los comerciantes de que el lento crecimiento económico en los mercados petroleros más grandes del mundo afectaría negativamente a la demanda global, ayudado por datos económicos positivos de EE.UU. Incluso la última lectura del PMI de China no presionó los precios, posiblemente porque, si bien la cifra general estaba en En la zona de contracción por debajo de 50, varias sublecturas importantes estaban por encima de 50, lo que indica crecimiento.
     
    Mientras tanto, la OPEP+ se reunirá la próxima semana para discutir sus próximas medidas y los analistas esperan que los recortes de producción se mantengan sin cambios y se extiendan por un mes más mientras el grupo busca precios más altos y sostenidos.
     
    "Seguimos esperando que los recortes se extiendan, con precios superiores a 90 dólares por barril (de manera sostenida) necesarios para atraer el suministro de la OPEP al mercado, así como para incentivar a los productores de esquisto estadounidenses a aumentar la actividad de perforación", dijo el Banco Nacional de Australia. en una nota, citada por Reuters.
    Rusia ya ha dicho que ampliaría sus recortes de exportaciones por un mes más, lo que también contribuyó a las ganancias de precios de esta semana y ahora los comerciantes anticipan una medida idéntica por parte de Arabia Saudita con respecto a su producción.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • Los productores de gas natural están listos para saltar cuando los precios repunten

    Los productores estadounidenses de gas natural están recortando la producción en respuesta a los bajos precios de varios años. Pero también están mirando más allá de la crisis actual, preparándose para aumentar la producción mediante la operación flexible de su inventario de pozos.  
    “Actualmente el precio del gas natural es igual o inferior a los costos de producción”, dijo un ejecutivo de una empresa de exploración y producción en  comentarios  en la encuesta trimestral de energía de la Fed de Dallas publicada esta semana. 
     
    Los precios son históricamente bajos debido a la débil demanda invernal en medio de un clima más templado, una producción récord a finales de 2023 y existencias de gas natural superiores a la media.  
     
    Las existencias de gas natural en funcionamiento en la semana hasta el 22 de marzo fueron un 41% más que el promedio de cinco años y un 23% más que el año pasado en este momento, según  los últimos datos de la EIA . 
     
    El exceso de oferta y los bajos precios han llevado a muchos productores a empezar a reducir la producción. Pero algunos también están acumulando inventarios de pozos listos para comenzar a bombear –o para ponerlos en funcionamiento– tan pronto como los precios repunten. Los productores esperan que los precios del gas natural se recuperen el próximo año en medio de la creciente demanda de exportaciones de GNL y nuevas plantas de exportación de GNL que están programadas para comenzar a operar en 2025. 
     
    "Todos nosotros en el negocio del gas natural estamos ahorrando tantos centavos como podemos en este momento", dijo Josh Viets, vicepresidente ejecutivo y director de operaciones de Chesapeake Energy, a  la audiencia en la Conferencia y Exposición DUG GAS+ 2024 de Hart Energy en Luisiana este semana.
     
    Pero Chesapeake Energy, que se convertirá en el principal productor de gas natural de Estados Unidos tras la  fusión prevista  con Southwestern Energy, también está aplazando la producción de unos 80 pozos este año, lo que le daría hasta 1,0 bcf/d de capacidad productiva disponible gracias a la entrega diferida. pozos de línea (TIL) para fines de 2024. 
     
    "La forma en que me gusta pensar en esto es que estamos usando el embalse como almacenamiento", dijo Viets en la conferencia, según lo publicado por  Bloomberg . 
     
    "Cuando el mercado diga: 'Oye, necesito más gasolina', estaremos en condiciones de restaurarla rápidamente para ayudar a satisfacer las necesidades de los consumidores".
     
    En la publicación de resultados del cuarto trimestre de 2023 de febrero, Chesapeake Energy  dijo  que desarrollaría capacidad productiva para alinearse con la demanda de los consumidores. Para fin de año, la compañía planea haber aplazado alrededor de 35 pozos perforados pero incompletos (DUC) y alrededor de 80 TIL. Chesapeake señaló que un enfoque mesurado para la activación de la producción respondería a la demanda del mercado. 
    Otros perforadores de gas natural estadounidenses, incluido el actual  principal productor EQT  Corporation, también han reducido la producción en respuesta a los bajos precios internos. 
     
    "Los bajos precios que estamos experimentando ahora nos están obligando a guardarlo y mantener nuestra pólvora seca", dijo un ejecutivo de una empresa de exploración y producción en comentarios al Dallas Energy Survey. 
     
    "Si bien las empresas ciertamente protegen el flujo de caja, todas quieren estar preparadas para dar servicio a la próxima ola de proyectos de GNL que entrarán en funcionamiento en 2025",  escribió Erin Faulkner de Enverus  esta semana. 
     
    A pesar de los bajos precios del gas natural en Estados Unidos desde hace varios años, los productores nacionales  siguen siendo optimistas  sobre las perspectivas a largo plazo del gas como combustible, tanto en Estados Unidos como en el extranjero.  
     
    Los recientes acuerdos para el suministro de GNL y la expansión midstream apuntan a una visión optimista en la industria sobre la demanda global de gas y el papel que Estados Unidos podría desempeñar para satisfacer dicha demanda, a pesar de la  suspensión  de las revisiones de los permisos de GNL.  
     
    Chesapeake, por ejemplo,  firmó  en febrero sus primeros acuerdos de compra y venta de GNL para comprar alrededor de 0,5 millones de toneladas anuales de GNL de Delfin LNG a un precio vinculado a Henry Hub con una fecha de inicio del contrato prevista para 2028. Luego, Chesapeake entregará el GNL. al comerciante de materias primas Gunvor sobre una base FOB con el precio de venta vinculado al marcador Japón Corea (JKM) por un período de 20 años.  
     
    El gigante de los oleoductos Enbridge anunció esta semana una empresa conjunta para construir y operar gasoductos que  conecten el suministro de gas  desde el Pérmico hasta la costa del Golfo de EE. UU. para aprovechar la creciente demanda de exportación de GNL. 
     
    Se prevé que los precios de Henry Hub   aumenten a finales de 2024, y aún más en el mediano plazo, según los ejecutivos encuestados en la Encuesta de Energía de la Fed de Dallas. 
     
    Los participantes de la encuesta  esperan  un precio del gas natural Henry Hub de 2,59 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) a fin de año, en comparación con un precio promedio de 1,44 dólares por MMBtu durante la mayor parte de marzo, cuando se recopilaron las respuestas de la encuesta. Los ejecutivos ven los precios de Henry Hub en $3,18 por MMBtu dentro de dos años y en $3,94 por MMBtu dentro de cinco años.   
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Los servicios de yacimientos petrolíferos y las compañías petroleras más pequeñas brillan en la temporada de ganancias

    La temporada de ganancias está aquí una vez más con ~ 20% de  las empresas S&P 500  que han devuelto sus cuadros de mando del segundo trimestre.
    A diferencia de temporadas recientes, cuando el sector energético emergió como un actor destacado, las compañías de petróleo y gas se han convertido en algunas de las más rezagadas del mercado. Según los datos de FactSet, el sector de la energía está reportando la mayor disminución de ingresos de los 11 sectores del mercado con un -28,7 %, así como la peor  disminución de ganancias  con una suma de -51,3 %, mucho mayor que el promedio del mercado de -9,0 %.
     
    Los precios del petróleo más bajos año tras año están contribuyendo a la disminución de los ingresos del sector energético, con el precio promedio del petróleo en el segundo trimestre de 2023 ($ 73,56) 32% por debajo del precio promedio del petróleo en el segundo trimestre de 2022 ($ 108,52). 
    A nivel de subindustria, cuatro de las cinco subindustrias en el sector están reportando (o se espera que reporten) una disminución año tras año en los ingresos de más del 20%: Exploración y producción de petróleo y gas (-33 %), refinación y comercialización de petróleo y gas (-32 %), petróleo y gas integrados (-30 %) y almacenamiento y transporte de petróleo y gas (-21 %). 
     
    Por otro lado, la subindustria de Equipos y Servicios de Petróleo y Gas (20%) es la única subindustria que reportó un crecimiento de ingresos en el sector.
     
    Gran  crecimiento de la producción de petróleo
     
    Varias grandes compañías petroleras han devuelto sus tarjetas de puntuación del segundo trimestre, y casi todas tienen un tema común: un crecimiento considerable de la producción pero una contracción aún mayor de los ingresos brutos y los resultados finales.
     
    Corporación ExxonMobil . (NYSE:XOM)  ha informado  ganancias del segundo trimestre de $ 7.88B, bueno para una disminución del 55.9% interanual, mientras que los ingresos del segundo trimestre de $ 82.91B son buenos para un crecimiento interanual del -28.3%. En una nota más brillante, Exxon dice que sigue en camino de generar $ 9 mil millones de ahorros en costos estructurales para fines de 2023 en relación con 2019, habiendo logrado ahorros acumulados en costos estructurales de $ 8,3 mil millones hasta la fecha. Exxon informó que la producción total del segundo trimestre cayó un 3,3 % interanual hasta los 3,61 millones de boe/día; sin embargo, excluyendo las desinversiones, los derechos, los mandatos gubernamentales y la expropiación de Sakhalin-1 por parte de Moscú, la producción neta en realidad aumentó más de 160 000 boe/día. La cuenca Permian entregó un récord trimestral de 622 000 boe/día y está en vías de aumentar un 10 % este año, mientras que Guyana está en camino de aumentar la producción un 5 % a 400 000 boe/día para fin de año.
     
    Chevron Corp. (NYSE:CVX)  informó que  sus ganancias del segundo trimestre disminuyeron un 48,3 % interanual hasta los 6010 millones de dólares, mientras que las ganancias ajustadas se contrajeron un 49,2 % hasta los 5780 millones de dólares. Mientras tanto, los ingresos del segundo trimestre alcanzaron los 48.900 millones de dólares, lo que supone un crecimiento interanual del -28,9 %. Chevron reportó una producción récord en la Cuenca Pérmica de 772,000 barriles de petróleo equivalente por día, un aumento del 11% interanual.
     
