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  • ¿El fin del cartel del petróleo?

    El aumento de la producción de crudo en Estados Unidos, menor crecimiento de la demanda de grandes consumidores como India y China, y las expectativas potenciales de producción en el medio oriente, influyeron en la disminución de precios del primer semestre frente a un año atrás. ¿Qué significa ello para el cartel de la OPEP?
     
    Estados Unidos se convirtió en el productor más grande del mundo con 9 millones de barriles diarios (mbd) gracias a avances tecnológicos sobrepasando a Arabia Saudita tradicionalmente el productor más grande.
     
    Al mismo tiempo, A finales del año pasado, Aramco, empresa nacional de Arabia Saudita productora de crudo que hasta el año pasado, era el primer productor de petróleo del mundo, “aumentó su capacidad potencial de producción pasando de 120 taladros en perforación a 420 lo que significó futuras proyecciones de incrementar la producción”, explica el exingeniero de perforación de Aramco, Fernando Guerrero. 
     
    Guerrero le contó a Dinero que esto fue en respuesta a una expansión en la producción de la compañía a finales de 2014 y comenta que “la expectativa del aumento de la capacidad potencial de producción de Arabia Saudita necesariamente afectó al mercado, porque ahora se sabe que Arabia Saudita puede producir mucho más de lo que está produciendo”.
     
    A su vez, Iraq volvió a establecer sus volúmenes de petróleo habituales produciendo entre 3 y 4 millones de barriles diarios (mbd) que había dejado de producir hace 3 años.
     
    Durante el último año, dos de los grandes países consumidores de petróleo, India y China, han reducido el crecimiento de su demanda debido a una disminución del crecimiento de su economía. 
     
    Por lo tanto, mayor producción y expectativa de producción y menor demanda explicarían la reducción desde casi US$110 hasta  más o menos US$60 en el precio del barril.
     
    El  incremento y la expectativa de mayor oferta, como también la disminución de la demanda han tenido consecuencias en los costos de la producción del petróleo pues las empresas productoras concentran esfuerzos en ser más eficientes, para sopesar la caída de las utilidades de las empresas de perforación y extracción.  
     
    Esto se refleja en las reducciones de tarifas para las actividades de perforación las cuales se redujeron un 19,6% según la Administración de Información de Energía de los Estados Unidos (EIA). Una débil demanda y una mayor competencia de la industria para mantener la cuota de mercado han sido responsables de la disminución en las actividades de perforación y en  los costos.
     
    De nada sirvió que en 2015 la demanda mundial alcanzara un nuevo máximo histórico de 93,8 millones de barriles diarios (mbd). El mercado de petróleo sigue estando sobre abastecido. 
     
    Un repunte en la demanda ha ayudado a los precios del petróleo a recuperarse de sus mínimos en el inicio del año, la abundante oferta que anteriormente era regulada por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) ha influido más. Los líderes de ésta organización fundada en Iraq, se reunieron hace 5 meses para discutir el control sobre la producción pero como se ha visto en los aumentos de oferta han decidido no hacer nada, lo que representa el fin del cartel del petróleo.  
     
    Un reciente acuerdo que permitiría el levantamiento de sanciones de la ONU a Irán, que incluían restricciones a las exportaciones de petróleo, aumentan aún más las expectativas de incrementar el flujo del crudo por lo menos en 1 millón de barriles diarios (mbd) a partir del próximo año.
     
    En conclusión, las fuerzas del mercado en 2015 han ganado protagonismo en detrimento del cartel. Por lo mismo, se  podrá mantener una presión a la baja sobre los precios. “Los costos de producción en el Medio Oriente no superan los US$10 por barril y en Colombia están entre US$10 y US$12, siendo aproximadamente US$ 40 el precio natural del petróleo”. Explica el exingeniero de Aramco. 
     
     
    Fuente: Dinero.com

  • ¿Está la OPEP bloqueada en recortes de suministro con petróleo por debajo de $ 75?

    A medida que los precios del petróleo rondan los 75 dólares por barril Brent, es probable que la OPEP se haya visto atrapada por los recortes de suministro adicionales que asumió, principalmente Arabia Saudita, dijo un administrador de fondos de cobertura a Bloomberg el viernes.
    "Sería demasiado dañino para los precios eliminarlo en este momento, dada la fragilidad del sentimiento", dijo el administrador de fondos de cobertura de Black Gold Investors LLC.
    A principios de este mes, Arabia Saudita acordó voluntariamente reducir sus objetivos de producción en otro millón de barriles por día para el mes de julio, aunque podría extenderse. Los precios del petróleo reaccionaron con un salto, pero los efectos no fueron duraderos. Hoy, los precios del crudo son más bajos que antes del recorte anunciado, lo que coloca a la OPEP en una posición delicada.
     
    A medida que los precios del petróleo rondan los 75 dólares por barril Brent, es probable que la OPEP se haya visto atrapada por los recortes de suministro adicionales que asumió, principalmente Arabia Saudita, dijo un administrador de fondos de cobertura a Bloomberg el viernes.
     
    "Sería demasiado dañino para los precios eliminarlo en este momento, dada la fragilidad del sentimiento", dijo el administrador de fondos de cobertura de Black Gold Investors LLC.
    A principios de este mes, Arabia Saudita acordó voluntariamente reducir sus objetivos de producción en otro millón de barriles por día para el mes de julio, aunque podría extenderse. Los precios del petróleo reaccionaron con un salto, pero los efectos no fueron duraderos. Hoy, los precios del crudo son más bajos que antes del recorte anunciado, lo que coloca a la OPEP en una posición delicada.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com
     

  • ¿Están los precios del petróleo fijados para un repunte?

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

  • ¿La OPEP+ sorprenderá al mercado con otro recorte de producción?

    A los vendedores en corto de petróleo se les ha emitido una advertencia: cuidado con más "toques". El ministro de energía de Arabia Saudita, el príncipe Abdulaziz bin Salman, emitió la amenaza a principios de esta semana en su último ataque a los vendedores en corto de petróleo.
    Podría decirse que el ministro de energía de Arabia Saudita está tomando las riendas de la OPEP, que podría decidir recortar la producción de petróleo crudo nuevamente, elevando los precios en lo que seguramente sería un resultado doloroso para muchos especuladores y vendedores en corto.
    “Les sigo avisando (refiriéndose a los especuladores petroleros) que van a tocar, lo hicieron en abril, no tengo que mostrar mis cartas. No soy un jugador de póquer… pero les diría que tengan cuidado”, advirtió el Príncipe.
     
    Las posiciones cortas de petróleo son considerables, con 184 millones de barriles al 16 de mayo. Este es un aumento del 140 % con respecto al número de posiciones cortas en juego apenas un mes antes.
     
    Que empiecen los juegos
     
    El resultado de una amenaza tan audaz no está claro. Por un lado, las promesas de recortes en la producción seguramente traerán alcistas, lo que hemos visto en los últimos días a medida que suben los futuros del Brent. Pero también significa que el mercado está comenzando a valorar la posibilidad de otro recorte de producción cuando la OPEP se reúna la próxima semana. Esto podría desinflar algunos de los aumentos de precios inducidos por el valor de shock si la OPEP realmente redujera la producción, lo que significa que esos vendedores en corto podrían no estar afectando tanto como le gustaría al ministro de energía de Arabia Saudita.
     
    Ahora todo está en juego para la OPEP. La OPEP se ha convertido una vez más en la fuerza del mercado que tiene la capacidad de reducir o aumentar su producción, haciendo subir o bajar los precios, ya no obstaculizada por la industria del esquisto estadounidense que solía contrarrestar los movimientos de la OPEP ojo por ojo. Pero las amenazas vacías si la OPEP decide no recortar la producción podrían disminuir el poder del organismo para al menos subir o bajar los precios de la mandíbula, una herramienta que el grupo solía tener lista.
    Si la OPEP decide no recortar, los precios deberían hundirse al menos temporalmente, dando una victoria a los cortos. La próxima semana, el vencedor será revelado.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com
     

  • ¿Llegarán los precios del petróleo a 100 dólares a finales de año?

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

  • ¿Nos estamos acercando a un punto de inflexión para el petróleo?

    Los fundamentos actuales del mercado petrolero están bajo presión, y si está escuchando a economistas, fondos de cobertura o gobiernos occidentales, puede concluir que el sentimiento es decididamente bajista. La baja volatilidad actual de los precios del petróleo es una señal de una posible recesión económica. El debate en curso sobre el techo de la deuda agrega otro factor a la incertidumbre en los mercados petroleros, justo después de que se disiparan los temores de la crisis bancaria de EE. UU. Si bien los osos actualmente están haciendo mucho ruido, la realidad podría ser la opuesta. Hay indicios de que un mercado alcista potencial está en el horizonte, especialmente si se consideran las últimas cifras de demanda de petróleo presentadas por la AIE en París y la OPEP. 
    Los informes de los principales medios de comunicación destacan que los continuos retrasos y el obstruccionismo de los dos partidos políticos estadounidenses, demócratas y republicanos, en las conversaciones sobre el techo de la deuda están ejerciendo una presión negativa sobre los precios mundiales del petróleo. Esto ha dado lugar a un análisis emocional entre los actores del mercado petrolero y las instituciones financieras, lo que ha frenado el creciente optimismo en torno al crecimiento esperado de la demanda en la segunda mitad de 2023 y más allá. El mercado ya ha valorado cifras de crecimiento económico chino inferiores a las esperadas, y se prevé que la combinación de una producción reducida de la OPEP y una desaceleración en la producción de petróleo canadiense respalde los precios del crudo en los próximos meses.
    El contrato del WTI de junio, que se renueva hoy, refleja el miedo. Miedo a una posible desaceleración económica de EE. UU., debido a un posible incumplimiento, lo que posiblemente podría traducirse en una menor demanda. Sin embargo, los mercados pueden estar malinterpretando la situación, ya que es poco probable que el resultado final del juego de poder actual en el Senado y el Congreso de los EE. UU. sea una crisis económica por defecto o a gran escala. Ambas partes son conscientes de los riesgos involucrados y las consecuencias, como lo demuestran las experiencias pasadas. El foco de atención de los medios y la resistencia de los partidos a sucumbir a la presión en un año electoral están alimentando el impulso para un enfrentamiento dramático. Sin embargo, se entiende ampliamente que finalmente se alcanzará un nuevo acuerdo sobre el techo de la deuda y la vida continuará como de costumbre. Además, no se espera una recesión económica, ya que la economía mundial sigue siendo en gran medida positiva, y los precios de la energía, así como los precios de las principales materias primas, han disminuido. La posibilidad de una recesión económica en Europa tampoco está en el horizonte, ya que las economías europeas demuestran solidez, con una gran demanda de mano de obra disponible incluso para cubrir puestos vacantes. Fuera de la OCDE, los mercados emergentes como el Medio Oriente y la India continúan mostrando fortaleza.
     
    A pesar de esta perspectiva macroeconómica, el sentimiento negativo gobierna el día, como se ve en las posiciones cortas de los fondos de cobertura. Como informó Bloomberg la semana pasada, los fondos de cobertura son ultra pesimistas con respecto al petróleo. En la actualidad, las posiciones no comerciales se acercan a los mínimos de 2011. Según Bloomberg, la mayoría de los administradores de dinero se están preparando para una recesión inminente. El medio de noticias también informó que los fondos de cobertura han expresado opiniones extremadamente pesimistas sobre el diésel y el gasóleo, lo que refleja niveles de pesimismo que no se habían visto desde las primeras etapas de la pandemia de Covid-19. Estas preocupaciones surgen de una combinación de factores, que incluyen posibles aumentos de la tasa de interés por parte de la Reserva Federal, un crecimiento económico más lento de lo anticipado en China y la posibilidad inminente de un incumplimiento de pago de EE. UU. Además,
     
    Curiosamente, el mercado físico del petróleo presenta una imagen diferente, ya que no muestra el mismo nivel de sentimiento bajista. Se espera que aumente la demanda, evidente en el aumento de los viajes aéreos, la sólida utilización de las refinerías y la fuerte demanda de gasolina y diésel en los EE. UU. También se pueden observar signos similares en Europa y otras regiones. Los analistas han advertido que los niveles de almacenamiento de combustible, en general, están por debajo de las normas estacionales. Además, los productores de petróleo y otros participantes de la industria han demostrado su voluntad de abstenerse de protegerse contra una posible caída de precios.
     
    En las próximas semanas, existe la posibilidad de un cambio significativo en el sentimiento del mercado hacia una perspectiva más alcista. Es probable que la disminución continua de los inventarios despierte a la mayoría de los participantes del mercado. Los productores, con sus estrategias actuales, pueden incluso considerar más recortes de producción si los precios caen por debajo de $75 por barril, lo que indica una fuerte señal alcista. Además, una resolución a la farsa política que rodea el techo de la deuda de Washington, junto con una sólida demanda durante la temporada navideña en todo el mundo, podría reforzar aún más el sentimiento alcista.
     
    La inversión insuficiente sigue siendo una preocupación crítica, como lo enfatizó el secretario general de la OPEP, Haitham Al Ghais. Reiteró que la inversión insuficiente en el sector del petróleo y el gas podría conducir a la volatilidad del mercado a largo plazo y obstaculizar el crecimiento. En la Conferencia de Gas y Petróleo de Oriente Medio (MEPGC) en Dubai, Al Ghais destacó la importancia de centrarse en reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en lugar de simplemente reemplazar una fuente de energía por otra. Se necesitan con urgencia grandes inversiones en todos los sectores energéticos. La OPEP ha enfatizado constantemente el requisito de $ 12,1 billones en inversiones globales para satisfacer el aumento a largo plazo de la demanda de petróleo.
    La restricción en curso de la producción de petróleo rusa debido a las sanciones occidentales plantea riesgos significativos para el mercado. Los analistas estiman que entre 2 y 2,5 millones de barriles por día (bpd) de la producción de petróleo de Rusia, de los 11 millones de bpd actuales, podrían estar en riesgo. El último informe mensual de la AIE sugiere una posible escasez de 2 millones de bpd en el suministro de crudo en la segunda mitad de 2023. Sin embargo, esta estimación ya puede ser optimista considerando las declaraciones realizadas por el G7 durante el fin de semana, indicando su intención de fortalecer esfuerzos para contrarrestar la evasión de Rusia de los topes de precios en sus exportaciones de petróleo y combustible.
     
    Tan pronto como los fondos de cobertura hayan recuperado su equilibrio, se espera un gran resurgimiento de las posiciones largas. Solo se necesita un gran jugador de Wall Street para volverse alcista, y las otras ovejas lo seguirán. 
     
    Por Cyril Widdershoven para Oilprice.com

  • ¿Qué importancia tiene la industria del esquisto estadounidense?

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

  • ¿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

  • ¿Qué sigue para la compañía petrolera más grande del mundo a medida que disminuyen las ganancias?

    Saudi Aramco, la compañía petrolera más grande del mundo, ha sido noticia una vez más con sus menores ganancias en el primer trimestre.de $ 31,9 mil millones, lo que representa una disminución del 19,25 % en comparación con el mismo período del año anterior, cuando ganó $ 39,5 mil millones.
    Esta caída en las ganancias se puede atribuir a la evolución del mercado mundial, como la reducción de los precios del petróleo y los recortes de producción. A pesar de esto, las ganancias generales de Aramco siguen siendo asombrosas en comparación con sus pares. En su informe, la empresa saudí reveló que la disminución de las ganancias se debió principalmente a los menores precios del crudo, aunque esto fue parcialmente compensado por menores impuestos y mayores finanzas e ingresos. Los mercados globales han estado experimentando volatilidad últimamente, con una crisis bancaria parcial que afecta a los mercados y el aumento anticipado de la demanda de Asia, especialmente China, que no se materializó. Aramco también se enfrenta a la dura competencia de Rusia, que se está comiendo su cuota de mercado en Asia.
     
    A pesar de la disminución de los ingresos generales en un 10,61 % a 459 800 millones de SAR en el primer trimestre de 2023, en comparación con los 517 000 millones de SAR en el primer trimestre de 2022, el beneficio neto de Aramco aumentó un 3,75 % en comparación con los 30 730 millones de dólares informados en el cuarto trimestre de 2022. Amin Nasser, director ejecutivo de Aramco , atribuyó este éxito a la inquebrantable confiabilidad de la empresa, su enfoque en los costos y su capacidad para responder a las condiciones del mercado. La empresa sigue comprometida con el pago de un dividendo de 19.500 millones de dólares en el segundo trimestre del año, en línea con el trimestre anterior. Además, Aramco planea introducir un mecanismo de dividendos vinculados al rendimiento para brindar a los accionistas una combinación equilibrada de crecimiento y rendimiento. El monto de este dividendo se determinará con los resultados anuales y se distribuirá adicionalmente a los pagos de dividendos existentes.
     
    Además, Aramco ha reiterado su compromiso de aumentar las inversiones en oportunidades de crecimiento únicas, aunque no se proporcionaron detalles. Los analistas predicen que la compañía se centrará en aumentar las inversiones en oportunidades de combinación energética global, particularmente en los campos de hidrógeno verde, amoníaco verde y otros combustibles nuevos. El gigante saudí ya está apuntando a los combustibles bajos en carbono. Actualmente, los gastos de capital y las inversiones externas de Aramco en el primer trimestre de 2023 son de 32 800 millones de SAR y 9 900 millones de SAR, respectivamente, y la empresa tiene como objetivo un gasto de capital de 45 000 millones de dólares a 55 000 millones de dólares para 2023. En las últimas semanas, Aramco ha anunciado una serie de nuevas inversiones, como la adquisición de una participación del 10 % en Rongsheng Petrochemical Company de China por 13 500 millones de SAR, ampliando su presencia downstream en China. Como parte de un acuerdo de venta a largo plazo, Aramco también se comprometió a suministrar 480 millones de bpd de petróleo crudo a la filial de Rongsheng Petrochemical, Zhejiang Petroleum and Chemical Company. Además, Aramco completó la adquisición del negocio de productos globales de Valvoline, valorado en 10.400 millones de SAR.
     
    Durante años, los analistas han estado examinando de cerca las políticas de dividendos de Aramco y anticipando cambios significativos si fuera necesario debido a las finanzas del gobierno saudita. Dado que Aramco sigue siendo la principal fuente de ingresos para el presupuesto y los proyectos de inversión del gobierno saudí, cualquier dividendo adicional sería bienvenido, especialmente porque los precios más bajos del petróleo ya han provocado un déficit en el presupuesto estatal. El informe financiero actual es una bendición para el gobierno saudí, ya que ha aumentado el precio de las acciones de Aramco entre un 3,7 % y un 4 %. Esto es especialmente atractivo si se tiene en cuenta que el gobierno saudí posee directamente una participación del 90 % en el gigante petrolero, mientras que el fondo soberano saudí PIF posee alrededor del 8 %. En general, los precios de las acciones de Saudi Aramco aumentaron un 16 % durante el año pasado, superando a todas las Siete Hermanas (como Shell y BP).
     
    Esta semana, el Ministerio de Finanzas de Arabia Saudita anunció que el país registró un déficit de 2910 millones de riales (770 millones de dólares) en el primer trimestre del año. La principal causa del déficit un aumento sustancial en el gasto público, particularmente en su programa Visión 2030 destinado a la diversificación económica. El informe presupuestario del Ministerio de Hacienda reveló que, a pesar de los mayores ingresos no petroleros que compensaron parcialmente el gasto presupuestario, el gasto total aumentó un 30 %, lo que resultó en un déficit presupuestario. Esta situación podría persistir por un período más largo si los precios del petróleo no aumentan o generan más ingresos petroleros. Los continuos esfuerzos del Reino para diversificar su economía están imponiendo una carga significativa en las finanzas del gobierno, a pesar del aumento sustancial de la inversión extranjera directa (IED).
     
    Los asesores financieros saudíes vigilarán de cerca a Aramco y, digan lo que digan los partidarios de Vision 2030, la principal fuente de ingresos del reino sigue siendo el petróleo y el gas. Los nuevos megaproyectos no solo requerirán acceso a los mercados financieros internacionales, sino que también pueden generar ventas adicionales de acciones de Aramco por parte del reino para recaudar fondos.
    Muchos otros países del CCG también deberán reevaluar su propia situación, ya que la situación de Arabia Saudita sirve como un ejemplo destacado en muchos sentidos para la región.
     
    Por Cyril Widdershoven para Oilprice.com

  • ¿Veremos petróleo a 100 dólares en octubre?

    Después de subir a más de 97 dólares por barril el miércoles, el crudo Brent se tomó un respiro el jueves cuando los operadores comenzaron a tomar ganancias y la atención macroeconómica en los mercados se centró en el aumento de las tasas de interés.
    Los alcistas pueden agradecer que un ajuste fundamental sostenido ayude a compensar las preocupaciones sobre un ciclo de tasas más altas durante más tiempo. La semana pasada, el banco central de Estados Unidos  dejó las tasas de interés sin cambios  , pero reforzó su postura dura con un nuevo aumento de tasas proyectado para fin de año. Históricamente, las tasas de interés más altas han sido bajistas para los precios del petróleo porque generalmente se traducen en una menor demanda de petróleo a medida que la actividad disminuye con costos más altos. Curiosamente, los analistas de materias primas de Standard Chartered han sugerido que una Fed de línea dura podría resultar esta vez una bendición disfrazada, ya que es probable que haga que los productores de la OPEP sean más cautelosos durante más tiempo. 
    Mientras tanto, el dólar estadounidense se ha fortalecido considerablemente en los últimos tres meses después de que la economía estadounidense demostró ser más resistente de lo esperado, alimentando así el apetito por los activos financieros estadounidenses.
     
    StanChart ha pronosticado una caída adicional de 1,3 millones de barriles por día (mb/d) en los inventarios mundiales de crudo en el cuarto trimestre, luego de una reducción de 2,1 millones de barriles por día en el tercer trimestre. Los analistas han observado que, si bien tardaron en unirse al repunte, los fondos especulativos ahora se han movido hacia el lado largo del mercado de futuros del petróleo. El índice de posicionamiento de administrador de dinero de petróleo crudo patentado de StanChart se encuentra ahora en un máximo de 44 meses de +16,7.
     
    Aún mejor para los alcistas: el repunte del precio del petróleo todavía tiene camino por recorrer. 
     
    StanChart ha lanzado SCORPIO (Standard Chartered Oil Research Price Indicator), un modelo de aprendizaje automático para la predicción del precio del petróleo. SCORPIO es un modelo patentado basado en árboles diseñado para generar un pronóstico de los precios al contado del crudo Brent en un período de una semana utilizando parámetros como datos fundamentales de EE. UU., datos de posicionamiento, existencias físicas mundiales de petróleo, márgenes de refinería/precios de productos, indicadores financieros, indicadores técnicos. indicadores e indicadores no específicos del petróleo.
     
    Los analistas probaron esta herramienta y descubrieron que mejora significativamente todas las métricas logradas por el modelo de referencia, que es un pronóstico de caminata aleatoria (es decir, el cambio de precio para la próxima semana será el mismo que el de la semana anterior).
     
    SCORPIO ha pronosticado un aumento del precio w/w de USD 2,1/bbl para el Brent del próximo mes a
     
    liquidación el 2 de octubre. StanChart dice que el pronóstico alcista habría sido mayor si no fuera por el posicionamiento especulativo con el índice de posicionamiento de administradores de dinero como indicador de punto de pivote. ESCORPIO también considera que la fortaleza del dólar pesa sobre el repunte del precio del petróleo.
     
    StanChart no es el único toro aquí. JP Morgan dice que mantendrá su estrategia de "mantenerse a la defensiva y recortar la duración de la cartera". JPM califica el sector energético como sobreponderado a pesar de un dólar más fuerte, una Fed agresiva y los acontecimientos geopolíticos y cree que la Fed mantendrá tasas más altas hasta el tercer trimestre de 2024.
     
    " En el entorno actual, se supone que una desinflación adicional inmaculada permitiría un recorte de tasas sin que el riesgo de crecimiento sea el motor de la desinversión de la curva de rendimiento", dijeron economistas de  JP Morgan en el informe.
     
    En general, Wall Street sigue siendo optimista en el sector energético a pesar de que las acciones petroleras están por detrás de los precios del petróleo. FactSet ha informado que en general, Wall Street tiene 11.062 calificaciones de acciones en el S&P 500, de las cuales el 54,4% son calificaciones de Compra, el 40,0% son calificaciones de Mantener y el 5,6 Los % son calificaciones de venta. Curiosamente, a nivel sectorial, el sector de Energía (64%) tiene el porcentaje más alto de calificaciones de Compra, mientras que el sector de Consumo Básico (45%) tiene el porcentaje más bajo de calificaciones de Compra.
     
    La mayoría de los analistas esperan que los precios del petróleo se mantengan altos o  incluso suban más . 
     
    “ Las acciones de energía obviamente mejorarán debido al aumento de los costos de la energía en este momento. El mundo no puede tener una interrupción en la energía en este momento porque el desequilibrio entre oferta y demanda en el mundo es muy frágil ”, ha dicho en una nota Louis Navellier, director de inversiones de Navellier & Associates Inc. 
     
    Mientras Arabia Saudita y la OPEP+ mantengan la disciplina de producción y los mercados sigan ajustados, los precios del petróleo podrían permanecer imperturbables ante un dólar musculoso o una Fed de línea dura.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com

  • ‘Si no se actúa, la crisis petrolera se verá en dos años'

    El experto en hidrocarburos, Alberto Cisneros Lavaller, aseguró que la paralización de la exploración en el país está cocinando la próxima emergencia para el sector. La responsabilidad, dice, es del Gobierno y operadoras.Pocos analistas han sido tan contundentes como Alberto Cisneros Lavaller, a la hora de diagnosticar el sector petrolero colombiano ante la coyuntura actual.
     
    Y tiene todas las credenciales para hacerlo: Cisneros es hoy presidente de Global Business Consultants, una firma que asesora empresas petroleras en Suramérica, sirvió entre 1992 y 2003 como consejero en geopolítica y negocios internacionales de PDVSA y como académico ha trabajado, entre otras, con la Universidad de Illinois, la Universidad Central de Venezuela, las universidades colombianas Sergio Arboleda y Los Andes, en todas en niveles de máster y doctorado.
     
    En su última visita al país, Lavaller habló de Colombia y de cómo se está cocinando la próxima crisis petrolera nacional.
     
    ¿Cuál es su expectativa con Irán, como un nuevo jugador que entraría al mercado?
     
    En principio hay que señalar que no se trata de un nuevo jugador, sino de uno que había comenzado a cortar el suministro, principalmente, por las sanciones interpuestas. Ahora, hay una percepción importante con respecto al suministro extra que puede entrar al mercado, estaríamos hablando de un millón de barriles por día adicionales.
     
    Sin embargo, desde el punto de vista petrolero, hay que hacer una precisión: no es de la noche a la mañana que se va a invadir el mercado con este nuevo crudo. Aunque sí hay un gran optimismo con respecto a un aumento de la producción iraní en el mediano plazo, que puede hacer que se aflojen los precios.
     
    ¿A qué llama usted mediano plazo?
     
    Hay que hacer una distinción entre lo que es el mediano plazo político y el mediano plazo petrolero. El mediano plazo petrolero está en el orden de 5 a 7 años, que está vinculado al ciclo de inversión en la exploración, producción y refinación. Esto, en términos políticos y económicos, puede considerarse largo plazo.
     
    ¿Qué tiene que hacer Colombia en este nuevo entorno?
     
    Yendo a la coyuntura actual petrolera, yo creo que Colombia va a tener que cambiar la mentalidad de manera radical.
     
    Estamos en un proceso de recorte de inversiones operativas y de capital y, así como vamos, la verdadera crisis petrolera colombiana no será la actual, sino que la vamos a tener en dos o tres años.
     
    ¿Por qué lo dice?
     
    Es que se ha cortado el corazón de la supervivencia colombiana en materia petrolera, el error es cortar hasta el hueso, si me permite la expresión, incluso los capitales de inversión en exploración, esto es completamente dañino para los intereses colombianos.
     
    Necesitamos mejorar las reservas y la única manera que tenemos es a través de la actividad exploratoria. La cantidad de taladros que hemos perdido en los últimos meses es preocupante, y el ritmo de la actividad de ninguna manera debió sufrir de la manera en que ha sufrido en Colombia.
     
    ¿Pero esos recortes se han dado en otras partes también?
     
    Sí, pero hay ejemplos en América Latina donde muy ingeniosamente han generado otro tipo de alternativas. Aquí hay unas verdaderas culpas por parte de los operadores, por haber congelado la exploración, esta no es una culpa única, tiene una concurrencia también del Estado, de los entes regulatorios que dirigen la política petrolera del país, porque se necesitan incentivos que solamente ellos pueden dar. Me refiero a incentivos fiscales, de regalías y también desde el punto de vista de mejorar la ‘permisología’, si no se hace, esto va a llevar a que tengamos una declinación tremenda de la producción en dos o tres años.
     
