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  • Analizarán Sustentabilidad de Proyectos Shale en América Látina

    El petróleo no convencional y la posibilidad de que la explotación de este tipo de hidrocarburo cree una industria rentable y sustentable en América Latina, será uno de los temas centrales que se tratarán en la cumbre "World shale oil & gas Latin Summit", que se realizará en la ciudad de Buenos Aires entre el 24 y 26 de septiembre próximos.
     
    En la cumbre se presentarán estudios de casos de países de la región latinoamericana, a partir de los cuales se analizarán cuáles son los plazos realistas para mejorar la exploración y producción.
     
    Los expertos que presentarán los casos representan a empresas como Pemex, Petrolera del Comahue, YPF y la Secretaría de Energía de México (Sener), entre otras.
     
    Entre los expertos que analizarán los desarrollos recientes en América Latina y las claves para impulsar la inversión a gran escala, se encuentran Hatem Soliman, presidente de Schlumberger Sudamérica; y Gustavo Bianchi, director General de YPF Tecnología, entre otros.
     
    Haciendo foco especial en los desarrollos clave de Argentina, Carlos Selva, jefe de Geología y Geociencias de YPF Tecnología; y Alex Valdéz, director de Hidrocarburos del Gobierno de Neuquén, expondrán sobre los éxitos y desafíos que enfrentan los proyectos de la petrolera de bandera.
     
    Expertos internacionales disertarán sobre los casos globales, sobre cómo compartir conocimiento a nivel internacional, mejores prácticas y transferencia de tecnología.
     
    Télam

  • ¿Qué importancia tiene la industria del esquisto estadounidense?

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

  • ¿Qué significa que hayan aumentado las reservas de petróleo, pero reducido las de gas?

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

  • ANH estudia incentivos para los contratos petroleros parados

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

  • Cartagena ‘oil’

    Con una inversión de US$580 millones, Puerto Bahía de Cartagena se convierte en una nueva opción para exportar petróleo.
     
    En enero próximo comenzará a operar el puerto más moderno para el transporte y exportación de hidrocarburos del país. Se trata de Puerto Bahía, cuyos inversionistas principales son Pacific Rubiales y la IFC del Banco Mundial. 
     
    Con un área de 105 hectáreas disponibles y una inversión de US$580 millones, esta infraestructura permitirá brindarle una segunda opción al país para la exportación a gran escala de hidrocarburos. Actualmente en este proyecto se construyen ocho tanques de almacenamiento de hidrocarburos.
     
    El puerto también podrá ser usado para contenedores, vehículos y graneles. También están entre los planes, una zona franca multipropósito.
     
    Las inversiones
     
    1|American Port Company Inc. (Drumond). 
     
    Ubicado en Santa Marta y de carácter privado, este puerto ha ejecutado inversiones por US$273 millones y alcanzar una capacidad de 60 millones de toneladas al año.
     
    2|Sociedad Portuaria Puerto Nuevo. 
     
    Está en Ciénaga y allí se invirtieron US$259 millones en un puerto destinado al servicio público para el manejo de carbón con cargue directo. Tiene 1.900 metros de pasarela y un muelle de 350 metros.
     
    3|Puerto Bolívar Cerrejón Zona Norte (Intercor y Carbones del Cerrejón).
     
    Se localiza en Uribia (La Guajira), es de uso privado y se han ejecutado inversiones por US$163 millones. Es un puerto de carbón con dos posiciones de atraque, cargue directo y capacidad para 40 millones de toneladas.
     
    4|Sociedad Portuaria Terminal de Contenedores de Cartagena (ContecAR). Se han destinado US$138 millones en su ampliación para un muelle marginal con seis grúas y un pórtico especializado en el movimiento de contenedores.
     
    5|Sociedad Portuaria Regional de Cartagena. 
     
    Es una terminal de uso público, en la que se han invertido US$95 millones para la construcción de un muelle marginal con seis grúas, pórtico especializado en contenedores, carga y cruceros.
     
