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

Los precios del gas natural han continuado su implacable caída después de que los últimos datos de inventarios mostraran que los mercados siguen estando bien abastecidos. Los precios del gas natural (Henry Hub) han cedido las ganancias de principios de semana, y actualmente se sitúan en 2,00 $ por MMBtu, frente a los 2,19 $ por MMBtu del martes. Los datos semanales de la EIA revelaron que las existencias de gas para la semana finalizada el 7 de abril de 2023 se situaron en 1.855 Bcf frente a los 1.830 Bcf de la semana finalizada el 31 de marzo de 2023, lo que supone una inyección de +25 Bcf frente a los -23 Bcf de la semana anterior. Los precios del gas han bajado un 56% desde principios de año. Por desgracia para los alcistas, las perspectivas a corto plazo siguen siendo sombrías, ya que NatGasWeather afirma que es probable que los excedentes de almacenamiento sigan aumentando en las próximas semanas debido a la escasa demanda. Aunque se prevén algunos sistemas meteorológicos fríos, los últimos modelos meteorológicos muestran una tendencia más cálida.

 

Afortunadamente, las perspectivas a largo plazo son más favorables. Europa no ha conseguido suficientes contratos de GNL a largo plazo para compensar el corte de las importaciones de gas ruso, y Reuters predice que esto puede resultar costoso el próximo invierno y podría tensar bruscamente el mercado. La Unión Europea considera el gas natural un combustible puente en la transición hacia las energías renovables, y los compradores suelen tener dificultades para comprometerse con contratos a largo plazo. Esto significa que Europa podría verse obligada a comprar más en los mercados al contado, como hizo en 2022, lo que a su vez es probable que haga subir los precios:

"Desde que los grupos de presión ecologistas europeos han conseguido convencer erróneamente a los políticos de que el hidrógeno puede sustituir en gran medida al gas natural como vector energético para 2030, Europa se ha vuelto demasiado dependiente de las compras al contado y a corto plazo de GNL", declaró a Reuters el consultor Morten Frisch.

 

En este contexto, no es de extrañar que resulte más rentable ponerse corto en acciones de gas natural que apostar por ellas: el ProShares UltraShort Bloomberg Natural Gas ETF (KOLD) ostenta una jugosa rentabilidad en lo que va de año del 146%, incomparable con el -79% del ProShares Ultra Bloomberg Natural Gas ETF (BOIL). 

 

KOLD es un ETF inverso que proporciona una exposición diaria de -2x a un índice que realiza un seguimiento del gas natural mediante la tenencia de un contrato de futuros a segundo mes cada vez, mientras que BOIL proporciona 2x la rentabilidad diaria de un índice que mide la evolución de los precios del gas natural tal y como se refleja a través de los contratos de futuros de gas natural negociados públicamente.

 

Dicho esto, los inversores contrarios que apuestan por un cambio de tendencia del gas estarán encantados de saber que no hay escasez de gangas de gas natural en el espacio. He aquí algunas.

 

Capitalización bursátil: 11.900 millones de dólares

 

Rentabilidad interanual: 2,9

EQT Corporation (NYSE: EQT), con sede en Pittsburgh (Pensilvania), es el mayor productor de gas natural de Estados Unidos, con unos 25,0 billones de pies cúbicos de reservas probadas de gas natural, líquidos de gas natural y petróleo crudo en aproximadamente 2,0 millones de acres brutos.

 

EQT no se contenta con ser un gigante maderero del gas, sino que se ha expandido mediante adquisiciones: en el tercer trimestre, la empresa anunció la compra por 5.200 millones de dólares del productor de gas natural THQ Appalachia I LLC, así como de los activos de gasoductos asociados de XcL Midstream, en la mayor operación de fusiones y adquisiciones del trimestre. THQ Appalachia, que es propiedad del productor privado de gas Tug Hill Operating. EQT declaró que los activos adquiridos incluyen unos 90.000 acres netos básicos que compensan su actual arrendamiento básico en Virginia Occidental, producen 800 millones de pies cúbicos al día y se espera que generen un flujo de caja libre a precios medios del gas natural superiores a 1,35 $/MMBtu durante los próximos cinco años. La empresa también ha duplicado su programa de recompra hasta los 2.000 millones de dólares y ha dicho que está aumentando su objetivo de reducción de deuda a finales de 2023 de 2.500 millones de dólares a 4.000 millones de dólares.