    Empresas más pequeñas, más impresionantes
     
    Hess Corp. (NYSE:HES), socio de ExxonMobil en Guyana,  informó  los resultados estimados del segundo trimestre de 2023 de la siguiente manera: La utilidad neta fue de $119 millones, o $0,39 por acción, en comparación con la utilidad neta de $667 millones, o $2,15 por acción, en el segundo trimestre de 2022, mientras que los ingresos del segundo trimestre de $2320 millones representan una disminución interanual del 22,4 %. 
     
    Sin embargo, Hess ha registrado un crecimiento de producción aún más impresionante que Exxon o Mobil gracias a su base de producción mucho más pequeña. La compañía informó que la producción neta de petróleo y gas fue de 387 000 barriles de petróleo equivalente por día, un 28 % más que los 303 000 boepd del segundo trimestre de 2022. La producción neta de Bakken fue de 181 000 boepd, un 29 % más que los 140 000 boepd del año anterior, mientras que la producción neta de Guyana registró a 110.000 bopd, en comparación con los 67.000 bopd del trimestre del año anterior. La compañía ha proyectado una producción neta para todo el año en el rango de 385 000 boepd a 390 000 boepd, en comparación con la guía anterior de 365 000 boepd a 375 000 boepd, gracias en gran parte a un mejor desempeño operativo, así como a la puesta en marcha anticipada del desarrollo de Payara. en el cuarto trimestre del año en curso.
     
    Las empresas de servicios petroleros brillan
     
    Como se señaló anteriormente, el sector de servicios petroleros se destaca como la única industria energética que está registrando un crecimiento positivo de ingresos y ganancias.
     
    Halibutorn Co.  (NYSE:HAL)  informó  un ingreso neto ajustado por acción diluida del segundo trimestre de $ 0.77, bueno para un aumento de más del 50% año tras año, mientras que los ingresos de $ 5.8 mil millones aumentaron 14% año tras año. El margen operativo registró un 17,4 %, un aumento interanual de 329 puntos básicos.
     
    Schlumberger Ltd  (NYSE:SLB)  ha informado  un EBITDA ajustado en el segundo trimestre de $ 1960 millones, un aumento secuencial del 10 % y un 28 % interanual, mientras que el EPS GAAP de $ 0,72 aumentó un 11 % secuencial y un 7 % interanual, mientras que el ingreso neto atribuible a SLB de $1.03 mil millones aumentó 11% secuencialmente y 8% año tras año. Los ingresos de 8100 millones de USD aumentaron un 5 % de forma secuencial y un 20 % interanual.
     
    Baker Hughes Co.  (NASDAQ:BKR)  ha informado  ingresos netos de $410 millones para el trimestre, un aumento de $1,248 millones año tras año; El EBITDA ajustado (una medida no GAAP) de $ 907 millones para el trimestre, un 39 % más año tras año, mientras que los ingresos de $ 6300 millones para el trimestre aumentaron un 25 % año tras año.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • Más del 20% de la capacidad mundial de refinación de petróleo corre riesgo de cierre

    El debilitamiento de los márgenes de refinación y los impuestos al carbono ponen en riesgo una quinta parte de la capacidad mundial de refinación.
    Más del 20% de la capacidad total de refinación mundial corre cierto riesgo de cierre, ya que los márgenes de refinación se debilitarán junto con la demanda, mientras que los impuestos al carbono también podrían ser una carga para muchas refinerías,  dijo Wood Mackenzie  en un informe reciente.
     
    En general, basándose en los márgenes de efectivo netos esperados en 2030, Wood Mackenzie ha identificado 121 de 465 sitios de refinación seleccionados “con cierto riesgo de cierre”. Esto representa una capacidad acumulada de refinación de 20,2 millones de bpd, o el 21,6% de la capacidad global del año pasado,  mostró el análisis de WoodMac .
    La consultora energética considera que las refinerías de Europa y China corren un mayor riesgo de cerrar debido al empeoramiento de la economía.  
     
    Las refinerías europeas verán disminuir sus márgenes netos de efectivo a partir de 2030 debido a la eliminación de los derechos gratuitos para las emisiones de carbono, mientras que se espera que la demanda de combustible para el transporte en los países desarrollados comience a disminuir a partir del próximo año, según el análisis de WoodMac.
     
    “China verá un pico de demanda de líquidos en 2027 y comenzará a caer a medida que el país electrifique activamente su transporte por carretera. Los países no pertenecientes a la OCDE disfrutarán de un crecimiento continuo de la demanda más allá de 2030, pero sus refinerías no serán inmunes a medida que caiga la demanda mundial de combustibles para el transporte”, escribieron investigadores y analistas y Wood Mackenzie.
     
    Europa también podría ver caer sus volúmenes comerciales de exportación de combustible desde hace mucho tiempo con Nigeria después de la puesta en marcha de la refinería Dangote, la  más grande de África , a principios de este año.
     
    El comercio, cuyo valor se estima en 17.000 millones de dólares cada año, podría verse amenazado por el aumento de la producción en la refinería de Dangote, dijeron comerciantes y analistas a  Reuters  a principios de este mes.
     
    Se espera que la refinería de Dangote, con una capacidad de procesamiento de 650.000 barriles por día (bpd), satisfaga el 100% de la demanda de Nigeria de todos los productos refinados del petróleo, y además tendrá un excedente de cada uno de los productos para exportar.  
     
    Mientras tanto, las grandes petroleras han anunciado recientemente  el próximo cierre  de refinerías de petróleo europeas que se convertirían en instalaciones de producción de biocombustibles. Las últimas incluyen la refinería de Eni en Livorno, Italia, y la refinería de petróleo de Shell en Wesseling, Alemania, que se convertirá  en  una unidad de producción de aceites base.
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com
     
  • Nigeria debe a las grandes petroleras 3.000 millones de dólares por swaps de crudo

    Nigeria debe hasta 3.000 millones de dólares a supergrandes y gigantes comerciales por los intercambios de combustible por crudo a través de los cuales el mayor productor de petróleo de África ha estado importando combustible para satisfacer la demanda interna, informó Reuters el viernes, citando a ejecutivos y comerciantes.  
    A pesar de ser el mayor productor de petróleo crudo de África, Nigeria carece de suficiente capacidad de refinación para satisfacer toda su demanda interna de combustible. Por lo tanto, el país ha dependido durante años de la llamada Compra Directa Venta Directa (DSDP) bajo la cual importa combustibles a cambio de cargamentos de crudo a las principales casas comerciales y grandes petroleras internacionales, incluidas BP, TotalEnergies, Vitol y Mercuria.
    Nigeria ha acumulado una deuda a los de alrededor de $ 3 mil millones y también tiene al menos cuatro meses de retraso para el pago en crudo, según fuentes de Reuters.
     
    A principios de este mes, Mele Kyari, director ejecutivo del grupo de la empresa petrolera estatal de Nigeria, NNPC Ltd, dijo a Reuters que la compañía cancelaría los contratos de intercambio de crudo y pagaría en efectivo las importaciones de combustible.   
     
    La medida se produjo en medio de una importante reforma en el mercado minorista de combustible de Nigeria después de que el nuevo presidente de Nigeria, Bola Tinubu, eliminara los subsidios al combustible que el gobierno estaba pagando durante años. El subsidio fue un costo enorme para el gobierno federal, que el año pasado pagó hasta $ 10 mil millones por la diferencia entre el combustible importado a precios de mercado y vendido con descuento a los nigerianos.
     
    Dado que las empresas privadas ahora importan combustibles, la empresa estatal podrá pagar sus importaciones de combustible en efectivo, dijo Kyari a Reuters a principios de junio.  
     
    A pesar del fin anunciado de los intercambios de combustible por crudo, Nigeria aún tiene que enviar los cargamentos de crudo que aún debe por las importaciones de combustible anteriores, y esto podría llevar meses, dijeron comerciantes y actores de la industria.
    “Los intercambios finalmente se detendrán, pero todavía no. Recibiremos nuestra carga de crudo de swaps en octubre como muy pronto”, dijo a Reuters uno de los principales actores del mercado.
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com
  • No creas a los críticos: los recortes de la OPEP están funcionando

    McKinsey informó en febrero que los inventarios mundiales de petróleo habían perdido 32 millones de barriles el mes anterior.
    Cuando la OPEP y sus socios, liderados por Rusia, anunciaron por primera vez recortes adicionales en la producción de petróleo el año pasado, el mercado hizo caso omiso. Los precios cayeron. Los pronósticos sobre el pico de demanda de petróleo hicieron eco en las publicaciones de noticias.
     
    Sin embargo, la OPEP+ perseveró. Perseveró hasta el punto en que algunos analistas señalaron que ya no había vuelta atrás, y que el cártel tendría que hacer los recortes permanentes si no quería ver que los precios cayeran en picada ante la más mínima señal de crecimiento de la producción. Y entonces sucedió algo. El mercado se puso al día.
    El crudo Brent cerró por encima de los 87 dólares por barril el viernes y aún le queda más por recorrer si hay que creer a los analistas de algunos de los bancos más grandes. Por supuesto, los analistas a menudo se equivocan, ya que no son inmunes a los errores y, de hecho, muchos cometieron un error esta vez: creyeron que las predicciones de caída de la demanda de petróleo provenían de organizaciones con un interés creado en tal desarrollo. Y pasaron por alto el riesgo de ajuste de la oferta.
     
    Esa escasez de oferta ya es un hecho. Esto es a lo que están reaccionando los precios, a medida que llegan informes sobre caídas en los inventarios mundiales de petróleo y una menor producción de la OPEP+. McKinsey  informó  en febrero que los inventarios mundiales de petróleo habían perdido 32 millones de barriles el mes anterior, con un ajuste especialmente marcado en los países de la OCDE.
     
    LSEG, anteriormente Refinitiv, también  informó  de un ajuste de inventarios a finales de febrero, y Reuters citó un informe de JP Morgan advirtiendo que los inventarios mundiales de petróleo estaban en su nivel más bajo en siete años, según datos de Kpler.
     
    "El mercado ha encontrado una base más firme con el Brent cotizando por encima de los 80 dólares desde hace un tiempo, respaldado por lo que parece ser una perspectiva de demanda mejor de lo esperado junto con... los desvíos de petroleros que mantienen millones de barriles en el mar por más tiempo", Saxo comentó entonces el jefe de materias primas del banco, Ole Hansen.
     