    Fuente: Dinero.com

  • Cómo los ejecutivos petroleros recaudaron medio billón en compensación por COVID

    Es de conocimiento común entre los círculos empresariales que la alineación de los incentivos financieros de los ejecutivos con la estrategia de la empresa puede ayudar a inspirar a la gerencia a lograr resultados superiores. Sin embargo, los paquetes de pago no siempre se corresponden con el desempeño real del negocio. Uno de esos paquetes es la compensación basada en acciones.
    Una investigación de Morgan Stanley descubrió que la compensación basada en acciones ha reemplazado casi por completo a los bonos en efectivo como una forma de recompensar a los empleados de la empresa. Las opciones sobre acciones se consideran un incentivo para que los empleados obtengan resultados; una herramienta para retener a los trabajadores, un medio para fomentar un sentido general de propiedad y también como una forma de financiar el crecimiento de la empresa. Pero esta forma de compensación tiene su inconveniente. Mientras que la compensación basada en acciones se ha vuelto cada vez más popular en las empresas estadounidenses,
     
    Y eso es exactamente lo que sucedió con los ejecutivos de petróleo y gas de Estados Unidos durante la pandemia de Covid.
    Un análisis de Reuters del pago basado en acciones otorgado a los directores ejecutivos de 20 compañías de petróleo y gas de EE. UU. en 2020 encontró que se les pagó mucho más en el primer año de la pandemia de lo estimado anteriormente. De hecho, los pagos basados ​​en acciones a los directores ejecutivos de 20 compañías de petróleo y gas de EE. UU. en 2020 se duplicaron con creces para 2023 cuando se adquirieron las acciones, lo que recompensó ampliamente a los líderes empresariales en medio de despidos masivos, cierres de refinerías y recortes de gastos de capital.
     
    Para ser justos, los valores de pago basados ​​en acciones se reducen cuando los mercados bursátiles van hacia el sur. Sin embargo, la mayoría de los directores ejecutivos de energía tienen algún tipo de protección incorporada que les brinda cierta inmunidad frente a caídas pronunciadas. Por ejemplo, los directores ejecutivos pueden recibir el 100% o más del pago de las concesiones de acciones vinculadas al rendimiento total de los accionistas, incluso si los inversores pierden dinero. Ese es el caso porque ~90% de las empresas de energía utilizan una métrica llamada rendimiento total relativo para los accionistas (TSR) y la comparan con un grupo predeterminado de empresas similares. De esta manera, los ejecutivos de petróleo y gas pueden obtener grandes pagos incluso si las acciones de sus empresas pierden valor.
     
    “Los comités de compensación deben hacer un mejor trabajo al recompensar a los ejecutivos por su verdadero rendimiento y no solo por el precio de las materias primas”, dijo a Reuters en una entrevista Aeisha Mastagni, gerente de cartera del Sistema de Jubilación de Maestros del Estado de California, valorado en 307.000 millones de dólares.
     
    Ejecutivos de compañías petroleras en bancarrota obtienen $ 50 millones en día de pago
     
    Pero recompensar generosamente a los ejecutivos con intrincados pagos basados ​​en acciones no es la única idiosincrasia que existe en el sector del petróleo y el gas. Cuando a las empresas públicas de petróleo y gas les está yendo relativamente bien, muchas están felices de adoptar un modelo de pago por desempeño para recompensar a los directores ejecutivos y ejecutivos. Sin embargo, las tablas se cambian rápidamente cuando las cosas se ponen feas. Cuando estas empresas quiebran, la miseria la comparten los empleados que pierden su trabajo; los jubilados ven cómo sus beneficios y pensiones se esfuman, mientras que los accionistas y tenedores de bonos desaparecen.
     