 

El año pasado, EQT dio a conocer un plan centrado en producir más gas natural licuado aumentando drásticamente la perforación de gas natural en los Apalaches y en torno a las cuencas de esquisto del país, así como la capacidad de gasoductos y terminales de exportación, lo que, según dijo, no sólo impulsaría la seguridad energética de Estados Unidos, sino que también ayudaría a romper la dependencia mundial del carbón y de países como Rusia e Irán. Su última adquisición, por tanto, ayudará a la empresa a cumplir su objetivo. Las acciones de EQT casi se duplicaron en 2022.

 

Se espera que EQT Corporation informe sobre las ganancias del cuarto trimestre de 2022 el 26/04/2023 después del cierre del mercado. Según Zacks Investment Research, sobre la base de las previsiones de 13 analistas, la previsión de BPA de consenso para el trimestre es de 1,38 $. Frente a los 0,81 $ del primer trimestre de 2022.

 

Capitalización bursátil: ~7.000 millones de dólares

Rentabilidad interanual: -16

 

Con una caída del 16% en lo que va de año y de casi el 30% en los últimos seis meses, Antero podría ser una buena oportunidad de compra. La acción ha tenido un rendimiento inferior al del mercado en general debido a la caída de los precios del gas natural; sin embargo, si se materializa el esperado aumento de la demanda, podría dar la vuelta rápidamente. Los mercados son volátiles e inconstantes hoy en día. 

 

Los fondos de cobertura están prestando bastante atención a este valor debido a su potencial alcista, dada la solidez financiera de la empresa. 

 

Los fondos de cobertura consideran que Antero tiene un ROE (rendimiento del capital) relativamente decente, no paga dividendos, pero reinvierte mucho en crecimiento.

 

Dicho esto, cabe señalar que Wells Fargo ha rebajado recientemente la calificación de Antero de "sobreponderar" a "igual ponderación", pero sigue otorgando a la acción un recorrido alcista de casi el 42%. 

 

Capitalización bursátil: 37.200 millones de dólares

Rentabilidad interanual: 8,73

 

Aunque Cheniere ha subido un 8,73% en lo que va de año, también ha perdido casi un 11% en los últimos seis meses, ya que los precios del gas natural han llevado a los inversores de paseo. Pero el panorama a largo plazo sugiere alzas para esta empresa energética con sede en Houston, centrada principalmente en la producción, transporte y comercialización de GNL.

 

Como uno de los principales exportadores de GNL del mundo, Cheniere se encuentra en una posición sólida a largo plazo. Sin embargo, la preocupación a corto plazo es que las unidades de almacenamiento de gas natural de la Unión Europea siguen relativamente llenas tras un invierno suave.... Algunos (entre ellos Cheniere) temen que se produzcan cancelaciones de cargamentos de GNL este verano. Sin embargo, poco después veremos otro impulso para llenar los almacenes de cara a la próxima temporada invernal. 

 

Esté atento a los resultados del 1T 2023, cuya publicación está prevista para el 2 de mayo. En la última temporada de resultados, Cheniere obtuvo 15,78 dólares por acción, con unos ingresos de 9.100 millones de dólares. 

 

Por Alex Kimani para Oilprice.com

Predecir cómo será un sector dentro de 20 o más años es siempre un reto. Siempre hay factores imprevistos que tienen un potencial de perturbación que podría tirar por la ventana cualquier previsión, y por eso las previsiones a largo plazo tienden a ser generalmente vagas. A menos que se refieran al petróleo y al gas. 