    De hecho, la demanda fue quizás la mayor subestimación por parte de analistas y comerciantes. Es la expectativa de una demanda débil lo que mantuvo los precios bajos durante meses, incluso cuando la OPEP recortó la producción en más de 2 millones de bpd, y aun cuando los pronósticos sobre el esquisto estadounidense apuntaban a un crecimiento mucho más lento este año.
     
    Ahora que llegan nuevos datos sobre la demanda, los precios están subiendo. Desde principios de año, el Brent ha ganado un 11%, según  Bloomberg , que recordó que la OPEP no tenía planes de introducir cambios en su acuerdo de producción en su próxima reunión, el miércoles.
     
    "Los recortes de la OPEP han sido efectivos", dijo a la publicación Michael Hsueh, estratega del Deutsche Bank. "El mercado mundial ya está en déficit o está a punto de convertirse en déficit".
     
    De hecho, Standard Chartered  advirtió  sobre un déficit a mediados de 2023. Sin embargo, en ese momento nadie escuchó. ¿Y por qué lo harían, cuando la producción de petróleo de esquisto de Estados Unidos se estaba disparando inesperadamente, a pesar de un menor número de plataformas? Ahora, las advertencias se están multiplicando, incluida una de la Agencia Internacional de Energía que hace apenas tres meses pronosticó una situación cómoda de suministro en los mercados petroleros mundiales debido a una demanda más débil que igualaría la menor oferta de la OPEP+.
     
    Parece que la mayoría de los pronosticadores ignoraron el hecho de que las restricciones a la producción amplifican los efectos perturbadores de acontecimientos imprevistos en el equilibrio del mercado. En este caso, estos efectos provienen de la situación en el Mar Rojo, donde los repetidos ataques de los hutíes a barcos han llevado a una reorganización masiva del transporte marítimo que ha añadido al menos 100.000 bpd a la demanda mundial diaria de petróleo y, más recientemente, los ataques de drones ucranianos contra Refinerías rusas que han afectado el suministro de combustible y han generado preocupación sobre el suministro de crudo.
     
    Si la OPEP+ no hubiera recortado, el efecto de estos acontecimientos probablemente habría sido más atenuado. Con los recortes, cualquier cosa fuera de lo común tiene el potencial de hacer subir los precios considerablemente. Esta es la razón por la que los analistas se han apresurado a revisar sus pronósticos, y Energy Intelligence  informó  la semana pasada que la expectativa dominante es la de un déficit. Ese déficit, según los pronosticadores, es el resultado de una oferta más débil de lo esperado y una demanda más fuerte de lo esperado.
     
    Una vez más, vemos una discrepancia entre las tendencias reales de los fundamentos del petróleo y las expectativas de cambios futuros en estas tendencias, basadas en pronósticos con bases y sesgos cuestionables. Mientras tanto, la OPEP+ puede sentarse y relajarse mientras observa cómo los precios suben aún más.
     
    "Cada mes que la disciplina de la OPEP se mantenga vigente, el precio fijo del Brent probablemente seguirá alcanzando los niveles actuales de inventarios y diferenciales temporales",  dijeron  recientemente analistas de Morgan Stanley.
     
    Mientras tanto, quienes contaban con un crecimiento continuo del suministro de petróleo estadounidense que podría compensar los recortes de la OPEP+ se vieron confrontados a la realidad con las últimas cifras de enero, que  mostraron  una disminución en lugar de un crecimiento de la producción, debido al duro clima invernal. Si bien no es algo inaudito y ciertamente no es una señal de una tendencia a largo plazo, el cambio en la producción de enero en Estados Unidos proporcionó un recordatorio muy necesario de que las suposiciones radicales pueden ser riesgosas.
     
    La suposición de que la producción estadounidense seguirá creciendo al mismo ritmo (o más rápido) que el año pasado y compensará los recortes de la OPEP+ fue una de las más riesgosas. La suposición de que la demanda de petróleo está disminuyendo porque algunas personas en algún lugar que podrían beneficiarse de esa caída predijeron que disminuiría resultó ser aún más riesgosa. Y ahora todo el mundo se está poniendo al día con el mercado físico real, lo que inevitablemente sucedería tarde o temprano.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
     
  • No se espera que la OPEP+ altere la política de producción de petróleo en medio del repunte de precios

    Es poco probable que un panel de la OPEP+ cambie la actual política de producción de petróleo de la alianza en la reunión del viernes, dijeron varias fuentes del grupo a Reuters el miércoles, ya que los precios subieron a un máximo de más de tres meses. 
    El Comité de Seguimiento Ministerial Conjunto (JMMC) del grupo, que analiza periódicamente la situación del mercado y la necesidad de la intervención de la OPEP+, se reunirá el 4 de agosto para hacer un balance de los desarrollos más recientes.
    Desde la reunión de la OPEP+ a principios de junio, los precios del petróleo han subido más de un 16 %, impulsados ​​por la disminución de las preocupaciones sobre una recesión en EE. UU. y un mercado petrolero más ajustado gracias a los recortes de la OPEP+.
     
    En la última reunión de junio, la OPEP+ decidió extender los recortes actuales hasta 2024. Originalmente, se pretendía que esos recortes duraran entre mayo y diciembre de 2023. Pero la mayor sorpresa vino de Arabia Saudita, el principal exportador de petróleo crudo del mundo y líder de la OPEP+, que anunció un recorte unilateral de producción de 1 millón de barriles por día (bpd) para julio.
     
    A principios de julio, los saudíes también extendieron el recorte hasta agosto, “para respaldar la estabilidad del mercado”.
     
    Ahora hay expectativas de que Arabia Saudita extienda  su recorte de producción de 1 millón de bpd también hasta septiembre. El Reino está recortando su producción en 1 millón de bpd en julio y agosto, además de una reducción de alrededor de 500.000 bpd como parte de los recortes de la OPEP+ que comenzaron en mayo.
     
    Algunos analistas esperan que Arabia Saudita anuncie la extensión de un mes del recorte de 1 millón de bpd después de la reunión del JMMC del viernes y antes del anuncio de los precios de venta oficiales (OSP) para la carga de grados de crudo saudita en septiembre.   
    Los recortes de Arabia Saudita y algunos otros productores de la OPEP+, y las señales de que  los envíos de crudo ruso ya están cayendo , han respaldado los precios del petróleo en las últimas semanas y han llevado a los analistas a mejorar sus pronósticos de déficit de mercado este trimestre y el resto del año.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Opep dice que "el mundo no puede vivir sin petróleo" ni podrá en un futuro previsible

    El presidente de turno de la Opep (Organización de Países Exportadores de Petróleo), el ecuatoguineriano Antonio Oburu Ondo, afirmó, este miércoles 5 de julio en Viena (Austria), que "el mundo no puede vivir sin petróleo" y que tampoco podrá prescindir de esa fuente fósil en un futuro previsible, dadas las necesidades energéticas del planeta.
     "La realidad de la energía es que el mundo no puede vivir sin petróleo", dijo Oburu Ondo, ministro de Minas e Hidrocarburos de Guinea Ecuatorial, uno de los 13 socios de la Opep.
     
    Ondo dijo que el petróleo ha sido "central" en el pasado, es "crucial" para el presente y será "fundamental" para el futuro de la sociedad.
     
    "Es un bien de consumo permanente. No podemos prescindir de él", insistió.
     
    El ministro pronunció el discurso inaugural del octavo Seminario Internacional de la Opep, una conferencia de dos días que reúne en Viena a decenas de responsables de la industria de fuentes fósiles y expertos en cambio climático.
     
    Bajo el lema 'Hacia una transición energética sostenible e inclusiva', el foro fue abierto por el secretario general de la Opep, el kuwaití Haitham Al Ghais, quien también resaltó la importancia del crudo al tiempo que abogó por impulsar las tecnologías que reduzcan sus emisiones de efecto invernadero.
     
    "El petróleo desempeña un papel central y fundamental en la vida, pero la industria (del sector) debe minimizar su impacto medioambiental", declaró.
     
    Al Ghais abogó por que la transición energética se base en "los tres pilares de la sostenibilidad: viabilidad económica, protección del medio ambiente y equidad social", y consideró que cada país y región debe encontrar su propia forma de rebajar las emisiones. "No hay una vía única para el reto climático", sentenció.
     
    Las posturas expresadas por los responsables de la Opep no son nuevas y coinciden con las de otros defensores de la industria petrolífera, de la que dependen altamente los ingresos de los países de la organización.
     
    Les preocupa especialmente las crecientes dificultades que encuentran para atraer flujo de capitales a sus industrias, algo que ya está mermando la capacidad productiva de varios de ellos, mientras crecen las inversiones en las energías renovables.
     
    "Debemos prestar mucha atención a la disminución de las inversiones en el sector", resaltó en el foro el ministro de Energía de Azerbaiyán, Parviz Shahbazov.
     
    El seminario de la Opep se celebra en medio de la polémica decisión de esa organización de excluir a periodistas de los medios de comunicación internacionales Reuters, Bloomberg y Wall Street Journal (WSJ).
     
    Varias asociaciones de prensa austríacas e internacionales protestaron contra lo que califican como una decisión arbitraria en contra de la libertad de información.
     
    La propia Opep, que no ha dado explicaciones sobre las exclusiones ni las razones por las que sí permite el acceso a otros medios, asegura que se trata de una nueva estrategia de comunicación, sin revelar detalles sobre la misma.
     
    Por El Tiempo.
  • Petróleo Brent cierra en 85,9 dólares y acumula un alza de 7,5%

    Precios del petróleo subieron ligeramente luego del huracán que azotó en Florida. 
    Los precios del petróleo subieron ayer ligeramente después de que el huracán Idalia azotara Florida, del golpe militar en Gabón y de una fuerte reducción de los inventarios estadounidenses.
     
    El barril de Brent del mar del Norte, para entrega en octubre, ganó un 0,43% hasta los 85,86 dólares.
     