    En marcado contraste, es muy común que los ejecutivos de primer orden que presiden quiebras reciban despedidas de oro multimillonarias. De hecho, los altos ejecutivos de las compañías de petróleo y gas que se someten al Capítulo 11 reciben pagos muy grandes en forma de bonos en efectivo, subvenciones de acciones y otros beneficios que a menudo superan los pagos durante los buenos tiempos.
     
    Eso es exactamente lo que sucedió durante la pandemia. 
     
    En un momento en que cientos de miles de empleados de la industria del esquisto estadounidense perdieron sus empleos, Bloomberg informó que unos 35 ejecutivos de Whiting Petroleum Inc. (NYSE:WLL), Chesapeake Energy Corp. (NYSE:CHK) y Diamond Offshore Drilling Inc. (OTCMKTS: DOFSQ) recibieron casi $50 millones en bonos luego de que sus empresas se declararan en bancarrota .
     
    La junta de Whiting, un productor de petróleo y gas que se acogió al Capítulo 11 en abril , aprobó un bono de 6,4 millones de dólares para el director ejecutivo Brad Holly solo unos días antes de que la empresa se hundiera, superando su paquete de compensación anual anterior en casi un millón de dólares.
     
    En mayo de 2020, California Resources Corp. (NYSE:CRC) advirtió a los inversores sobre "... una duda sustancial sobre la capacidad de la empresa para continuar como negocio en marcha...", pero aun así siguió adelante y garantizó a los ejecutivos de la empresa sus bonificaciones de 2020.
     
    Estas no son la excepción: durante la última década, los líderes de 15 grandes empresas de exploración y producción recaudaron más de 2.000 millones de dólares estadounidenses en compensación total a pesar de que sus empresas registraron rendimientos negativos.
     
    Entonces, ¿cuál es la justificación de esta práctica extraña y perversa? 
     
    Según Kelly Mitchell, analista del grupo de control corporativo Documented, las empresas lo hacen para incentivar a estos ejecutivos a quedarse porque entienden mejor a la empresa y, aparentemente, tienen mejores probabilidades de sacarlos adelante. No importa el hecho de que sus decisiones son a menudo las culpables de la lamentable situación de la empresa en primer lugar. También lo hacen en un intento por reducir costos y maximizar el valor para los acreedores utilizando herramientas como créditos fiscales o recursos sin explotar.
     
    Sin embargo, tienen un cómplice dispuesto: los jueces tienden a aprobar estos grandes pagos la mayoría de las veces a pesar de las leyes introducidas en 2005 para limitar su tamaño.
     
    Por Alex Kimani 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 confía en EE.UU. para aumentar la demanda mundial de petróleo

    LONDRES (EFE Dow Jones)--El incremento del consumo de crudo en Estados Unidos revertirá el descenso de la demanda de los últimos cuatro años en los países ricos y activará una recuperación a escala mundial en 2015, aseguró el jueves la Organización de Países Exportadores de Petróleo.
     
    Esta valoración --la primera que hace el grupo de productores de petróleo para 2015-- muestra que Estados Unidos está utilizando más petróleo propio ante su boom de la producción.
     
    Esta previsión podría suponer un soporte para los precios del crudo, que se han visto afectados en las últimas sesiones por las perspectivas de un incremento de la producción en Libia.
     
    En su informe mensual sobre el mercado petrolero, la OPEP anunció que el crecimiento de la demanda de crudo mundial se intensificará en 2015 por el sólido crecimiento económico. El consumo mundial aumentará en 1,21 millones de barriles diarios en 2015, frente al incremento de 1,13 millones de barriles al día previsto para este año, dijo la OPEP.
     
    La aceleración del crecimiento de la demanda se deberá en parte al incremento del consumo en las naciones industrializadas por primera vez desde 2010.
     
    La tendencia se ve apuntalada por el auge de la demanda de crudo en Estados Unidos, que subirá en 180.000 barriles al día en 2015.
     