    ¿Considera que estamos a tiempo para tomar esas acciones?
     
    Sí estamos a tiempo, pero es inmediata y perentoria la necesidad de que se tomen las decisiones por parte del Estado y se cambie la mentalidad por parte de los operadores. Y hay una reflexión histórica reciente que quiero hacer, para mí, como analista que estudia a América Latina, es completamente inexplicable que Colombia haya entrado en esta etapa de congelación con respecto a la crisis del petróleo, porque en la última crisis, la del 2009, se vio a un país que hizo exactamente lo contrario, no se amilanó, sino que logró hacer las reformas que necesitaba y pudo llegar a un pico de producción de un millón de barriles, a pesar de la crisis. Entonces ¿por qué estamos con las manos atadas ahora?, por parte y parte, el operador y el Estado.
     
    ¿No será porque en este momento es más difícil dar incentivos?
     
    Se han hecho comentarios en este respecto, me dicen que los incentivos no son algo que pueda sostenerse en el tiempo.
     
    Perfecto, pero nada quita que dentro de la potestad y los compromisos que pueda tener el Estado con los operadores petroleros del país puedan fijarse plazos, en el tema fiscal, por ejemplo, se pueden dar incentivos por cinco años o hasta que mejore a cierto punto el precio del petróleo. Pero además los permisos ambientales y la consulta previa, que son trámites muy loables, tardan unos tiempos asombrosos, un año, año y medio o ¡tres años! Entonces, si decimos que el ciclo de inversión es de 5 a 7 años, pero en Colombia inviertes hoy y solo en diez años ves los resultados, es una locura.
     
    ¿Qué han hecho en otros países de la región que usted destaque?
     
    El ejemplo de Argentina es interesante. Este país propuso hace casi un año un bono a la producción extra o a mantener la producción por parte de los operadores. Ese bono, de alrededor de 3 dólares por barril, es un suicidio fiscal si se mantiene de manera indefinida porque no hay bolsillo que alcance, pero en estos momentos las medidas están concluyendo, fue una reacción ágil que dio resultados. Es solo un ejemplo de una acción que se tomó rápidamente y de manera exitosa.
     
     
    Fuente: Portafolio.co /  Nohora Celedón

  • "No hemos determinado que haya funcionarios involucrados en el caso de robo de petróleo"

    El presidente de Ecopetrol Ricardo Roa aseguró que no fue informado en el empalme del caso sobre el contrabando de crudo.
    Ricardo Roa, actual presidente de Ecopetrol, se refirió al escándalo por el robo y tráfico de petróleo que defraudó alrededor de $400.000 millones en hidrocarburos a la estatal petrolera.
     
    Roa aseguró, en entrevista con La FM, que no hay evidencia de que haya ningún funcionario de Ecopetrol involucrado en este entramado, según lo que se ha encontrado en las auditoría diarias que realiza la compañía internamente.
     
    Cabe señalar que en las últimas horas el ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla, insinuó que la administración pasada estuvo involucrada en este entramado criminal que afectó las finanzas de Ecopetrol.
     
    "Significa que involucra, no a la nueva administración, sino a la que estaba y que la nueva administración es la que lo está descubriendo”, apuntó el ministro Bonilla cuando se le consultó sobre este caso.
     
    Al respecto, el presidente de Ecopetrol dijo que "no sé qué información tenga disponible el ministro de Hacienda. La que yo tengo internamente es que, hasta ahora, no hemos logrado, con nuestras auditorías, determinar que haya funcionarios internamente involucrados. Seguimos haciendo las auditorias permanentes a diario".
     
    Roa también aseguró que no fue informado sobre este caso en el empalme que hizo con la administración anterior que estaba a cargo del expresidente Felipe Bayón.
     
    "Debo admitir que no. Durante el proceso de empalme, yo no fui informado de esa situación. Simplemente, ya cuando empiezan los medios hacia junio a sacar estas informaciones, con sus unidades investigativas, ahí es donde empezamos a enterarnos y yo personalmente me entero así", aseguró Roa en La FM.
     
    Agregó que solo se le informó de los aspectos más relevantes de la compañía y confirmó que esta investigación se venía construyendo desde abril de 2021, que fue cuando la Dijin empezó a solicitar información y el apoyo permanente de Ecopetrol.
     
    Por Brayan Becerra para LaRepública.

  • $ 85 es solo el comienzo del repunte del petróleo

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

  • Actividad de perforación petrolera cayó 19% en abril

    De acuerdo con el informe de Campetrol, se perdieron unos 16.000 empleos por cuenta de esta reducción de la actividad.
    Campetrol, gremio de bienes y servicios petroleros, reportó que la actividad de taladros en el país ha venido en continuo descenso y en abril esta tendencia se mantuvo. De acuerdo con su reporte, para este mes hubo 126 taladros activos en el territorio.
     
    Esto es una caída de 19% frente al informe de noviembre que evidenció 155 taladros operando. No solo se ha reducido el número de equipos, sino que además esperan que otros siete dejen de perforar en julio, con lo que ese mes estarían operativos 119.
     
    De las 126 máquinas operativas en abril, 40 de ellas corresponden a perforación y 86 a reacondicionamiento. 
     
    "La razón de esta disminución se puede asociar directamente con la finalización de proyectos y contratos en los departamentos de Meta, Santander, Casanare y Putumayo", dice el informe.
     
    Cabe recordar que en semanas pasadas, algunas compañías petroleras han anunciado que están terminando contratos y saliendo de estos. Tal es el caso de Geopark, Emerald Energy, Frontera y ExxonMobil.
     
    El informe señala que esta menor actividad de los taladros trae consigo un impacto en empleo. Los cálculos de la agremiación son que se perdieron unos 16.000 empleos,  de los cuales 2.452 fueron directos y 13.475 indirectos.
     
    ​El documento también señala que la producción preliminar de petróleo durante el mes de abril de 2023 alcanzó los 782.900 barriles de petróleo por día (Bpd), evidenciando un crecimiento de 4,2% frente al mismo periodo de 2022.
     
    Por Portafolio.

  • Acuerdo De OPEP No Impresiona A Mercado, Petróleo Baja De US$50

     

    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) anunció que extenderá nueve meses los recortes en la producción.

    El petróleo cayó por debajo de US$50 después de que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se atuvo al resultado más previsible en una reunión en Viena.

    Los futuros cayeron hasta el 5,1 % en Nueva York luego que el grupo liderado por Arabia Saudita y sus aliados presentaron sólo lo que ya habían anunciado durante días: un acuerdo para ampliar los recortes de producción durante nueve meses, sin profundizarlos ni decir lo que sucederá después de marzo de 2018.

    "Los saudíes han estado tratando de poner un rostro feliz en esto", dijo John Kilduff, socio de Again Capital, un fondo de cobertura con sede en Nueva York que se centra en energía. "Pero esto es todo lo que pudieron conseguir, y eso es decepcionante para el mercado".

    El petróleo se recuperó tras caer por debajo de US$44 el barril a principios de este mes, al tiempo que las existencias estadounidenses -uno de los indicadores más críticos del exceso de suministro mundial- han disminuido durante las últimas siete semanas. Pero los inventarios se mantienen obstinadamente por encima de un promedio de cinco años a medida que los productores de shale agregan plataformas cada semana y la producción estadounidense sigue aumentando.

    En una conferencia de prensa en Viena, el ministro de Energía de Arabia Saudita, Khalid Al-Falih, dijo que espera que los productores estadounidenses de shale moderen su crecimiento. Señaló que no ve ningún conflicto entre la OPEP y el shale, destacando que la demanda de petróleo está aumentando.

    El crudo West Texas Intermediate para entrega en julio caía US$2,08, o 4 %, a US$49,28 el barril a las 12:45 pm en la Bolsa Mercantil de Nueva York. El volumen total negociado era de un 86 % por encima del promedio de 100 días.

    El crudo Brent para el mes de julio perdía US$2,06 a US$51,90 el barril en la bolsa ICE Futures Europe, con sede en Londres.

    El ministro ruso de Energía, Alexander Novak, dijo en Viena que no hay mucha preocupación por la actual caída de los precios del crudo. Dijo que estima que el petróleo promediará entre US$55 y US$60 por barril este año.

    Los recortes están funcionando, y prolongar el acuerdo hasta marzo "surtirá efecto", dijo Al-Falih antes de la reunión. La Organización de Países Exportadores de Petróleo autorizará a su comité de monitoreo a recomendar "nuevas intervenciones" si es necesario, dijo Al-Falih. Libia y Nigeria, que han aumentado la producción desde que comenzaron las reducciones en enero, seguirán exentos de los recortes de producción, señaló.

    "Todo ha ido como se esperaba", señaló por teléfono Bob Yawger, director de la división de futuros de Mizuho Securities USA Inc. en Nueva York. "Esta es una prórroga de los recortes existentes sin cambios, por lo que tiene sentido mantener sus posiciones".

    Fuente:Elespectador.com

  • ADNOC de los Emiratos Árabes Unidos contempla la expansión de la actividad downstream en Europa

    ADNOC de Abu Dhabi ha hecho una propuesta de adquisición preliminar para el grupo químico alemán Covestro, un grupo químico alemán, como parte de sus planes estratégicos para aprovechar los desarrollos del mercado. Si bien aún no se ha hecho una oferta oficial, se estima que la propuesta ronda los 10.000 millones de euros (10.900 millones de dólares), valorando a Covestro en casi 11.000 millones de euros.
    El interés de ADNOC en Covestro se alinea con su objetivo de volverse más sostenible, aunque cualquier acuerdo potencial probablemente implique mantener las operaciones de Covestro separadas de ADNOC. 
     
    Aunque no es inminente un acuerdo completo, la estrategia más amplia de ADNOC incluye invertir aproximadamente $ 150 mil millones en la expansión de las actividades upstream, así como en el desarrollo y expansión de la energía baja en carbono. 
     
    La participación en Covestro sigue a la adquisición por parte de ADNOC de una participación del 24,9% en la empresa austriaca de energía y productos químicos OMV en 2022. El alcance de inversión de ADNOC se extiende más allá de los EAU y MENA, ya que busca aumentar su cartera en la UE, EE. UU. y Asia. Sus ambiciones de expansión upstream internacional quedaron claras cuando la empresa  adquirió una participación  en NewMed Energy de Israel.
     
    Además, ADNOC planea participar activamente en los mercados de carbono mediante la generación y el comercio de créditos de carbono a través de su brazo comercial de productos básicos, ADNOC Global Trading (AGT). La atención se centrará inicialmente en la generación de créditos a partir de sus propios proyectos y otros proyectos basados ​​en los EAU en varios sectores. La estrategia a largo plazo de ADNOC gira en torno a las fuentes de energía verde y una economía baja en carbono, con un énfasis particular en los productos derivados del petróleo y el gas.
     
    La mesa de carbono recientemente establecida de AGT, dirigida por Aleksi Parkkila, anteriormente de Trafigura, encabezará los esfuerzos del mercado de carbono de ADNOC. El CEO de ADNOC, Sultan Al Jaber, quien también es el líder de la COP28 y supervisa al productor de energía verde MASDAR, dice que la transición de los "combustibles fósiles" es inevitable, pero tenga en cuenta que esto no significa el fin de los hidrocarburos y los productos combustibles. producción. 
     
    Por Cyril Widdershoven para Oilprice.com
     

  • AIE dice que en condiciones económicas normales los precios del petróleo repuntarán

    "Creemos que en condiciones normales, hacia el final de este año, en la segunda mitad de este año o más tardar en 2017, los mercados van a reequilibrarse", sostuvo el jefe de la Agencia Internacional de Energía (AIE), Fatih Birol.
     
    Kitakyushu, Japón. El jefe de la Agencia Internacional de Energía (AIE), Fatih Birol, dijo este domingo que los precios del petróleo podrían haber tocado fondo, siempre y cuando la salud de la economía global no represente una preocupación.
     
    Los precios del petróleo alcanzaron máximos de 2016 el viernes, cuando el referencial Brent llegó a los US$48,50 el barril por el optimismo de que un exceso en la oferta mundial de petróleo será solucionado.
     
    Eso, junto con la debilidad del dólar, ha ayudado a los futuros del crudo a subir más de US$20 el barril después de que los precios tocaran mínimos de 12 años, por debajo de los US$30, en el primer trimestre.
     
    Una caída de la producción de los países que no pertenecen a la OPEP que supera los 700.000 barriles por día durante este año, sumado a las interrupciones de la producción en países como Nigeria y Kuwait, han impulsado el repunte, dijo Birol a Reuters en el marco de la reunión de los ministros de Energía del G-7 en Kitakyushu, al suroeste de Japón.
     
    Consultado sobre si los precios del petróleo habían tocado fondo, Birol dijo: "Bien podría ser el caso, pero dependerá de cómo esté la economía global. En un entorno económico normal, veremos que la dirección de los precios será más bien hacia arriba que hacia abajo".
     
    Creemos que en condiciones normales, hacia el final de este año, en la segunda mitad de este año o más tardar en 2017, los mercados van a reequilibrarse", añadió.
     
    El jefe de la AIE destacó además que a pesar de la reciente subida de los precios del petróleo, tomará un tiempo cambiar la tendencia bajista de la producción de petróleo en Estados Unidos. "Esto dependerá de qué tanto se recupere el precio y por cuánto tiempo se mantenga el nivel de precios".
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
     

  • AIE impulsa el pronóstico de producción de petróleo de EE. UU. para 2023

    La producción de petróleo crudo de EE. UU. podría aumentar 720.000 barriles diarios este año, por encima de una tasa de crecimiento pronosticada anteriormente de 640.000 bpd, según la última edición de Short-Term Energy Outlook de la Administración de Información de Energía.
    Sin embargo, se espera que la demanda de crudo en EE. UU. se debilite, según la EIA, debido al menor consumo de combustibles destilados. Esa expectativa, a su vez, se basa en una proyección de menor crecimiento del producto interno bruto este año.
     
    Según la EIA, la economía de EE. UU. solo se expandirá un 1,3 % este año, y se desacelerará aún más hasta el 1 % en 2024. Esa es una revisión a la baja de la edición anterior de STEO, cuando la EIA predijo un crecimiento económico del 1,6 % para este año. y 1,8% para el próximo año.
     
    El consumo de combustible destilado en los Estados Unidos ya ha disminuido debido a la desaceleración prolongada de la actividad manufacturera. A principios de este mes, el Instituto de Gerencia y Abastecimiento informó que la actividad manufacturera y de carga de EE. UU. había disminuido por séptimo mes consecutivo en mayo, lo que significa que oficialmente está en recesión.
     
    Esto, de hecho, ha reducido el consumo de energía, incluidos los combustibles destilados y la electricidad para los consumidores industriales. Reuters señaló en un informe que el consumo de combustible destilado en los EE. UU. también se redujo en más del 3% en el primer trimestre del año.
     
    Al mismo tiempo, sin embargo, la EIA espera que el consumo de gasolina y combustible para aviones aumente este año. Esto dará cuenta de parte del aumento esperado en la demanda de combustibles líquidos, que será liderada por el propano y el etano, señaló también la EIA en su informe.
    La agencia también pronosticó que el consumo mundial de petróleo este año aumentará en 1,6 millones de barriles diarios, hasta alcanzar los 101 millones de bpd. El consumo también seguirá aumentando el próximo año, pronosticó la EIA, agregando otros 1,7 millones de bpd, la mayoría en países en desarrollo.
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com

  • ANH busca ampliar las fechas de exploración de contratos petroleros

    Con esto esperan reactivar los más de 30 contratos que se encuentran suspendidos.
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) publicó a comentarios un proyecto de acuerdo mediante el cual pretende ampliar los plazos contractuales de las fases exploratorias de los contratos petroleros.
     
    Esta publicación se da después de que en entrevista con Portafolio la presidente de la entidad, Clara Liliana Guatame, señalara que están buscando mecanismos para incentivar la exploración en los contratos que ya están firmados.
     
    “Hemos analizado varios puntos, algunos de ellos desde el punto de vista de incentivos a las que continúen su actividad exploratoria. (...) Nuestro interés es que la exploración continúe, potencializar los contratos vigentes y apoyar a las compañías que lleven a cabo su actividad”, afirmó Guatame.
     
    El documento contempla la extensión de los plazos en las fases de exploración, “programa exploratorio posterior o programa de evaluación terminados con declaración de comercialidad, en donde no se haya formalizado la devolución de áreas”, explicó Hernando Castro, gerente de Castro Nieto Abogados.
     
    Este proyecto también contempla la modificación del área en casos de fuerza mayor o de imposición de restricciones ambientales, inconvenientes en procesos de consulta previa, conflictividad social o problemas de seguridad que impidan la ejecución de operaciones.
     
    Con esto esperan reactivar los más de 30 contratos que se encuentran suspendidos.
    Este documento estará para comentarios hasta el próximo 9 de junio.
     
    PORTAFOLIO

  • 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.

  • Argentina está ‘ad portas’ de un hito en ingeniería de petróleos

    Este martes empezó el llenado de un gasoducto de 573 kilómetros que le evitará al país importaciones por US$1.700 millones.
    Este martes, Argentina comenzó el llenado de un nuevo gasoducto de gas natural que marca una gran hazaña en infraestructura que podría ahorrarle al país miles de millones de importaciones de energía en medio de una grave escasez de dólares.
     
    El gasoducto, que lleva por nombre Néstor Kirchner (expresidente argentino), tardará unos 20 días en llenarse completamente y tiene una extensión de 573 kilómetros: desde la remota región de la Patagonia hasta las ciudades y centros industriales de Argentina en el este. Fue desarrollado por la empresa estatal Energía Argentina S.A.
     
    El ministro de Hacienda, Sergio Massa, quien supervisó los últimos meses del proyecto, elogió la inauguración como una gran oportunidad de ahorro. Su ministerio proyecta que el gasoducto le ahorrará a Argentina más de US$1.700 millones en importaciones de gas este año y otros US$4.000 millones el año que viene.
     
    “Se trata de una inversión de casi 2.000 millones de dólares, con un 80% de componente nacional y la generación de 50.000 empleos entre directos e indirectos”, detalló Flavia Royón, secretaria de Energía de Argentina.
     
    Royón explicó que “el gas de Vaca Muerta es seis veces más barato que el que se importa”, por lo tanto, el incremento de los volúmenes internos implicará una ventaja competitiva directa para el sector industrial, en particular para región norte de Argentina.
     
    Precisamente, uno de los objetivos centrales del nuevo gasoducto es aumentar el volumen de evacuación de gas desde la formación no convencional de Vaca Muerta. Y además de reducir importaciones, Royón resaltó que “Argentina estará en condiciones de exportar crudo hacia países limítrofes”.
     
    Actualmente, la inflación anual en ese país supera el 114 %, se prevé que la economía entre en recesión este año y una aguda escasez de dólares estadounidenses en el banco central está avivando los temores de una devaluación del peso.
     
    Por El Espectador.

  • Así operaba la red Bunkering Imperio que contrabandeaba hidrocarburos a Ecopetrol

    La Fiscalía y la Dijin, los entes que llevan el caso, imputarán los cargos el 3 de octubre a 10 de las 17 personas que están en la lupa
    En los últimos días se han conocido más detalles del entramado ilegal que exportaba petróleo de contrabando y que robó a Ecopetrol cerca de $400.000 millones en hidrocarburos. El crudo colombiano, comercializado de manera ilegal, llegó hasta Singapur, Ámsterdam y puertos de Asia y Europa.
     
    Los implicados operaron mediante una estructura de captación ilegal de hidrocarburos llamada “Bunkering Imperio”, en ella trabajaron al menos 17 empresarios y 40 empresas que están en la lupa de la Fiscalía y de la Dijin.
     
    La operación comenzaba con el ELN, grupo armado que estaba encargado de robar el crudo del oleoducto de Caño Limón-Coveñas en el Norte de Santander y que pertenece a Ecopetrol.
     
    El petróleo también era extraído por medio de un modalidad llamada babacheo, con la cual hurtaban y contrabandeaban petróleo de Bolívar, Magdalena, Atlántico, Santander, Valle del Cauca, Huila, Cundinamarca y Tolima, todo esto, según revela la información, con maquinaria de Ecopetrol. Se apoderaban del crudo mediante la instalación de válvulas en un tramo del oleoducto Caño Limón -Coveñas. Esta sería la primera pista con la cual la Fiscalía inició la investigación en la que ya van capturadas, al menos, 14 personas.
     
    En Norte de Santander se coordinaba el traslado del producto por medio de camiones cisterna. Además, la razón por la cual no habían sido confiscados los medios de transporte es porque se transportaban con guías y documentos falsos, por lo cual, la Fiscalía también imputará a los detenidos los delitos de falsedad de documentos, concierto para delinquir, contrabando de hidrocarburos y receptación.
     
    “Las penas pueden ser de varios años, quizá décadas. Los delitos imputados y ahora acusados son de grueso calibre. El concierto para delinquir, contrabando de hidrocarburos y receptación son delitos que tienen penas muy severas. En caso de una condena podría estar por encima de los 18 años”, aseguró Fabio Humar, abogado penalista.
     
    El petróleo, que era vendido como si fuera legal, también era mezclado con crudo venezolano traído de contrabando. Cabe resaltar que dentro de la investigación tanto Ecopetrol como Cenit se declararon como víctimas. Hasta el momento, la policía logró imponer medidas cautelares sobre al menos 154 bienes que pertenecían a cuatro organizaciones criminales que estaban involucradas con el robo de crudo.
     
    Ecopetrol se pronunció y aseguró que este escándalo no es nuevo y que, además, ellos colaboran con la autoridades para controlar y perseguir el hurto de hidrocarburos. Agregaron que producto de este seguimiento ya han sido condenadas más de 400 personas, se ha ordenado la extinción de dominio de bienes y se ha logrado el desmantelamiento de organizaciones criminales dedicadas a este delito.
     
    Además, la Fiscalía y la Dijin, los entes que llevan el caso, imputarán los cargos el 3 de octubre a 10 de las 17 personas que están en la lupa de los entes investigadores. Este sería el comienzo formal en los procesos penales por los posibles delitos de apoderamiento de crudo.
     
    El abogado penalista Ricardo Burgos aseguró que las penas superan ampliamente los 18 años de cárcel y que además podría haber agravantes en la pena.
     
    “Veremos el agravante que podría ser el monto total porque dicen que son US$80 millones, pero al parecer se hacía un cálculo mensual de lo que se estaría defraudando a Ecopetrol. En ese total también el incremento aumentaría la posible pena a imponer”.
     
    Entre los implicados estarían Hernando Silva Bickenbach, quien fue señalado de ser el presunto eje principal de la distribución de crudo. La evidencia señala que el empresario tendría pleno conocimiento de que su empresa Niman Commerce S.A.S. no tenía autorización del MinMinas para la comercialización de crudos.
     
    No obstante, esta empresa está registrada como uno de los principales proveedores para Gunvor Group. Además, la Dijin también dijo que el petróleo comercializado era conocido como crudo Niman. Agregó que el crudo salió de la planta de Niman Petroworld e iba hacia puerto Boyacá sin que se contara con las autorizaciones oficiales.
     
    Otro de los implicados es Roger Gale Gutiérrez, directivo de Gunvor Colombia a quien señalan de introducir el hidrocarburo en el país a a través de C.I. La Operadora S.A.S. y fue señalado de diseñar la estrategia para evadir los controles de las autoridades para mover el petróleo ilegal.
     
    Por Alejandra Rico para LaRepública.

  • Atentados contra infraestructura petrolera han costado $60.000 millones

    Se han perdido cerca de 17.000 barriles de crudo por día.
     
    Los atentados dinamiteros contra la infraestructura petrolera que le han restado millonarios ingresos al Estado le han costado cerca de 60.000 millones de pesos a la industria.
     
    La denuncia fue hecha por el presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez, al indicar que estos atentados dinamiteros impiden la producción de por lo menos 17.000 barriles de crudo por día.
     
    En el último año han arreciado los atentados dinamiteros contra las instalaciones petroleras especialmente en los departamentos de Putumayo y Norte de Santander.
     
    En este último departamento fueron asesinados dos contratistas que ejecutaban trabajos para la estatal petrolera colombiana, según hechos registrados en el municipio de Teorama.
     
    Por las menores rentas petroleras, el Gobierno del presidente Santos busca mayores recursos para tapar una desfinanciación por 12,5 billones de pesos que registra el Presupuesto Nacional para 2015, aforado en 216,2 billones de pesos
     
     
    Fuente: Elespectador.com
     
     
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  • Biden endurece las normas de seguridad de las plataformas marinas revocadas por Trump

    La Administración Biden está endureciendo las normas sobre la integridad de los pozos y la prevención de explosiones en las plataformas de petróleo y gas en alta mar que se flexibilizaron durante el gobierno del expresidente Donald Trump.  
    La Oficina de Seguridad y Cumplimiento Ambiental (BSEE) del Departamento del Interior publicó el martes la regla final de control de pozos, que fortalece los requisitos de prueba y desempeño para preventores de explosiones y otros equipos de control de pozos, dijo BSEE en un comunicado .
    Las reglas, que imponen nuevas regulaciones técnicas sobre perforación y equipos de perforación, fueron introducidas inicialmente en 2016 por el presidente Obama después del desastre de Deepwater Horizon en 2010 que mató a 11 personas y resultó en el peor derrame de petróleo en alta mar de Estados Unidos.  
     
    Pero en 2019, la Administración Trump revocó algunos requisitos de perforación petrolera en alta mar impuestos después del desastre de Deepwater Horizon, luego de quejas de la industria petrolera de que algunas de las regulaciones eran onerosas sin mejorar necesariamente la seguridad.
     
    Mientras que la industria petrolera y sus organizaciones argumentaron en ese momento que la flexibilización de algunos requisitos era buena para la industria offshore y el desarrollo tecnológico, los opositores dijeron que relajar las reglas pondría en peligro a los trabajadores petroleros y al medio ambiente.
     
    La Administración Biden ahora está restableciendo algunas disposiciones, pero no está revocando por completo las reglas flexibilizadas de la era Trump.
     
    “Estas mejoras son necesarias para garantizar que las operaciones costa afuera, especialmente aquellas relacionadas con la integridad de los pozos y la prevención de explosiones, se basen en la mejor y más sólida ciencia disponible”, dijo la secretaria del Interior, Deb Haaland.
    El director de BSEE, Kevin Sligh, comentó:
     
    "Esta regla fortalece los requisitos de prueba y desempeño para los dispositivos de prevención de explosiones y otros equipos de control de pozos, proporciona análisis e investigaciones oportunos y sólidos sobre fallas y aclara los requisitos de informes para garantizar que tengamos una visibilidad adecuada sobre la información y los datos críticos para mantener la integridad del pozo". 
     
    La nueva regla final “incorpora lecciones clave aprendidas de la experiencia del operador, datos de incidentes relacionados con los dispositivos de prevención de explosiones y la integridad del pozo desde la publicación de la regla de 2016 y revisa o rescinde ciertas modificaciones que se realizaron en la regla de 2019”, dijo BSEE.
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com

  • Brasil y Guyana están impulsando el resurgimiento del petróleo en América Latina

    Brasil, con 14.900 millones de barriles de reservas probadas, tiene como objetivo aumentar la producción de petróleo a 5,4 millones de barriles por día para 2029, convirtiéndose potencialmente en el cuarto mayor productor de petróleo del mundo.
    El  casi colapso de la otrora colosal industria petrolera de Venezuela bajo el peso de la corrupción endémica‚ y las estrictas sanciones de EE. UU., junto con los balbuceantes yacimientos petrolíferos maduros de México, vieron caer en declive el sector de hidrocarburos económicamente crucial de América Latina. Para 2020, la producción de petróleo de Venezuela se había desplomado a un mínimo anual histórico de 569.000 barriles por día, mientras que los campos petroleros envejecidos de México bombeaban menos de 1,7 millones de barriles por día. Luego, una serie de descubrimientos marinos de clase mundial en las aguas territoriales de Brasil captaron la atención de las grandes empresas energéticas y colocaron a América Latina nuevamente en el mapa mundial de hidrocarburos. A esto le siguieron los descubrimientos en alta mar de clase mundial de Exxon en Guyana, que pusieron a la diminuta sudamericana en camino de convertirse en un productor y exportador de petróleo líder a nivel mundial. Estos eventos ven a América Latina lista una vez más para convertirse en una potencia mundial de hidrocarburos una vez más.
     
    La compañía petrolera nacional de Brasil, Petrobras, realizó el primer descubrimiento de petróleo presalino en aguas profundas en alta mar en la cuenca de Santos en 2006, y el primer petróleo se extrajo apenas dos años después. Esos vastos reservorios presalinos continúan brindando importantes descubrimientos de clase mundial que han dotado a Brasil, según datos del regulador, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles, con 14.900 millones de barriles de reservas probadas o 1P. Esto ahora ve a Brasil con las segundas reservas de petróleo más grandes de América Latina después de Venezuela y ocupa el puesto 16 a nivel mundial. Esas impresionantes reservas de petróleo, junto con los descubrimientos en curso, están sustentando el épico auge del petróleo en alta mar de Brasil. Hay indicaciones claras de que las reservas y la producción de hidrocarburos de Brasil continuarán expandiéndose.
     