    Su equivalente estadounidense, el barril de West Texas Intermediate (WTI), para entrega el mismo mes, subió un 0,57% hasta los 81,63 dólares.
     
    El precio se vio impulsado al alza por “una caída masiva en las estadísticas petroleras de EE. UU., y por un golpe militar en Gabón, productor de la Opep (Organización de Países Exportadores de Petróleo)”, dijeron analistas de DNB.
     
    Aunque Gabón es “un productor menor de la Opep”, con alrededor de 200.000 barriles por día, el alza “recuerda que el riesgo geopolítico en el mercado del petróleo” todavía existe, añadieron.
     
    Por otro lado, la pérdida de reservas fue mucho mayor de lo esperado, según cifras de la Agencia estadounidense de Información sobre Energía (EIA).
     
    Las reservas cayeron en 10,6 millones de barriles, mientras que los analistas esperaban una reducción de 2,2 millones. Para John Kilduff, de Again Capital, la evolución de los precios muestra “un mercado inquieto”.
     
    Pero, según él, el aumento fue moderado porque el huracán Idalia “no afectó al corazón de la herramienta de producción” del petróleo.
     
    La petrolera Chevron evacuó el martes a su personal en tres plataformas que tiene en la costa estadounidense del golfo de México. Por su parte, el gobernador de Florida, Ron DeSantis, informó ayer que hay más de 250.000 hogares sin energía eléctrica.
     
    Por AFP
  • Por qué las grandes acciones petroleras se están vendiendo ahora mismo

    A nivel de subindustria, tres de las cinco subindustrias del sector del petróleo y el gas informan una disminución interanual en las ganancias del 20%.
    La temporada de resultados está realmente en marcha: la mitad de  las empresas del S&P 500 han devuelto sus cuadros de mando de resultados del tercer trimestre de 2023. A diferencia de las últimas temporadas, la actual ha sido algo decepcionante para el petróleo y el gas, así como para el sector energético de las energías renovables. El sector informa la mayor caída de ganancias (año tras año) de los once sectores para el tercer trimestre, un -38,1%, muy lejos del crecimiento promedio del 2,7% del mercado en general. Para darle una idea de cuán grave es la situación para las empresas de petróleo y gas, FactSet ha revelado  que el crecimiento de las ganancias del S&P 500 mejoraría del 2,7% al 8,4% si se excluye el sector energético.
     
    A nivel de subindustria, tres de las cinco subindustrias del sector informan una disminución interanual en las ganancias del 20% o más: Petróleo y Gas Integrados (-51%), Exploración y Producción de Petróleo y Gas. (-37%), y Refinación y Comercialización de Petróleo y Gas (-20%). Por otro lado, dos subindustrias están reportando un crecimiento de ganancias año tras año: Equipos y servicios de petróleo y gas (32%) y Almacenamiento y transporte de petróleo y gas (11%).
     
    Los precios más bajos del petróleo año tras año están contribuyendo a la disminución año tras año de los ingresos de este sector. A pesar del aumento del precio durante el mes de septiembre, el precio promedio del petróleo (WTI) en el tercer trimestre de 2023 ($82,22) todavía estaba un 10% por debajo del precio promedio del petróleo en el tercer trimestre de 2022 ($91,43). De cara al futuro del sector, los analistas predicen caídas de ganancias del -21,4% y -9,8% para el cuarto trimestre de 2023 y el primer trimestre de 2024, respectivamente. Sin embargo, los analistas esperan un crecimiento de las ganancias del 22,4% en el segundo trimestre de 2024.
     
    Las grandes petroleras decepcionan
     
    Acciones de las mayores empresas energéticas de Estados Unidos,  Exxon Mobil Corp. (NYSE:XOM) y  Chevron Corp.  (NYSE:CVX), se han derrumbado después de que ambas empresas publicaran resultados decepcionantes. 
     
    Exxon Mobil  ha informado de  un beneficio por acción no GAAP del tercer trimestre de 2,27 dólares, 0,09 dólares menos que el consenso de Wall Street, mientras que los ingresos del tercer trimestre registraron 90,76 mil millones de dólares (-19,0 ​​% interanual), por debajo de 1,81 mil millones de dólares. Exxon informó que el flujo de caja de las operaciones fue de 16.000 millones de dólares, un aumento de 6.600 millones de dólares en comparación con el segundo trimestre. Los gastos de capital y exploración fueron de 6.000 millones de dólares en el tercer trimestre, en línea con las expectativas de la compañía y elevando los gastos en lo que va del año 2023 a 18.600 millones de dólares. Para todo el año, Exxon dijo que espera que los gastos de capital y exploración estén en el extremo superior de la guía de $23 mil millones a $25 mil millones a medida que la compañía continúa buscando oportunidades de aumento de valor.
     
    "Obtuvimos otro trimestre de sólido desempeño operativo, ganancias y flujos de efectivo, agregando casi 80.000 barriles netos equivalentes de petróleo por día para respaldar el suministro global ", dijo el presidente y director ejecutivo de Exxon, Darren Woods, durante la conferencia telefónica sobre resultados de la compañía.
     
    Sin embargo, la convocatoria de resultados de Exxon tuvo un gran aspecto positivo: la compañía declaró un  dividendo trimestral de 0,95 dólares por acción , lo que supone un aumento del 4,4 % respecto al dividendo anterior de 0,91 dólares. Las acciones de XOM ahora tienen un rendimiento a plazo del 3,53%.
     
    Las acciones de XOM se han desplomado casi un 13% en los últimos 10 días y han obtenido un rendimiento del -16,4% en lo que va del año, mucho peor que la ganancia del 0,3% hasta la fecha del sector energético y el rendimiento del 7,8% del S&P 500.
    El  WSJ  ha informado de que parte de Wall Street sigue siendo escéptico sobre las afirmaciones de Exxonn sobre su adquisición por 60.000 millones de dólares del operador de esquisto  Pioneer Natural Resources  (NYSE:PXD), incluida su capacidad para duplicar la cantidad de petróleo y gas que puede recuperar de los pozos de esquisto. Pioneer es actualmente el segundo mayor productor de la Cuenca Pérmica por producción de petróleo, y una entidad formada por las dos compañías fusionadas convertiría a Exxon en el mayor productor de la Cuenca Pérmica con un potencial de producción de ~1,2 millones de boe/día, superando al actual líder Occidental Petroleum.
     
    Pero la directora financiera de Exxon, Kathryn Mikells, ha tratado de disipar esos temores diciendo que los comentarios de los inversores sobre la adquisición de Pioneer han sido "abrumadoramente positivos". Mikells ha dicho que la estimación de la compañía de 2.000 millones de dólares en sinergias de acuerdos se basa en técnicas y tecnologías comprobadas que la empresa ya  utiliza  . que utiliza, y que cree que las inversiones en investigación de datos de yacimientos petrolíferos y cócteles químicos utilizados en el fracking, en última instancia, aportarán más beneficios a sus ganancias.
     
    Mientras tanto, al par de Exxon, Chevron, no le ha ido mejor en la actual temporada de resultados. La compañía registró un BPA no GAAP del tercer trimestre de 3,05 dólares, una diferencia de 0,64 dólares, mientras que unos ingresos de 54,08 mil millones de dólares (-18,8% interanual) superaron en 1,08 mil millones de dólares. La producción mundial neta equivalente de petróleo aumentó un 4 % con respecto al trimestre del año anterior, principalmente debido a la adquisición de PDC Energy, Inc. Mientras tanto, el gasto de capital en el tercer trimestre de 2023 aumentó más del 50 % con respecto al período del año anterior. La compañía se enfrenta a una letanía  de problemas en todo el mundo , incluidos problemas de fracking que retrasaron la producción en la Cuenca Pérmica y operaciones de refinación en el extranjero que obtuvieron sólo alrededor de la mitad de las ganancias que esperaban los analistas.
     
    El proyecto de empresa conjunta de Chevron, valorado en 45.000 millones de dólares, cuyo objetivo es aumentar la producción en su enorme campo petrolero de Kazajstán, está sufriendo retrasos adicionales, aumentos de costos y una reducción en el flujo de caja libre proyectado. La compañía ahora prevé que los costos en el proyecto Tengiz aumentarán entre un 3% y un 5%, lo que el director ejecutivo Mike Wirth ha atribuido a las complejidades de los esfuerzos de la compañía para restaurar la infraestructura energética de la era soviética para el campo gigante. Esto significa que la empresa tendrá que pagar aproximadamente mil millones de dólares adicionales por su participación en el gasto de capital de la empresa conjunta, lo que a su vez supondrá un recorte del 20 % en el flujo de caja operativo durante el próximo año.
     
    Las acciones de CVX han bajado un 16,3% hasta la fecha; Afortunadamente, la liquidación le ha valido una mejora por parte de Bank Of America a Comprar desde Neutral con un precio objetivo de 200 dólares, diciendo que la caída del 15% de la acción desde poco antes de la adquisición de Hess por 53.000 millones de dólares "tiene poco sentido, sobre todo si se considera el impacto positivo de  Hess  " . tiene en la perspectiva de Chevron ."
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • Rusia está perdiendo la batalla energética

    “Rusia ha perdido la batalla energética”, dijo Fatih Birol, director ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía (AIE), al periódico francés  Liberation  en marzo, un año después de que Rusia invadiera Ucrania. 
    En el año y medio transcurrido desde que Putin ordenó el ingreso de tropas en Ucrania y cortó el suministro de gas natural a través de gasoductos a muchos clientes de la UE, Europa ha logrado reemplazar gran parte del gas canalizado con importaciones de GNL y ha prohibido las importaciones de crudo y productos derivados del petróleo rusos. 
    Estados Unidos ha dado un paso al frente para llenar parte del vacío en el suministro de petróleo y gas dejado por Rusia. Fue un gran vacío, y los productores de petróleo estadounidenses y los exportadores de GNL han estado felices de llenarlo. 
     
    “Los flujos comerciales se han invertido y los exportadores estadounidenses y de Oriente Medio son los principales beneficiarios”, dijo al  Financial Times Amrita Sen, jefa de investigación de la consultora Energy Aspects. 
     