    En los últimos años, India y China han sido los motores del crecimiento de los mercados de crudo. Sin embargo, los datos de la OPEP muestran que el crecimiento de su consumo será inferior al de Estados Unidos.
     
     
    Por Benoît Faucon
    Fuente: WSJournal.com
     
     
     
     
     

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

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

  • Los precios del petróleo en camino a una cuarta ganancia semanal consecutiva

    Los precios del crudo están a punto de registrar su cuarta semana consecutiva de ganancias después de que la OPEP afirmara en su informe mensual que la oferta está a punto de reducirse aún más. 
     
    El último Informe Mensual sobre el Mercado del Petróleo mostró una producción media diaria combinada de la OPEP de 28,8 millones de barriles en marzo, 86.000 bpd menos que la media de febrero.
     
    Sin embargo, la OPEP también señaló en su último informe que el mercado del petróleo se enfrentaba a un importante déficit de oferta a finales de año que no haría sino empeorar con el tiempo.
     
    El director de la Agencia Internacional de la Energía, Fatih Birol, también advirtió de un mercado más tenso en la segunda mitad del año.
     
    Los operadores están a la espera de la actualización mensual del mercado petrolero de la AIE, que se publicará hoy.
     
    Otro factor alcista para los precios vino de Rusia, donde, según los analistas, hay indicios de una menor producción.
     
    "Las exportaciones rusas están mostrando signos de debilitamiento, ya que la producción se ha reducido en 700.000 barriles por día (bpd)", dijeron los analistas de ANZ en una nota, citada por Reuters.
     
    Según la agencia de noticias, si la AIE revisa a la baja las perspectivas de la demanda, los precios del petróleo podrían bajar durante un tiempo.
    Por otra parte, los últimos datos de importación de petróleo de China mostraron un aumento anual del 22,5% en marzo, lo que sugiere que, aunque todavía había signos de desaceleración económica, no fue en China en lo que respecta a la demanda de petróleo.
     
    Además, el dólar lleva cinco semanas bajando, lo que aumenta el atractivo del crudo, que se negocia mayoritariamente en divisas.
     
    La propia caída refleja las expectativas de que la Reserva Federal podría anunciar pronto el fin de su programa de subidas de tipos, a pesar de que la inflación sigue por encima del objetivo del banco central. 
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
     
     

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

  • Producción de petróleo creció 2,61% en marzo y llegó a 771.732 barriles por día

    Cuando se hace la comparación mes a mes, frente a febrero, la producción diaria de petróleo registró un incremento de 1,55% y la sobrepasó en más de 10.000 barriles.
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) reportó que la producción de petróleo durante marzo fue de 771.732 barriles promedio por día, lo que significó un aumento de 2,61% frente a la registrada en el mismo mes de 2022, cuando fue de 752.143.
     
    Cuando se hace la comparación mes a mes, frente a febrero, la producción diaria de petróleo registró un incremento de 1,55% al sobrepasar en más de 10.000 barriles día la de dicho mes.
     
    Según la ANH, el aumento de la producción entre marzo y febrero de 2023 se debió al crecimiento de los resultados, principalmente, en los campos: Quifa, Caño Sur Este, Rumba, Pendare, La Belleza, Hamaca y Kitaro.
     
    El promedio anual de producción, entre marzo de 2022 y el mismo mes de 2023, fue de 768.427 barriles de petróleo por día, lo que representa un incremento de 3,31% respecto a lo registrado para el año anterior, cuando alcanzó los 743.777.
     
    Producción de gas
     
    La ANH también reportó que la producción promedio de gas durante marzo de 2023 (1.065 millones de pies cúbicos diarios (mpcd)) presentó un descenso de 1,21% frente al mismo mes de 2022, cuando fue de 1.078 mpcd.
     
    Frente a febrero de 2023, la producción promedio de gas comercializado en el tercer mes del año registró una caída de 1,48% (1.065 mpcd vs 1.081 mpcd).
     