 

En lo que respecta al petróleo y el gas, hay dos escuelas de pensamiento sobre previsiones a largo plazo, y estas dos escuelas están enfrentadas entre sí. Una de ellas, la escuela de la transición, sostiene que la electrificación del transporte y la transformación de la generación de electricidad conducirán en última instancia a la desaparición del petróleo y el gas como materias primas que sustentan la economía mundial.

La otra escuela, la de los combustibles fósiles para siempre, sostiene que el enfoque actual de la electrificación del transporte y la transformación de la generación de energía nunca podrá funcionar como está previsto debido a las leyes de la física. Y por eso, al petróleo y al gas aún les quedan décadas de demanda.

 

El transporte se ha electrificado a gran velocidad en los últimos años, sobre todo en el segmento de los turismos, y los vehículos eléctricos han pasado a representar una parte cada vez mayor de las ventas totales de automóviles en lugares como el Reino Unido, la UE y California. Pero esto no ha afectado a la demanda de petróleo.

 

La demanda de petróleo, de hecho, lleva décadas en constante aumento, a pesar de caídas temporales como la que vimos en 2020 durante los cierres por pandemia. Ese año, BP predijo que la demanda de petróleo nunca volvería a los niveles de 2019. Asumió que la demanda de petróleo había tocado techo. Y se equivocó.

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Este año, según la Agencia Internacional de la Energía, la demanda mundial de petróleo alcanzará un récord de casi 102 millones de barriles diarios. Y eso a pesar de las ventas de vehículos eléctricos y de la enorme capacidad de generación de electricidad a partir de combustibles no fósiles. 

 

La AIE no suele hacer previsiones a largo plazo, pero cuando las hace coinciden con las de BP: la transición energética debería reducir sustancialmente la demanda de petróleo y gas. Nadie sabe si será así, pero debería ser así, dice la AIE.

 

Otros pronosticadores son más audaces y formulan sus previsiones como una certeza. BloombergNEF es uno de ellos. La empresa pronostica regularmente un futuro brillante para los vehículos eléctricos y proporciona los datos que lo respaldan. Lo mismo hacen otras entidades de previsión que ven la transición hacia el abandono de los combustibles fósiles como el único futuro para la humanidad.

 

La industria del petróleo y el gas, en cambio, tiene una visión diferente. Naturalmente, este punto de vista se basa en el negocio de la industria, pero esto no significa que no tenga fundamento en la realidad, de nuevo debido al negocio de esa industria.

 

La industria -y la OPEP- tienden a centrarse en la demanda mundial de energía más que en las energías limpias en concreto. Su argumento puede resumirse así: la mayoría de la gente necesita energía. La necesitan en todo momento y es prioritario que la reciban. Su procedencia y su limpieza son preocupaciones secundarias para la mayoría de la población mundial. Sean cuales sean las objeciones que se tengan a la industria del petróleo y el gas, sería difícil oponerse a este argumento simplemente porque refleja la realidad material. Exxon, por ejemplo, en sus recientes perspectivas energéticas a largo plazo, afirmaba que esperaba que la demanda mundial de energía aumentara un 15% de aquí a 2050.

 

Tras señalar que los países desarrollados mejorarán la eficiencia de su consumo energético en las próximas dos décadas, Exxon añadió que "los países en desarrollo, que representan el 80% de la población mundial, consumirán más energía a medida que mejoren su nivel de vida".

 

Al igual que BP, que prevé un fuerte descenso del petróleo y el gas de aquí a 2050, Exxon también prevé que la cuota de estos combustibles fósiles disminuya sustancialmente para ese año, impulsada por el ímpetu de la transición. Sin embargo, estas previsiones dependen en gran medida de una cosa: que la transición funcione según lo previsto. Y ya no está funcionando según lo previsto.