    Rusia pierde el mercado energético europeo 
     
    Desde la invasión de Ucrania, Rusia ha perdido a Europa como cliente energético y ahora queda reducida a China e India para vender su crudo. China e India son los importadores de petróleo crudo más grandes y terceros del mundo, respectivamente, por lo que los mercados potenciales de China e India para el crudo ruso son enormes. Sin embargo, es posible que ya hayamos visto un pico de importaciones de petróleo crudo indio desde Rusia, dicen los analistas. 
     
    Europa, por su parte, está comprando más petróleo y gas a los Estados Unidos y está firmando acuerdos de suministro de GNL a largo plazo con los exportadores estadounidenses, acuerdos que no fueron tan "bienvenidos" en Europa hace apenas dos años, cuando los objetivos climáticos eran la prioridad de los países desarrollados. prioridades energéticas de las naciones. 
     
    El gas ruso no está sancionado ni embargado en ninguna parte, pero algunos compradores en el norte de Asia pueden haber desconfiado de depender demasiado del GNL ruso. 
     
    Antes de la guerra y los embargos sobre su petróleo, Rusia representaba casi el 40% de todas las importaciones europeas de crudo, productos refinados y gas natural. Actualmente, la UE no importa crudo ruso, excepto Bulgaria, debido a una excepción de la UE hasta 2024. El suministro de gas natural a través de gasoductos desde Rusia ahora representa menos del 10 % del suministro de gas de la UE, frente a casi el 40 % antes de Rusia. invasión de Ucrania. 
     
    El mayor proveedor de gas de Europa ahora es el principal productor de petróleo y gas de Europa Occidental, Noruega, un aliado cercano de la UE y miembro fundador de la OTAN.   
     
    Algunos clientes asiáticos pueden estar acercándose a los límites para la energía de Rusia
     
    A medida que Europa se aleja de los combustibles fósiles rusos, los clientes asiáticos, China e India, se han convertido en los principales clientes del crudo de Rusia. Las importaciones de petróleo de India desde Rusia  continuaron aumentando  en la primera mitad de 2023 a medida que las exportaciones de crudo ruso más barato encuentran cada vez más compradores en el tercer mayor importador de petróleo crudo del mundo. 
    Más de un año desde que comenzó la guerra, India ha pasado de ser un comprador marginal de crudo ruso a ser el mercado más importante para el petróleo de Moscú junto con China. Las refinerías indias, que no cumplen con el límite de precios del G7 y buscan compras oportunistas baratas, se han apoderado de muchos de los cargamentos de los Urales rusos, que solían ir al noroeste de Europa antes del embargo de la UE.
     
    Pero India puede haber visto el pico de las importaciones de crudo ruso, debido a las limitaciones de infraestructura y la necesidad de mantener buenas relaciones comerciales con otros proveedores de crudo, según analistas de Kpler. 
     
    “India buscará continuar con las importaciones de crudo ruso, pero tal vez haya alcanzado su límite, lo que obstaculiza cualquier barril adicional”, dijo a  CNBC Janiv Shah, analista senior de Rystad Energy,  esta semana. 
     
    En gas natural, Asia parece tener compras spot limitadas de GNL de Rusia, ya que se estima que los principales compradores en el norte de Asia han reducido las importaciones de proyectos de exportación rusos al nivel más bajo  en dos años . Los compradores buscan diversificarse y evitar posibles problemas futuros con pagos y entregas, según  Bloomberg . 
     
    Los exportadores de petróleo y gas de EE. UU. ganan   
     
    A medida que los compradores en Europa se retiraron del petróleo ruso, las exportaciones de petróleo crudo de EE. UU. a Europa aumentaron y se espera que continúen aumentando. 
     
    El año pasado, Europa ocupó el segundo lugar después de Asia en términos de compras de petróleo crudo de EE. UU. Las importaciones europeas de crudo desde Estados Unidos promediaron 1,51 millones de barriles por día (bpd) en 2022, lo que representa el 42 % de las exportaciones de crudo estadounidense, apenas por debajo del 43 % de las exportaciones estadounidenses que se dirigieron a Asia, según datos de la  EIA .
     
    “Las sanciones de la UE implementadas en diciembre de 2022 que prohíben todas las importaciones marítimas de petróleo de Rusia a Europa hacen probable que la demanda de crudo estadounidense continúe en 2023”, dijo la EIA a principios de este año.  
     
    “Estados Unidos salió adelante con el aumento de las exportaciones de petróleo y gas y un nuevo plan multimillonario ordenado por el Congreso para ganar en tecnología limpia”, dijo a FT Amy Myers Jaffe, profesora de investigación de la Universidad de Nueva York y experta en energía. 
     
    En el mercado de GNL, Europa y China están en una competencia cada vez más intensa para firmar  acuerdos de suministro a largo plazo  con los desarrolladores y exportadores de GNL de EE. UU. 
     
    La contratación de GNL a largo plazo ha visto una serie de acuerdos en los últimos meses, incluso de compradores en Europa, donde la seguridad energética ha ocupado un lugar central a expensas de las preocupaciones sobre las emisiones de las importaciones de gas natural. 
     
    Para los desarrolladores y exportadores de GNL de EE. UU., más acuerdos de compra a largo plazo con Europa y Asia significan más oportunidades para que los proyectos contraten volúmenes futuros de las instalaciones de exportación planificadas y respaldan las decisiones de financiación e inversión final para una mayor cantidad de terminales de exportación de GNL de EE. UU.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Rusia mantiene su posición como principal proveedor de petróleo de China

    A pesar de los precios más altos del petróleo y los descuentos más reducidos de los crudos rusos frente a los puntos de referencia internacionales, Rusia siguió siendo el mayor proveedor de petróleo crudo de China en julio, por delante de su socio de la OPEP+, Arabia Saudita, según datos de aduanas chinos.
    Las importaciones chinas de crudo desde Rusia promediaron 1,9 millones de barriles por día (bpd) el mes pasado, un aumento del 13 % en comparación con julio de 2022, aunque las llegadas desde Rusia fueron inferiores al récord alcanzado en junio, según los datos publicados por la Administración General de China. de Aduanas el domingo e informado por Reuters.
     
    En junio, China batió el récord de importación de crudo ruso, según datos de la Administración General de Aduanas de China citados por  Reuters. Las importaciones chinas desde Rusia promediaron 2,56 millones de bpd en junio, un aumento del 44% en comparación con el mismo mes de 2022.
     
    Durante la primera mitad de 2023 , las importaciones chinas de crudo ruso promediaron 2,13 millones de bpd, lo que ayudó a Rusia a desplazar a su socio de la OPEP+, Arabia Saudita, del primer puesto como el mayor proveedor individual del principal importador de crudo del mundo en lo que va del año, según Financial Times estimaciones basadas en datos aduaneros chinos. Las importaciones del principal exportador de petróleo crudo del mundo, Arabia Saudita, promediaron 1,88 millones de bpd entre enero y junio, según los cálculos de FT.
     
    En julio, las importaciones de crudo chino desde Rusia volvieron a superar a las de Arabia Saudí, que cayeron un 14 % desde julio del año pasado y un 31 % desde junio de 2023, según cálculos de Reuters basados ​​en cifras oficiales de China.
     
    Las importaciones totales  de petróleo crudo de China se desplomaron el mes pasado en comparación con junio, aunque fueron más altas que en julio de 2022. Las importaciones de petróleo crudo de China promediaron 10,29 millones de bpd en julio, en comparación con un casi récord de 12,67 millones de bpd en junio. Las importaciones de julio fueron un 17% más altas en comparación con el mismo mes del año pasado, cuando China todavía estaba bajo estrictos bloqueos relacionados con Covid.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • 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
  • Shell realiza el cuarto descubrimiento de petróleo y gas en la costa de Namibia

    Shell ha realizado un cuarto descubrimiento de hidrocarburos en alta mar en Namibia, uno de los puntos calientes en la exploración en alta mar en este momento.
    La supermajor con sede en el Reino Unido  dijo  el miércoles que había confirmado la presencia de hidrocarburos en el cuarto pozo de exploración, Lesedi-1X, completó la perforación en alta mar en el país africano.
     
    "Se requiere una evaluación adicional para determinar el potencial de desarrollo", dijo Shell en un comunicado publicado por Reuters.  
     
    El mes pasado, Zoë Yujnovich, directora integrada de gas y upstream de Shell,  dijo  en el Día de los Mercados de Capital de Shell que la supermajor continuaría con sus esfuerzos de exploración después de hacer  tres descubrimientos  en la Cuenca Orange en la costa de Namibia en los últimos dos años. 
     
    "Lo que más nos complace en Namibia es que hasta ahora, de los tres pozos de exploración y el pozo de evaluación que hemos perforado, hemos tenido un rendimiento de pozo del cuartil superior en cada una de nuestras actividades en Namibia. ”, dijo Yujinovich.
     
    Shell y otra gran empresa, la francesa TotalEnergies, han realizado recientemente algunos grandes descubrimientos en la cuenca de Orange, en la costa de Namibia.
     
    A principios de este año, Shell, QatarEnergy y la empresa petrolera estatal de Namibia, NAMCOR,  descubrieron petróleo ligero  en un pozo de exploración en aguas profundas.
     
    El año pasado, Shell y sus socios hicieron dos descubrimientos en la misma cuenca.
     
    La supermajor francesa TotalEnergies también realizó un  importante descubrimiento  de petróleo ligero con gas asociado en el prospecto Venus en Orange Basin a principios del año pasado. Venus en Namibia podría ser un "descubrimiento gigante de petróleo y gas", dijo TotalEnergies en una  presentación para inversionistas  en septiembre pasado. La evaluación y las pruebas están programadas para 2023. 
     
    Los gigantescos descubrimientos en alta mar de Namibia podrían convertir al país en el próximo productor de petróleo.
     
    Los descubrimientos masivos en aguas profundas del año pasado, Graff de Shell y Venus de TotalEnergies, podrían ser transformadores para Namibia, el vecino del sur del miembro de la OPEP, Angola, dijo la consultora energética Wood  Mackenzie .
     