    El Ministerio de Minas y Energía tiene  como objetivo un crecimiento significativo de la producción . El ministerio está haciendo esto mediante la implementación de estrategias para desarrollar cuencas existentes y elevar la producción a 5,4 millones de barriles por día para 2029. Si se logra ese ambicioso objetivo, Brasil se convertirá en el cuarto mayor productor de petróleo del mundo. Para mayo de 2023, Brasil bombeó un promedio de 3,2 millones de barriles por día, lo que fue un impresionante 11% más que el período equivalente del año anterior. La producción total de hidrocarburos fue de 4,1 millones de barriles de petróleo equivalente por día para mayo de 2023, un notable 9% más año tras año. Si bien la producción de hidrocarburos de Brasil está creciendo a un ritmo constante, todavía queda mucho camino por recorrer antes de que el país extraiga más de 5 millones de barriles por día, con un 80 % procedente de la capa presalina. 
     
    Se necesitará una inversión considerable en el desarrollo de las cuencas de hidrocarburos costa afuera de Brasil para elevar la producción al volumen objetivo. Petrobras, como parte de su  plan estratégico de 2023 a 2027 , destinó $ 64 mil millones para desarrollar activos de exploración y producción, con el 67% de esa cantidad para invertir en operaciones de presal. Para 2027, Petrobras prevé extraer 2,5 millones de barriles de petróleo por día y otros 600.000 barriles de gas natural, con lo que la empresa bombeará 3,1 millones de barriles de petróleo equivalente por día, de los cuales el 78 % provendrá de campos presalinos.
     
    La producción de petróleo en auge de Brasil es un motor económico importante para Brasil. Para 2012, Petrobras se había convertido en una herramienta clave de política gubernamental al verla emerger como la  compañía petrolera más endeudada del mundo  con la administración de la presidenta Dilma Rousseff saqueando sus arcas para financiar programas sociales y otras iniciativas políticas. Después de que un escándalo de corrupción masivo que involucró a Petrobras y la empresa de construcción Odebrecht repercutió en Brasil, y eventualmente le quitó el cuero cabelludo a Rousseff ,  su sucesor Michel Temer colocó a Petrobras en una posición más independiente a favor de los negocios con ese enfoque continuado por su sucesor Jair Bolsonaro. Hay temores de que el regreso de Luiz Inácio Lula da Silva, conocido como Lula, a la presidencia, lleve a una mayor  intervención gubernamental de mano dura.. 
     
    No es sólo Brasil el que ha vuelto a poner de relieve la industria petrolera de América Latina. La vecina Guyana está siguiendo los pasos del mayor productor de petróleo de América Latina después de que la supergrande mundial de la energía Exxon descubriera petróleo en las aguas territoriales de la antigua colonia británica en 2015. Desde ese descubrimiento en el Bloque Stabroek, Guyana se ha convertido en lo que se denomina la costa afuera más caliente del mundo. juego petrolero fronterizo. Más de 35 descubrimientos han dotado al empobrecido país de alrededor de 800.000 habitantes con más de 11.000 millones de barriles de petróleo. El  desarrollo acelerado del consorcio liderado por Exxon  del Bloque Stabroek, con cuatro años para pasar del primer descubrimiento al primer petróleo, ve a Guyana bombeando alrededor de 400,000 barriles por día.
     
    Georgetown planea subastar 14 bloques durante 2023, aunque por tercera vez se ha retrasado hasta mediados de agosto de 2023 para que el gobierno pueda finalizar los cambios en el marco regulatorio. Esas reformas incluyen la introducción de un nuevo Acuerdo de Producción Compartida (PSA), que aumentará la regalía del 2% al 10%, reducirá el límite de recuperación de costos del 75% al ​​65% e introducirá un impuesto corporativo del 10%. Si bien esos términos son menos ventajosos que los asegurados por Exxon para el bloque Stabroek, siguen siendo competitivos en comparación con otros países de la región. 
     
    La primera subasta de petróleo de Guyana tiene como objetivo reducir la dependencia del país de Exxon. Lo hará atrayendo a otros exploradores y productores de petróleo a las aguas territoriales del país sudamericano. Dado el considerable  potencial petrolero que se cree que existe  en los bloques de aguas poco profundas y profundas de Guyana, los nuevos descubrimientos de petróleo son solo cuestión de tiempo. Los analistas estiman que Guyana extraerá  1,2 millones de barriles por día para fines de 2027 , lo que convertirá a la antigua colonia británica en un exportador de petróleo líder a nivel mundial. Esto está generando un  mega auge económico para Guyana , que tendrá la economía de más rápido crecimiento durante 2023, con un producto interno bruto previsto por el FMI para expandirse en un 37,2 %.
     
    Hay señales de que el sector de hidrocarburos de América Latina se expandirá sustancialmente durante la próxima década a pesar del mayor riesgo geopolítico, la transición de energía limpia y la  inminente demanda máxima de petróleo . La producción de petróleo de Venezuela está creciendo debido a la asistencia de Irán, mientras que las sanciones de EE. UU. se están relajando y se permite a la supermajor Chevron extraer petróleo en el país asolado por la crisis. Argentina vive un  auge de los hidrocarburos no convencionales terrestres a medida que se desarrolla el cuerpo de esquisto de Vaca Muerta. Si bien impulsarán la producción de hidrocarburos en América Latina y el Caribe, son Brasil y Guyana los que están impulsando la explosión masiva en la producción de petróleo que se espera en la región. Solo esos dos países agregarán hasta 3 millones de barriles por día a la producción de petróleo de América Latina y el Caribe, pero eso ocurrirá en un momento en que los precios del petróleo están bajo presión por la caída de la demanda mundial debido a la transición de energía  limpia . Eso convierte a los productores de petróleo de la región en una carrera contrarreloj para explotar su riqueza hidrocarburífera.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com

  • Brasil, Argentina y Guyana podrían convertirse en los grandes protagonistas energéticos de esta década

    Estos países se preparan para una bonanza. Pero el descenso de la demanda amenaza al resto de la región.
    En las profundas aguas azules de la costa de Guyana, barcos gigantescos extraen petróleo de yacimientos situados a tres kilómetros de profundidad. Estas máquinas están transformando la suerte de uno de los países más pequeños y pobres de Sudamérica. En 2015, ExxonMobil, gigante petrolero estadounidense, descubrió la primera de las reservas probadas de crudo, que actualmente ascienden a unos 11.000 millones de barriles, es decir, alrededor del 0,6% del total mundial. La producción comenzó hace tres años y se está acelerando. En 2028 podría alcanzar los 1,2 millones de barriles diarios, lo que convertiría a Guyana en uno de los 20 mayores productores de petróleo del mundo. Es una bonanza asombrosa para un país de sólo 800.000 habitantes. A los políticos extranjeros ya no les cuesta encontrarlo en el mapa. El 6 de julio visitó el país Antony Blinken, Secretario de Estado estadounidense.
     
    Las ganancias inesperadas de Guyana están reactivando la producción petrolera latinoamericana. Según un reciente informe de la Agencia Internacional de la Energía, la producción mundial aumentará en 5,8 millones de barriles diarios de aquí a 2028. Alrededor de una cuarta parte de la oferta adicional procederá de América Latina, dando la vuelta a una década de descenso de la producción en la región. Dentro de ella, Argentina, Brasil y Guyana crecerán y el resto disminuirá.
     
    A escala mundial, la demanda de petróleo alcanzará su punto máximo en las próximas décadas, a medida que despeguen las alternativas energéticas más limpias. Aunque el petróleo seguirá siendo necesario a lo largo de la transición energética, tendrá que producirse a bajo coste y con bajas emisiones de carbono para seguir siendo competitivo. Es probable que Brasil y Guyana se beneficien más que la mayoría de los exportadores. En Guyana, ExxonMobil y sus socios no están perdiendo el tiempo para llevarlo al mercado. “El objetivo del gobierno -y también el nuestro- es acelerar el desarrollo de los recursos lo antes posible”, afirma Meghan Macdonald, portavoz de la empresa. En parte también se trata de maximizar los beneficios mientras los precios del petróleo sean altos.
     
    En cambio, la transición energética será dura para otras partes de América Latina. Muchas empresas petroleras estatales son ineficaces y producen barriles sucios. Lugares como Ecuador y Venezuela están lamentablemente mal preparados. El presidente de México está malgastando miles de millones en mimar a la incompetente empresa petrolera estatal. La negativa de estos países a adaptarse podría tener consecuencias económicas nefastas. La nueva geografía del petróleo en la región encierra lecciones para el mundo.
     
    En Brasil, este auge inminente se remonta a décadas atrás. En 2006, los ingenieros de Petrobras, la petrolera estatal brasileña, hicieron un descubrimiento espectacular. Frente a la costa del estado de São Paulo, y bajo tres kilómetros de agua y cinco más de roca y sal, yacía uno de los mayores yacimientos petrolíferos marinos del mundo. Para el entonces presidente, Luiz Inácio Lula da Silva, el descubrimiento demostraba que “Dios es brasileño”. Los llamados yacimientos presalinos parecen no tener fondo. Se han perforado más de un centenar de pozos, y cada uno de ellos mana petróleo a borbotones. La producción de los yacimientos pasó de 41.000 barriles diarios en 2010 a 2,2 millones el año pasado.
     
    ¿Dios es brasileño o guyanés?
     
    Los yacimientos presalinos transformaron a Brasil de productor marginal de petróleo en el octavo del mundo. Su geología, junto con las inversiones de Petrobras en tecnología punta, hacen que la extracción sea especialmente eficiente. Según Schreiner Parker, de la consultora Rystad Energy, Brasil y Guyana pueden producir petróleo de forma rentable a 35 dólares el barril, menos de la mitad del precio actual. La cantidad de CO2 equivalente emitida por barril es de 10 kg, frente a una media mundial de 26 kg. “Brasil y Guyana tienen los barriles privilegiados que el mercado va a buscar”, opina Parker.
     
    Ahora Lula, que vuelve a la presidencia, apuesta por otra ronda de buenas noticias. Petrobras tiene previsto destinar casi la mitad de su presupuesto de exploración de 6.000 millones de dólares en los próximos cinco años al margen ecuatorial, una zona del noreste de Brasil próxima a Guyana (véase el mapa). El Gobierno espera que la zona contenga más de 10.000 millones de barriles de petróleo recuperable, aproximadamente el equivalente a los yacimientos del presal. El organismo regulador del medio ambiente de Brasil denegó recientemente a la empresa la licencia para perforar en la zona, pero Petrobras afirma que recurrirá la decisión. Cuenta con el respaldo de varios pesos pesados de la política. Alexandre Silveira, ministro de Minas, ha calificado el margen ecuatorial de “pasaporte al futuro”.
     
    La nueva oiligarquía
     
    La buena fortuna de Petrobras no se debe únicamente a sus riquezas naturales. Una política sólida fue crucial. Las bases se sentaron en la década de 1990, cuando un gobierno centrista creó una agencia reguladora independiente y empezó a invertir fuertemente en exploración. La suerte de la empresa se invirtió durante la administración de Dilma Rousseff, protegida de Lula, que gobernó de 2011 a 2016. Bajo su mandato, Petrobras gastó miles de millones de dólares subvencionando el combustible nacional, incluso cuando los precios mundiales del petróleo se desplomaron. En 2015 había acumulado deudas por valor de más de 100.000 millones de dólares. Una investigación reveló que estaba en el centro de una gigantesca trama de sobornos para comprar apoyo político.
     
    Tras la destitución de Rousseff, acusada de haber manipulado las cuentas públicas para ocultar la magnitud de la crisis económica brasileña, el Gobierno aprendió a “tratar a Petrobras como una empresa y no como un ministerio”, afirma Parker. Pedro Parente, el Director General, vendió activos para centrarse en los yacimientos presalinos y redujo drásticamente la plantilla. Una nueva ley permitió a las empresas internacionales participar en la exploración y producción, aumentando la competencia. El año pasado, los beneficios de Petrobras alcanzaron la cifra récord de 36.000 millones de dólares (en parte gracias a la subida de los precios del petróleo).
     
    Pocas empresas petroleras de la región han aprendido las lecciones del extraordinario cambio de rumbo de Petrobras, o han tenido la suerte de aprovechar los nuevos descubrimientos. América Latina tiene las segundas mayores reservas probadas de petróleo del mundo después de Oriente Medio, pero sus empresas estatales han desaprovechado repetidamente las oportunidades. A diferencia de la mayoría de los países del Golfo, los gobiernos de la región no han creado fondos soberanos sofisticados para canalizar los ingresos del petróleo hacia inversiones a largo plazo. En lugar de ello, han pasado a depender del petróleo como fuente de divisas e ingresos fiscales.
     
    Quizá ninguna empresa del mundo esté tan estrechamente vinculada al colapso de su país como la petrolera estatal venezolana, PDVSA. En su punto álgido, en 1998, proporcionaba el 5% del suministro mundial. Pero ese año fue elegido presidente Hugo Chávez, un autócrata de izquierdas. En 2003, tras una huelga de los trabajadores de PDVSA, Chávez despidió a 18.000 empleados -la mitad de la plantilla- y los sustituyó por leales. Más tarde exigió a las empresas petroleras extranjeras que renegociaran sus contratos para dar a PDVSA el control mayoritario. Se convirtió en una gallina de los huevos de oro para comprar apoyo político.
     
    La producción de petróleo venezolano, en su mayor parte pesado y denso, se ha desplomado de 3,4 millones de barriles diarios en 1998 a 700.000 en la actualidad. La corrupción es moneda corriente en PDVSA, que también está sujeta a sanciones estadounidenses. Entre enero de 2020 y marzo de 2023, sólo recibió 4.000 millones de dólares en pagos, aunque las exportaciones de petróleo ascendieron a 25.000 millones. Sin embargo, Nicolás Maduro, el sucesor elegido por Chávez, se aferra a las predicciones optimistas. Después de que Rusia invadiera Ucrania, dijo que PDVSA podría “crecer uno, dos, tres millones de barriles diarios si fuera necesario”.
     
    El caso de Venezuela es extremo, pero la mala gestión y la inestabilidad política son la norma en la región. Según Francisco Monaldi, de la Rice University de Houston, si todo el petróleo de la región se explotara con la misma pericia y en un entorno normativo similar al de Texas, América Latina estaría produciendo más petróleo que Estados Unidos, en lugar de aproximadamente la mitad. Colombia, Ecuador y México produjeron sólo el 3,8% de la producción mundial en 2021. La producción se reducirá debido a una mezcla de mala geología y mala política, o ambas.
     
    En México, por ejemplo, los yacimientos están envejeciendo a marchas forzadas. La producción alcanzó su punto máximo en 2004 y se ha reducido aproximadamente a la mitad. Esto no debería ser un problema, ya que México tiene una economía grande y diversificada, con una sólida industria manufacturera gracias a un acuerdo de libre comercio con Estados Unidos y Canadá. Sin embargo, el presidente Andrés Manuel López Obrador está decidido a hacer que México sea autosuficiente en energía y considera que Pemex, la empresa petrolera estatal, es esencial para lograrlo.
     
    Desde que llegó al poder en 2018, su administración ha prodigado a la empresa con 45.000 millones de dólares en exenciones fiscales y otras ayudas financieras. El año pasado se inauguró una nueva refinería, cuya construcción podría haber costado hasta 18.000 millones de dólares, más del doble del precio original. En conjunto, Pemex es ahora una sangría para las arcas del país, en lugar de ser un proveedor para ellas. Con más de 100.000 millones de dólares de deuda, es la empresa petrolera más endeudada del mundo. En mayo, sus refinerías funcionaban a menos de la mitad de su capacidad. Las nuevas reservas se encuentran en aguas profundas, que Pemex carece de financiación o conocimientos técnicos para explotar. El 11 de julio, Reuters informó de que un enorme incendio en una plataforma en alta mar había dejado dos muertos, y reduciría la producción de Pemex en al menos 2 millones de barriles sólo este mes.
     
    Locuras oleaginosas
     
    La economía mexicana puede amortiguar el golpe del descenso de la producción de petróleo. Otros países no tienen tanta suerte. El gobierno de Ecuador depende de los ingresos del petróleo más que ningún otro en América Latina (los datos de Venezuela no son fiables). Los ingresos fiscales procedentes de la exploración y producción de petróleo representaron el 24% de los ingresos totales del Gobierno entre 2015 y 2019, según un análisis de la Universidad de Boston. Sin embargo, a pesar de los altos precios del petróleo, se espera que la producción caiga de los 460.000 barriles diarios actuales a 370.000 en 2028. La nueva Constitución de 2008 aumentó el control gubernamental sobre el petróleo, obstaculizando los esfuerzos por modernizar Petroecuador, la empresa estatal. Se cree que la corrupción es rampante. Fernando Santos, ministro de Energía, afirma que varios ex altos cargos están siendo investigados o han sido acusados de delitos de corrupción. La empresa nunca ha sido auditada externamente.
     
    El Gobierno intenta diversificar sus fuentes de ingresos. Recientemente firmó un acuerdo de libre comercio con China que espera que impulse las exportaciones no petroleras en 3.000-4.000 millones de dólares anuales durante la próxima década, y ha vendido parte de la deuda a cambio de impulsar los esfuerzos ecológicos. Sin embargo, sigue apostando por el petróleo. “Ahora que la tendencia mundial es abandonar los combustibles fósiles, ha llegado el momento de extraer hasta la última gota de beneficio de nuestro petróleo”, declaró el año pasado Guillermo Lasso, el Presidente.
     
    Petroecuador planea ampliar la producción en un parque nacional dentro de la selva amazónica y en sus alrededores. Ramón Correa, jefe de la empresa, calcula que la producción en la zona podría proporcionar al Estado unos ingresos acumulados de casi 14.000 millones de dólares en 2043, o el equivalente al 13% del PIB actual. Esa ganancia inesperada parece cada vez más lejana. El 20 de agosto, los ecuatorianos elegirán un nuevo presidente y un nuevo poder legislativo, y votarán en referéndum sobre el cese de toda la producción en partes del parque nacional. Actualmente, la mayoría de los votantes están a favor de bloquearlo en lugar de ampliarlo.
     
    A algunos países, como Argentina, les ha ido mejor. La inflación de tres dígitos y los agobiantes controles de capital no le han impedido aumentar su producción de petróleo y gas. Las sanciones impuestas al petróleo ruso han provocado un aumento de la producción en Vaca Muerta, un gigantesco yacimiento situado en el extremo occidental de Argentina. Es el segundo yacimiento de gas de esquisto y el cuarto de petróleo de esquisto del mundo, pero durante décadas ha tenido dificultades para atraer inversiones. Rystad Energy prevé que la producción de petróleo de esquisto en Argentina se duplique con creces a finales de la década, hasta superar el millón de barriles diarios.
     
    Un continente de activos abandonados
     
    En algunas partes de la región, la disminución de los ingresos del petróleo podría tener graves consecuencias. El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) calcula que si el mundo limita el calentamiento global a 1,5 °C (lo que sigue siendo muy improbable) los ingresos fiscales en América Latina podrían reducirse acumulativamente entre 1,3 y 2,6 billones de dólares de aquí a 2035. En cambio, si se explotaran intensamente las reservas, el BID estima que esos ingresos se situarían entre 2,7 y 6,8 billones de dólares. Los exportadores de gas se verán igualmente afectados. Bolivia y Trinidad y Tobago dependen en un 17% de los ingresos fiscales procedentes de la producción de gas natural. Sin embargo, las exportaciones bolivianas de gas finalizarán en 2030. En Trinidad y Tobago, la producción ha disminuido un 40% desde 2010.
     
    Las crisis del pasado apuntan a un futuro difícil. Entre 2014 y 2016, cuando cayeron los precios de las materias primas, las cuentas fiscales se deterioraron. En Brasil, que sufrió una crisis económica más amplia, la deuda pública pasó del 57% del pib en 2013 al 84% en 2017. Para algunos países, los hidrocarburos son la principal fuente de divisas. En Colombia, las industrias extractivas representan el 50% de las exportaciones. Entre 2014 y 2020, el sector absorbió el 28% de toda la inversión extranjera directa. Algunos Estados tendrán dificultades para encontrar fuentes de ingresos alternativas. Los ingresos fiscales representan solo una quinta parte del pib en Ecuador, frente a una media del 34% en toda la ocde, un club de países mayoritariamente ricos.
     
    Algunos países están intentando hacer las cosas de otra manera. Gustavo Petro, el presidente de izquierdas de Colombia, fue elegido el año pasado con la promesa de prohibir nuevas licencias de prospección petrolífera. En su lugar, quiere impulsar sectores como el turismo, la agricultura y la industria manufacturera. En las últimas semanas, el organismo regulador del medio ambiente de Colombia ha concedido cinco licencias para proyectos de energía renovable en La Guajira, una provincia pobre del norte rica en viento y sol. El Sr. Petro afirma que la energía generada allí puede suministrar toda la electricidad de Colombia en los próximos años. Ecopetrol, la empresa petrolera estatal, se está diversificando rápidamente. Casi una cuarta parte de sus inversiones de este año se destinarán a la producción de hidrógeno, las energías renovables y la transmisión de electricidad. Junto con Petrobras, Ecopetrol ha sido una de las petroleras estatales más reflexivas a la hora de planificar la transición energética, afirma Monaldi.
     
    Pero será difícil para Colombia compensar la disminución de las exportaciones de petróleo. “Todo el mundo está de acuerdo en la necesidad de desarrollar nuevos sectores de exportación”, afirma Mauricio Cárdenas, ex ministro de Minas y Hacienda. Sin embargo, advierte, “hay más retórica que realidad”. Según una estimación, Colombia tendría que atraer tantos turistas como Argentina y Brasil juntos para que el sector generara los mismos ingresos que los hidrocarburos. Según Cárdenas, el plan carece de un análisis detallado de los sectores que podrían sustituir a los hidrocarburos como fuentes de divisas, exportaciones e inversión. El ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla, lo admitió en junio, cuando declaró a los periodistas que Colombia extraería combustibles fósiles “todavía durante mucho tiempo”.
     
    Entrar tarde en el mercado del petróleo puede ayudar a Guyana a evitar demasiados errores. “Si hubiéramos encontrado petróleo en los años 70, cuando el país estaba a punto de caer en la dictadura, puedes estar seguro de que el dinero se habría despilfarrado por completo”, afirma Robin Muneshwer, arrendatario de una base costera utilizada por ExxonMobil. Bharrat Jagdeo, vicepresidente de Guyana, afirma que el gobierno es “muy consciente” de los errores cometidos por otros países productores de petróleo. “No vamos a ir por la vía populista”, afirma. Desde que recuperó el poder en 2020, su partido ha endurecido la ley que regula su fondo soberano para facilitar a los ciudadanos el seguimiento de cuánto debería haber en él y limitar la cantidad que el Ministerio de Finanzas puede retirar cada año.
     
    Jagdeo niega que la industria petrolera esté reñida con el apoyo de su país a una rápida descarbonización mundial. Argumenta que los ingresos del petróleo y el gas son necesarios para ayudar al país a defenderse de los efectos del cambio climático, como la subida del nivel del mar. Sin duda, el petróleo transformará este pequeño país. La cuestión, según Muneshwer, es: “¿Seremos como Singapur, Dubai, Trinidad, Nigeria o Venezuela? ¿O algo intermedio?”.
     
    Por The Economist.

  • Caída en precios del crudo impactó ingresos y utilidades de Ecopetrol en 2014

    La producción descendió 4,2% en el año, pero repuntó 1,8% en el último trimestre. El 2014 fue el segundo mejor resultado en producción de la historia.

    Las ventas totales alcanzaron $58 billones, representando una reducción de 7,1% frente a lo reportado a cierre de 2013 cuando fueron de $62,5 billones. Así mismo, la utilidad operacional se redujo 30,4%, pasando de $19,6 billones a $13,6 billones.

    Durante el año 2014 los ingresos de Ecopetrol S.A. registraron una disminución de $4,4 billones, lo que significó un descenso de 7% en comparación con el año anterior. Los ingresos pasaron de $62,5 billones en 2013 a $58,1 billones en 2014, principalmente por la caída de los precios internacionales del crudo.

    El precio promedio de venta de la canasta de crudos, gas y productos de Ecopetrol, registró un descenso de US$10,6 por barril durante 2014 frente al año anterior. La caída se agudizó en el último trimestre cuando la canasta cayó US$33 dólares por barril. Lo anterior significó que por efecto precio se dejaran de recibir $5,5 billones.

    Los ingresos también se afectaron por una disminución de $1,7 billones debido a los menores volúmenes vendidos causados por una reducción del 4,2% en la producción. No obstante, hubo un impacto positivo de $3,2 billones por la tasa de cambio debido a que el 60% de las ventas de la empresa se realizan en el exterior.

    “Si bien el año 2014 fue complejo, Ecopetrol continuó siendo una Empresa sólida y con la capacidad para adaptarse y responder rápidamente a los entornos retadores como el de la actual coyuntura de precios”, dijo el Presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez Pemberthy.

    En el ejercicio de 2014, los costos variables disminuyeron 2% como resultado de los menores precios de compra de crudo, gas y productos, compensado con mayores volúmenes de compra de nafta como diluyente de crudo.

    Los costos fijos aumentaron $1,6 billones (18%) por el incremento de $1,2 billones de pagos de tarifa de transporte a las filiales de ese segmento (Cenit, OBC). Cabe anotar que esos mayores pagos de tarifa a las filiales posteriormente retornan a Ecopetrol como dividendos como parte de las utilidades de esas compañías.

    La utilidad operacional cayó 30,4% a $13,6 billones explicada por los mayores gastos exploratorios, así como por una revisión a la baja de los valores de inventarios, activos e inversiones petrolíferas. Esto significa que la Empresa reconoce que éstos activos tienen un menor valor presente como resultado de los menores precios de referencia de los crudos y productos que comercializa.

    En cuanto a los resultados no operacionales, la empresa tuvo un impacto de $400 mil millones por mayor diferencia en cambio proveniente de la valorización de la deuda financiera a pesos colombianos. Igualmente la devaluación también provocó el pago de $162 mil millones más por intereses de deudas.

    Tributariamente la conversión de las inversiones en el exterior a pesos colombianos implica mayores ingresos fiscales y debido a ello se registró una mayor tasa de tributación la cual pasó de 34,5% en el 2013 a 40,4% en 2014.

    Finalmente el estado de resultados con corte al 31 de diciembre de 2014 arrojó una utilidad neta de Ecopetrol de $7,81 billones, lo que representó un descenso de 41% en comparación con la del año anterior. Particularmente en el cuatro trimestre, los ingresos cayeron $3,4 billones, un 77% de los ingresos del año corrido, de ese total $4,4 billones fueron explicados por factor precio.

    A pesar del menor resultado en 2014, el margen Ebitda (es decir, el resultado empresarial antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones productivas) se ubicó en 39%, nivel muy competitivo cuando se compara con otras compañías del sector.Hechos relevantes de la operación

    Al finalizar 2014, las reservas probadas de crudo y gas de Ecopetrol alcanzaron 2.084 millones de barriles equivalentes, un incremento de 5,7% frente al 2013. El Índice de Reposición de Reservas fue de 146% y la vida media de las reservas aumentó a 8,6 años.

    En el cuarto trimestre de 2014 se consolidó la tendencia de recuperación de la producción, con un crecimiento de 1,8% frente al tercer trimestre, llegando a 765,1 kbped gracias a mejores condiciones de entorno y al avance en los proyectos en los campos de Castilla y Chichimene.

    Para todo el año, la producción promedio fue de 755,4 kbped, con una reducción de 4,2% frente al 2013, debido a temas de entorno, orden público y de tipo operacional.En exploración hubo 7 descubrimientos. Orca en aguas costa afuera (offshore) de Colombia, el cual abre perspectivas promisorias en esa cuenca; el pozo Nueva Esperanza-1, que confirma el potencial del bloque CPO-09 en el departamento del Meta, y Tibirita, Golosa y Cacica. En el Golfo de México se hicieron los hallazgos de León y Rydberg.

    En Transporte se completó la ampliación de la capacidad del Proyecto Delta 35 de Ocensa y se inició la operación de 23.500 barriles por día adicionales en el sistema Santiago-Porvenir.

    En refinación se alcanzó un avance de 96,3% en el proyecto de modernización de la refinería de Cartagena, el cual una vez puesto en marcha le entregará al país combustibles con elevados estándares de calidad y productos de mayor valor agregado.