 

Puede que los países en desarrollo estén construyendo alguna capacidad eólica y solar, pero su principal apuesta siguen siendo los combustibles fósiles, incluido el carbón. China, el ejemplo de la eólica y la solar con su enorme capacidad, está construyendo centrales de carbón en abundancia mientras Europa y Estados Unidos cierran las suyas. Y a pesar de todos los billones invertidos en capacidad de energía renovable (1 billón de dólares sólo en 2022), la proporción de petróleo y gas en la combinación energética mundial sólo se ha reducido en un par de puntos porcentuales, si acaso.

 

Mientras tanto, personas como el director ejecutivo de Aramco advierten de que no se está invirtiendo lo suficiente en el futuro suministro de petróleo y gas. En otras palabras, podríamos empezar a quedarnos sin oferta de petróleo y gas antes de que empiece a bajar la demanda.

 

Desde cierto punto de vista, esto sólo facilitaría la transición hacia el abandono de los combustibles fósiles porque, al limitarse la oferta, éstos serían menos asequibles. El problema es que las alternativas también son cada vez menos asequibles debido al suministro limitado de materias primas.

 

La pregunta definitiva para nuestro futuro podría ser qué es menos caro. Algunos creen conocer la respuesta, y es "eólica y solar". Otros, conocedores de la industria minera y la geopolítica, discrepan. Sólo el tiempo dirá quién tiene razón.

 

Por Irina Slav para Oilprice.com

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 última década ha sido tumultuosa para la industria petrolera. Se trata de una industria que sustenta todas las economías del mundo, salvo quizás las comunidades aisladas de la selva amazónica, y sin embargo su existencia se ha puesto en tela de juicio repetida y persistentemente.

Después de disfrutar durante décadas del apoyo de los gobiernos debido a la naturaleza esencial de los productos que extrae de la tierra, ahora la industria del petróleo y el gas se encuentra en el punto de mira de esos mismos gobiernos que solían apoyarla.

Es el blanco de una presión activista como no se había visto antes en el mundo. Se ha encontrado con un tipo de activismo totalmente nuevo y muy peligroso: el activismo de los inversores. Y los reguladores financieros están pisando los talones a las empresas en lo que respecta a la información sobre el clima. ¿Qué puede hacer la industria?

 

El sector del petróleo y el gas se ha adaptado. No ha sido rápido, para ser justos, pero el petróleo y el gas no se han caracterizado precisamente por estar a la vanguardia del progreso. Es la naturaleza de la industria lo que la aleja de la innovación intensiva típica de la gran tecnología.

 

Sin embargo, el petróleo y el gas han estado a la altura. Desde la transformación digital para racionalizar los costes y mejorar la eficiencia de las operaciones hasta la diversificación en ámbitos como la generación de energía con bajas emisiones de carbono y la captura de carbono, el sector se ha adaptado.

 

Por ejemplo, Exxon. La mayor de las grandes petroleras, declarada enemiga del medio ambiente por decenas de organizaciones ecologistas, algunas de las cuales han demandado a la empresa por conocer el efecto que sus productos tenían en la atmósfera del planeta y no hacer nada al respecto. De momento, no ha habido suerte.

 

Esa misma Exxon está ahora apostando fuerte por la captura de carbono. De hecho, la empresa cree que su departamento de negocio de bajas emisiones de carbono, en el que la captura de carbono ocupa un lugar destacado, podría superar en el futuro a su negocio tradicional de extracción y refinado de petróleo y gas.

 

¿Y BP? Después de cambiar su nombre por el de Beyond Petroleum, una de las Siete Hermanas originales parece haber entrado de lleno en la transición y se ha vuelto mucho más activa que antes en energía solar, eólica y recarga de vehículos eléctricos. Básicamente, el gran grupo quería participar en todo lo que ocurría en el sector de las energías alternativas. Lo mismo hicieron sus homólogas europeas, aunque al menos una de ellas se vio un poco obligada a ello.

 

Hablando de forzar, los litigios -y la amenaza de litigios- se han convertido en una importante motivación para que las empresas petroleras y de gas "limpien sus actos". A Shell se le ordenó reducir su huella de emisiones en un 45% para 2030. Otras empresas, al ver que se les viene encima, se embarcan en un viaje de reducción de emisiones antes de que los tribunales empiecen a decirles que lo hagan.