    Namibia espera que los importantes hallazgos de petróleo puedan  ayudarla a duplicar su economía  en las próximas dos décadas. La economía de Namibia está actualmente valorada en alrededor de $ 11 mil millones.  
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com
  • Standard Chartered: El petróleo a 98 dólares está bien respaldado por los fundamentos

    El impulso de los precios del petróleo se ha desvanecido con la prima de riesgo que se disparó en los últimos días tras la incursión terrestre de Israel en Gaza.
    Los precios del petróleo han sido una montaña rusa en los últimos meses, ya que los catalizadores negativos con frecuencia eclipsan a los positivos y viceversa. En los últimos tiempos, los temores de un desbordamiento del conflicto entre Israel y Hamas, que podría involucrar a Irán y sus aliados en la región, han ofrecido un apoyo considerable a los precios del petróleo.
     
    Desafortunadamente para los alcistas, el impulso de los precios del petróleo se ha desvanecido y la prima de riesgo que se disparó en los últimos días tras la incursión terrestre de Israel en Gaza resultó ser  menos extensa de lo que algunos inversores esperaban . Los inversores también se centraron en la reunión de la Reserva Federal del miércoles.
     
    La última serie de malos resultados de las empresas energéticas también ha agriado la confianza. El sector ha  vuelto a emerger  como el de peor desempeño, con una caída de ganancias en el tercer trimestre de 202 de -38,1%, muy lejos del crecimiento promedio del 2,7% del mercado en general. Las grandes petroleras también han sido objeto de escrutinio después de  Exxon Mobil Corp. (NYSE:XOM) y  Chevron Corp.  (NYSE:CVX) no cumplieron las expectativas de Wall Street.
     
    Cuando solo quedan dos meses para terminar el año, tanto los pronosticadores como los inversores de Wall Street recurren cada vez más a sus bolas de cristal para intentar predecir lo que deparará el año 2024 para los mercados petroleros. Al observar las previsiones del precio del petróleo para 2024 realizadas por las principales agencias de energía, se descubre que las predicciones se han reducido considerablemente en los últimos meses en medio de los continuos déficits de oferta (la evolución de estas predicciones se muestra a continuación). Los analistas de materias primas de Standard Chartered han señalado que si bien su pronóstico (la línea verde ininterrumpida) es el más alto en la muestra de Bloomberg, parece menos atípico que antes de los aumentos en algunos otros indicadores clave. A saber, el pronóstico de mayo de StanChart era más de 23 dólares por barril (bbl) más alto que el de la EIA y casi 28 dólares por barril por encima de la franja de futuros; sin embargo, esas brechas ahora se han reducido a $3/bbl y $14/bbl, respectivamente. El banquero también señala que la brecha por encima de la mediana de Bloomberg sólo se ha reducido ligeramente, manteniéndose entre 12 y 15 dólares por barril en los últimos meses a pesar de la reducción del rango de mayor a menor.
     
    StanChart dice que su pronóstico para el Brent de 98 dólares por barril para 2024 está bien respaldado por los fundamentos de la oferta y la demanda, diciendo que espera que la demanda global crezca 1,5 millones de barriles por día (mb/d) en 2024, con un suministro de fuera de la OPEP que aumentará en 0,88 mb/d liderado por por Estados Unidos, Canadá, Guyana y Brasil. También han pronosticado déficits de oferta en el primer y segundo trimestre que eventualmente darán paso a un leve superávit en el segundo semestre. Mientras tanto, StanChart ha pronosticado que es probable que continúe el objetivo de la OPEP de estabilizar los precios en un rango aceptable, y podría conducir a un mayor ajuste de los fundamentos en 2025.
     
    Standard Chartered ha pronosticado una reducción adicional de 120 mb en los inventarios globales en el cuarto trimestre, además de la reducción de 172 mb en el tercer trimestre. Los expertos esperan que la tasa de extracción de inventarios se acelere de 0,52 mb/d en octubre a 1,38 mb/d en noviembre y 1,99 mb/d en diciembre. StanChart dice que es posible que el actual dominio de las principales operaciones en Oriente Medio haya conducido a precios más bajos al distraer al mercado tanto de la caída de los inventarios como de las políticas de los productores destinadas a lograr un aterrizaje suave para el mercado a niveles de precios más altos. En otras palabras, la reciente tendencia hacia precios más altos con menor volatilidad ha sido reemplazada por una tendencia a la baja con mayor volatilidad.
    Se trata de una tendencia notable si se tiene en cuenta el aumento de la producción estadounidense. Los datos  de la  Administración de Información Energética de EE.UU. (EIA) muestran que  la producción de crudo estadounidense creció un 0,7% hasta 12,99 millones de barriles por día (bpd) en julio, su nivel más alto desde noviembre de 2019, cuando la producción alcanzó un pico de 13 millones de bpd. La producción de Texas creció un 1,3% a 5,6 millones de bpd en julio, su nivel más alto registrado; La producción de Dakota del Norte aumentó un 1,2% a 1,2 millones de bpd, mientras que la producción de Nuevo México aumentó un 0,6% a 1,8 millones de bpd.
     
    El lado de la demanda de la ecuación es igualmente alentador. Según StanChart, la demanda mundial de petróleo ya ha superado la demanda de petróleo anterior a Covid establecida en agosto de 2019, con un promedio de 102,33 millones de barriles por día (mb/d), lo que supone un aumento anual de 1,2 mb/d y un aumento anual de 2,3. millones/día. Los analistas han refutado los argumentos de algunos analistas de Wall Street de que los altos precios del petróleo ya han provocado la destrucción de la demanda.
     
    Mientras tanto, los precios de la gasolina en Estados Unidos han seguido bajando en las últimas semanas, y  el galón de gasolina regular  se vende ahora a un promedio nacional de 3,462 dólares, frente a los 3,815 dólares de hace un mes y los 3,758 dólares de hace un año.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • Standard Chartered: La demanda más alta de todos los tiempos empujará el petróleo a $ 100

    Analistas de Standard Chartered: una restricción altamente efectiva de la producción de los productores, encabezada por Arabia Saudita, creará las condiciones para un repunte de los precios.
    Los futuros del petróleo estadounidense cayeron por debajo de los 81 dólares el barril el martes después de que los débiles datos económicos procedentes de China provocaran  recortes sorpresa de los tipos de interés  por parte del Banco Popular de China.  La producción industrial de China aumentó un 3,7% en julio en comparación con hace un año, muy por debajo del aumento del 4,4% que los analistas habían pronosticado, mientras que la inversión inmobiliaria en julio se aceleró hasta una caída interanual del 8,5%. Afortunadamente, los datos específicos del petróleo fueron mucho más positivos: las refinerías procesaron 14,93 millones de barriles/día de petróleo crudo en julio, un aumento interanual del 31% y 40.000 barriles/día más que la cifra de junio.
     
    Dejando a un lado las preocupaciones de China, los mercados físicos  continúan mostrando signos de fortaleza , y se espera que las refinerías asiáticas continúen aumentando las importaciones, mientras que se espera que los inventarios de crudo en el centro de Cushing, Oklahoma, caigan a su nivel más bajo desde abril. 
     
    Los suministros se han vuelto cada vez más escasos desde finales de junio debido a que Arabia Saudita y Rusia recortaron la producción. De hecho, el  último informe energético de la Agencia Internacional de Energía (AIE) reveló que la demanda mundial de petróleo creció 3,26 millones de barriles por día en el segundo trimestre, alcanzando un máximo histórico de 103 mb/d.  La AIE estima que la demanda de la OPEP y los inventarios será de 30 mb/d en el tercer trimestre y 29,8 mb/d, lo que implica retiros de inventario de más de 2 mb/d en ambos trimestres con los niveles actuales de producción de la OPEP; La AIE evaluó la producción de la OPEP en 27,86 mb/d en julio. El llamado a la OPEP es una medida del “exceso de demanda” que enfrentan los países de la OPEP, y equivale a la demanda mundial de petróleo menos tanto la producción de petróleo crudo de los países que no pertenecen a la OPEP como la producción de los países de la OPEP que no están sujetos a acuerdos de cuotas.
     
    El Brent superará los 100 dólares por barril en el cuarto trimestre
     
    Los analistas de materias primas de Standard Chartered han respaldado esa opinión diciendo que sus proyecciones también implican grandes pérdidas de inventario que alcanzarán un máximo de 2,9 mb/d en agosto.  Sin embargo, el momento en que la demanda alcanzará un nuevo máximo es un par de meses más tarde que el de la AIE. StanChart estima que la demanda de junio estuvo aproximadamente 0,5 mb/d por debajo del máximo histórico de agosto de 2019, pero espera que el récord se supere en el mes actual. Según los analistas, una restricción muy eficaz de la producción de los productores, encabezada por Arabia Saudita, creará las condiciones para un repunte de los precios que llevará los precios del Brent por encima del máximo de este año de 89,09 $/bbl a su previsión media del cuarto trimestre de 93 $/bbl, con un probable máximo intratrimestral por encima de 100 dólares el barril.
     
    El mes pasado, la Administración de Información Energética (EIA)  pronosticó que la producción total de EE. UU. alcanzará los 12,61 millones de barriles/día en el año en curso, eclipsando el récord anterior de 12,32 millones de barriles/día establecido en 2019 y superando fácilmente los 11,89 millones de barriles/día del año pasado. La producción de petróleo crudo de Estados Unidos ha aumentado un 9% interanual, lo que en circunstancias normales debilitaría los esfuerzos de la OPEP por mantener bajos los suministros en un intento por aumentar los precios. No hay duda de que el Shale Patch de EE. UU. es en gran medida responsable de mantener los mercados petroleros bien abastecidos y los precios del petróleo bajos: Rystad Energy ha estimado que, mientras que la OPEP y sus aliados han anunciado recortes que ascienden a ~6% de la producción de 2022, la oferta no perteneciente a la OPEP ha hecho Dos tercios de esos recortes corresponden a Estados Unidos, de los cuales la mitad corresponde. Afortunadamente, es poco probable que la producción estadounidense aumente lo suficiente como para ejercer una presión significativa sobre los precios internacionales.
     
    StanChart dice que el fuerte ajuste mostrado en la mayoría de los balances del segundo semestre está comenzando a extenderse a los mercados físicos,  y los precios del petróleo parecen estar bien respaldados para superar las noticias negativas provenientes de China.
     