    Gracias a una agresiva campaña comercial, se continuó con la diversificación del destino para los productos y es así como se abrió el mercado de Corea del Sur, donde se hizo la primera exportación de un cargamento de un millón de barriles de crudo Castilla, extraído de los llanos orientales de Colombia.


    Fuente: Elnuevodia.com.co

  • Campetrol advierte que patentes del sector petrolero bajaron 24% en 2015

    Según el Instituto Colombiano del Petróleo, el presupuesto para investigación solicitado para 2015 fue recortado en 55%.

    La investigación en tecnología asociada al sector petrolero disminuyó en Colombia un 24% en 2015, según informe revelado por la Organización Mundial para la Propiedad Intelectual (WIPO, por sus siglas en inglés), informó la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros (Campetrol).

    Mientras que en 2014 se publicaron 50 patentes, un año después se registraron 38 y en lo corrido de 2016, no se ha notificado ninguna investigación, destaca el informe de prensa.

    El informe reseñado por Campetrol muestra que en comparación con otros países productores de petróleo en Suramérica (exceptuando Brasil), Colombia es uno de los que más patentes publica. En los últimos 15 años registró 285 investigaciones, cifra superior a las de Argentina con 119, Ecuador 8), Perú con 41 y Venezuela 11. Llama l atención que Venezuela siendo la segunda nación con el mayor número de reservas mundiales de alrededor de 298 mil millones de barriles, y la decimotercera en cuanto a producción de crudo con 2,5 millones de barriles diarios.

    Precisa el informe que al incluir a Brasil y a uno de los mayores productores centroamericanos de crudo como México, Colombia se queda atrás en temas de investigación, el primero de ellos ha publicado 2.933 patentes en los últimos 15 años, y el segundo 1.236 en el mismo periodo.

    A mediados de 2014 inició el descenso en los precios internacionales del crudo, lo que hizo que la mayoría de operadoras en el mundo recortaran sus presupuestos de inversión para 2015, lo cual impactó los rubros de investigación.

    Según datos oficiales del Instituto Colombiano del Petróleo (ICP), centro de investigaciones de Ecopetrol, del presupuesto solicitado para 2015, cerca de 292.000 millones de pesos, solo le fueron aprobados 161.000 millones de pesos, es decir un 55% menos, lo cual impacta en el desarrollo de patentes para el sector hidrocarburífero colombiano.

    La importancia de la publicación de patentes, como indicador, reside en que refleja cómo está el país en cuanto a innovación para la explotación y manejo de petróleo, pues esto aporta de forma significativa al mejoramiento de los procesos, al aumento de la productividad y la reducción de costos, resalta el informe de prensa.

    Si bien Colombia se mantiene como el tercer país latinoamericano en cuanto a publicación de patentes, aún se encuentra muy atrás frente a Brasil con una producción de dos millones de barriles diarios sde crudo y Venezuela con 2,5 millones de barriles. La investigación en el sector petrolero, y los recursos destinados a esta actividad, son fundamentales para un crecimiento futuro, dice el informe de Campetrol.

    Es fundamental que el componente de investigación se sume a la agenda de inversión del Gobierno Nacional, con lo cual no solo se impulse al abanderado del sector en el país, Ecopetrol, sino también se siembren semillas de competitividad futura para el sector de bienes y servicios petroleros, de tal forma que al finalizar la coyuntura, se pueda tener una estrategia de crecimiento y no de seguimiento en el plano internacional, contribuyendo de esta manera a procesos de mayores utilidades y menores costos, remarca el informe de Campetrol.

    Fuente: Elespectador.com

  • Campetrol alertó por la caída de 27% en la actividad de taladros entre enero y junio

    El sector petrolero recaudó en regalías $2,3 billones en el primer trimestre, que sería 8,7% menos que las aportadas el año pasado.
    Campetrol advirtió por una caída de 27% en la actividad de taladros de perforación en el periodo entre enero y junio de este año, además de la contracción de 0,1% del PIB del sector de extracción de petróleo crudo y gas natural si se compara con el segundo semestre de 2022.
     
    Sobre la caída en la actividad de taladros, que incluye perforación y reacondicionamiento, se pasó de 149 a 124 equipos, es decir, unos 25 menos. Lo anterior llevó a una pérdida de cerca de 13.000 empleos, de los cuales 2.000 son directos y 11.000 indirectos, en las regiones de operación.
     
    Se advirtió, además, que con la caída de 25,4% en el precio del petróleo Brent en el primer semestre frente al mismo periodo de 2022, la economía colombiana dejó de recibir cerca de $7 billones por la actividad del sector, ello a pesar que que la producción preliminar de petróleo subió 3,4%.
     
    “Incrementar la producción de hidrocarburos se convierte en un reto estratégico para el país. Hacemos un llamado al sector público, privado y a las comunidades, a aunar esfuerzos en pro de este objetivo, en donde incentivar la generación de nuevos proyectos de producción incremental, repensar los planes de desarrollo de los campos maduros con incentivos para viabilizar los económicos de los proyectos, junto con brindar garantías de estabilidad operacional, jurídica y de seguridad, se vuelve un tema cada vez más importante si se busca mantener la estabilidad económica del país, apalancada en este sector, que trabaja en paralelo con la transición energética justa y ordenada que necesitamos como país”, afirmó Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de la cámara.
     
    Así mismo informó que, de acuerdo con la ANH, el recaudo en regalías liquidadas por la explotación de hidrocarburos fue de $2,3 billones, es decir 8,7% menos que en 2022 para el mismo trimestre.
     
    Por otro lado el informe reveló que incrementaron algunas condiciones que las empresas han enfrentado en el segundo semestre, como es el caso de conflictividad social (21%), costo de materias primas (18%) y la falta de demanda (16%).
     
    Entre las conclusiones, el reporte mencionó temas como que aunque la producción de petróleo incrementó el primer semestre del año 3,4% respecto al mismo periodo del 2022, incluso a pesar de la reducción en la actividad total de taladros, la situación debe ser analizada por riesgos como los incidentes en el entorno, dados principalmente en departamentos como Arauca, Casanare y Meta.
     
    Otro riesgo corre por cuenta de la reforma tributaria de 2022 ya que esta habría, según el informe, incrementado la carga fiscal sobre la industria con la tasa de renta y la falta de opción para deducir los costos de regalías.
     
    Por Sofía Duarte para LaRepública.

  • Cayeron los hallazgos petroleros en el 2014

    Según la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH-, este año se reportaron 27 avisos de descubrimientos, mientras en el 2013 fueron 32.
     
    Más allá de los bajos precios del petróleo, cuya descolgada comenzó en el mes de septiembre, y de las dificultades para subir la producción –se calculó que el promedio del año cerrará máximo en 990.000 barriles por día–, la búsqueda de nuevos recursos petroleros, a través de la perforación exploratoria y de las actividades de sísmica, terminará en caída, tanto de número de pozos como de la tasa de éxito (reporte de hallazgos).
     
    Según datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), a 18 de diciembre, las compañías petroleras habían hecho 27 avisos de descubrimiento de hidrocarburos, número inferior en 15,6 por ciento respecto a los 32 hallazgos reportados durante el 2013.
     
    Aunque los reportes públicos de la Agencia revelan que, a noviembre, iban solamente dos avisos de hallazgos, el vicepresidente de contratos de hidrocarburos de la entidad, Carlos Mantilla, confirmó que son 27 las perforaciones que encontraron presencia de recursos de crudo o de gas, dato que fue presentado en el último consejo directivo de la entidad de este año, realizado la semana pasada.
     
    El funcionario explicó que este año se abrió una categoría de pozos en evaluación, toda vez que, cuando hay un descubrimiento, se inicia un programa de esta clase, en el cual se deben ejecutar ciertas actividades para analizar si el área es o no comercial.
     
    “Es un período de uno a dos años, eventualmente hasta de tres años, en el que el contratista dice que ya tuvo un hallazgo, pero necesita saber cuál es el volumen, la calidad y las condiciones del yacimiento para poderlo explotar”, informó.
     
    MENOS ACTIVIDAD
     
    No obstante, el año 2014 cerrará con un aumento importante del número de contratos suspendidos, lo cual ha incidido en que el ritmo exploratorio haya sido más bajo a lo largo de todo el ejercicio.
     
    A comienzos de enero, la ANH tenía en sus cuentas 32 contratos de exploración y producción suspendidos, número que se trepó a 62 al corte de 18 de diciembre, es decir, hubo un incremento del 87,8 por ciento.
     
    Estos contratos están concentrados en Arauca, Caquetá y Putumayo, que son zonas con prospectividad, pero también hay afectaciones en el valle medio del Magdalena y en el departamento del Huila, entre otros.
     
    La principal causa de esta situación estriba en que la actividad ha sido menor que otros años, debido a factores del entorno que están afectando en forma considerable la industria, el principal de ellos el relacionado con los aspectos de seguridad y, en segundo lugar, los inconvenientes de tipo social (básicamente bloqueos de las operaciones).
     
    “Hay áreas en las que no se puede entrar porque la guerrilla está, porque hay campos minados o porque la sísmica necesita acompañamiento de la tropa y esta no está disponible”, afirmó Mantilla.
     
    Así mismo, algunos atrasos en la actividad exploratoria tienen que ver con los permisos ambientales locales y la consecución de los permisos de los propietarios en los que se van a hacer las operaciones.
     
    La entidad rectora del sector petrolero estima que el año cerrará entre 110 y 115 pozos exploratorios perforados (en el 2013 fueron 115) y que, como máximo, el número de avisos de descubrimiento de hidrocarburos llegará a 30.
     
    Adicionalmente, la industria petrolera dijo que este año no se cumplió la meta de exploración sísmica, pues, a noviembre, se llegó a 35.000 kilómetros equivalentes, frente a un presupuesto anual de 55.000 kilómetros.
     
    Según la encuesta de proyecciones de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), realizada entre 37 empresas, que representan el 88 por ciento de los pozos perforados este año (incluyendo a Ecopetrol), el 47 por ciento de los consultados prevé que bajarán las inversiones exploratorias, el 26 por ciento las mantendrán y el 24 por ciento las aumentarán.
     
    31 MILLONES DE BARRILES NUEVOS PARA LAS RESERVAS
     
    No obstante el complejo año que termina en materia de exploración petrolera, en el 2014 se han protocolizado ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) un total de 12 declaraciones de comercialidad, es decir, que este número de campos entrarán en fase de producción plena una vez cuenten con la licencia ambiental respectiva.
     
    Inicialmente, con estas declaratorias de comercialidad y los programas de evaluación, las firmas operadoras estiman en 30,9 millones de barriles las nuevas reservas probadas iniciales de tales proyectos. Asimismo, ante la ANH hay 18 programas de evaluación, a los que se les debe hacer seguimiento para verificar que las actividades se estén realizando, pues de esto depende su posible paso a comercialidad o al taponamiento y abandono, si el yacimiento no resulta comercialmente viable.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
     
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  • Cazadores de gangas impulsan los precios del petróleo antes de la reunión de la Fed

    Los precios del petróleo crudo subieron temprano el martes por la mañana después de cerrar el comercio el lunes con otra pérdida, impulsado por la preocupación por la demanda.
    Sin embargo, ahora que hoy comienza la última reunión de la Fed, los ojos estarán puestos en EE. UU., y la mayoría de los analistas esperan que el banco central anuncie una pausa en las subidas de tipos.
     
    Eso tendría un efecto positivo en los precios, aunque nadie sabe cuán duradero sería ese efecto en el contexto de las continuas dudas sobre la tasa de recuperación económica de China.
     
    En el momento de escribir este artículo, el crudo Brent subía hacia los 73 dólares por barril, con el West Texas Intermediate cerrando en 68 dólares por barril, ambos más de un punto porcentual desde el cierre de ayer.
     
    West Texas Intermediate había perdido un 7% en los últimos tres días de negociación, informó Bloomberg , afectado por las preocupaciones sobre la demanda, pero también por la desaceleración de la economía estadounidense y las exportaciones de crudo ruso resistentes a las sanciones.
     
    Sin embargo, el informe también señaló que los precios del crudo agrio de EE. UU. se habían fortalecido, alcanzando un máximo de un año cuando el gobierno federal señaló que finalmente podría estar listo para comenzar a rellenar la reserva estratégica de petróleo.
     
    El gobierno anunció la compra de 3 millones de barriles de crudo la semana pasada junto con planes para la compra de otros 3 millones más adelante en el año.
    “Estos 3 millones de barriles se están comprando a un precio promedio de alrededor de $73 por barril, más bajo que el promedio de alrededor de $95 por barril por el que se vendió el crudo SPR en 2022, asegurando un buen trato para los contribuyentes”, dijo el Departamento de Energía. según lo citado por Reuters, la semana pasada.
     
    Aun así, los precios del petróleo en general se han mantenido moderados, lo que ha despertado el apetito de caza de gangas entre los comerciantes, según Reuters.
     
    "Algunos inversores buscaron gangas después de las fuertes ventas del día anterior, mientras que otros mantuvieron sus posiciones con la especulación de que Arabia Saudita podría recortar la producción adicionalmente", dijo un economista de Nomura Securities al medio de comunicación.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com

  • China acelera el almacenamiento de crudo a la tasa más alta en tres años

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

  • China profundiza su influencia en Irak con acuerdos de petróleo por infraestructura

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

  • Citi: Es poco probable que los precios del petróleo alcancen los $ 80 después del recorte de la producción de Arabia Saudita

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

  • Colombia importa crudo por bajo precio del petróleo WTI

    El incentivo económico para importar crudo a América Latina se disparó debido a que en los últimos siete meses el margen entre el West Texas Intermediate y los crudos Brent se redujo.

     
    El mes pasado la empresa estatal Ecopetrol S.A. compró crudo para carga a Nigeria y Rusia, destinado a su refinería en Cartagena, según personas al tanto de las transacciones que no pueden ser identificadas dado que la información no es pública. Los cargamentos serían las primeras importaciones desde al menos enero de 2013, muestran datos de la base de datos JODI.
     
    Colombia está siguiendo a otros productores de crudo latinoamericanos, como Venezuela y Ecuador, miembros de la OPEP, en una estrategia que consiste en importar crudos más livianos para mezclar con los grados más pesados producidos localmente, dado que ahora resulta más barato comprar los barriles extranjeros. Los envíos de crudo West African a América Latina han crecido 92% en lo que va del año, hasta 306.000 barriles diarios, dijo la empresa consultora JBC Energy, con sede en Viena, en un informe enviado por correo electrónico el 30 de septiembre.
     
    Los importadores latinoamericanos están “tratando de obtener el mejor precio en los mercados internacionales”, dijo en una entrevista telefónica el viernes John Galante, analista sénior en ESAI Energy, con sede en Londres. “Hay mucho crudo liviano disponible, sobre todo en el Atlántico”.
     
    El incentivo económico para importar crudo a América Latina se disparó debido a que en los últimos siete meses el margen entre el West Texas Intermediate y los crudos Brent se redujo. El WTI es el referente para los crudos producidos en Estados Unidos y el Brent es utilizado para muchos grados globales.
     
    “El margen entre el Brent y el WTI se redujo considerablemente e incentivó las transacciones” de Ecopetrol, dijo Mara Roberts, analista de BMI Research de Nueva York, en una entrevista telefónica. Los futuros del WTI a un mes terminaron la jornada de operaciones del viernes US$2,59 más barato el barril que el Brent, en comparación con los US$12,82 a fines de febrero. El margen promedió US$5,39 este año, en comparación con US$6,64 en 2014.
     
    Los grados de importación como el Bonny Light de Nigeria y el Varenday de Rusia permitirán a Ecopetrol producir productos más refinados, como el diésel, para abastecer tanto el mercado local como el regional caribeño, dijo el miércoles en una entrevista telefónica Joshua Braggiato, analista de mercado con sede en Houston.
     
    La refinería de Cartagena, que está en vías de aumentar al más del doble su capacidad, hasta 165.000 barriles diarios, fue construida y configurada para procesar crudo pesado producido localmente con una gravedad API de 18 a 23, como el Castilla Blend y el Oriente de Ecuador, dijo Galante.
     
    En lo que va del año, Colombia ha exportado alrededor de 935.000 barriles diarios de crudo y productos petrolíferos al continente americano, Asia y Europa, en comparación con 950.710 en 2014, según la agencia nacional DIAN. Ataques guerrilleros contra la infraestructura energética han reducido la producción de crudo este año.
     
    Bloomberg
     
    Fuente: ElEspectador.com

  • Colombia y Perú firman acuerdo en sector de hidrocarburos

    El documento establece que se creará un grupo de trabajo binacional que coordine la ejecución de actividades y que se reunirá por lo menos una vez al año de manera alternada en cada país, informó el Ministerio de Minas y Energía de Colombia en un comunicado.
     
    Los gobiernos de Colombia y Perú firmaron este viernes un memorando de entendimiento para promover la cooperación en el campo de los hidrocarburos, informaron fuentes oficiales.
     
    Entre las áreas de colaboración incluidas en el documento se encuentra el intercambio de experiencias en la exploración y explotación de hidrocarburos y el desarrollo de infraestructuras de transporte de petróleo y gas.
     
    Igualmente se buscará la cooperación en las áreas de refino y procesamiento de petróleo y gas, y el intercambio de conocimientos en el gerenciamiento de las agencias nacionales encargadas de "la promoción, contratación y supervisión de actividades de hidrocarburos, entre otros", agregó la información.
     
    El memorando fue suscrito por los ministros de Minas y Energía de Colombia, Tomás González, y de Perú, Eleodoro Mayorga, en la ciudad de Cartagena, donde ambos participaron en la Cumbre Mundial de Energía.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / EFE 
     
     
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  • Compradores asiáticos luchan por suministros alternativos de petróleo después del aumento de precios en Arabia Saudita

    Varios compradores en Asia buscan comprar cargamentos de petróleo al contado de Rusia, África, Brasil o Estados Unidos después de que el principal exportador de crudo del mundo, Arabia Saudita, subió inesperadamente los precios oficiales de venta de su crudo destinado a Asia en julio.  
    Al menos tres refinerías en Asia buscan nominar volúmenes más bajos de crudo saudita para el próximo mes, según la asignación del contrato, e impulsar las compras desde fuera de Arabia Saudita, incluidos los cargamentos al contado más baratos de Rusia, dijeron fuentes con conocimiento de las estrategias de compra de las refinerías. El domingo, los productores de la OPEP+ decidieron mantener los recortes actuales hasta fines de 2024, mientras que el principal productor de la OPEP, Arabia Saudita, dijo que reduciría voluntariamente  su producción en 1 millón de bpd  en julio, a alrededor de 9 millones de bpd.
     
    Al día siguiente, Arabia Saudita elevó el precio de venta oficial (OSP) de su buque insignia Arab Light para Asia en $0,45 por barril a una prima de $3,00 sobre el promedio de Omán/Dubai, a partir del cual se cotiza el crudo de Medio Oriente para Asia.
     
    La subida de precios de Arabia Saudí sorprendió al mercado, que antes del recorte de producción saudí esperaba precios más bajos en un sondeo de Reuters.
     
    Sin embargo, Arabia Saudita parece estar buscando aumentar los ingresos ofreciendo volúmenes más bajos en julio pero a precios más altos.
     
    Por lo tanto, algunas refinerías asiáticas están al acecho de cargas más baratas, aunque es posible que el suministro puntual para julio no esté disponible ya que el ciclo comercial típico para las cargas del próximo mes ha expirado, dijeron los comerciantes a Bloomberg.
     
    Algunas refinerías chinas enviaron sus nominaciones para julio antes del anuncio del recorte saudí, por lo que es posible que no puedan cambiarlas.
     
    Un gran comprador que no está particularmente preocupado por el crudo saudita más caro es India. El tercer mayor importador de petróleo crudo del mundo ha reducido las compras de crudo de Oriente Medio en los últimos meses, ya que los  barriles al contado rusos más baratos  están llegando a las refinerías indias.
     
    Se estima que India importó volúmenes récord de crudo ruso en mayo, más que sus importaciones combinadas de los siguientes cuatro proveedores más grandes: Irak, Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos (EAU) y los EEUU. 
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com

  • Continúa la desaceleración de la perforación petrolera en EE. UU.

    El número total de plataformas de perforación activas en los Estados Unidos se redujo en 5 esta semana, según los nuevos datos de Baker Hughes publicados el viernes, cayendo en más de 70 plataformas en los últimos dos meses.
    El recuento total de plataformas cayó a 682 esta semana, 71 plataformas por debajo de esta época el año pasado. El conteo actual es de 393 plataformas menos que el conteo de plataformas a principios de 2019, antes de la pandemia.
    El número de plataformas petroleras disminuyó en 6 esta semana a 546, mientras que el número de plataformas de gas se mantuvo igual, en 130. Las plataformas de gas ahora están 27 por debajo de lo que eran hace un año, mientras que las plataformas petroleras están 48 por debajo. Las plataformas misceláneas aumentaron de 1 a 6.
     
    El recuento de plataformas en la cuenca del Pérmico se redujo en 1, y ahora están 8 plataformas por debajo de este mismo período el año pasado. El conteo de plataformas en el Eagle Ford se mantuvo igual y disminuyó 12 plataformas desde esta época el año pasado.
     
    El Frac Spread Count de Primary Vision, una estimación de la cantidad de cuadrillas que completan pozos sin terminar (que es más barato que perforar nuevos pozos), aumentó por segunda semana consecutiva: en 2 en la semana que finalizó el 16 de junio, a 268. El frac el conteo de propagación está 16 por debajo de lo que estaba el año pasado en esta época.
     
    Sumándose a la tendencia de  disminución de la actividad de perforación , los niveles de producción de crudo en Estados Unidos cayeron a 12,2 millones de bpd en la semana que finalizó el 16 de junio, según las  últimas estimaciones semanales de la EIA , volviendo a los niveles de enero. Los niveles de producción de EE. UU. aumentaron ahora 200.000 bpd en comparación con hace un año.
     
    A la 1:08 p. m. ET del viernes, el  índice de referencia WTI  cotizaba a la baja $0,71 (-1,02%) en el día a $68,80.
    El índice de referencia Brent cotizaba a la baja $0,68 (-0,92%) a $73,46 por barril en el día.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com
     

  • Crudo, Oro y Carbón Logran los Mejores Precios !

    El buen comportamiento en la demanda y precio de varios commodities en los mercados internacionales le están permitiendo a los productores en Colombia de petróleo, oro y carbón obtener buenas utilidades.
     
    La cotización en los valores de estas materias primas permite que las compañías locales perciban utilidades por ventas.La cotización en los valores de estas materias primas permite que las compañías locales perciban utilidades por ventas.Las tensiones en la península de Corea, así como en Oriente Medio luego de un ataque con misiles estadounidenses contra una base en Siria, además de la incertidumbre sobre el resultado de la elección presidencial en Francia, ha llevado a que los mencionados minerales eleven su cotización ante la incertidumbre de los inversionistas.
     
    Lea: (Los ‘commodities’ tuvieron un primer trimestre volatilidad y bajos precios). 
     
    PETRÓLEO AL ALZA
     
    En el caso del petróleo, el país ha salido beneficiado en el contexto de los precios internacionales. “A pesar que ha reducido su dependencia, todavía sigue siendo el principal producto que se vende en el exterior”, señala Camilo Pérez, gerente de Investigaciones Económicas del Banco de Bogotá.
     
    Precisa este analista que si el precio del barril sube, inmediatamente aumentan las utilidades en dólares derivados de la venta. “Esto se ha observado por múltiples vías: primero, la tasa de cambio ha decrecido, y está en alrededor de los US$2.800, que contribuye con los costos de la operación; y con un precio por encima de los US$55 (barril), es rentable la venta en el mercado internacional”, agrega.
     
    Lea: (‘Latinoamérica debe depender menos de las materias primas’). 
     
    Al cierre de la jornada de ayer martes, el crudo Brent, (que sirve de referencia internacional), cerró con un alza de US$0,25 a US$56,23 por barril, su precio más alto desde el 7 de marzo, y acumuló su séptima subida consecutiva. 
     
    Por su parte, el crudo referencial WTI en Estados Unidos ganó US$0,33, a US$53,4 el barril, marcando un máximo en cinco semanas.
     
    Para el analista de Macroeconomía y Tasas de Credicorp, Camilo Durán, la postura de Arabia Saudita para extender el acuerdo de la Organización de Países Productores y Exportadores de Petróleo (Opep) hasta diciembre, y que es bien visto en el organismo, mantendrá el nivel de precio por encima de los US$55.
     
    “Si hay certidumbre de que el precio se mantendrá en ese promedio, los inversionistas traerán sus capitales a Colombia con mayor tranquilidad, esto puede incrementar la producción y, de paso, estabilizar las ventas de crudo a nivel internacional”, explica Durán.
     
    EL ORO CRECE EN VENTAS
     
    Con respecto al oro, su demanda en los mercados internacionales no es por uso, sino por su función de reserva valor.
     
    “Cuando hay adversión al riesgo, o a nivel global hay una coyuntura complicada, la demanda crece como refugio de inversión”, dice Pérez del Banco de Bogotá, al aclarar que “para Colombia no es que sea muy beneficioso, las exportaciones del país no son representativas o relevantes”.
     
    Esta opinión contrasta con la de Camilo Thomas, analista de Renta Variable de Alianza Valores, quien precisa que este metal aún tiene la concepción de ser una moneda, pero una moneda fuerte. “La recuperación en los precios del oro se da por una debilidad del dólar, pero también el hecho que las materias primas se muevan en canasta donde también está el oro, esto ha impulsado el alza en su cotización”, agrega.
     
    Por su parte, Durán de Credicorp afirma que “el tema es que el oro en los mercados internacionales responde mucho más de forma inversa a la inversión, frente al riesgo en los mercados financieros internacionales”.
     
    Indica este analista que la producción de oro en el país es muy parecida a la del petróleo; “si el precio internacional está al alza, se incrementa la producción, así como la inversión a nivel local; de hecho, se destaca que una de los principales motores de crecimiento en las exportaciones de Colombia, desde noviembre pasado, es la venta de oro no monetario y en parte responde a esa dinámica de los precios”.
     
    Los precios del oro subieron ayer martes a máximos de cinco meses. Al contado, el metal se negoció con un aumento de 1,53% a US$1.273,44 la onza, después de haber alcanzado los US$1.275,16 la onza, su mayor nivel desde el 10 de noviembre. 
    Ademas, los futuros del oro en Estados Unidos finalizaron la sesión con un incremento de 1,6% a US$1.274,20 la onza.
     
    COMPORTAMIENTO MODERADO DEL CARBÓN
     
    En Colombia, a diferencia del petróleo, el carbón tiene un panorama despejado en cuanto a producción por la gran cantidad de reservas, pero los precios de este mineral en los mercados internacionales no son alentadores.
     
    “En el último mes se ha presentado una volatilidad en su precio con tendencia a la baja”, señala Felipe Espitia, analista Macroeconómico de Alianza Valores, al explicar que ha aumentado la oferta a nivel mundial y, por esta razón, el carbón colombiano no tiene una demanda muy fuerte el mercado internacional, pero mantiene su volumen de ventas. 
     
    “El precio del carbón ha caído levemente, en octubre del año pasado se presentaron precios de US$115 por tonelada, y hoy está en US$86,75 por tonelada. En el 2016, el país exportaba al mes de agosto US$11.000 millones, pero a la fecha la cifra está en poco más de US$6.000 millones”, precisa Espitia.
     
    Sin embargo, la mira de las exportaciones del carbón girarán hacia los EE. UU., en donde su presidente Donald Trump, derogó la política energética de su antecesor Barack Obama, lo que abre la puerta para que las térmicas de ese país compren el mineral colombiano.
     
    El carbón local es de los más limpios del mundo y su combustión no genera contaminación, lo que lo hace atractivo; además, por tema de fletes y transporte, no generaría grandes costos para poner la carga en puertos como Miami o Nueva York.
     
    Alfonso López Suárez
    Redacción Portafolio
     
     

  • Cuota de mercado de la OPEP disminuiría en 2020

    La OPEP, que hace un año se negó a reducir el suministro para mantener su cuota de mercado frente a los rivales de mayor costo, elevó sus previsiones mundiales de suministros para el petróleo de esquisto en su panorama mundial 2015 del mercado petrolero.
     
    Londres. La demanda global por el petróleo de la OPEP será menor en el 2020 en comparación con el próximo año debido a que la oferta de los rivales ha demostrado ser más resistente a lo previsto, una proyección que podría cuestionar los méritos de la estrategia de permitir que los precios bajen para afectar a otros productores.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que hace un año se negó a reducir el suministro para mantener su cuota de mercado frente a los rivales de mayor costo, elevó sus previsiones mundiales de suministros para el petróleo de esquisto en su panorama mundial 2015 del mercado petrolero.
     