    Durante marzo de 2023, se reportó un aviso de descubrimiento en el pozo Tororoi-1 del contrato E&P LLA-87. Adicionalmente, se perforaron ocho pozos exploratorios y 55 de desarrollo.
     
    Respecto a la adquisición de sísmica exploratoria, durante el tercer mes del año se reportaron 204,45 km, distribuidos en 197,33 km 2D equivalente, que corresponden correspondiente al convenio de explotación CE Magdalena medio en el programa Flamencos 3D y 7,12 km correspondiente al contrato E&P Ssjn-1 RC7 Perdices, en el programa Ssjn-1-2D-2021.
     
    El avance acumulado del año al corte de marzo completa 431,09 Km totales.
     
    Se ha perdido confianza
     
    Según el presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), Francisco José Lloreda, el país ha venido perdiendo confianza inversionista en los últimos meses.
     
    “Hace 15 o 20 años Colombia era sin duda la niña bonita de la industria en el vecindario, pero no podemos tapar el sol con las manos, esa situación ya ha cambiado”, dijo.
     
    Para Lloreda esto se debe a que ya hay otros países que son más competitivos en la industria e, incluso, más atractivos que el nuestro por distintas circunstancias como las distancias entre pozos y demás.
     
    “Todo esto se puede reflejar en algo tan simple como en que en 2013 las inversiones en el sector eran de US$8.000 millones, y este año estamos hablando de apenas US$5.000 millones”, sentenció.
     
    Asimismo, para dicho año, cuando el barril tenía un precio cercano a los US$100 y la tasa de cambio era más favorable que la actual, el país rondaba una producción promedio de un millón de barriles por día equivalente. “Mientras que hoy tenemos una producción por debajo de 760.000 barriles en promedio”.
     
    “Colombia no es petrolero”
    El nuevo ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla, afirmó una vez nombrado en el cargo que el país “no es petrolero”. Si bien dijo que sí había petróleo, también aclaró que no tenemos los intereses de quienes son potencias.
     
    Por Juan Pablo Vargas para LaRepública.

  • Se Estabiliza la Contratacion en el Sector Petróleo y Gas

    Bogotá, octubre de 2014: Desde el inicio de la segunda mitad del 2014 se observa un reequilibrio en el índice de empleo en Oil & Gas, después de un aumento en la contratación a principios de año y en años pasados, ​asegura  John Faraguna, Global Managing Director de Hays para este sector.

    Según el  Índice Global de Empleo Hays, Oil & Gas que analiza las fluctuaciones  de puestos de trabajo mes a mes, publicados en los principales nueve portales de empleo en línea dentro de esta industria mundial, revela que hay un ligero descenso respecto al trimestre anterior. Sin embargo, los niveles de 2014 siguen siendo fuertes, y el índice subió a 1.55 en el primer trimestre, y ha experimentado una elevación de 1,69,  año tras año. Estas medidas se comparan con el índice de empleo que se estableció en octubre de 2010, cuando se fijó en 1 y todos los meses subsiguientes se han comparado con este punto de referencia.

    Hablando concretamente de la recta final del año, el mercado de trabajo mundial en el sector se ha debilitado tras una gran actividad de contrataciones a principios de año. La debilidad económica global, la oferta excesiva de profesionales calificados, la incertidumbre regulatoria, los cambios en las políticas gubernamentales y los disturbios civiles en países de influencia, han impactado negativamente en la contratación de todas las regiones clave del mundo.

    Según Faraguna, "la disminución en el precio del petróleo, junto con el cambio de escenarios políticos en áreas claves de petróleo y gas, como Oriente Medio y Rusia, están reduciendo sus planes de contratación. Por el contrario, en los Estados Unidos la actividad no convencional continúa a buen ritmo. Por su parte, la economía de África sigue creciendo, la reforma en México indica futuras inversiones en la industria del petróleo y el gas, y está previsto que el mercado del Shale gas en el Reino Unido aumente significativamente. Con tales mercados contrastantes, esperamos ver esta nivelación del Índice de Trabajo Mundial para continuar hasta el final de 2014".