    Mientras tanto, el mercado europeo del gas sigue siendo muy volátil. Los informes de una posible huelga en las instalaciones australianas de gas natural licuado (GNL) hace aproximadamente una semana provocaron que los precios de las instalaciones de transferencia de títulos holandesas (TTF) subieran un 40%, alcanzando un máximo de 43,545 euros por megavatio hora (MW/h). Aunque la mayor parte del movimiento alcista se revirtió rápidamente, el TTF del primer mes logró estabilizarse en 34,434 EUR/MWh el 14 de agosto, una ganancia interanual del 13%.
     
    Los precios del TTF han aumentado un 21,4% en las últimas dos semanas a pesar de la dinámica de inventarios cada vez más bajista. Según datos de Gas Infrastructure Europe (GIE), los inventarios de gas de la UE se situaban en 103.840 millones de metros cúbicos (bcm) el 13 de agosto, 19,25 bcm interanual y 17,86 bcm por encima de la media de cinco años. Los depósitos de gas de Europa están ahora llenos al 89,5%, un nivel que tardaron 57 días más en alcanzar el año pasado. El ritmo de recarga sigue siendo vertiginoso, con  un aumento durante la semana pasada de 2,56 bcm, el más rápido en cualquier período de siete días desde finales de mayo. Los inventarios de gas de la UE están actualmente sólo 5,59 bcm por debajo del máximo del año pasado; apenas 8,64 bcm por debajo del máximo histórico y sólo 12,25 bcm por debajo de la estimación de capacidad total del GIE.
     
    Será interesante ver cómo reaccionan los mercados cuando los depósitos de gas de Europa finalmente estén llenos.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
     
  • Tres países poseen el 50% de las reservas mundiales de uranio

    Puede haber una tendencia a creer que los depósitos de uranio son escasos por el papel crítico que desempeña en la generación de energía nuclear, junto con todos los costos y consecuencias relacionados con el campo.
     
    Pero en realidad el uranio es bastante abundante: es más abundante que el oro y la plata, por ejemplo, y casi tan presente como el estaño en la corteza terrestre.
     
    Marcus Lu, de Visual Capitalist, visualiza la distribución de los recursos de uranio del mundo por país, a partir de 2021. Las cifras provienen de la Asociación Nuclear Mundial , actualizadas por última vez en agosto de 2023.
     
    Australia , Kazajstán y Canadá tienen las mayores proporciones de recursos de uranio disponibles: representan más del 50% del total de las reservas mundiales.
     
    Pero dentro de estos tres, Australia es el país que destaca claramente, con más de 1,7 millones de toneladas de uranio descubiertas (28% de las reservas mundiales) en la actualidad. Su mina Olympic Dam, ubicada a unos 600 kilómetros al norte de Adelaida, es el depósito de uranio más grande del mundo y, curiosamente, también el cuarto depósito de cobre más grande.
     
    A pesar de esto, Australia es actualmente sólo el cuarto mayor productor de uranio y ocupa el quinto lugar en producción de uranio de todos los tiempos.
    Fuente: Oilprice.comFuente: Oilprice.com
    Fuera de los tres primeros, Rusia y Namibia tienen aproximadamente la misma cantidad de reservas de uranio: alrededor del 8% cada una, lo que equivale aproximadamente a 470.000 toneladas.
     
    Sudáfrica , Brasil y Níger también tienen el 5% cada uno del total de depósitos del mundo.
     
    China completa el top 10, con una participación del 3% de las reservas de uranio, o alrededor de 224.000 toneladas.
     
    Una advertencia a este respecto es que los datos actuales se basan en reservas de uranio conocidas que pueden extraerse de forma económica. La cantidad total de uranio que hay en el mundo no se conoce con exactitud y constantemente se pueden encontrar nuevos depósitos. De hecho, las reservas de uranio conocidas en el mundo aumentaron aproximadamente un 25% sólo en la última década, gracias a una mejor tecnología que mejora los esfuerzos de exploración.
     
    Mientras tanto, no todos los depósitos de uranio son iguales. Por ejemplo, en la mencionada Presa Olímpica se recupera uranio como subproducto de la minería del cobre que se produce en el mismo sitio. En Sudáfrica, surge como subproducto durante el tratamiento de minerales en el proceso de extracción de oro. Los yacimientos con altas concentraciones de dos sustancias pueden aumentar los márgenes, ya que los costos pueden compartirse para dos productos diferentes.
     
    Por Zerohedge.com
     
  • Una minera con IA dice haber encontrado un enorme yacimiento de cobre en Zambia

    Indirectamente, detrás de la compañía, hay inversionistas de peso como Breakthrough, respaldada por Bill Gates y Jeff Bezos.
    KoBold Metals, una empresa minera emergente que utiliza inteligencia artificial para explorar materiales clave para la transición a la energía verde, ha descubierto un enorme yacimiento de cobre en Zambia.
     
    KoBold, con sede en la bahía de San Francisco y entre cuyos accionistas figuran Breakthrough Energy Ventures, respaldada por Bill Gates y Jeff Bezos, así como T. Rowe Price Group Inc, Bond Capital, Andreesen Horowitz y Equinor, lleva algo más de un año perforando en su permiso de Zambia. Mingomba se perfila como "extraordinaria", según el presidente de KoBold, Josh Goldman.
     
    Goldman compara su potencial con el de la mina de Kakula, desarrollada por Ivanhoe Mines y la china Zijin Mining Group al otro lado de la frontera, en la República Democrática del Congo. Esta mina produjo casi 400.000 toneladas de cobre el año pasado.
     
    "La historia de Mingomba es que es como Kakula, tanto en tamaño como en ley", dijo Goldman en una entrevista antes de la conferencia Mining Indaba en Ciudad del Cabo. "Va a ser una de las grandes minas subterráneas de mayor ley".
     
    Aunque el objetivo de la empresa es obtener su primera producción a principios de la próxima década, todavía tiene que publicar una estimación actualizada de los recursos y completar los estudios de viabilidad que informarán la decisión sobre la construcción de una instalación que Goldman estima que podría costar US$2.000 millones. KoBold utiliza su tecnología de IA para procesar datos de perforación y optimizar la exploración de cobre y cobalto en Mingomba.
     
    Centrada en la escasez prevista a largo plazo de materiales como el cobalto, el níquel y el litio, KoBold no se preocupa por los bajos precios que actualmente causan estragos en algunos proyectos de baterías metálicas en todo el mundo.
     
    "Capitalizamos la empresa para poder hacer inversiones a largo plazo", afirma Goldman. "Nos importa enormemente cuál sea el precio de estas materias primas en 2035 y no nos importa cuál sea en 2024".
     
    Las empresas mineras han venido advirtiendo de los inminentes déficits de cobre, impulsados por la creciente demanda del metal en parques eólicos y solares, cables de alta tensión y vehículos eléctricos. Esta revolución verde está estimulando la competencia por unos recursos escasos, y Estados Unidos se está poniendo al día después de que las empresas chinas dominaran durante mucho tiempo la inversión minera en África.
     
    Mingomba es el proyecto más avanzado de la cartera de KoBold, pero la empresa también está explorando más de otras 60 zonas, y gran parte de esa actividad se centra en Australia, Canadá y Estados Unidos. La empresa anunció en diciembre que había descubierto varios posibles yacimientos de litio en lugares como Namibia, Quebec y Nevada.
     
    KoBold gastó cerca de US$100 millones en exploración el año pasado y espera superar esa cifra en 2024, asignaciones a la "misma escala que las grandes" como BHP Group y Rio Tinto, según Goldman.
     
    Mingomba podría ayudar al Gobierno de Zambia, segundo mayor productor de cobre de África, a revertir años de declive y avanzar en su objetivo de triplicar la producción en una década.
     
    La mina podría añadir más de medio millón de toneladas de capacidad de producción, según Jito Kayumba, asesor principal del Presidente del país, Hakainde Hichilema, en materia económica, financiera, de inversión y desarrollo.
     
    "Este es un punto de inflexión crítico para Zambia", afirmó Kayumba. "Eso significa que nuestro camino para llegar a los 3 millones de toneladas métricas es mucho más realizable".
     
    Michael Bloomberg, propietario mayoritario de Bloomberg LP, empresa matriz de Bloomberg News, es inversor en Breakthrough, según el sitio web de la empresa.
     
    Por Bloomberg
  • Una startup de California presume de un gran avance en el almacenamiento de hidrógeno

    Empresas emergentes como H2MOF están aprovechando la inteligencia artificial y la investigación de vanguardia para desarrollar soluciones eficientes de almacenamiento de hidrógeno a temperatura ambiente, revolucionando potencialmente varias industrias.
    Ha habido un gran entusiasmo en torno al aumento de la capacidad mundial de hidrógeno, en particular el hidrógeno verde, que se produce mediante electrólisis alimentada por fuentes de energía renovables, un proceso que no emite dióxido de carbono. Sin embargo, uno de los principales desafíos para el uso del hidrógeno está en la forma en que se almacena. El hidrógeno se puede  almacenar en forma gaseosa o líquida. Como gas, se puede almacenar en tanques de alta presión y como líquido a temperaturas criogénicas para evitar que vuelva a hervir hasta convertirse en gas, alrededor de -252,8 °C. También se puede almacenar en materiales sólidos mediante un proceso de absorción. Existen varios desafíos asociados con el almacenamiento de hidrógeno para uso práctico. Por ejemplo, el transporte que utiliza hidrógeno actualmente no puede contener la gran cantidad de combustible comprimido necesario para recorrer largas distancias. Además, las soluciones de almacenamiento actuales son muy ineficientes y pierden grandes cantidades de energía en el proceso.  
     
    El desarrollo de soluciones eficaces de almacenamiento de hidrógeno es vital para el avance de las tecnologías de hidrógeno y pilas de combustible en las aplicaciones. El hidrógeno tiene la mayor energía por masa de cualquier combustible, pero se requiere una solución de almacenamiento de alta tecnología para garantizar que el combustible o gas se pueda utilizar de manera efectiva, sin perder el exceso de energía. 
     