    La demanda por el crudo de la OPEP alcanzará 30,70 millones de barriles por día (bpd) en el 2020 , dijo la OPEP, por debajo de los 30,90 millones de bpd el año próximo. La demanda prevista de la OPEP en el 2020 es de aproximadamente 1 millón de bpd menos que lo que está produciendo actualmente.
     
    El petróleo ha perdido más de la mitad de su valor en 18 meses y tocó mínimos de 11 años de US$36,04 por barril esta semana. El descenso ha ayudado a impulsar el consumo de crudo a mediano plazo, aunque la OPEP dijo que el estímulo de la demanda por los bajos precios del crudo se desvanecerá con el tiempo.
     
    "El impacto en la demanda de la reciente caída del petróleo es mayormente visible en el corto plazo", escribió el secretario general de la OPEP, Abdullah al-Badri, en un preámbulo del reporte. "Luego se desvanece en el mediano plazo", agregó.
     
    La OPEP está cada vez más dividida sobre los méritos del cambio en el 2014 a una estrategia en favor de la cuota de mercado, que fue impulsada por Arabia Saudita y sus aliados en el Golfo Pérsico, y en una reunión el 4 de diciembre no logró acordar un techo de producción por primera vez en décadas.
     
    Sin embargo, el reporte muestra que la perspectiva a mediano plazo, desde el punto de vista de la OPEP como proveedor de un tercio del petróleo mundial, ha mejorado. En la versión 2014, se esperaba que la demanda por el crudo de la OPEP disminuyera a 29,0 millones de bpd al 2020.
     
    El cártel dijo que dejó de ajustar el reporte a mitad de año y que desde ese momento ha revisado a la baja sus proyecciones de suministros en los países que no integran el grupo en el 2016. Las cifras de la OPEP en el reporte no incluyen a Indonesia, que se reincorporó al grupo en diciembre.
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters

  • Ecopetrol está revisando la posibilidad de reactivar ocho contratos de exploración

    Durante la Cumbre Internacional de Sostenibilidad e Innovación Ambiental, el presidente de la compañía, Ricardo Roa, hizo el anuncio.
    El presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, anunció que la compañía está analizando la posibilidad de reactivar ocho contratos de exploración que se encuentran suspendidos, esto con el objetivo de aumentar las reservas de petróleo y gas en el país. El anuncio fue hecho durante la Cumbre Internacional de Sostenibilidad e Innovación Ambiental, que se cumple en Bogotá.
     
    "Nosotros, desde Ecopetrol, hemos dado un parte de tranquilidad. Vamos a seguir buscando, vamos a seguir explorando en 48 contratos que tenemos activos. La solicitud que estamos trabajando en las mesas técnicas con Hacienda y el Ministerio de Minas es que tenemos un número importante de contratos (ocho) que han sido suspendidos. En esos contratos vamos a revisar la posibilidad de apertura de los mismos para seguir buscando petróleo y gas, aumentar las reservas y el gran que tenemos es garantizar para el país la seguridad energética", declaró el ejecutivo.
     
    Se espera plantear un cronograma en las mesas técnicas que se están trabajando con el Gobierno para así "sobre el mismo, ir desarrollando esa exploración nueva".
     
    La apuesta, según Roa, en offshore es de entre cinco y siete terapies cúbicos, lo que demanda inversiones de entre $6 billones y $7 billones, "no solo para garantizar siete u ocho años, sino para garantizar 15 o 20 años las reservas de gas en el país", resaltó el presidente de la compañía estatal.
     
    Sin embargo, respecto a la firma de nuevos contratos, el presidente de la compañía reiteró que se trata de una decisión institucional del Gobierno. "Esa es una decisión que habrá que hacer el ejercicio en la institucionalidad del Gobierno, donde está el Ministerio de Minas y Energía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y el Ministerio de Hacienda", señaló.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.

  • Ecopetrol inicia confirmación de tamaño de hallazgo de gas

    Los trabajos de perforación se desarrollarán en el último trimestre de este año, en el mar Caribe.

    Ecopetrol anunció que para el último trimestre de este año realizará la perforación del pozo delimitador Orca Norte 1. Para ello, la petrolera firmó un contrato con la compañía Noble Corporation con el fin de contar, a partir de mediados de noviembre y por cerca de dos meses y medio, con la plataforma de perforación Noble Discoverer, que se encargará de perforar el pozo con el cual se podrá comprobar el potencial del hallazgo anunciado en diciembre de 2014.

    Cabe recordar que la exploración está situada a 40 kilómetros de la costa del departamento de La Guajira y fue el primer hallazgo en aguas profundas del Caribe colombiano reportado.

    La compañía Noble informó que la plataforma llegará a aguas colombianas en noviembre de este año y el tiempo de operación estimado por parte de sus equipos será de 72 días, aproximadamente.

    Orca Norte 1 hace parte del bloque Tayrona y está ubicado en aguas profundas del Caribe colombiano.

    De acuerdo con la compañía, este es un hito en la exploración de hidrocarburos, ya que es el primer pozo en aguas profundas operado directamente por la Empresa.

    Según Noble, la profundidad del bloque de agua es de unos 10.000 pies, por lo que se requiere maquinaria muy específica y avanzada.

    La Noble Discoverer es una plataforma de perforación móvil, tipo semi-sumergible de sexta generación con doble torre, que actualmente está operando en Suramérica.

    "El Noble Discoverer actualmente está operando costa afuera de Guyana para CGX Resources Inc. Luego del contrato con Petronas, la plataforma está programada para comenzar un contrato costa afuera de Colombia con Ecopetrol", apuntó la compañía

    Ecopetrol conformó un equipo extendido para este proyecto, lo que permitirá cumplir el hito de perforar el pozo Orca Norte-1 antes de marzo de 2024, de acuerdo con el compromiso adquirido con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

    Solo si se da una confirmación del yacimiento, se podrá pasar a la fase de desarrollo en la que se podrá contar con las facilidades necesarias para conducir a tierra el hidrocarburo.

    Dado que este es un proceso que requiere de altas inversiones y tiempos de ejecución, Ecopetrol ha iniciado desde ya el proceso de consulta previa con las comunidades establecidas por la autoridad, que busca viabilizar el tendido y operación de un gasoducto desde Orca hasta la plataforma Chuchupa B.

    Desde esta locación se conectaría el gas extraído con el resto del país, puesto que desde Chuchupa ya existe toda la infraestructura requerida para mover este recurso. En total son 69 comunidades con las cuales tendrá que concertar la petrolera y que al vivir de la pesca podrían verse afectados con la operación.

    Actualmente, la empresa se encuentra ultimando detalles de los procesos que se requieren para soportar estos trabajos, como la base operativa en tierra, los buques de apoyo y los servicios de perforación.

    Por ahora, avanza la etapa de información a las autoridades nacionales, regionales, locales y marítimas para viabilizar el ingreso de la plataforma al país y cumplir con los requisitos normativos y de ley.

    “Este hito es de alta relevancia en la búsqueda efectiva y eficiente del gas. Desde Ecopetrol seguimos interesados en desarrollar reservas que apalanquen la aceleración que debemos darle a la transición energética en el país”, dijo el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa.

    Actualmente, el gas natural representa el 22% de la producción total de hidrocarburos del Grupo Ecopetrol; la meta es llevarlo al 30% en siete años.

    En lo corrido del año, Shell también anunció la perforación del pozo de delimitación Glaucus, en el mar colombiano. Este también es de carácter exploratorio.


    Fuente: Portafolio.co

  • Ecopetrol necesita aumentar eficiencia en crudos pesados

    Bogotá - Desde 2000 Colombia ha aumentado la producción de crudos pesados, al pasar de representar 10% del total a 53% en 2015. Sin embargo, según un estudio de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), las empresas requieren mayor especialización para mantener la competitividad ante el interés internacional en este tipo de petróleo, especialmente en Asia.

    En la actualidad los crudos pesados representan más de la mitad de la producción de petróleo del país y los datos de Ecopetrol muestran que la proporción de crudos convencionales (dulces o ligeros) disminuirá en los próximos 10 años de 15% a 10% y de 32% a 21%, mientras que el total de no convencionales (crudos pesados) aumentará de 52% a 69% del total de la producción.

    Por esto, según el gremio,  a pesar de que el potencial de explotación de estos recursos  es grande en el país, ya que se tienen reservas por 12.000 millones de barriles equivalentes, hay unos desafíos considerables en infraestructura, tecnología, talento humano e insumos.

    “La alta viscosidad y densidad de este crudo requiere tratamientos térmicos y químicos adicionales para su efectiva extracción que, a pesar de los avances tecnológicos que ya se han dado, deja aún un factor de recobro en promedio mundial de alrededor de 20%, cuando en pozos convencionales es de 35%”, señaló José Luis Langer, analista sectorial de Campetrol.

    Además, aunque en el pasado el uso de naftas consiguió que Ecopetrol mejorara la producción de crudos pesados como el Castilla Blend de 40.000 a 75.000 barriles diarios para el oleoducto Apiay-Porvenir, esta estrategia sigue resultando poco eficiente frente al potencial de explotación no convencional que se tiene.

    Este potencial, que según el estudio, se da tanto en las reservas concentradas en la cuenca de los Llanos, el Magdalena Medio y el Putumayo (especialmente en los campos de Rubiales, Apiay, Ombú, Castilla, San Fernando, Teca, Nare y Jazmín), como enlo s campos de empresas extranjeras que cuentan con la experiencia e innovación y están trabajando en tecnologías híbridas en el transporte por oleoductos, flujo lubricado y emulsiones.


    Fuente: Larepublica.co / Lilian Mariño Espinosa

  • Ecopetrol propone realizar piloto controlado para desmitificar explotación de no convencionales

    Con el propósito de contextualizar a la opinión pública y desmitificar todas las ‘leyendas’ que se han tejido alrededor de los yacimientos no convencionales (YNC), Ecopetrol propuso la realización de un piloto controlado el cual contaría con la veeduría de las autoridades competentes, comunidades y entes territoriales.
     
    Así lo manifestó el Vicepresidente de Desarrollo y Producción de Ecopetrol, Héctor Manosalva en desarrollo del foro “Temores, Mitos v Verdades del Fracking” que se realizó en el municipio de San Martín (Cesar). El evento fue organizado por la Fundación Universitaria del Área Andina con el apoyo de Acipet, y contó con la participación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, docentes de universidades y directores de agremiaciones del sector minero y de hidrocarburos.
     
    “En esencia lo que estamos proponiéndole a las comunidades, a las autoridades regionales y del orden nacional, es tener la posibilidad de diseñar un piloto controlado, un piloto en donde tenga participación la comunidad, las veedurías, los entes territoriales, las autoridades regulatorias, en general, para poder aplicar la tecnología y poder conocer, en una prueba de aplicación práctica, cuales son los efectos y si esos mitos y leyendas que hay alrededor de los no convencionales son ciertos”, aseguró Manosalva.
     
    El directivo sostuvo que los YNC son una alternativa que permite garantizar la sostenibilidad y la actividad del sector en el mediano y largo plazo, pero adicionalmente es una fuente de recursos que puede incorporarle a la Nación cerca de 5.000 millones de barriles de petróleo equivalente en los próximos años.
     
    Agregó que gracias las nuevas tecnologías, es posible su extracción responsablemente con el medio ambiente bajo el cumplimiento de los más altos estándares de calidad.
     
    Por su parte, el Presidente de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo, Jhon Cerón, aseguró que hay estudios del Geological Survey, de las universidades, de la EPA (agencia de protección ambiental de EEUU), que muestran que no hay contaminación en los acuíferos y que esta técnica no genera sismicidad.
     
    En su intervención, Orlando Velandia, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) manifestó que para el país es fundamental la industria petrolera.
     
    “De cada 4 pesos que le ingresan al estado colombiano, uno es de la industria petrolera, es decir que el 25% de los ingresos tributarios provienen de la industria... si no aprovechamos los recursos hidrocarburíferos estaríamos en una situación muy complicada fiscalmente que tendríamos que financiar desafortunadamente con impuestos”, señaló.
    Ecopetrol continuará participando en escenarios académicos al tiempo que ratificó que de posibilitarse la extracción de YNC habría crudo suficiente para cargar las refinerías, mejoraría el balance entre crudo liviano y pesado de Colombia y garantizaría el abastecimiento de hidrocarburos para el país.
     
    Por: Paisminero.co / CP - Ecopetrol

  • Ecopetrol y Repsol realizan descubrimiento de crudo en Castilla La Nueva, en Meta

    El hallazgo está ubicado en el bloque CPO 9 donde Ecopetrol es operador y cuenta con una participación del 55% y Repsol es socio con 45%.
    Ecopetrol y Repsol informan que el pozo exploratorio Tinamú-1, ubicado en el municipio de Castilla La Nueva (Meta), confirmó la presencia de crudo pesado (16°API), el cual es característico de esta zona productora de hidrocarburos de Colombia.
     
    El hallazgo está ubicado en el bloque CPO 9 donde Ecopetrol es operador y cuenta con una participación del 55% y Repsol es socio con el 45%.
     
    El pozo mediante el cual se realizó el descubrimiento alcanzó una profundidad total de 7.832 pies (aproximadamente 2,4 km) y probó hidrocarburos en la formación operativa K1, a una profundidad de 7.500 pies de profundidad medida (aproximadamente 2,2 km) desde la superficie.
     
    Durante el desarrollo de los trabajos de perforación no se registraron accidentes en personas o procesos industriales, así como tampoco incidentes ambientales.
     
    En desarrollo de las pruebas iniciales se produjeron un total de 7.329 barriles de crudo con un corte de agua de 1%. Las empresas presentarán un plan de evaluación ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), luego de lo cual se iniciará una fase de pruebas extensas con el fin de determinar el potencial y el tamaño del nuevo yacimiento.
     
    Este pozo tiene una ubicación estratégica, porque se encuentra cerca a los campos de Ecopetrol: Castilla y Chichimene en el departamento del Meta de donde se extrae gran parte de la producción de petróleo de Colombia.
     
    Esta característica permite aprovechar la infraestructura petrolera existente en la zona para facilitar el futuro desarrollo del descubrimiento.
     
    Por Daniella Rodriguez para LaRepública
     

  • EE. UU. flexibiliza sanciones contra la petrolera venezolana PDVSA

    Son cuatro las firmas estadounidenses que fueron autorizadas temporalmente para realizar transacciones con la compañía petrolera.
    El Gobierno de Estado Unidos anunció la flexibilización temporal de sanciones para realizar transacciones con la empresa estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA). Eso sí, se mantienen las restricciones a la producción y comercialización de hidrocarburos con Venezuela.
     
    La Oficina de Control de Activos Extranjeros (Ofac), de Estados Unidos, anunció que las transacciones estarán vigentes hasta el 19 de noviembre de 2023. Las firmas estadounidenses autorizadas para realizar las operaciones con PDVSA son Halliburton, Schlumberger Limited, Baker Hughes Holdings y Weatherford International.
     
    Las sanciones aplicadas a Venezuela están desde el 2017, cuando Washington anunció la congelación de cuentas bancarias, el acceso al sistema financiero y el bloqueo de las importaciones de hidrocarburos a la petrolera venezolana PDVSA.
     
    Las autorizaciones
    La Ofac menciona que las actividades aprobadas tienen que ver con “el mantenimiento limitado de las operaciones esenciales o la terminación gradual de operaciones en Venezuela".
     
    También ser permitirá “la participación y reuniones de los accionistas de juntas directivas, el pago a terceros por las actividades autorizadas, los pagos de impuestos locales, de salarios y contratistas en Venezuela”.
     
    Lo que no se autoriza son actividades como “la perforación, elevación o procesamiento, compra o venta, transporte o embarque de cualquier producto de petróleo de origen venezolano”.
     
    La Ofac recalcó que las transacciones relacionadas con exportaciones o reexportaciones de diluyentes a Venezuela no están autorizadas: “Se mantienen las restricciones para la participación en el diseño, instalación, construcción, reparación o mejorías de instalaciones que no tengan que ver con servicios requeridos para la seguridad”.
     
    Por Portafolio.

  • EE. UU. y China encabezan la tabla de consumo mundial de petróleo

    Incluso con el  aumento constante de la proporción de energías renovables en la producción de electricidad  durante los últimos años,  el petróleo  sigue siendo la fuente de energía más importante del mundo  si se tienen en cuenta el transporte y la calefacción.
    Como informa Florian Zandt de Statista , según un  análisis de la Agencia Internacional de Energía  (AIE), el 29 por ciento del suministro mundial de energía en 2020 provino del petróleo.
     
    Como muestra Zandt a continuación, según la  Revisión estadística del Instituto de Energía de Energía Mundial 2023 ,  dos países fueron particularmente consumidores de petróleo pesado en 2022.
     
    Estados Unidos consumió 19 millones de barriles de petróleo por día , seguido por su más feroz competidor económico y político, la  República Popular China, con 14 millones de barriles por día  el año pasado.
     
    El uso de otros países palidece en comparación con las dos superpotencias:  el resto de los 8 principales consumidores combinados solo representaron dos tercios de la cantidad utilizada por EE. UU. y China.
    Al observar el cambio en  el consumo de petróleo entre 2012 y 2022 , la imagen cambia significativamente.
     
    El uso de petróleo en EE. UU. solo aumentó alrededor del nueve por ciento, con  China e India emergiendo como líderes de crecimiento con un crecimiento del consumo del 42 y 41 por ciento , respectivamente.
     
    En total,  cuatro de los cinco  países BRICS  figuran entre los 8 principales  países consumidores de petróleo, y tres de cada cuatro han mostrado un aumento considerable en el apetito por los combustibles fósiles durante la última década.
     
    Por Zerohedge.com

  • El almacenamiento de petróleo flotante global alcanza el nivel más alto desde octubre de 2020

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

  • El auge petrolero de Guyana desafía el dominio de la OPEP+

    Se espera que Guyana bombee 1,2 millones de barriles de petróleo crudo por día para 2027, superando a muchos miembros de la OPEP, impulsado por el desarrollo del bloque Stabroek por parte de Exxon.
    En apenas cuatro años, Guyana pasó del primer descubrimiento al primer petróleo, un lapso de tiempo rápido en una industria en la que pueden llevar años poner en funcionamiento grandes proyectos energéticos. La ex colonia británica es ahora un importante productor de petróleo de América del Sur y un exportador mundial de petróleo. Como resultado, Guyana se está beneficiando de una enorme ganancia económica inesperada: el país está emergiendo como la economía de más rápido crecimiento del mundo, con un producto interno bruto (PIB) que en 2022 se expandió en un sorprendente 62%. Las consultoras industriales y el gobierno de Georgetown esperan que Guyana bombee 1,2 millones de barriles de petróleo crudo por día.para 2027, una cifra mayor que la de muchos miembros de la OPEP. El compromiso de Exxon de desarrollar el bloque Stabroek en alta mar, de 6,6 millones de acres, indica que la producción de petróleo podría aumentar aún más. Esto tiene el potencial de alterar la dinámica del mercado energético global y desafiar el poder de fijación de precios del consorcio OPEP Plus.
     
    Los datos del Ministerio de Recursos Naturales de Guyana muestran que el país de menos de un millón de habitantes estaba extrayendo 351.600 barriles de petróleo por día a fines de julio de 2023. Ese volumen de producción bombeado por los buques flotantes de almacenamiento y descarga de producción (FPSO) Liza Destiny y Unity es mayor que su capacidad nominal combinada de 340.000 barriles por día. Exxon, que posee una participación del 45% en el bloque Stabroek y es el operador, dio prioridad al desarrollo del bloque a finales de 2020 debido al bajo precio de equilibrio del campo petrolífero de Liza de entre 25 y 35 dólares por barril y al petróleo crudo ligero y dulce de alta calidad. . Eso hizo que la superimportante energía mundial aumentara su actividad.con una gran campaña de perforación de exploración que finalmente produjo más de 30 descubrimientos y más de 11 mil millones de barriles de recursos petroleros en el Bloque Stabroek.
     
    Desde que se realizó el primer descubrimiento de petróleo en el Bloque Stabroek en 2015, el consorcio liderado por Exxon, compuesto por Hess, con una participación del 30%, y CNOOC, con una participación del 25%, ha aprobado seis proyectos con la fase inicial Liza-1 y 2 desarrollos completos. Hay cuatro operaciones más en desarrollo que, una vez puestas en marcha, elevarán significativamente la producción de petróleo a al menos 1,2 millones de barriles por día, y tal vez más. Estos incluyen la operación Payara de 220.000 barriles por día, con el primer petróleo programado para finales de 2023 y el proyecto Yellowtail de 250.000 barriles por día, que comenzará a operar en 2025. A principios de este año, el consorcio aprobó el proyecto de 250.000 barriles por día por valor de 12.700 millones de dólares . proyecto uarú, que se espera que comience a producir durante 2026. En las últimas noticias, Exxon y sus socios en el prolífico bloque Stabroek anunciaron que procederán con el sexto desarrollo, el proyecto Whiptail de casi 13 mil millones de dólares . Esta instalación constará de 72 pozos con una capacidad de producción nominal de 250.000 barriles por día y comenzará a operar a finales de 2027. 
     
    Una vez que todos esos activos estén operativos, Exxon tendrá la capacidad de extraer poco más de 1,3 millones de barriles por día del Bloque Stabroek. Cada una de esas operaciones, como las FPSO Liza Fase 1 y Fase 2 en funcionamiento, posee el potencial de bombear más petróleo que la capacidad designada. Por esta razón, la producción de petróleo del bloque Stabroek podría superar fácilmente los 1,3 millones de barriles esperados. Para 2027, la producción de petróleo de Guyana bien podría superar la previsión de 1,2 millones de barriles diarios, lo que hará que el país supere la producción de petróleo de muchos miembros de la OPEP y se convierta en el decimosexto mayor productor de petróleo del mundo. 
     
    El inmenso interés internacional en Guyana está siendo impulsado por una alta tasa de éxito en la exploración y un importante potencial petrolero en alta mar, que parece exceder el estimado por el Servicio Geológico de Estados Unidos. El petróleo ligero y dulce que se está descubriendo, con el grado Liza que posee una gravedad API de 32 grados y un contenido de azufre del 0,58%, es más fácil y barato para que las refinerías lo procesen en combustibles de alta calidad, lo que aumenta aún más la popularidad de la costa de Guyana. Según Rystad Energy, la intensidad de carbono del petróleo que se extraese encuentra entre algunos de los más bajos a nivel mundial. Se trata de un atributo extremadamente atractivo para las empresas energéticas extranjeras en un momento en que las grandes petroleras están siendo presionadas para reducir drásticamente las emisiones y convertirse en carbono neutral. Los bajos precios de equilibrio de la industria, estimados por Rystad en un promedio de 28 dólares por barril, hacen que operar en la costa de Guyana sea altamente rentable, especialmente con el Brent vendiéndose a alrededor de 90 dólares por barril. 
     
    Por esas razones, la creciente producción de petróleo de Guyana no se detendrá en 1,2 millones o 1,3 millones de barriles por día, ni los recursos petroleros descubiertos permanecerán en alrededor de 11 mil millones de barriles; ambos se expandirán a un ritmo sólido. A principios de este año, la Agencia de Protección Ambiental de Guyana dio luz verde a la campaña de perforación de 35 pozos de Exxon para el Bloque Stabroek, que conducirá a nuevos descubrimientos de petróleo basados ​​en la tasa de éxito de la gran empresa. Otras empresas energéticas extranjeras están invirtiendo en activos de exploración y actividades de perforación en el mar de Guyana. La primera subasta de petróleo pendiente de Georgetown, que se ha retrasado varias veces desde diciembre de 2022, captó un interés considerable. Según se informa, la petrolera nacional de Brasil, Petrobras, está considerando invertir en Guyana, mientras que la superimportante francesa TotalEnergies,
     
    La creciente producción de Guyana y los recursos petroleros descubiertos impulsarán la oferta global en un momento crucial, lo que disminuirá la influencia del cártel OPEP Plus. En reconocimiento de esto y del tremendo potencial petrolero de Guyana, la OPEP está intentando cortejar a la ex colonia británica para que se una a sus filas. El cartel ha invitado a representantes de Guyana a participar en sus reuniones en Europa, pero aún no ha invitado oficialmente al país a unirse al cartel. De todos modos, Georgetown parece reticente a unirse a la OPEP, especialmente porque su membresía exige que Guyana cumpla con varias reglas y regulaciones. De hecho, tal medida impondría limitaciones a la industria petrolera de Guyana al exigir el cumplimiento de las cuotas de producción de la OPEP Plus, una razón clave por la que el vecino regional Ecuador salió del cartel en 2020.
     
    La explosiva llegada de Guyana como importante productor mundial de petróleo, pasando del primer descubrimiento al primer petróleo en apenas cuatro años, pondrá a prueba el dominio de la OPEP. Cuando se combine con los planes de Brasil de convertirse en el cuarto productor mundial , América del Sur resurgirá como una importante región productora de petróleo con la capacidad de desafiar el papel de la OPEP Plus como formadora de precios globales. Todos estos son acontecimientos importantes para el mayor consumidor de petróleo del mundo, Estados Unidos, donde las refinerías de la costa del Golfo, desde 2019, cuando el presidente Donald Trump incrementó las sanciones contra el petróleo venezolano , han estado buscando fuentes alternativas de suministro. También mitigará la actitud a veces antagónica del Reino de Arabia Saudita hacia Estados Unidos, responsable del aumento de los precios del petróleo.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com
     

  • El aumento de la demanda impulsará los precios del petróleo al alza este año

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

  • El desplome mundial del petróleo

    Alarma mundial por los precios del petróleo. Afectadas las acciones de las grandes compañías. ¿Qué está pasando con el crudo?
     
    En junio de este año el precio del petróleo alcanzó los 115 dólares el barril, el nivel más alto en un año. Esto hizo que muchos países productores hicieran fiestas por los mayores ingresos que iban a recibir. Pero la alegría duró poco. Cuatro meses después  las cotizaciones se desplomaron, lo que hoy tiene temblando a muchas economías.
     
    La semana pasada el precio del crudo Brent descendió hasta los 89,45 dólares el barril, una caída del 22 por ciento frente a junio pasado. Y los pronósticos no son nada alentadores. Analistas internacionales advierten que las cotizaciones de este commodity podrían bajar hasta los 80 dólares el barril. 
     
    Este comportamiento ha tenido un gran impacto en las acciones de las principales petroleras. El título de Ecopetrol bajó la semana pasada a un mínimo de 2.935 pesos. La acción de Pacific ha caído 18 por ciento en lo  corrido del año hasta 29.100 pesos. 
     
    Ni las grandes multinacionales se han salvado. El título de ExxonMobil se cotizó la semana pasada a 91,8 dólares, un retroceso de 8 por ciento.
     
    ¿Qué está pasando en el mundo? ¿Por qué se llegó a estos niveles? Como en una tormenta perfecta se han sumado una serie de hechos. Uno de ellos es la mayor oferta de naciones productoras como Estados Unidos, que no hacen parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep). El país del norte redujo sus importaciones de crudo de Nigeria, México, Colombia y Venezuela, y está a las puertas de convertirse en el principal productor de petróleo, por encima de Rusia y Arabia Saudita. La razón es el mayor dinamismo en la exploración y explotación de recursos no convencionales (shale oil). 
     
    Según la Agencia de Energía de Estados Unidos, el año entrante la producción de este país aumentará 14 por ciento hasta alcanzar los 9,5 millones de barriles. Esto cambia el mapa petrolero mundial teniendo en cuenta que Estados Unidos es el mayor consumidor de crudo.
     
    A ello se suma la menor demanda por el debilitamiento de las grandes economías. Las proyecciones del Fondo Monetario Internacional (FMI) sobre el menor crecimiento de algunos países, especialmente de la zona euro, arrojaron un balde de agua fría al mercado.
     
    China salió al rescate de los precios del crudo, al aumentar sus importaciones, hecho que, paradójicamente, agravó la crisis del petróleo. El gigante asiático está sustituyendo hidrocarburos de Arabia Saudita, su principal proveedor, por crudos de Rusia e Irak. Esto llevó a Arabia Saudita a bajar sus precios a los mercados asiáticos por cuarta vez consecutiva.
     
    Y como si fuera poco, el fortalecimiento del dólar es otro factor que está impactando los precios del crudo. 
    Ante esta situación muchos países están preocupados por el impacto en sus economías. Rusia advirtió que con estos precios su presupuesto federal está en peligro. En Venezuela, este desplome asestaría un golpe mayor a una economía que está al borde del colapso. La cesta petrolera del vecino país se negocia por debajo de los 86 dólares el barril, una caída de más del 15 por ciento en el último año. Analistas advierten que si la cotización llega a 80 dólares el gobierno de Nicolás Maduro no podrá sostener el mayor ritmo de gastos sociales.
     