 

La industria del petróleo y el gas ha demostrado una notable capacidad de adaptación en la última década. También ha disfrutado de muchas pruebas de que, contrariamente a los cánticos de los activistas, el petróleo y el gas no seguirán bajo tierra en un futuro próximo. Porque el mundo los necesita en cantidades cada vez mayores.

BP acaba de abrir su primera plataforma en el Golfo de México tras el desastre de Deepwater Horizon. Uno pensaría que se mantendrían alejados, por si acaso, pero la demanda de petróleo va en aumento, y esa plataforma se asienta sobre un yacimiento que podría producir unos 140.000 barriles diarios de crudo.

 

Exxon -la misma Exxon que planea un negocio de captura de carbono que le reportaría más dinero que el petróleo y el gas- ha situado a Guyana en el centro de sus planes de crecimiento para el futuro. Este mismo año, la empresa prevé una producción de 360.000 bpd. Esta cifra es superior a los 120.000 bpd de hace un par de años, y aumentará mucho más.

 

Shell espera que se intensifique la competencia en el sector del GNL debido a la aparición de Europa como una nueva y enorme fuente de demanda. Según la empresa, que tiene una división de comercio de gas bastante grande, se trata de una tendencia a largo plazo, y sin duda participará activamente en ella.

 

Los activistas están descontentos con esta evolución. Sin embargo, estos acontecimientos son tan inevitables como la salida de dinero de los inversores de los llamados fondos sostenibles que sólo invierten en empresas con bajas emisiones de carbono. La razón por la que son inevitables es la simple verdad expuesta anteriormente: el mundo necesita petróleo y gas.

 

De hecho, el mundo necesita energía, y a poca gente le importa realmente de dónde procede esta energía. Por ahora, a pesar de los muchos esfuerzos por cambiar el statu quo, el petróleo y el gas -e incluso el carbón- siguen siendo superiores a sus alternativas más recientes en términos de densidad energética y fiabilidad. Siguen representando más del 80% de la combinación energética mundial a pesar de los billones de dólares que se han invertido en alternativas bajas en carbono.

 

Y el mundo necesitará aún más energía en los próximos años. Esto complicará la tarea de los defensores de la transición energética, porque ya no se trata de sustituir el petróleo y el gas, sino de reemplazarlos y ser capaces de responder a una demanda energética mucho mayor.

 

La industria del petróleo y el gas lo sabe. Y está preparada para responder a esta evolución de la demanda y, por supuesto, cosechar los beneficios. Algunos han dicho que los beneficios récord que obtuvo la industria el año pasado nunca se repetirán, pero ¿quién sabe? Con suficiente actividad antipetróleo y gas por parte de gobiernos y activistas, la oferta puede reducirse lo suficiente como para que haya más años de beneficios récord.

 

Por Irina Slav para Oilprice.com

 

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 número total de plataformas de perforación activas en los Estados Unidos cayó en 7 esta semana, según los nuevos datos de Baker Hughes publicados el viernes, luego de aumentar en 2 la semana pasada.

Es la mayor disminución en una semana en el número de plataformas de perforación activas desde febrero.

El recuento total de equipos cayó a 748 esta semana, 43 equipos más que el número de equipos esta vez en 2022, y 327 equipos menos que el número de equipos a principios de 2019, antes de la pandemia.

 

Las plataformas petroleras en los Estados Unidos cayeron en 3 esta semana a 588. Las plataformas de gas cayeron en 4 a 157. Las plataformas misceláneas se mantuvieron igual.

 

El recuento de plataformas en la cuenca del Pérmico se redujo drásticamente en 5, mientras que el recuento de plataformas en Eagle Ford se redujo en 3.

 

El Frac Spread Count de Primary Vision, una estimación de la cantidad de cuadrillas que completan pozos sin terminar, un uso más frugal de las finanzas que perforar nuevos pozos, aumentó en 4 durante la semana que finalizó el 28 de abril, a 294. Esta es una cuadrilla de finalización menos que un mes. hace, y 21 hace más de un año.