    En EE. UU., la  Oficina de Tecnologías de Hidrógeno y Pilas de Combustible  (HFTO), con el apoyo de fondos de la Ley de Reducción de la Inflación (IRA) de 2022 de la administración Biden, está llevando a cabo actividades de investigación y desarrollo para avanzar en la tecnología de los sistemas de almacenamiento de hidrógeno. Hasta la fecha, el progreso ha sido lento debido a una amplia gama de desafíos que enfrenta el desarrollo tecnológico.
     
    Una startup de California, fundada en 2021 por dos científicos, cree haber descubierto una forma innovadora de almacenar hidrógeno. La empresa, H2MOF, espera comprimir hidrógeno en un volumen pequeño sin el uso de alta presión o bajas temperaturas para almacenar el combustible. Si tiene éxito, la tecnología podría utilizarse para permitir que el hidrógeno se almacene a temperatura ambiente para una variedad de aplicaciones, incluido el abastecimiento de combustible para automóviles. Muchos de los métodos de almacenamiento de hidrógeno existentes son caros y requieren grandes cantidades de energía, lo que los hace ineficientes. Sin embargo, si el hidrógeno pudiera almacenarse en estado sólido, se podría reducir enormemente la carga de almacenamiento. 
     
    Fraser Stoddart,  ganador del Premio Nobel de Química en 2016  y cofundador de H2MOF,  afirmó  : "La producción de hidrógeno, hasta donde yo sé, es un problema resuelto". Y añadió: “Existen muchas formas eficientes de producir hidrógeno. El gran desafío que queda es almacenarlo de una manera que permita almacenar una gran cantidad a bajas presiones y temperaturas ambiente... "Estoy seguro de que de una manera u otra lo lograremos, por supuesto". 
     
    H2MOF cree que podrá lanzar la innovadora tecnología de almacenamiento de hidrógeno en los próximos años. La startup ha podido acelerar su investigación utilizando IA y modelos generados por computadora. 
     
    Los fundadores ven el hidrógeno como clave para lograr una transición verde. A diferencia de la electricidad, el hidrógeno se puede utilizar como combustible para impulsar operaciones industriales, así como para cocinar y calentarse. También se espera que se utilice como alternativa a las baterías eléctricas para impulsar el transporte, en particular vehículos grandes como barcos y aviones que no pueden transportar las pesadas baterías eléctricas necesarias para alimentarlos con electricidad. 
     
    Esta no es la primera vez que los científicos ofrecen una solución innovadora para el almacenamiento de hidrógeno. En 2023, un grupo de estudiantes de la Universidad Tecnológica de Eindhoven tuvo la idea de utilizar pequeñas bolas de hierro (bolitas de hierro) para transportar hidrógeno. El equipo  desarrolló un proceso de planchado a vapor  para lograrlo. 
     
    Cuando el hierro se expone a un flujo de vapor caliente a alta presión, reacciona con las moléculas de agua, produciendo hidrógeno y óxido de hierro, conocido como óxido. Luego se puede extraer hidrógeno para utilizarlo como fuente de energía. El óxido restante se regenera nuevamente en hierro con la adición de hidrógeno, lo que permite que el hierro sea un portador circular de hidrógeno. Esto es beneficioso ya que el hierro tiene una mayor densidad energética y puede almacenar aproximadamente tres veces más energía por volumen en comparación con el hidrógeno presurizado. Los pellets también se pueden almacenar y transportar mucho más fácilmente, ya que son seguros y compactos. Hasta la fecha, muchos de los avances en la tecnología de almacenamiento de hidrógeno han surgido a nivel local más que nacional. Muchas empresas emergentes y científicos creen que tienen la clave para desbloquear el potencial del hidrógeno, pero persiste la pregunta de si podrán replicar y escalar la tecnología que se utilizará en grandes operaciones de hidrógeno. 
     
    Estados Unidos está proporcionando altos niveles de financiación en tecnología del hidrógeno, con 9.500 millones de dólares de inversión en el sector procedentes del IRA y la Ley Bipartidista de Infraestructura, que se espera apoye la investigación y el desarrollo acelerados en el sector. La UE, la región MENA y partes de Asia también están invirtiendo fuertemente en el desarrollo de tecnologías de hidrógeno para apoyar la expansión de la capacidad mundial de hidrógeno.  
     
    Por Felicity Bradstock para Oilprice.com 
  • Wall Street se mantiene al margen mientras el petróleo sube a 90 dólares

    La mayoría de los analistas de Wall Street han errado sus predicciones sobre el precio del petróleo para el segundo trimestre.
    Después de un comienzo de año lento, la energía se ha convertido en el sector a tener en cuenta, ya que los futuros del petróleo crudo se dispararon a un máximo de cinco meses a raíz de las crecientes tensiones geopolíticas en el Medio Oriente. Irán  ha prometido vengarse  de Israel después de que un ataque aéreo contra el complejo de su embajada en Siria el lunes dejara muertos a dos generales de alto rango y cinco asesores militares, mientras que  otro ataque con drones ucranianos  golpeó una de las refinerías de petróleo más grandes de Rusia. El crudo WTI  para entrega en abril  ha subido a 86,76 dólares por barril, mientras que los futuros del Brent para mayo subieron a 90,98 dólares. 
     
    Últimamente, el sector energético ha cobrado el mayor impulso entre   los 11 sectores del mercado estadounidense  después de dispararse un 11,5% en los últimos 30 días; En comparación, el sector de servicios públicos registró las segundas ganancias más altas después de subir un 6,6%, mientras que el  S&P 500  subió un 1,3% durante el período.
     
    "Son los titulares, no los fundamentos " los que elevaron el WTI, dice Robert Yawger de Mizuho, ​​añadiendo que el mayor impacto del conflicto de Oriente Medio, hasta ahora, ha sido el aumento del costo del transporte y los seguros para los barcos que surcan el Mar Rojo. Sin embargo, ha admitido que el último ataque en Siria " está mucho más cerca de arrastrar la producción iraní al conflicto. A pesar de una oleada de actividad diplomática destinada a bajar la tensión sobre la situación, definitivamente existe una posibilidad de que la respuesta iraní esta vez no será tan mesurado ", dice Yawger.
     
    Sin embargo, no todos los analistas creen que el repunte del precio del petróleo se debe simplemente a los titulares y al sentimiento. Los analistas de materias primas de Standard Chartered han pronosticado que los fundamentos del petróleo siguen siendo sólidos y que los precios del petróleo se negociarán en los 90 dólares. StanChart ha señalado que los fundamentos de los mercados petroleros siguen siendo sólidos, lo que deja a la OPEP con amplio margen para aumentar la producción en el tercer trimestre sin provocar un aumento de los inventarios ni un debilitamiento de los precios.
     
    Según StanChart, una de las características notables del repunte del precio del petróleo de este año es que los alcistas del mercado en gran medida no han actuado. StanChart señala que Wall Street se mantiene cauteloso sobre las perspectivas del precio del petróleo, siendo el pronóstico de los analistas para el Brent del segundo trimestre de 94 USD/bbl el único pronóstico por encima de 90 USD/bbl entre los 34 pronósticos de Wall Street. De hecho, tanto la mediana como la media del panel de consenso de Bloomberg del segundo trimestre se sitúan actualmente en 83 dólares por barril, prácticamente sin cambios desde principios de año a pesar de que los mercados se han ajustado considerablemente. StanChart señala que incluso los antiguos alcistas de los precios del petróleo tienen pronósticos de precios relativamente bajos para el segundo trimestre. Las opiniones bajistas sobre los precios estarían justificadas si los fundamentos parecieran débiles, los inventarios fueran altos y/o la política de la OPEP pareciera incierta o si la geopolítica pareciera benigna. Sin embargo, StanChart señala que ninguna de estas condiciones se cumple, sino todo lo contrario. StanChart admite que este enfoque cauteloso aún puede resultar correcto, pero dice que varios meses de lecturas fundamentales más estrictas y un repunte de precios de casi USD 15/bbl en lo que va del año podrían finalmente persuadir a los alcistas a cruzar el pasillo.
     
    Mayores ganancias en el precio del petróleo
     
    Los últimos  datos de Petroleum Supply Monthly (PSM)  publicados por la EIA el 29 de marzo sitúan el récord histórico de producción de petróleo crudo de EE. UU. en 13,295 mb/d, que fue la producción promedio del país tanto en noviembre como en diciembre de 2023. StanChart tiene, sin embargo, predijo que la producción estadounidense se mantendrá estable y que no es probable que se supere el máximo histórico hasta agosto de 2024 y nuevamente en octubre. 
     
    StanChart calcula que el mercado estadounidense cayó en un déficit de más de 1,7 mb/d tanto en febrero como en marzo, y la recuperación estacional de la demanda contrarrestó la recuperación de la producción estadounidense desde su mínimo de enero. Los expertos en materias primas estiman que hubo una reducción de inventarios contraestacional en el primer trimestre de 1,12 mb/d, lo que provocó un ajuste significativo en comparación con el aumento de inventarios registrado en el primer trimestre de 2023. StanChart atribuye el actual repunte del precio del petróleo a la mejora relativa de 3 mb/d desde el primer trimestre de 2023, y prevé que se producirán más aumentos de precios en el segundo trimestre de 2024.
     
    Afortunadamente para los alcistas, una sección de Wall Street está comenzando a acoger las acciones de petróleo y gas.
     
    Según Citi, Energía ( XLE ) es ahora el factor cuantitativo más concurrido de EE.UU., señalando que el sector tiende a tener un rendimiento inferior durante los próximos uno a seis meses, cuando se vuelve al rojo vivo. Sin embargo, no todo el mundo está convencido del enorme impulso del sector energético. Mientras tanto, Morgan Stanley sigue siendo pesimista sobre el mercado de valores estadounidense en general; sin embargo, MS ha elevado las acciones de energía  a sobreponderadas desde neutrales, señalando que las empresas de energía han quedado rezagadas con respecto al desempeño del petróleo y que el sector está valorado favorablemente.
     
    "Teniendo en cuenta los recientes mensajes de la Reserva Federal y suponiendo que esté menos preocupada por la inflación o las condiciones financieras más laxas, los cíclicos orientados a las materias primas y la energía, en particular, podrían necesitar una recuperación ", han dicho.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com