    Colombia, el cuarto productor de crudo de América Latina también está pasando dificultades. Para el país esta es una noticia fatal en momentos en que se debate una nueva reforma tributaria como consecuencia, en gran parte, de la caída en la renta petrolera. El presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo, Francisco José Lloreda, dice que por cada 1 por ciento que baje el precio internacional, los ingresos anuales por regalías e impuestos de la Nación se reducirán en 300.000 millones de pesos. 
     
    Los analistas ya están haciendo cálculos y estiman una disminución en las utilidades de Ecopetrol entre el 20 y 30 por ciento en el segundo semestre del año, hecho que tendría repercusiones en materia fiscal porque son menores ingresos para la Nación. 
     
    Los países de la Opep parecen ajenos a este vendaval en el sector energético mundial.  porque están en una guerra de precios. La organización anunció que se reunirá el 27 de noviembre próximo para ajustar su meta de producción que está en 30 millones de barriles por día. Pero a este ritmo acelerado en el descenso en las cotizaciones internacionales esa fecha luce tardía. 
     
    Fuente: Semana.com

  • El factor individual más importante para los precios del petróleo este año

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

  • El intento fallido de Arabia Saudita de aumentar los precios del petróleo

    El intento de Arabia Saudita de sacudir los mercados petroleros y hacer subir los precios del petróleo parece haber fracasado, con la caída de los precios y la participación de mercado de Arabia Saudita en Asia ahora bajo amenaza.
     
    - Como el único miembro de la OPEP+ que prometió más recortes de producción en la reunión del grupo petrolero del 4 de junio, Arabia Saudita reducirá su producción de petróleo a 9 millones de b/d en julio, muy por debajo de su rango de producción normal.  
     
    - A menos que haya un repunte notable en los precios del petróleo, la táctica de Arabia Saudita también podría resultar contraproducente, ya que otros se beneficiarían del recorte de producción de 1 millón de b/d, lo que hace que su extensión más allá de julio sea poco probable. 
     
    - El sentimiento alcista inicial derivado del recorte de la producción de Arabia Saudita se desvaneció rápidamente, con el WTI de nuevo por debajo de los 71 dólares por barril el martes por la mañana, ya que el débil PMI de servicios de EE. UU. agrió nuevamente las perspectivas macroeconómicas.
     
    - Inmediatamente después del compromiso unilateral, Saudi Aramco aumentó sus precios de venta oficiales para Asia, lo que llevó a las refinerías asiáticas a buscar alternativas más baratas en África occidental, Rusia e Irán (para los compradores chinos). 
     
    Impulsores del mercado
     
    - La empresa petrolera nacional noruega Equinor (NYSE:EQNR) ha sorprendido a la industria petrolera de Canadá al posponer el proyecto Bay du Nord de 200.000 b/d durante tres años, citando los elevados costos como la razón principal. 
     
    - Las grandes petroleras estadounidenses ExxonMobil (NYSE:XOM) y Chevron (NYSE:CVX) están acercándose a un acuerdo de exploración con la compañía petrolera nacional de Argelia, Sonatrach, que permitiría a ambas aprovechar el gas convencional y el de esquisto.  
    - El desarrollador de GNL estadounidense New Fortress Energy (NASDAQ:NFE) recibió un permiso de exportación de las autoridades mexicanas, lo que marca un paso clave hacia la puesta en marcha de la instalación de GNL rápido de Altamira de 1,4 millones de toneladas anuales. 
     
    Las tácticas de sorpresa y asombro de Arabia Saudita el domingo hasta ahora no han tenido el efecto deseado, con los precios del petróleo cayendo de nuevo a sus niveles previos a la reunión de la OPEP+ en un día de negociación. Si bien los comerciantes de petróleo demostraron muy poca preocupación por los recortes de producción de Arabia Saudita, la AIE advirtió que pronto se producirán precios más altos y que se intensificarán las caídas de acciones en la segunda mitad de 2023. 
     
    La OPEP+ se reinventa para 2024. Además de la promesa unilateral de Arabia Saudita de recortar la producción en 1 millón de b/d, la reunión de la OPEP+ de este fin de semana también formalizó los objetivos de producción del grupo petrolero para 2024, reduciéndolos en 1,4 millones de b/d en comparación con la cuota actual de 40,46 millones. b/d.
     
    EU Winds Down Power Emergency Measures. La Comisión Europea decidió no prolongar las medidas de emergencia para el mercado de generación de energía de la UE, vigentes desde mayo pasado, incluidos los mandatos de reducción de la demanda, límites de ingresos para las centrales eléctricas y límites de precios minoristas. 
     
    Lightning Shutters Refinería de Luisiana. La refinería Lake Charles de 135.000 b/d en Luisiana puede estar cerrada hasta dos meses después de que un rayo cayera sobre uno de sus tanques de nafta y lo incendiara, ya que no opera una unidad FCC y tiene un almacenamiento muy limitado de nafta.  
     
    La Corte Suprema de EE. UU. rechaza el fracking en alta mar. La Corte Suprema de EE. UU. anuló una apelación de la industria del Instituto Americano del Petróleo para revocar una prohibición de 2018 sobre la fracturación hidráulica en aguas federales frente a la costa de California, en línea con el consejo de la Casa Blanca de no tomar el caso.
     
    Chevron cura heridas de 50 años. La petrolera estadounidense Chevron (NYSE:CVX) podría resultar ganadora de unadisputa territorial prolongada después de que Angola y la República Democrática del Congo acordaron dividir el bloque 14 en alta mar que se extiende a ambos lados de las aguas territoriales de ambos países y hacer que el mayor estadounidense opere el proyecto .
     
    Saudi Aramco inicia una campaña topográfica multimillonaria. La compañía petrolera nacional de Arabia Saudita, Saudi Aramco (TADAWUL:2222), firmó un acuerdo multimillonario de prospección sísmica con el gigante sísmico chino BGP, lo que indica que la NOC busca cada vez más aumentar sus reservas de petróleo. 
     
    Exportaciones venezolanas caen por rezagos en procesamiento. Las exportaciones de petróleo de Venezuela han caído un 14 % mes a mes debido a una menor utilización de mejoradores, llegando a 606 000 b/d, pero podrían estar programados para un repunte ya que un cargamento de 2 millones de barriles de condensado iraní, un diluyente clave, está descargando ahora. 
     
    China invierte en polietileno en el extranjero. El consorcio liderado por  Chevron (NYSE:CVX)  que opera el campo petrolero más grande de Kazajstán, Tengiz, firmó un acuerdo con la estatal KazMunayGaz para construir un complejo de separación de gas para etano, que se suministrará a una nueva planta de polietileno construida conjuntamente por Sinopec de China y Sibur de Rusia. .  
     
    Revueltas en Nigeria contra el subsidio al combustible. Las cosas se están calentando en Nigeria cuando los dos principales sindicatos laborales del país anunciaron una huelga para protestar por la eliminación de los subsidios a los combustibles y la triplicación de los costos de la gasolina, solo para que el Tribunal Industrial de Nigeria emitiera una orden judicial que prohíbe la acción industrial. 
     
    Polonia no quiere convertirse en el mayor contaminador de la UE. Considerada como la nación más contaminante de Europa debido a su fuerte dependencia del carbón, Polonia hasta ahora ha estado desafiando las expectativas gracias a la excepcional generación de energías renovables, reduciendo la participación de las plantas de carbón en un 20 % entre enero y mayo.
     
    Los precios del propileno están colapsando en Asia. A medida que las plantas petroquímicas chinas recién puestas en servicio están inundando el mercado, con otra planta de deshidrogenación de propano de 600 000 mtpa que comenzó a funcionar el mes pasado, los precios asiáticos del propileno se han derrumbado a un mínimo de tres años de $ 760 por tonelada métrica.
     
    Las esperanzas de estímulo chino elevan el mineral de hierro. Los precios del mineral de hierro en China se han recuperado a su nivel más alto en seis semanas, con los precios de Dalian subiendo a 760 yenes por tonelada métrica (107 dólares/tm), ya que comenzaron a surgir rumores en el mercado de que Beijing está considerando medidas de estímulo para apoyar su debilitado mercado inmobiliario. 
     
    China duplica los cheques de petroleros. Las administraciones de seguridad marítima en la provincia china de Shandong, una salida clave para el crudo iraní y venezolano, exigen que las agencias navieras divulguen información sobre sus embarcaciones para examinar los petroleros que tienen más de 15 años.
     
    Por Michael Kern para Oilprice.com

  • El mercado espera que la OPEP+ mantenga la producción de petróleo sin cambios

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

  • El nuevo auge petrolero de África: ¿camino hacia la prosperidad o trampa de la deuda?

    Muchos países en desarrollo están aprovechando el potencial del petróleo y el gas para impulsar su economía, y naciones como Ghana y Namibia se beneficiarán.
    Si bien algunos países de bajos ingresos tienen esperanzas sobre el potencial de riqueza en petróleo y gas, como se ve en muchos de los nuevos desarrollos africanos, otros países pueden sentirse obligados a invertir en combustibles fósiles para pagar sus deudas, según una nueva investigación. Algunos gobiernos estatales están utilizando el creciente interés en sus recursos de petróleo y gas sin explotar para aprovechar su posición en nuevos desarrollos y generar nuevos ingresos para impulsar sus economías nacionales. Pero un nuevo informe sugiere que este puede no ser el caso de todos los países de bajos ingresos, y algunos de ellos están llevando a cabo proyectos de combustibles fósiles en gran medida para pagar la deuda. 
     
    Muchas empresas de petróleo y gas están llevando a cabo operaciones en nuevas regiones petroleras con la esperanza de desarrollar proyectos de petróleo y gas con bajas emisiones de carbono en regiones no explotadas del mundo para ayudarlas a seguir bombeando crudo durante una transición verde. Esto ha hecho que las grandes petroleras internacionales recurran a países de bajos ingresos en regiones como África y el Caribe para desarrollar nuevos proyectos, y muchos de estos países agradecen el potencial de enormes ingresos de sus recursos naturales. 
    En África, potencias petroleras nunca antes vistas, como Ghana y Namibia, esperan ver  auges petroleros masivos  en la próxima década, gracias a varios proyectos de exploración exitosos en los últimos años. Y, a diferencia de muchos de sus predecesores que fueron explotados por su riqueza petrolera, los gobiernos de estos países quieren su parte del pastel. El gobierno de Namibia se está asegurando de  recibir una participación razonable  en todas las nuevas licencias petroleras, para proporcionar ingresos a largo plazo que impulsen sus economías nacionales y compensen a las comunidades afectadas por los acontecimientos. Guyana también está siguiendo este enfoque, que está a punto de convertirse en el  cuarto mayor productor de petróleo marino del mundo . 
     
    Pero este no es el caso de todos los países de bajos ingresos que desarrollan sus recursos energéticos, según un nuevo  análisis  realizado por los activistas anti-deuda Debt Justice y sus socios. El informe sugiere que los países más ricos y los prestamistas privados pueden estar obligando a los países muy endeudados a depender más de los combustibles fósiles para pagar su deuda. Muestra que varios estados de bajos ingresos continúan invirtiendo en proyectos de petróleo y gas para hacer sus pagos, principalmente de préstamos de naciones más ricas. Debt Justice ahora pide a los acreedores que cancelen cualquier deuda relacionada con la dependencia de proyectos de combustibles fósiles. 
     
    Tess Woolfenden, alta funcionaria de políticas de Debt Justice,  explicó que  “los altos niveles de deuda son una barrera importante para la eliminación gradual de los combustibles fósiles en muchos países del sur global”. Y añadió: “Muchos países están atrapados explotando los combustibles fósiles para generar ingresos con los que pagar la deuda y, al mismo tiempo, los proyectos de combustibles fósiles a menudo no generan los ingresos esperados y pueden dejar a los países más endeudados que cuando comenzaron. Esta trampa tóxica debe terminar”.
     
    El informe muestra que la deuda de los países del Sur global ha aumentado un 150 por ciento desde 2011, y 54 países enfrentan una crisis de deuda. Esto ha restringido la cantidad de dinero que estos países pueden invertir para abordar el cambio climático o desarrollar proyectos de energía verde. En 2020, en Surinam, el gobierno se vio obligado a aceptar un acuerdo que otorgaba a los acreedores el derecho a casi el  30 por ciento de los ingresos petroleros del país  hasta 2050, después de que incumpliera su deuda. Y este es un país que está siendo visto como un ejemplo clave de la nueva ola de desarrollos de petróleo y gas, donde muchos suponen que la población se está beneficiando de los ingresos del proyecto. 
     
    Sharda Ganga, directora del grupo de la sociedad civil de Surinam Projekta, afirmó: “A medida que nuestra deuda se ha vuelto insostenible, domina todas las decisiones políticas e impacta las vidas de nuestros ciudadanos de todas las formas posibles. Por lo tanto, ganar dinero lo más rápido posible para pagar a los acreedores es la prioridad número uno. Significa que ya no hay lugar para la paciencia y para cosas tan molestas como la sostenibilidad o la justicia climática. La realidad es que ésta es la nueva forma de colonialismo: hemos cambiado un gobernante por el gobierno de nuestros acreedores, quienes básicamente ya poseen lo que es nuestro. La diferencia es que esta vez firmamos el acuerdo nosotros mismos”. 
     
    El informe también enfatiza la sobreestimación por parte del Banco Mundial y el FMI de los beneficios de ingresos previstos de los proyectos de combustibles fósiles en sus países anfitriones, con un crecimiento posterior a los descubrimientos de petróleo que sistemáticamente ha tenido un desempeño inferior al de las predicciones del FMI. Debt Justice cree que, además de cancelar la deuda vinculada a proyectos de petróleo y gas, las principales instituciones financieras del mundo deberían garantizar que las finanzas estén alineadas con un escenario de calentamiento de 1,5 grados y no estén vinculadas a la evolución de los combustibles fósiles. Hasta que las principales instituciones financieras y los países más ricos reconozcan el papel que están desempeñando en la prolongación de la dependencia del sur global de los combustibles fósiles y hagan algo al respecto, no podemos esperar lograr una transición verde global. 
     
    Por Felicity Bradstock para Oilprice.com 

  • El offshore se consolidó en la Ronda Colombia 2014

    El reto del Gobierno será ahora lograr que las inversiones estimadas que se van a hacer en los bloques, que recibieron ofertas, se hagan a tiempo y sin dificultad.

    La Ronda Colombia 2014, que se realizó en Cartagena en el mes pasado, ha sido la cuarta de mayor adjudicación en número de bloques de las ocho que se han hecho hasta el momento, pero en la suma de compromisos exploratorios iguala a la segunda que fue en el 2010.

    Según el Gobierno, en la primera fase de esta Ronda se recibieron ofertas para 26 bloques, por parte de 19 empresas, de los 95 que se ofertaron por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), lo cual representa una tasa de colocación del 27%, de los cuales 58 tenían prospectividad para yacimientos convencionales, 18 para no convencionales y 19 para costa afuera (off shore).

    En la segunda vuelta, la ANH ofertó 69 bloques no adjudicados en la primera y solo recibió una propuesta por el bloque Choco 1, por parte de la empresa Cleanenergy Resources. La adjudicación de esta área, ubicada en el Pacífico colombiano, representará una inversión de 67 millones de dólares. Este es el primer bloque que se adjudica en esta cuenca considerada frontera.

    Con la terminación de esta segunda vuelta, la Ronda logra una adjudicación preliminar de 27 bloques y una inversión superior a los 1.400 millones de dólares en exploración, convirtiéndose en el segundo proceso con mayor nivel de compromisos económicos.
    Javier Betancourt Valle, presidente de la ANH, al respecto dice que “la Agencia ha sido bastante acertada en la colocación de los bloques, ahora el reto es lograr que estas inversiones se hagan a tiempo y sin mayor dificultad”.


    BALANCE DE LA RONDA


    El gran afianzamiento del off shore en el Caribe colombiano fue uno de los aspectos relevantes que dejó la Ronda 2014, en donde se consolida la presencia de grandes jugadores, como es el caso de Repsol, Shell, Ecopetrol, Anadarko y la entrada al país de Statoil, que salió favorecida en esta oportunidad.

    “En el offshore estamos yendo a aguas profundas y ultraprofundas. De los 19 bloques que teníamos, la ANH logró colocar cinco en la Costa Atlántica”, precisó Betancourt.

    También es importante resaltar el interés que despertó entre los inversionistas la cuenca Sinú - San Jacinto, que involucra a los departamentos de Córdoba, Bolívar y Sucre, principalmente, la cual era poco atractiva, pero gracias a la labor realizada por la ANH, de consolidar la información de esta área, a través de los análisis y las inversiones que ha realizado en la adquisición de conocimiento exploratorio, se volvió atractiva para las petroleras.

    En los no convencionales hubo una sola oferta, entre tanto, se mantiene y profundiza el interés en el Putumayo, a pesar de los problemas de orden público. La cuenca Caguán-Putumayo representa para los inversionistas un gran lugar para buscar hidrocarburos, por eso, en esta oportunidad se recibieron varias ofertas. Asimismo, los yacimientos descubiertos no desarrollados se adjudicaron todos los que se ofrendaron.

    El otro aspecto para resaltar es el programa de sísmica costa afuera que ofreció Anadarko de 20.000 kilómetros de sísmica 3D, que equivale a lo que fácilmente se hace en Colombia al año en un solo programa exploratorio.


    SE RECIBIERON PROPUESTAS INTERESANTES


    El Comité Intergremial de Hidrocarburos señaló que el balance de la Ronda 2014 es satisfactorio, ya que se obtuvieron propuestas interesantes.

    “Esta nueva ronda no se puede comparar con las anteriores, pues es resultado de nuevos bloques con más riesgo exploratorio. Otro factor interesante que pudo afectar el resultado es la oferta que otros países están haciendo en su región con la búsqueda de inversionistas, como lo es México”, estiman integrantes de este Comité.

    Según el informe de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), el mayor interés en la Ronda 2014 se registró en los yacimientos descubiertos pero por desarrollar, que recibieron propuestas para la totalidad de las áreas ofrecidas (11 bloques en su mayoría en los Llanos Orientales), seguido por las continentales, de yacimientos convencionales (9 bloques de 30 ofrecidos, en su mayoría en Sinú- San Jacinto) y los bloques costa afuera (5 de 19 en el Caribe).



    Fuente: Portafolio.co


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  • El petróleo a 100 dólares es malo para la economía (y para la OPEP+)

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

  • El petróleo alcanza un nuevo máximo en 2023

    El precio por barril del petróleo crudo WTI alcanzó los 85 dólares el viernes, el precio más alto hasta ahora este año, ya que la caída de los niveles de inventario asustó al mercado.
    El petróleo crudo WTI alcanzó brevemente los 85 dólares por barril antes de caer a 84,90 dólares alrededor de las 10:00 am, hora del Este. La última vez que el WTI cotizó a un nivel tan alto fue en noviembre de 2022.
     
    Durante el día, el WTI subió 1,33 dólares por barril, o un 1,59%.
     
    El petróleo crudo Brent también subió ese día, 1,05 dólares por barril, o un 1,21%, a 87,88 dólares, también un nuevo récord para 2023.
     
    Un factor importante en el aumento del precio del petróleo crudo es la caída de los inventarios en Estados Unidos, que cayeron otros 10,6 millones de barriles según la Administración de Información Energética para la semana que finalizó el 25 de agosto.
     
    Otro factor que contribuye a los fuertes precios del petróleo es la alianza OPEP+, que incluye a los pesos pesados ​​Arabia Saudita y Rusia. El dúo llegó a un acuerdo sobre recortes de producción, sobre el cual Rusia ha dicho que proporcionará detalles la próxima semana. El mercado está sopesando la probabilidad de que Arabia Saudita o Rusia puedan extender o profundizar sus actuales recortes de producción. La mayoría de los analistas esperan que Arabia Saudita extienda su recorte de producción de 1 millón de bpd hasta octubre.
    Un tercer apoyo a los precios del petróleo es el debilitamiento del dólar, que hace que el petróleo crudo sea más asequible para los que no lo tienen, estimulando así la demanda.
     
    El aumento de precios hará que sea más difícil para la Administración Biden continuar con el laborioso y lento proceso de recargar la Reserva Estratégica de Petróleo del país, que ha crecido en un promedio de 600.000 barriles por semana durante las últimas semanas, después de vaciar 300 millones de barriles de la SPR en los últimos años.
     
    A pesar de los 300 millones de barriles que salen de la SPR y pasan a inventarios comerciales, los inventarios de petróleo crudo (excluyendo los de la SPR) están a más de 100 millones de barriles menos que los niveles de julio de 2020.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com

  • El petróleo cae tras cuatro semanas de ganancias pero aún sigue arriba de los US$80

    Comenzando las operaciones en los mercados de occidente, el Brent se movía entre US$85 y US$86 y el WTI en US$82 y US$83.
    El petróleo perdió terreno después de una cuarta semana de ganancias debido a que el dólar estadounidense se recuperó y los vientos en contra de la demanda contrarrestaron las advertencias de la Agencia Internacional de Energía de precios más altos en el futuro.
     
    Los futuros del West Texas Intermediate (WTI) cayeron incluso por debajo de US$82 el barril el lunes, después de registrar previamente la mayor racha de aumentos semanales desde junio. El retorno del apetito por el riesgo estaba alimentando un repunte del dólar a medida que las acciones subían desde Hong Kong hasta Londres. Las preocupaciones persistentes sobre la inflación mundial y la demanda de productos derivados del petróleo también fueron un factor.
     
    “Claramente, las preocupaciones sobre el crecimiento económico entrecortado y la inflación indomable están limitando los esfuerzos para impulsar los precios al alza”, dijo Tamas Vaga, analista de PVM Oil Associates. “Superar la barrera de los US$90 en Brent será una tarea difícil en un futuro muy cercano”.
     
    La AIE advirtió el viernes que el sorpresivo recorte de producción de la Opep anunciado a principios de este mes conducirá a dolorosos aumentos de precios para los consumidores. Las restricciones al suministro que comienzan en mayo deberían ajustar aún más las perspectivas para la segunda mitad del año, dijo la agencia.
     
    El petróleo se ha recuperado de la crisis bancaria que se extendió por los mercados en marzo y llevó los futuros a un mínimo de 15 meses. La reducción de las reservas de crudo en Cushing, el centro de almacenamiento clave de EE.UU., y las interrupciones en los suministros del Kurdistán iraquí se han sumado al endurecimiento de los mercados mundiales.
     
    “Los recortes de la Opep+ claramente han impulsado los precios”, dijo en una nota Warren Patterson, jefe de estrategia de materias primas de ING Groep con sede en Singapur. "Sin embargo, los márgenes de refinería más débiles son una preocupación, lo que indica una demanda más débil, particularmente para los destilados medios".
     
    Algunas refinerías asiáticas están considerando recortes en el procesamiento de crudo a medida que se reducen los márgenes de ganancias, mientras que hay signos de debilidad en el mercado del diésel que pueden exacerbar las preocupaciones por la desaceleración. Eso podría poner un límite a las ganancias adicionales del precio del petróleo.
     
    “La trayectoria en los próximos días dependerá de la dirección en que soplen los vientos a medida que la temporada de informes del primer trimestre en los EE.UU. esté en pleno apogeo”, dijo Vandana Hari, fundadora de la consultora Vanda Insights. Los operadores también estarán atentos a "lo que dicen los datos del PIB del primer trimestre de China y las apuestas en curso sobre la política de la Fed a medida que se acerca su próxima reunión".
     
    Por Bloomberg.

  • El petróleo del Presal de Brasil gana una popularidad mundial sin precedentes

    Petrobras planea centrarse en el desarrollo de sus activos presalinos de aguas profundas y ultraprofundas, con 41.000 millones de dólares de su gasto de capital destinados a este fin, con el objetivo de aumentar la producción de petróleo en un 19% para 2027.
    A pesar de que los mercados financieros se vieron sacudidos por la victoria electoral del izquierdista Luiz Inácio Lula da Silva, conocido como Lula, en octubre de 2022, hay señales de que el presidente de Brasil seguirá apoyando el floreciente auge petrolero del país. Incluso después de que Lula criticara lo que describió como un dividendo excesivo de la petrolera nacional Petrobras e implementara un  impactante impuesto temporal a la exportación de petróleo , el gobierno continúa apoyando al económicamente crucial sector de hidrocarburos de Brasil. En un acontecimiento reciente, Lula respaldó el plan de Petrobras de perforar en un lugar marino ecológicamente sensible cerca de la desembocadura del río Amazonas. Esto ha desencadenado una reacción violenta en todo el mundo, con  una aceleración de la deforestación de la selva amazónica  bajo el predecesor de Lula, Jair Bolsonaro.
     
    Hay señales, a pesar de la presión de Lula para aumentar la participación estatal en la industria petrolera brasileña, de que el país posee el potencial para convertirse en el cuarto productor de petróleo del mundo. Desde el primer gran descubrimiento de petróleo en el presal marino, la producción de hidrocarburos de la mayor economía de América Latina ha crecido a un ritmo constante anualmente. El regulador de la industria petrolera de Brasil, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), informó recientemente una producción récord para julio de 2023.
     
    Según la agencia, Brasil bombeó un promedio de 3,5 millones de barriles de petróleo crudo por día, un 4,3% más que el mes anterior y un impresionante 18,6% más que el mismo período del año anterior. La producción total de hidrocarburos también alcanzó un récord para julio de 2023 de casi 4,5 millones de barriles de petróleo equivalente, lo que representa un aumento del 3,6% en comparación con el mes anterior y un enorme 17,5% más año tras año. La producción de petróleo del Presal en julio de 2023 fue responsable del 75% de la producción total de petróleo de Brasil, en comparación con el 75,5% del período equivalente del año anterior. Esas cifras dan fe del considerable potencial que tienen las cuencas petroleras presalinas de aguas ultraprofundas marinas de Brasil, que son responsables de impulsar un crecimiento de producción tan impresionante y constante.
     
    La producción de los prolíficos yacimientos petrolíferos del presal marino de Brasil seguirá creciendo a un ritmo constante. La estatal Petrobras, donde Brasilia posee casi el 37% de la empresa, como parte de su  plan estratégico 2023 a 2027  pretende centrarse en el desarrollo de sus activos presalinos de aguas profundas y ultraprofundas. La petrolera nacional de Brasil ha presupuestado un gasto de 78 mil millones de dólares entre 2023 y 2027, de los cuales el 83% está destinado a inversiones en actividades de exploración y desarrollo. Petrobras planea asignar 41.000 millones de dólares de su gasto total de capital durante ese período al desarrollo de activos presalinos. Esto, según afirma Petrobras, aumentará la producción de petróleo a 2,5 millones de barriles por día para 2027, un aumento del 19% con respecto a 2023, y el 78% de ese volumen estará compuesto por petróleo extraído de los campos presalinos.
     
    La creciente popularidad del petróleo presalino de Brasil en los mercados energéticos mundiales es parte de la razón por la que Petrobras se concentra en desarrollar esos activos. La creciente necesidad de formas más ligeras y dulces de petróleo crudo con bajos niveles de contaminantes como el vanadio hizo que la popularidad de los grados Lula y Buzios del presal brasileño se disparara en Asia. Lula tiene una gravedad API de 29 grados, lo que lo convierte en un petróleo crudo medio con un contenido de azufre del 0,27%, lo que significa que es particularmente dulce. Búzios, con un API de 28 grados y un contenido de azufre de 0,31%, posee características similares. Esos atributos hacen que Lula y Búzios sean más baratos y menos complejos de refinar para convertirlos en combustibles de mayor calidad que el crudo más pesado con alto contenido de azufre, que es típico del petróleo producido en las costas de América del Sur.
     
    Esas razones, junto con requisitos de emisiones cada vez más estrictos en todo el mundo, desencadenaron un aumento considerable en la demanda de los grados de petróleo Lula y Búzios de Brasil, especialmente de Asia, siendo el mayor productor de petróleo de América Latina uno de los 10 principales proveedores de China. Incluso hubo un breve período, hace algunos años, en el que  las calidades del petróleo de Lula y Búzios se cotizaban con prima. al índice de referencia internacional Brent debido al rápido aumento de la demanda. Petrobras se centra en seguir desarrollando el campo de Búzios, que es el segundo campo más grande responsable del 18,5% de la producción total de Brasil, hasta el punto de que será el motor clave del crecimiento de la producción para el gigante energético integrado controlado por el estado y para Brasil. De aquí a 2027, Petrobras pretende instalar seis buques flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) adicionales en el campo de Búzios.
     
    Mientras dure el plan estratégico, Petrobras prevé perforar un total de 42 pozos exploratorios, dos de ellos en Colombia, 24 en las Cuencas del Sudeste y 16 en la Margen Ecuatorial. Es ese último lugar de perforación el que provocó una considerable consternación en Brasil y en todo el mundo e incluso provocó protestas contra la compañía petrolera nacional. Petrobras  propuso explorar la cuenca costera de Foz do Amazonas,  cerca de la desembocadura del río Amazonas. Los planes de la importante energética integrada fueron rechazados por la agencia de protección ambiental de Brasil, IBAMA, pero el presidente Lula y la oficina del fiscal general  apoyan los planes de la compañía  a pesar de la oposición de la ministra de Medio Ambiente, Marina Silva. 
     