    Para comprender la situación del Reino Unido, debemos entender que el llamado Shale Gas es el mismo gas de los yacimientos convencionales pero este está atrapado en rocas generadoras con bajísima permeabilidad lo que eleva los costos de explotación en un gran porcentaje, y esto hace que la valoración de la viabilidad económica de un proyecto de shale gas sea completamente diferente a la valoración de un proyecto de gas convencional.

    TENDENCIAS POR REGIÓN

    Además de una perspectiva global, el Índice de Empleo global Hays Oil & Gas también proporciona una medida de puestos de trabajo mes a mes, publicados por región. Las cifras de julio a septiembre de 2014 revelan lo siguiente:

    SUDAMERICA

    Según Silvana Vergel, senior manager de Hays Colombia “El índice de empleo ha caído en América del Sur; las elecciones presidenciales en Brasil, junto con las licencias ambientales y los problemas de seguridad en Colombia han dado lugar a una pausa en la contratación. Sin embargo, los empresarios confían en la industria como resultado de los cambios regulatorios en México y Argentina”.

    AMÉRICA DEL NORTE

    El crecimiento del fuerte mercado de trabajo en esta zona es escalonado pero constante y es reflejo de las regulaciones y de la incertidumbre de los proyectos en Canadá y EE.UU.. Se espera que la reforma energética México para impactar positivamente en el mercado laboral con un aumento significativo en el número de trabajo y la inversión en los próximos tres años.

     
    EUROPA

    El índice de empleo para Europa se ha debilitado. Como se predijo, el referéndum escocés afectó la contratación de la actividad en el Reino Unido, con lo que el índice general de empleo bajó en la región. Los precios del petróleo también han debilitado el atractivo en el envejecimiento de activos en el Mar del Norte. Por el contrario, el desarrollo de proyectos de shale gas en el Reino Unido podría generar un aumento en la contratación de ingenieros con experiencia hasta el próximo año.

     
    COMUNIDAD DE ESTADOS INDEPENDIENTES (CEI)

    La contratación en la región es muy variable de acuerdo con el clima político. Las sanciones de Estados Unidos y la inaccesibilidad a los permisos de trabajo están obligando a los empleadores a poner un alto en los planes de contratación.


    ORIENTE MEDIO

    A pesar de una vigorosa actividad empresarial, la contratación ha sido relativamente lenta; el índice de empleo fluctuante en la región y es una respuesta al panorama político y los disturbios civiles.

     
    ÁFRICA

    El mercado de trabajo se ha reequilibrado después del recrudecimiento del segundo cuatrimestre de 2014. En esta etapa del año hay optimismo en el mercado de petróleo y gas en África y se proyecta que el índice de empleo se incrementará de nuevo en el último trimestre de 2014.

    ASIA

    El índice de empleo está disminuyendo en comparación con el trimestre anterior, pero sigue siendo fuerte para el conjunto del año. El volumen de los proyectos continuará impulsando el mercado de trabajo, lo que resulta en un índice de empleo más alto en 2014 que en años anteriores.

    AUSTRALIA

    El mercado laboral australiano se ha mantenido estable durante el último trimestre; el Índice Global de Empleo Hays Oil & Gas anticipa los primeros signos de crecimiento en la economía en general en esta región para comenzar un impacto positivo en la industria de petróleo y gas en el año nuevo.

    El Índice Global de empleo Hays Oil & Gas ofrece una medida de puestos de trabajo mes a mes publicados en los principales portales de empleo en línea dentro de la industria del petróleo y gas mundial. Los datos son compilados por un equipo de analistas e investigadores, y se divide para reflejar las diferencias regionales en la actividad de contratación.

    Por: Paisminero.co / CP - Hays

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