 

La producción de crudo en Estados Unidos se recuperó en 100.000 bpd durante la semana que finalizó el 28 de abril a 12,3 millones de bpd, según las  últimas estimaciones semanales de la EIA . Los niveles de producción de EE. UU. aumentaron 400.000 bpd en comparación con hace un año.

A las 12381 p. m. ET, el  índice de referencia del WTI  cotizaba al alza $2,63 (+3,84 %) en el día a $71,19, pero seguía cayendo más de $5 por barril desde esta hora la semana pasada.

 

El índice de referencia Brent cotizaba al alza $2,64 (+3,64%) a $75,14 $79,55 por barril en el día, pero bajó más de $4 por barril desde el viernes pasado.

 

El WTI cotizaba a $71,36 minutos después de la publicación de los datos, un 4,08% más en el día.

 

Por Julianne Geiger para Oilprice.com

Una de mis predicciones energéticas para 2023 fue "La producción total de petróleo de EE. UU. volverá a aumentar y establecerá un nuevo récord de producción anual". El récord anual anterior se estableció en 2019 en 12,3 millones de barriles por día (bpd), y para fines de 2022 la producción mensual casi había vuelto a ese nivel luego del devastador impacto de Covid-19 en la industria en 2020.

Por supuesto, aún no sabemos si la producción de petróleo continuará aumentando o si la caída de los precios finalmente afectará la producción. Como indiqué cuando hice la predicción, sentí que era un lanzamiento de moneda sobre si alcanzaríamos un nuevo récord anual, pero me incliné hacia la afirmación.

Ya ha pasado un tercio del año, así que revisemos esta predicción. La Administración de Información de Energía (EIA) actualmente muestra la producción mensual solo para enero y febrero. Durante esos dos meses, la producción de petróleo fue de 12,5 millones de bpd, un aumento significativo con respecto al nivel de diciembre de 2022 de 12,1 millones de bpd.

 

Para marzo y abril, tenemos que estimar la tasa de producción con base en el Informe sobre el estado del petróleo (PSR) semanal de la EIA. Según el balance general de petróleo de EE. UU. para la semana que finaliza el 31/03/2023, la producción de petróleo promedio de cuatro semanas para marzo fue de 12,2 millones de bpd. Esa es una buena estimación para marzo.

 

Durante tres semanas de abril, la tasa de producción había aumentado levemente a 12,25 millones de bpd. Las cifras finales de abril pueden variar un poco, pero son lo suficientemente cercanas como para darnos una estimación para el primer tercio del año.

 

Promediar las cifras mensuales de enero a abril arroja una producción promedio hasta la fecha de 12,37 millones de bpd. Eso eclipsará ligeramente el récord de 2019 si esa tasa se mantiene durante el resto del año. Será reñido, pero como dije anteriormente, es un lanzamiento de moneda.

 

Las proyecciones más recientes de la EIA son que se espera que la producción de petróleo crudo de EE. UU. aumente a nuevos récords en 2023 y 2024. La EIA prevé que la producción de petróleo crudo de EE. UU. promediará 12,4 millones de bpd en 2023 y 12,8 millones de bpd en 2024. Los principales impulsores de este Se espera que el crecimiento sea una mayor producción en la región de Permian y en el Golfo de México federal en alta mar.

 

En conclusión, el primer tercio de 2023 ha mostrado signos prometedores para la producción de petróleo de EE. UU., con el potencial de superar el récord anual anterior establecido en 2019. Si bien sigue siendo una decisión cerrada, las proyecciones de la EIA para 2023 y 2024 coinciden en que la industria está en camino. pista para lograr nuevos récords en los próximos años. Sin duda, este crecimiento ayudará a mitigar la influencia de la OPEP y Rusia en la economía y el panorama energético de EE. UU.

 

Por Robert Rapier a través de www.rrapier.com

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 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 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

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

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

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