    Esto ha provocado una considerable controversia internacional. El presidente izquierdista de Colombia, Gustavo Petro,  que planea prohibir la exploración petrolera  en su país, criticó la decisión. Esos acontecimientos han provocado una considerable consternación en todo el mundo respecto de la posibilidad de que el petróleo dañe los arrecifes cercanos ecológicamente sensibles y la biodiversa desembocadura del río Amazonas, que ya está siendo afectada por la acelerada deforestación de la cuenca del Amazonas. Incluso sin que Petrobras realice perforaciones en la cuenca de Foz de Amazonas, Brasil posee considerables recursos petroleros marinos, lo que le permitirá expandir su producción de petróleo. 
     
    Las empresas energéticas extranjeras están invirtiendo fuertemente en las costas de Brasil. Shell y TotalEnergies, que son el segundo y cuarto mayor productor de petróleo, respectivamente, comenzaron una campaña de perforación de exploración en junio de 2023. Los bajos costos de equilibrio de la industria, que según Petrobras promedian 33 dólares por barril para sus operaciones, están atrayendo un interés considerable por parte de las grandes empresas energéticas extranjeras. Esos costos de equilibrio, que se encuentran entre los más bajos de América del Sur, junto con el petróleo presalino de Brasil que tiene bajo contenido de azufre y es más barato y más fácil de refinar para convertirlo en combustibles de alta calidad y bajas emisiones. A pesar de las  consecuencias de los intentos de Lula Para aumentar la participación del gobierno en los ingresos provenientes de la industria petrolera de Brasil, ha habido poco o ningún impacto material en la inversión petrolera en el país. Por estas razones, Brasil, que es el noveno mayor productor de petróleo a nivel mundial, está en camino de superar a Canadá y  convertirse en el cuarto mayor productor del mundo.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com

  • El petróleo sube a pesar del aumento de los inventarios de productos

    Los precios del petróleo crudo subieron poco a poco hoy después de que la Administración de Información de Energía informara  una disminución de inventario de 500,000 barriles para la semana hasta el 9 de junio.
    Esto  se compara  con una creación de inventario de 4,5 millones de barriles para la semana anterior, lo que empujó los precios a la baja.
     
    Con 459,2 millones de barriles, los inventarios de petróleo crudo de Estados Unidos están alrededor de un 2% por debajo del promedio de cinco años para esta época del año, dijo la EIA.
     
    En combustibles, la agencia estimó que el inventario se acumula en todos los ámbitos.
     
    Las existencias de gasolina agregaron 2,7 millones de barriles en el período del informe, que se compara con un drenaje de 200.000 barriles de la semana anterior.
     
    La producción de gasolina promedió 10,1 millones de barriles diarios, en comparación con los 10 millones de bpd de la semana anterior.
     
    Los inventarios de destilados medios aumentaron en 5,1 millones de barriles en la semana hasta el 9 de junio, en comparación con la acumulación de 1 millón de barriles de la semana anterior.
     
    La producción de destilados medios promedió 5,2 millones de bpd, en comparación con los 5 millones de barriles diarios de la semana anterior.
     
    Mientras tanto, los precios del petróleo extendieron su caída que comenzó el lunes después de un rápido salto tras el último anuncio de recorte de producción de la OPEP+. Más tarde en el día, revirtieron el declive.
    En el momento de redactar este informe,  el crudo Brent  cotizaba a 77,10 USD por barril y el  West Texas Intermediate  cambiaba de manos a 72,58 USD por barril, ambos por encima de la apertura en más de un punto porcentual.
     
    La obstinada caída de los precios de principios de esta semana fue el resultado de la presión a la baja proveniente de la creciente preocupación entre los comerciantes sobre el crecimiento económico mundial. Sin embargo, hoy parece que las noticias de los recortes adicionales de Arabia Saudita comenzaron a calar, lo que hizo subir los precios.
     
    “Los temores de recesión, a medida que las lecturas económicas cada vez más sombrías apuntan a una desaceleración, han mantenido a raya los precios del petróleo, erosionando todos los esfuerzos de la OPEP+ para mantener los precios a flote”, dijo un analista de Philip Nova en una nota citada por  Reuters  .
     
    A principios de esta semana, el Instituto de Gerencia y Abastecimiento informó que el sector de servicios de EE. UU. se había contraído a 50,3 en mayo desde una lectura de 51,9 en abril.
     
    El sector manufacturero se ha estado contrayendo durante siete meses. Los nuevos pedidos para el sector manufacturero han aumentado, pero solo en la industria de defensa,  señaló Reuters  en un informe el martes.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com

  • El productor Petrobras recortó la política de dividendos a 45% del flujo de caja libre

    Los altos precios del petróleo, las ventas de activos y los recortes de costos permitieron a Petrobras aumentar los pagos a los accionistas bajo la administración anterior.
    El productor de petróleo estatal de Brasil, Petrobras, aprobó el viernes una nueva política de dividendos que reduce los pagos al 45% del flujo de caja libre, dijo en un comunicado.
     
    Si bien redujo el nivel de dividendos, incluyó la recompra de acciones como una opción para recompensar a los accionistas. El productor de petróleo controlado por el estado brasileño distribuyó anteriormente hasta el 60% del flujo de efectivo operativo menos las inversiones, cuando la deuda total era inferior a US$65.000 millones.
     
    La empresa mantendrá los pagos mínimos de dividendos en US$4.000 millones al año, siempre que los precios medios del petróleo Brent superen los US$40 el barril. Los pagos de dividendos se realizarán cuando la deuda esté en o por debajo de los niveles máximos establecidos en su plan estratégico, dijo. La política ofrece a los accionistas pagos predecibles sin comprometer la capacidad de crecimiento de la empresa, dijo.
     
    Petrobras planea usar la política revisada para calcular los pagos de las ganancias del segundo trimestre. El monto del dividendo se decidirá en una reunión de directorio la próxima semana.
     
    Los altos precios del petróleo, las ventas de activos y los recortes de costos permitieron a Petrobras aumentar los pagos a los accionistas bajo la administración anterior. Durante su campaña del año pasado, el presidente Luiz Inacio Lula da Silva criticó a Petrobras por colmar de efectivo a los inversionistas privados sin gastar en refinación y transición energética.
     
    Por Bloomberg.
     

  • El recorte de la OPEP no logró elevar los precios del petróleo, pero el año aún no ha terminado

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

  • El repunte de siete semanas del precio del petróleo termina, pero los fundamentos respaldan a los alcistas

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

  • El viceprimer ministro de Rusia ve el precio del petróleo Brent por encima de los 80 dólares a fin de año

    Se espera que los precios del crudo Brent superen ligeramente los 80 dólares por barril a finales de este año, gracias al aumento de la demanda en el verano y las reducciones de producción de la OPEP+, dijo el viceprimer ministro ruso, Alexander Novak, a Izvestiya en una entrevista publicada el jueves. 
    A primera hora del jueves, el Brent cotizaba a 77,21 dólares, un 1,47% menos en el día.
    Según Novak, la tarea de Rusia no es inflar los precios del petróleo sino equilibrar el mercado.
     
    Rusia advirtió en febrero que reduciría su producción de crudo en 500.000 bpd debido a las prohibiciones de importación de la UE y los precios máximos de su crudo y productos derivados del petróleo. Esos recortes de 500.000 bpd se extenderán hasta finales de 2023.
     
    Pero la semana pasada, la Agencia Internacional de Energía (AIE) dijo que hasta ahora Rusia no había logrado reducir su producción de petróleo en 500.000 bpd como prometió, e incluso podría estar buscando aumentar la producción para compensar la pérdida de ingresos.
     
    Cuando Izvestiya le preguntó sobre su perspectiva de los precios del petróleo a finales de este año, Novak dijo que cree que el precio será ligeramente superior a los 80 dólares el barril.
     
    “Espero que la demanda aumente en el verano”, dijo Novak, y agregó que los recortes de producción en curso en muchos productores de petróleo también deberían restringir el mercado.  
    “Lo repetiré una vez más: no tenemos la tarea de aumentar los precios, nuestra tarea es equilibrar el mercado en interés tanto de los productores como de los consumidores”, dijo Novak, reiterando la narrativa oficial de la alianza OPEP+, de la cual Rusia es parte.
     
    Varios productores de la OPEP+, incluida Rusia, sorprendieron al mercado a principios de abril y dijeron que mantendrían otros 1,6 millones de bpd fuera del mercado durante el resto del año.
     
    A principios de esta semana, el ministro de Energía de Arabia Saudita, el príncipe Abdulaziz bin Salman, advirtió a los comerciantes , nuevamente, que no acortaran los futuros del petróleo, menos de dos semanas antes de la reunión de la OPEP+ el 4 de junio. 
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com

  • En 4,02% aumentó producción de petróleo en Colombia durante abril, según la ANH

    Frente a marzo de 2023, la producción diaria de petróleo registró un incremento de 1,39%.
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) reportó que la producción fiscalizada de petróleo durante abril de 2023 fue de 782.277 barriles promedio por día (bopd), un 4,02% mayor a la registrada en el mismo mes de 2022 cuando alcanzó los 752.079 barriles promedio por día.
     
    Frente a marzo de 2023, la producción diaria de petróleo registró un incremento de 1,39%.
     
    El aumento de la producción entre abril y marzo de este año se presentó, principalmente, en los campos: Indico (Cabuyaro-Meta), Caño Sur Este (Puerto Gaitán-Meta), Andina (Tame-Arauca), Tigana (Tauramena-Casanare), Acordionero (San Martin-Cesar), Akacías (Acacias/Guamal-Meta), Cajúa (Puerto Gaitán-Meta), debido al restablecimiento de la producción y al ingreso de nuevos pozos.
     
    El promedio anual de producción, entre abril de 2022 y el mismo mes de 2023, fue de 771.278 barriles de petróleo por día, lo que representa un incremento de 3,38% respecto a lo registrado para el año anterior, cuando alcanzó los 746.056 bopd.
     
    Entre tanto, la ANH reportó que la producción promedio de gas comercializado durante abril de 2023 presentó un descenso de 6,54% frente al mismo mes de 2022 (1.028 mpcd vs 1.100 mpcd).
     
    Frente a marzo de 2023, la producción promedio de gas comercializado en el cuarto mes del año registró una caída de 3,02% (1.028 mpcd vs 1.060 mpcd).
     
    Este comportamiento obedece a una disminución del gas comercializado, principalmente, en los campos: Cupiagua (Aguazul-Casanare), Cupiagua Sur (Aguazul-Casanare), Pauto Sur (Yopal-Casanare), Floreña (Yopal-Casanare), Floreña Mirador (Yopal-Casanare) por mantenimientos mayores en la planta CPF de Floreña; Chuchupa (Manaure-Guajira), Gibraltar (Boyacá-Cubará), Mamey (Ovejas/Sucre), debido al comportamiento de la demanda de gas durante el mes.
     
    El promedio anual de producción entre abril de 2022 y el mismo mes de 2023 fue de 1.048 mpcd, lo que representa una disminución del 2,11% respecto al promedio anual registrado para el año anterior, el cual fue de 1.070 mpcd.
     
    Durante abril de 2023, se reportaron dos avisos de descubrimiento en el pozo Tinamú-1, del contrato de E&P CPO 9, con operador la empresa Ecopetrol., y el pozo Dividivi-1, del contrato E&P VIM-33, operado por la empresa OIL& GAS S.A.S.
     
    En abril se perforaron seis pozos exploratorios y 55 son pozos de desarrollo. Respecto a la actividad de sísmica exploratoria durante el cuarto mes del año, se reportaron 472.56 Km 2D.
     
    Por Daniela Rodriguez para LaRepública.

  • En dos años, el país tendría 20 pozos usando ‘fracking’

    El Gobierno dice que con las normas vigentes se puede aplicar esta tecnología. Ya hay seis contratos firmados.
     
    El auge de los yacimientos no convencionales (YNC), una de las grandes apuestas para incrementar las reservas petroleras del país, ya empezó en Colombia.
     
    Actualmente, la Agencia Nacional de Hidrocarburos cuenta con 22 bloques asignados para este tipo de áreas y seis contratos firmados para iniciar en forma la exploración de estos yacimientos en el Valle del Magdalena Medio y el Catatumbo.
     
    “Yo pensaría que para los próximos dos años podríamos tener unos 20 pozos exploratorios. No en todos los bloques asignados tendremos actividad en ese periodo, hay que hacer sísmica inicialmente, pero ya en la perforación, que es donde se hace la estimulación hidráulica (‘fracking’), estimamos 20 pozos”, precisó el viceministro de Energía, Orlando Cabrales Segovia.
     
    La técnica del fracturamiento o estimulación hidráulica es necesaria para explorar y explotar en estos yacimientos no convencionales, en los que se estima que, en Colombia, hay reservas de 31,7 terapies cúbicos de gas.
     
    Para desarrollar los YNC se requiere perforar horizontalmente el pozo e inyectar un fluido con agua y químicos a alta presión para crear microfracturas en la roca generadora donde está atrapado el hidrocarburo.
     
    “Los recursos no convencionales están atrapados en lutitas, que tienen una textura esquista, dura, no permeable y por eso se deben estimular de esta forma”, explica el ingeniero Óscar Vanegas, docente de la Escuela de Ingeniería de Petróleos de la Universidad Industrial de Santander.
     
    EL DEBATE AMBIENTAL
     
    Pese a la eficiencia de la técnica, las dudas en torno a sus impactos ambientales han generado una ola de movimientos ‘anti-fracking’, al punto de que en países como Francia, Holanda, Luxemburgo y la República Checa han declarado moratoria y hasta prohibición explícita del fracturamiento hidráulico.
     
    La preocupación más común tiene que ver con posibles filtraciones en los pozos que puedan contaminar los acuíferos cuando el líquido utilizado para la estimulación es devuelto a la superficie. También hay dudas con respecto a los efectos que pueda tener la perforación horizontal en la actividad sísmica.
     
    Un estudio de la Liga de Mujeres Votantes de Pensilvania, uno de los estados norteamericanos más beneficiados por el auge de los no convencionales, indica que la aplicación de esta técnica está asociada con el deterioro en la calidad de aire y agua, y afectaciones a la salud de los vecinos de los campos.
     
    En Colombia, en el 2012, la Contraloría General de la República emitió un control de advertencia en el que previno a las autoridades de los impactos que podría generar el ‘fracking’ al ambiente y a la salud pública.
     
    De acuerdo con el ingeniero Vanegas, es posible hacer bien la explotación, siempre y cuando se haga un control estricto y un estudio muy detallado de cada uno de los proyectos.
     
    “Depende, por ejemplo, de cada cuenca y de la profundidad a la que se perfore. En la cuenca de los Llanos Orientales, por ejemplo, hacer ‘fracking’ a menos de 5.000 pies de profundidad sería riesgoso; el cóctel de químicos que se utiliza también debe regularse y debe garantizarse que el fluido que retorna no se reinyecte en pozos menos profundos”, explicó el experto.
     
    REGLAS LISTAS
     
    En el país, el reglamento técnico para explotación de YNC del Ministerio de Minas y Energía fue emitido en marzo de este año y los términos de referencia del Ministerio de Ambiente, en julio.
     
    Con esas dos resoluciones, ya las empresas que tienen contratos para exploración de no convencionales pueden empezar a solicitar licencias.
     
    “Yo sé que Exxon, Shell y Conoco están casi listos para iniciar el trámite ambiental”, reveló el viceministro de Energía.
     
    Si normalmente una licencia para no convencionales se tarda entre 8 y 14 meses para ser tramitada, entonces a mediados del próximo año podría estar la primera actividad de estimulación hidráulica en el país.
     
    “La tranquilidad que tenemos como Gobierno es que hemos hecho un ejercicio muy serio, en los últimos dos años, de reglamentación. Cada uno de los riesgos asociados a la actividad están debidamente atendidos con medidas claras de prevención y mitigación. A quienes se oponen, les pedimos que miren las resoluciones que sacamos y si ven que hace falta algo lo miramos, pero no podemos atacar por atacar”, dijo el Viceministro.
     
    Sin embargo, ya en redes sociales se pueden ver movimientos sociales ‘anti-fracking’ que prometen atizar otro gran debate en torno a la industria petrolera.
     
     
    Fuente: portafolio.co / Nohora Celedón
     
     
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  • En Magdalena Medio hay más prospectiva de no convencional

    Los recursos podrían ser equivalentes a 500 millones de barriles de petróleo, estima la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
     
    A unos 500 millones de barriles de petróleo equivalen los yacimientos no convencionales en parte de la cuenca del Magdalena Medio, en donde se ha investigado sobre el potencial.
     
    Este estimativo corresponde a los recursos prospectivos y todavía no al cálculo de reservas, explicó Juan Fernando Martínez, vicepresidente técnico de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en la Conferencia Energética Colombiana - Enercol 2014, en Bogotá.
     
    En teoría, los recursos prospectivos corresponden a los volúmenes estimados asociados a las cantidades no descubiertas.
    Martínez explicó que esta es la primera vez que se presenta una cifra en el tema y permite mostrar los potenciales de los yacimientos no convencionales, la cual requiere de una etapa de maduración para obtener mayor información e interpretación de los yacimientos, apropiando tecnologías de punta para que Colombia sea parte del escenario internacional de las inversiones en este campo.
     
    Dijo que el objetivo es fomentar y apoyar la exploración desde el Estado hacia la industria para ofrecer al país un portafolio de oportunidades que sean rentables y que generen empleos
     
    “Frente a la prospectividad de los yacimientos no convencionales, se requiere una sinergia entre las agencias del Estado y la industria para unificar conceptos que permita perforar los pozos de una manera más rápida”, anotó.
     
    Llamó la atención en que el país necesita romper paradigmas y mirar las cuencas con otros ojos, por los potenciales de recursos que podrían tener resultados más inmediatos que los campos convencionales, poniendo como ejemplo la cuenca del Sinú y del Offshore.
     
    PRECIOS DE ENERGÍA HACEN VIABLE LAS RENOVABLES
     
    “Cada vez son más altos los precios de la energía y la volatilidad de los precios de bolsa registran alzas incontroladas de más del 300 %, por lo que están dadas las condiciones para implementar fuentes de energía renovables no convencionales”, dijo el senador Juan Diego Gómez.
     
    El señalamiento lo hizo en el marco de la X Colombia minera que se realiza en Medellín, y señaló que a través de la Ley 1715 se creará el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía, orientado a financiar los programas de eficiencia energética. Esas energías serían, además, una apuesta para llegar a las zonas no interconectadas y con ellas, dice el congresista, se pretende promover el desarrollo y la utilización de fuentes no convencionales de energía en el sistema energético nacional, el desarrollo económico sostenible, la reducción de gases de efecto invernadero y la seguridad del abastecimiento energético.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / 
     
     
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  • En Septimbre la Producción de Crudo en Colombia fue de 993.000 barriles promedio por día

    MME. Bogotá D.C.  10 de octubre de 2014. El Ministerio de Minas y Energía informa que la cifra preliminar de producción de crudo en Colombia en septiembre fue de 993.000 barriles por día (BPD/información preliminar), con una leve reducción de 0,6% frente al mes de agosto de este mismo año. Con esto, la producción diaria estimada promedio anual de crudo alcanza los 982.700 BPD en lo que va de 2014.
     
    Durante septiembre se presentaron restricciones técnicas y operacionales que incidieron en la producción y en menor medida se registraron afectaciones por alteración al orden público. El promedio producido refleja también la entrada en producción del campo Juape a partir del 11 de septiembre de 2014 y la ejecución de pruebas iniciales en dos pozos más.
     
    Por otro lado, la cifra preliminar de producción de gas promedio durante septiembre alcanzó los 1.119 millones de pies cúbicos por día (MPCD), lo que representa un aumento de 3,32% por ciento con respecto al mes de agosto (1.083 MPCD). La producción diaria estimada promedio anual de gas en Colombia se mantuvo en 1.114 MPCD. La variación en volumen de gas comercializado se debe al incremento en la demanda.

  • Exxon está aumentando la actividad en la costa de Guyana a medida que la economía se dispara

    Con más de 35 descubrimientos de petróleo desde 2015, el empobrecido microestado sudamericano de Guyana se ha convertido en el lugar de perforación fronterizo más activo del mundo.
    ExxonMobil, supermajor mundial de la energía, está a la cabeza al explotar el prolífico bloque Stabroek en alta mar, donde ha descubierto más de 11 000 millones de barriles de recursos petroleros. Guyana está en camino de convertirse en un productor y exportador de petróleo líder en América del Sur, con una producción prevista para superar los 1,2 millones de barriles por día para 2027, lo que lo convierte en el decimosexto productor de petróleo más grande del mundo. Esto está generando una tremenda bonanza económica para Georgetown con Guyana ahora como la  economía de más rápido crecimiento en el mundo.. Sin embargo, se teme que Guyana carezca de los marcos de gobernanza necesarios para gestionar de manera efectiva la enorme ganancia inesperada generada por el petróleo. Esto deja a la antigua colonia británica en riesgo de verse afectada por la maldición del petróleo que dejó a la vecina  Venezuela en un caos político y económico .
     
    El pozo Liza-1 de 2015 de Exxon en el bloque Stabroek de 6,6 millones de acres, donde es el operador con una participación del 45 % en la explotación con Hess y CNOOC con el 30 % y el 25 % respectivamente, fue el primer descubrimiento de petróleo importante en la costa de Guyana. Desde entonces, Exxon ha informado de más de 30 descubrimientos en el bloque y, para abril de 2023, estaba bombeando casi 400 000 barriles por día desde el campo petrolífero de Liza con dos embarcaciones flotantes de almacenamiento y descarga de producción. Exxon y sus socios tienen tres proyectos más en marcha en el Bloque Stabroek con el desarrollo Uaru de 250.000 barriles por día de $12.700 millones,  el último para ser aprobado. Exxon planea iniciar el proyecto Payara durante el cuarto trimestre de 2023, con las actividades de puesta en marcha actualmente, que será el tercer gran desarrollo en alta mar. Payara tendrá una capacidad de 220.000 barriles por día, que una vez alcanzada impulsará la producción total de petróleo de Guyana a más de 600.000 barriles por día, lo que dará un impulso saludable a los ingresos petroleros de Georgetown. Esas operaciones, junto con el proyecto Whiptail aún por aprobar, elevarán  la producción de petróleo de Guyana a 1,2 millones de barriles por día  para 2027.
    Exxon también está procediendo con una incesante campaña de perforación en Guyana. A fines de abril de 2023, el  supermajor anunció un descubrimiento en el Bloque Stabroek con el pozo Lancetfish-1 que intersectó con 92 pies de arenisca petrolífera. No obstante, el pozo salvaje Kokwari-1 perforado en la sección noroeste del bloque Stabroek, a 37 millas del pozo Liza-1, quedó seco. Exxon también perforó los pozos exploratorios Basher-1 y Blackfin-1 durante el primer trimestre de 2023. Estos forman parte de una campaña de exploración de 10 pozos en el Bloque Stabroek. Durante marzo de 2023, Exxon presentó una Evaluación de impacto ambiental ante la Agencia de Protección Ambiental de Guyana que describe un plan de perforación de 35 pozos para el Bloque Stabroek. Los éxitos de perforación anteriores hacen probable que Exxon informe sobre nuevos descubrimientos de petróleo en el transcurso de 2023, lo que aumentará el volumen de recursos de petróleo recuperables en el Bloque Stabroek, que se estimó anteriormente en más de 11 mil millones de barriles. 
     
    Las operaciones petroleras de Exxon en el bloque Stabroek están generando una enorme ganancia económica y fiscal para Georgetown. El empobrecido microestado de América del Sur, con una población de más de 800 000 habitantes, surgió durante 2020 como la economía de más rápido crecimiento del mundo y reportó que el producto interno bruto se expandió un 43,5 % ese año. Desde entonces, la economía de Guyana se ha expandido a un ritmo sorprendente. Para 2021, el PIB creció un 20 % y luego la friolera de 62 % durante 2022, y se  prevé que la economía se expandirá en un notable 37% en 2023, lo que la convierte en la economía de más rápido crecimiento de cualquier estado soberano. Guyana se está beneficiando de una ganancia financiera sustancial del enorme auge del petróleo en alta mar a pesar del contrato desventajoso con el consorcio liderado por Exxon que deja al país expuesto a riesgos financieros y ambientales. Según  el banco central de Guyana , el microestado sudamericano recibió $53,3 millones en regalías y $143,3 millones de ganancias del petróleo durante abril de 2023. A fines de abril de 2023, el fondo de recursos naturales de Guyana tenía un saldo de $1,67 mil millones. Para 2023, el ministro de Finanzas de Guyana  espera que los ingresos petroleros aumenten  un notable 31% año tras año a $1.63 mil millones. Esas sumas seguirán creciendo a medida que se expanda la producción de petróleo y Exxon ponga en línea FPSO adicionales.
     
    Los tremendos ingresos del petróleo que fluye hacia Guyana se están invirtiendo en una serie de proyectos de infraestructura que incluyen carreteras, un puerto de aguas profundas y un proyecto de conversión de gas natural en energía por valor de 1900 millones de dólares. El puerto de aguas profundas que se está construyendo en el este de Guyana en la ciudad de Berbice es una pieza clave de la infraestructura de la industria energética que se necesita con urgencia.
     
    El puerto está siendo  construido por CGX Energy , una subsidiaria de propiedad del 78% del productor canadiense de petróleo intermedio Frontera Energy. Una vez que esté terminado a finales de 2023, el puerto ampliará significativamente la capacidad de carga de Guyana, incluido el petróleo, con las dos instalaciones de envío de petróleo existentes en el país que ya están operando a plena capacidad sin espacio para la expansión. El puerto también tiene el potencial de dar servicio al vecino Surinam, que está experimentando su propio auge petrolero incipiente y se especuló que la empobrecida ex colonia holandesa posee un considerable potencial petrolero en alta mar a la par de Guyana.
     
    Guyana se encuentra entre los países más pobres de América del Sur, con sectores de la población que viven en la pobreza sin acceso a bienes públicos básicos, como agua corriente limpia y electricidad. El petróleo está generando una bonanza económica que sacará a Guyana de la pobreza y lo convertirá en el país más rico de América del Sur, un manto que alguna vez ocupó Venezuela. Hay temores de que esta vasta riqueza petrolera desencadene la corrupción endémica, así como la disfunción económica y política que causó  la virtual implosión de Venezuela.. En menos de dos décadas, la economía de Venezuela, agobiada por un régimen socialista dictatorial que fomentó la corrupción, el caos político y la mala conducta, colapsó. De hecho, hubo un tiempo en que el presidente Hugo Chávez creía que los considerables ingresos generados por la vasta riqueza petrolera de Venezuela nunca terminarían. Sin embargo, para 2015, la economía de Venezuela estaba en ruinas, abrumada por precios del petróleo marcadamente más bajos y una industria petrolera en crisis. Todavía está por verse si esto ocurrirá en Guyana, pero se teme que la corrupción desenfrenada y la inestabilidad política existente puedan crear las condiciones ideales para que la maldición del petróleo cobre otra víctima. 
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com

  • Exxon evita por poco detener la producción de petróleo en Guyana

    Un tribunal de apelaciones suspendió una orden emitida por un tribunal inferior que podría haber hecho que la gran empresa Exxon perdiera su licencia para operar el pozo marino Liza-1 que produce aproximadamente la mitad de la producción de petróleo del país.
    De acuerdo con su contrato con el gobierno de Guyana, el consorcio que opera el pozo Liza-1 y explora en todo el bloque Stabroek, debe tener una cobertura de seguro para poder pagar todos los costos de un posible derrame más una garantía ilimitada proporcionada por el socio principal. , que es Exxon, que cubre todo lo que no cubre la póliza de seguro.
     
    Sin embargo, un tribunal de Guyana concluyó recientemente que esta garantía no existía y, en caso de derrame, el estado de Guyana tendría que asumir la carga de los costos no cubiertos por la póliza de seguro. Exxon y sus socios apelaron la decisión y ganaron.
     
    A pesar de la decisión favorable de la corte de apelaciones, Exxon aún necesitaría hacer un depósito de seguridad de $2 mil millones dentro de diez días, informó Argus , mientras el caso espera ser adjudicado en la máxima corte de apelaciones del país sudamericano.
     
    Si la empresa no paga, se restablecería la demanda de una garantía ilimitada para la cobertura del seguro, lo que obligaría a Exxon a suspender la producción. Esto costaría a los socios del consorcio unos 350 millones de dólares mensuales en ingresos perdidos, informó Reuters .
     
    Exxon y sus socios Hess Corp. y CNOOC de China han realizado unos 30 descubrimientos en la costa de Guyana desde que comenzaron a explorar el bloque Stabroek. La producción está aumentando constantemente, y es probable que alcance los 400.000 bpd a finales de este año. Guyana es una jurisdicción prioritaria para Exxon, junto con el esquisto estadounidense.
     
    Exxon, Hess y CNOOC son los únicos productores de petróleo en Guyana, pero el gobierno del país tiene grandes planes. Guyana está licitando  14 bloques más este año, ya que busca acelerar su transformación en un importante productor de petróleo al tiempo que reduce el dominio de Exxon en su industria petrolera emergente.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com

  • ExxonMobil: la nueva tecnología de fracking puede duplicar la producción de petróleo

    La revolución del esquisto estadounidense transformó drásticamente los mercados mundiales de energía. El auge del esquisto fue una de las historias de crecimiento más impresionantes, desde el despegue en 2008 hasta que el Pérmico robó el manto de Ghawar de Arabia Saudita como el campo petrolero de mayor producción del mundo en poco más de una década. 
    En general, Reuters ha estimado que “ la producción de petróleo de EE. UU. es al menos 10-11 millones de bpd más alta de lo que hubiera sido sin la perforación horizontal y la fracturación hidráulica”. ' 
     
    Desafortunadamente, el parche de esquisto últimamente ha estado luchando para aumentar la producción debido a una letanía de desafíos que incluyen la presión de los inversores para aumentar los rendimientos, equipos y trabajadores limitados, así como la falta de capital.
    Pero el gigante de esquisto ExxonMobil Corp. (NYSE:XOM) ahora está apostando a que los productores de esquisto pueden duplicar la producción de crudo de sus pozos existentes mediante el empleo de nuevas tecnologías de fracking.
     
    “ Solo queda mucho petróleo en el suelo. El fracking existe desde hace mucho tiempo, pero la ciencia del fracking no se comprende bien”, dijo el director ejecutivo de Exxon, Darren Woods, el jueves en la conferencia de decisiones estratégicas de Bernstein. Woods ha revelado que Exxon está trabajando actualmente en dos áreas específicas para mejorar el fracking. En primer lugar, la compañía está tratando de fracturar con mayor precisión a lo largo del pozo para que se drene más roca empapada de petróleo. También está buscando formas de mantener abiertas las grietas fracturadas por más tiempo para impulsar el flujo de petróleo. 
     
    Refracciones de esquisto
     
    Afortunadamente, el parche de esquisto de EE. UU. no tendrá que esperar a que Exxon perfeccione sus nuevas tecnologías de fracking. Ya existe una tecnología comprobada para que los productores de petróleo regresen a los pozos existentes y les den una segunda voladura de alta presión para aumentar la producción por una fracción del costo de terminar un nuevo pozo: refracturamiento de pozos de esquisto. 
     
    La refracturación es una operación diseñada para volver a estimular un pozo después de un período inicial de producción, y puede restaurar la productividad del pozo a tasas de producción casi originales o incluso más altas, así como extender la vida productiva de un pozo. El re-fracking puede ser algo así como un impulso para los productores: un aumento rápido en la producción por una fracción del costo de desarrollar un pozo nuevo.
     
    Si bien el refracturamiento nunca se ha generalizado, la técnica está experimentando una mayor adopción a medida que mejora la tecnología de perforación, los campos petroleros envejecidos erosionan la producción y las empresas intentan hacer más con menos. Según un informe publicado en el Journal of Petroleum Technology , una nueva investigación de Eagle Ford Shale en el sur de Texas muestra que los pozos refractarios que usan revestimientos son incluso capaces de superar a los pozos nuevos a pesar de que estos últimos se benefician de diseños de terminación más modernos. 
     
    JPT también estima que Bakken Shale de Dakota del Norte se extiende a lo largo de unos 400 pozos descubiertos capaces de generar un exceso de $ 2 mil millones si se refracta. Eso sí, esa estimación se deriva de los precios del petróleo a $ 60/bbl frente al precio promedio del petróleo de este año de casi $ 90/bbl. Según Garrett Fowler, director de operaciones de ResFrac, un refractario puede ser hasta un 40 % más económico que un pozo nuevo y duplicar o triplicar los flujos de petróleo de los pozos antiguos.
     
    Cómo funcionan los refractores
     
    Fowler dice que el método de refracción más común consiste en colocar un revestimiento de acero dentro del pozo original y luego perforar agujeros a través de la carcasa de acero para acceder al depósito. El proceso generalmente usa la mitad de acero y arena de fracturamiento que un pozo nuevo.
     
    Refrac tiene mucho sentido en el entorno inflacionario actual. En abril, el productor de esquisto de Texas Callon Petroleum Company (NYSE: CPE) reveló que los costos de la arena de fracturación, la tubería de perforación y la mano de obra han aumentado los costos de los servicios de perforación y terminación de pozos ~20 % anual. Callon y Hess Corp. (NYSE: HES), que perforan en el esquisto Bakken de Dakota del Norte, se han visto obligados a aumentar los presupuestos de gastos de capital por encima de los costos. Callon agregó $ 75 millones a su presupuesto original, mientras que Hess agregó $ 200 millones a sus gastos.
    " Técnicas como la refractura permitirán que la industria continúe extrayendo petróleo y gas de estos yacimientos ", dijo Stephen Ingram, vicepresidente regional de la firma de fracturación hidráulica Halliburton Company (NYSE: HAL).
     
    Otro beneficio clave: las refracciones no requieren permisos estatales adicionales ni nuevas negociaciones con los propietarios. También son menos perjudiciales para el medio ambiente porque los pozos ya tienen acceso por carretera.
     
    " Teniendo en cuenta la inflación, los problemas de la cadena de suministro y el aumento de los salarios, ahora es un buen momento para que los operadores comiencen a buscar pozos en busca de oportunidades de refracción " , dijo a Reuters Matt Johnson, director ejecutivo de la consultora energética Primary Vision Network .
     
    Los refractarios también han demostrado tasas de recuperación más altas: en URTeC 3724057 , Roberta Barba, consultora de terminaciones desde hace mucho tiempo y directora ejecutiva de Integrated Energy Services, con sede en Houston, et al. Comparta un estudio de caso de Eagle Ford Shale en el sur de Texas que involucre cinco pozos refractarios. Los pozos refracturados tenían un EUR posrefracción promedio combinado de 13,2 % en comparación con un EUR inicial de 7,4 % promedio de siete nuevos pozos de relleno con diseños de terminación modernos. 
     
    Robert Barba, consultor de terminaciones desde hace mucho tiempo y director ejecutivo de Integrated Energy Services (IES), con sede en Houston. La recuperación final estimada (EUR) se refiere a la producción potencial esperada de un pozo o depósito de petróleo y se compone de tres componentes: reservas probadas; reservas probables; y posibles reservas. 
     
    Los autores del artículo dicen que, a pesar de las supuestas ventajas de una terminación moderna, los refractores pueden aumentar el volumen del yacimiento estimulado " más allá de lo que se puede lograr en una nueva terminación". Esto se atribuye al hecho de que a medida que el yacimiento se agota y la presión intersticial cae, las fracturas de un refractario tienden a crecer en una nueva dirección y perforar porciones de roca previamente inaccesibles.
     
    Nicho de mercado
     
    A pesar de estos beneficios aparentemente claros, es sorprendente que la refracción siga siendo una tecnología marginal en el parche de esquisto de EE. UU. La consultora energética noruega Rystad Energy ha estimado que de todas las estimulaciones de pozos horizontales de EE. UU. realizadas hasta septiembre, de las 8.900 estimulaciones totales de enero a septiembre, solo 200, o un poco más del 2%, fueron pozos refractarios. La gran mayoría se encontraba en la Cuenca Pérmica que abarca Texas y Nuevo México e involucraba pozos perforados antes de 2018. Rystad estima que el conteo aumentará a ~400 refractos para fines de año, o un poco más del 3 % del total de terminaciones y comparable con el final del año pasado. recuento de 409 refracts.
     
    “ Es un mercado muy especializado. Las empresas que lo están haciendo probablemente seguirán haciéndolo, pero no creo que los refractores vayan a explotar en número el próximo año. Veo una actividad estable que es muy similar al 2-3% de las terminaciones totales de este año ”, dijo Justin Mayorga, analista senior de investigación de esquisto para Rystad, al Journal of Petroleum Technology.
     
    De hecho, Rystad dice que muchos productores de esquisto de EE. UU. utilizan refractarios más para proteger los resultados de los nuevos pozos secundarios que comparten la misma plataforma que para impulsar la producción de pozos más antiguos. Sin embargo, no es por falta de oportunidades: solo en la Cuenca Pérmica, Alfredo Sánchez, director ejecutivo del proveedor de equipos para campos petroleros MorphPackers , estima que hay decenas de miles de pozos que son buenos candidatos para la refracturación.
     
    Sin embargo, Barba es optimista de que el Parche de esquisto de EE. UU. cambiará hacia tasas más altas de refracturamiento en un futuro no muy lejano por una razón clave:
     
    “Estamos viendo factores de recuperación más altos en los refractarios (petróleo acumulativo más la recuperación final estimada (EUR) del refractario) que en los pozos nuevos”. 
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com

  • Francesa CGG evaluará potencial petrolero en Colombia

    El grupo francés de servicios petroleros realizará el mayor estudio sísmico jamás efectuado frente a las costas de Colombia.

    La compañía francesa CGG anunció este jueves que ha obtenido "un importante contrato" con la estadounidense Anadarko Petroleum.

    El programa de investigación permitirá determinar el potencial petrolero de una zona de más de 16.000 km2 en las costas del Caribe colombiano, precisó CGG en un comunicado. El texto no precisa el monto del contrato.

    Los datos serán recabados por dos buques de la flota de CGG, el "Oceanic Sirius" y el "Oceanic Vega", y procesados en su centro de Houston (Texas, sur de Estados Unidos).

    El estudio comenzará en el segundo trimestre del año. CGG ya firmó con Anadarko un contrato menor en Colombia, que concernía 5.500 km2, y que según recuerda fue llevado a cabo "con éxito" en 2013.

    Fuente: Portaflio.co / AFP

  • Gigantes petroleras de América Latina deben US$275.000 millones

    Ecopetrol planea reducir las inversiones anuales en los próximos años y se concentra cada vez más en la exploración y la producción.

    Los gobernantes de la región se ven obligados a archivar planes de gastar fondos petroleros en proyectos populares luego de que el precio del crudo cayera más de 50 por ciento en los últimos dos años, por lo que ahora se ven ante crecientes cuentas en sus gigantes con respaldo estatal. La carga crece a medida que las monedas locales declinan contra el dólar, lo que eleva el costo de reembolsar deuda en moneda extranjera.

    Es un problema general. La gigante estatal de Brasil, Petróleo Brasileiro SA, es la compañía petrolera más endeudada del mundo, mientras que los operadores de permutas de riesgo crediticio apuestan a que hay un 68 por ciento de probabilidades de que Petróleos de Venezuela SA, conocida como PDVSA, se encamine a un impago en los próximos 12 meses. Ambas tienen peso en la economía de la región, que ya se estima se contraerá por segundo año consecutivo en 2016.

    “Es difícil, no hay duda”, dijo Alberto Ramos, economista jefe para América Latina de Goldman Sachs Group Inc. “Algunas de esas compañías acumularon un fuerte endeudamiento en el período en que los precios del petróleo eran altos”.

    Si bien muchos dicen que el implícito –y en algunos casos explícito- respaldo del estado hace improbable un impago de las compañías, su salud financiera se considera cada vez más precaria. El riesgo de los bonos que mide el mercado de permutas de riesgo crediticio ha aumentado en el caso de gigantes petroleras latinoamericanas en momentos en que las compañías productoras de crudo de Venezuela, Brasil y México tienen una deuda en dólares más abultada que la del gobierno que las respalda. Sólo la colombiana Ecopetrol SA tiene una deuda menor.

    Amenaza colectiva

    Petróleos Mexicanos, conocida como Pemex, que tiene la calificación crediticia más alta de las cuatro, ya sufrió una rebaja de nota por parte de Moody’s Investors Service en noviembre y está en revisión con miras a otra reducción. La compañía, que tiene sede en Ciudad de México, cuya producción ha declinado durante 11 años consecutivos, se ve cada vez más presionada a vender activos. El mes pasado se comprometió a reducir 100.000 millones de pesos mexicanos (US$5.600 millones) su presupuesto de 2016 luego de dar a conocer pérdidas de US$32.000 millones el año pasado.

    Por su parte, la compañía productora brasileña también se deshace de activos y suspende proyectos luego de años de invertir más de US$40.000 millones anuales en enormes yacimientos de petróleo en aguas profundas del Atlántico Sur y subsidiar importaciones de combustible par el gobierno. Su endeudamiento casi se cuadruplicó en los últimos cinco años.

    La compañía, conocida como Petrobras, que emitió bonos a 100 años el año pasado, tiene más de US$13.000 millones en capital de bonos que vence en los próximos 24 meses. La empresa se aseguró el mes pasado un crédito de US$10.000 millones de China Development Bank Corp.

    La colombiana Ecopetrol planea reducir las inversiones anuales en los próximos años y se concentra cada vez más en la exploración y la producción. Por su parte, la compañía venezolana enfrenta pagos de bonos de US$13.000 millones en los próximos dos años y se considera que corre el riesgo de un impago al encontrarse el gobierno ante su propia carga de próximos vencimientos soberanos, dice Standard & Poor’s.

    Si bien la diversidad y magnitud de los problemas hace que los analistas adviertan que no debe agruparse a las compañías petroleras estatales latinoamericanas, éstas conforman de todos modos una amenaza colectiva para la economía de la región.

    Fuente: Elespectador.com

  • Gobierno cierra filas contra el fracking: “No afecta las finanzas ni está en las cuentas fiscales de la Nación”

    El proyecto que cursa en el Congreso busca no solo prohibir el fracking, sino reformular la política de transición energética en el país.
    El proyecto de ley que busca prohibir la práctica del fracking y la exploración de yacimientos no convencionales en Colombia avanza en el Congreso. 
     
    La Comisión Quinta de la Cámara adelantó una audiencia pública para profundizar en los aspectos de esta propuesta, que está a dos debates de convertirse en ley.
     
    La audiencia realizada para este jueves contó con la participación de diversos actores, incluyendo la ministra de Ambiente, Susana Muhamad y el ministro de Minas, Omar Andrés Camacho. 
     
    “No afecta las finanzas de la Nación. El fracking no está contemplado en ningún conteo de reservas, no están las cuentas fiscales del gobierno, del marco fiscal de mediano plazo, porque esto apenas iba a empezar unos pilotos que nos iban a dar resultados para llegar a una explotación comercial, prospectiva en diez años”, indicó la ministra Muhamad. 
     
    Este evento discutió las afectaciones y las consecuencias del fracking en los ecosistemas y la calidad del suelo, así como su impacto en la pesca artesanal, la agricultura y las comunidades locales.
     
    Muhamad expresó que “si quisiéramos realmente avanzar con el Acuerdo de París, necesitaríamos empezar a cerrar lo que esta en producción de combustibles fósiles hoy. Según los expertos, con las infraestructuras que están puestas hoy explotación de petróleo, carbón y gas, no vamos a lograr la meta de estabilizar la temperatura promedio global”.
     
    En abril, el proyecto de ley fue aprobado por el Senado de la República, con un respaldo mayoritario de 62 votos a favor y 9 en contra.
     
    Sin embargo, el debate continúa y se espera la participación de representantes de sectores como hidrocarburos, gobierno, Ecopetrol y la sociedad civil en la audiencia pública.
     
    “Para la política minero energética que se ha decidido desde este gobierno, no hay una afectación. Está totalmente alineado con nuestra política energética, no afecta la seguridad, no afecta la soberanía y por el contrario consideramos nos permitirá avanzar en la consolidación de ese proceso de transición que es gradual”, precisó, por su parte, el ministro de Minas, Omar Andrés Camacho.
     
    El proyecto de ley busca no solo prohibir el fracking, sino también reformular la política de transición energética en el país.
     
    Previo al tercer debate del proyecto, se conoció la opinión de expertos como Andrés Gómez, investigador del área de energía y justicia temática de Censat: 
     
    “Hay amplio conocimiento y experiencia al respecto, pero también en los temas económicos, el fracking y la explotación en general de yacimientos no convencionales puede dejar a Colombia en una situación completamente distinta”, dijo.
     
    Por David Rincón para RCN Radio.

  • Goldman afirma que los precios del petróleo podrían alcanzar los 107 dólares si la OPEP+ extiende los recortes el próximo año

    Los precios del petróleo podrían alcanzar los 107 dólares por barril el próximo año si los productores de la OPEP+ no revierten sus recortes de producción en 2024, dijo Goldman Sachs, señalando que un precio de tres dígitos no es el escenario base del banco.
    El martes, Arabia Saudita extendió su recorte de 1 millón de barriles por día (bpd) hasta diciembre de 2023, en una medida que, según dice, refuerza “los esfuerzos de precaución realizados por los países de la OPEP Plus con el objetivo de apoyar la estabilidad y el equilibrio de los mercados petroleros”. Los recortes, que significan que los sauditas bombearán 9 millones de bpd hasta fin de año, se revisarán mensualmente para considerar profundizar el recorte o aumentar la producción, dependiendo del estado del mercado.
    Rusia también extendió su recorte de exportaciones de 300.000 bpd hasta diciembre, con la opción de revisar cada mes y potencialmente profundizar los recortes o aumentar la oferta, según las condiciones del mercado.
     
    Las medidas adoptadas por Arabia Saudita hicieron que los precios del petróleo se dispararan: el Brent superó los 90 dólares y el WTI se acercó a los 88 dólares.
     
    Tras los anuncios, Goldman Sachs Commodities Research escribió en una nota que los recortes extendidos aumentan los riesgos al alza para los precios del petróleo.
     
    "Consideremos un escenario alcista en el que la OPEP+ mantenga los recortes de 2023... plenamente vigentes hasta finales de 2024 y en el que Arabia Saudita sólo aumente gradualmente la producción", escribieron los analistas de Goldman, según lo publicado por CNN.
     
    Este escenario alcista puede impulsar los precios del petróleo hasta 107 dólares por barril en diciembre de 2024, dijo el banco de Wall Street, pero advirtió que este no es su escenario base.
    “Esta no es nuestra visión de base porque creemos que es poco probable que el grupo de productores busque precios muy por encima de los 100 dólares el barril dada la fuerte respuesta de la oferta y la inversión a la crisis energética de 2022, nuestro seguimiento de alta frecuencia del esquisto estadounidense y la importancia política de Precios de la gasolina en Estados Unidos”, según la nota de Goldman publicada por Reuters . 
     
    Otros analistas dicen que los recortes extendidos de la oferta por parte de los dos líderes de la OPEP+, Arabia Saudita y Rusia, no justifican un precio del petróleo de 100 dólares el barril, especialmente a la luz de las persistentes preocupaciones económicas y de demanda de petróleo.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com

  • Goldman Sachs prevé precio del petróleo en EE.UU. al 2020 entre US$50 y US$60 por barril

    "Seguimos teniendo un panorama de precios deflacionario a largo plazo impulsado por la productividad del petróleo de esquisto, altos suministros de la OPEP y, entre 2016 y 2018, el inicio de proyectos", dijo el banco en una nota de investigación con fecha 20 de mayo.

    Goldman Sachs prevé que los precios del petróleo en Estados Unidos se mantengan en un rango de entre US$50 y US$60 por barril al 2020, debido principalmente a mejoras en los niveles de productividad de los hidrocarburos no convencionales y una mayor oferta de países de la OPEP.

    "Seguimos teniendo un panorama de precios deflacionario a largo plazo impulsado por la productividad del petróleo de esquisto, altos suministros de la OPEP y, entre 2016 y 2018, el inicio de proyectos", dijo el banco en una nota de investigación con fecha 20 de mayo.

    El banco, que suele ser pesimista, elevó la semana pasada su pronóstico de precios a corto plazo al sostener que el mercado petrolero había alcanzado un déficit debido a interrupciones en la producción en Nigeria y Canadá.

    En la nota, Goldman Sachs estimó que los precios del petróleo en Estados Unidos promediarían US$45 por barril en 2016, desde US$38 previamente, aunque redujo su cálculo en el 2017 a US$53 dólares desde US$58.

    El banco proyectó que el Brent promediaría US$45 por barril este año, desde US$39 estimados previamente, y US$55 por barril en 2017, frente a US$60 en una estimación anterior.

    "Durante el año pasado, la productividad del crudo de esquisto ha estado en línea con nuestras estimaciones de entre 3% y 10% y seguimos viendo un rango de precios de entre US$50 y US$60 por barril durante el 2020", dijo.

    El aumento en la productividad durante el 2020 "impulsaría el punto de equilibrio promedio en los campos de esquisto por debajo de US$50 por barril para el crudo en Estados Unidos", agregó.

    Goldman dijo que la amenaza de un gas de esquisto más eficiente llevó a la OPEP a maximizar su producción, lo que podría elevar los suministros del grupo durante fines de la década y aumentar levemente la cuota de mercado de Arabia Saudita.

    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters

  • Grandes petroleras se vuelcan al gas

    Las compañías petroleras que han extraído billones de barriles de crudo de la tierra ahora dicen que el futuro está en su otro producto principal: el gas natural, combustible que promocionan como el sucesor lógico del carbón.

    Como casi 200 países negociarán un acuerdo vinculante sobre emisiones de carbono en diciembre, las empresas de combustibles fósiles, con Royal Dutch Shell Plc y Total SA a la cabeza, dicen que ahora se centrarán en el gas como alternativa más limpia al carbón barato que actualmente es lo que más se usa para la generación de energía en todo el mundo.

    Esto ha dado lugar a una guerra de palabras entre las dos industrias y a la preocupación de que las grandes petroleras estén más interesadas en conquistar cuota de mercado que en combatir el calentamiento global.

    “Total es gas y el gas es bueno”, dijo el lunes el máximo responsable ejecutivo Patrick Pouyanne, antes de la Conferencia Mundial del Gas de París que tendrá lugar esta semana. Sus comentarios son similares a los efectuados dos semanas antes por el CEO de Shell Ben Van Beurden, que señaló que su compañía ha pasado de ser “una empresa de petróleo y gas a convertirse en una empresa de gas y petróleo”.

    Shell comenzó a producir más gas que petróleo en 2013 y Total al año siguiente. La producción de Exxon Mobil Corp. aumentó de 39% de la producción total hace seis años a aproximadamente un 47% el año pasado. Las compañías están impulsando las ventas en China, India y Europa.

    El carbón de productores encabezados por Glencore Plc y BHP Billiton Ltd. genera alrededor del 40% de la electricidad del mundo. Shell, Total, BP y otras compañías petroleras dijeron el lunes en una declaración conjunta que se unirán para promocionar al gas como un combustible más inocuo para el clima que el carbón.

    ‘El enemigo’

    “El enemigo es el carbón”, expresó Pouyanne el lunes.

    Prometió retirarse de la minería del carbón y dijo que Total también podría suspender la negociación del carbón en Europa.

    “Una estrategia clave para que los productores de gas hagan avanzar esa agenda es pedir a los gobiernos que graven las emisiones de carbono de las centrales eléctricas. Esto crearía un incentivo económico para que se pase del carbón, la principal fuente de gases de efecto invernadero, a opciones más limpias.

    El máximo responsable ejecutivo de BP Bob Dudley reclamó un precio del carbono en la asamblea de accionistas de la compañía el 16 de abril, mientras que el titular de Exxon Rex Tillerson el 27 de mayo reiteró su apoyo a un impuesto al carbono si se llega a un consenso en los Estados Unidos.

    Dudley, Tillerson, Pouyanne, Van Beurden y Eldar Saetre de Statoil ASA se sumarán al CEO de Chevron Corp. John Watson en la conferencia de París esta semana para analizar la forma de promover el gas como combustible principal para lograr un mundo limpio y sostenible.


    Fuente: Dinero.com

  • Grandes productores de petróleo negocian en Doha congelar la producción

    Discuten un proyecto de acuerdo para detener hasta octubre el bombeo a sus niveles de enero, con el fin de dinamizar los precios.

    Los grandes productores de petróleo negocian este domingo en Catar una posible congelación de petróleo. 

    El ministro ecuatoriano de Hidrocarburos, Carlos Pareja, declaró a los periodistas que su país, miembro de la Organización de países exportadores de petróleo (Opep), apoyaba este acuerdo para que estabilice el mercado petrolero y sostenga las cotizaciones, hundidas por un exceso de oferta. 

    El ministro de energía de Azerbayán, Natig Aliyev, citado por la agencia rusa RIA Novosti, indicó por su parte que el proyecto de acuerdo prevé una congelación de la producción "a sus niveles de enero" y ello "hasta octubre". 

    Tras consultas "informales" por la mañana en un gran hotel de Doha, los ministros presentes fueron recibidos, según la agencia oficial Qna, por el emir de Catar, jeque Tamim ben Hamad Al Jalifa. 

    Una quincena de países, mayoritariamente miembros de la Opep y liderados por Arabia Saudí, están representados en Doha, donde intentan concertarse con países no OPEP, como Rusia. 

    Irán, gran rival de Arabia Saudita, decidió que no enviaría representantes a esta reunión, lo que puede limitar el alcance de un eventual acuerdo "Irán no renunciará de ninguna manera a su cuota de producción histórica", declaró dijo el ministro iraní de Petróleo, Bijar Namdar Zanganeh, en referencia al nivel de producción y exportación de su país antes de las sanciones internacionales, y para explicar su ausencia de la reunión. 

    El vice príncipe heredero de Arabia Saudita, Mohammed ben Salman, había dicho en una entrevista publicada el sábado que su país no congelaría su producción de crudo a menos que Irán lo haga también. Arabia Saudí está representada por su ministro del Petróleo, Ali al Nuaimi.

    UN ACUERDO POSIBLE

    Kamel al Harami, experto petrolero kuwaití, estima sin embargo posible un acuerdo este domingo sobre una congelación de la producción, incluso sin Irán. 

    "Irán es incapaz de agregar más de medio millón de barriles diarios a su producción de aquí a fin de año", explicó Harami en Doha. 

    "Creo que esto no tendrá gran impacto en la reunión", vaticinó. Catar, el país anfitrión, afirmó que una "atmósfera de optimismo" se instauró la víspera de la reunión, mientras que el ministro en ejercicio del Petróleo de Kuwait, Anas Saleh, dijo ante la prensa que también era "optimista". 

    Pero los precios del petróleo cerraron con una clara caída el viernes, resultado del escepticismo imperante antes de la reunión de Doha. 

    Un proyecto, suscrito en febrero por Arabia Saudita, Rusia, Catar y Venezuela, busca congelar la producción de crudo con el fin de contrarrestar la oferta excesiva hasta que la demanda se reactive, el tercer trimestre de 2016.

    Los analistas están divididos acerca de los posibles resultados de la reunión de Doha, que podrían impulsar los precios al alza como provocar de nuevo su desplome. Varios expertos excluyen un impacto significativo en un mercado petroleo que sigue siendo volátil a pesar del acuerdo de febrero. La Agencia Internacional de Energía Atómica (AIEA) advirtió que un acuerdo en Doha tendría un "impacto limitado" en la oferta. 

    La Opep comunicó, antes de la reunión, que la oferta excedentaria se podría acentuar aún más. La organización revisó a la baja sus previsiones de crecimiento de la demanda mundial este año y podría reducirlas más. 

    La caída de un 60 % de los precios del crudo desde junio de 2014 ha venido provocada por una oferta más que abundante, consecutiva a una considerable subida de la producción de petróleo no convencional, el petróleo de esquisto estadounidense, y la negativa de la OPEP, en noviembre de 2014, a reducir su producción. 

    Los países exportadores han perdido sumas colosales y registraron déficits presupuestarios que conllevaron medidas de austeridad.

    Fuente: Portafolio.co

  • Guyana bombeará 1,2 millones de barriles de petróleo al día hasta 2027

    La pequeña nación caribeña de Guyana está experimentando un colosal boom petrolero que no deja de crecer. En enero de 2023, ExxonMobil, que es el operador, hizo otro descubrimiento de petróleo de clase mundial en el prolífico Bloque Stabroek de 6,6 millones de acres frente a la costa de Guyana. El supergran grupo energético ha realizado más de 30 descubrimientos de alta calidad en el bloque desde 2015. Estos descubrimientos han proporcionado a Exxon, que posee una participación del 45% en el bloque Stabroek, y a sus socios, Hess (35%) y CNOOC (25%), más de 11.000 millones de barriles de recursos petrolíferos recuperables. La calidad y el volumen de los descubrimientos hicieron que Exxon acelerara el desarrollo del bloque Stabroek, que en tan sólo cinco años pasó del descubrimiento al primer petróleo. Guyana, que disfruta de un crecimiento económico explosivo gracias al auge del petróleo, va camino de convertirse en un importante productor y exportador mundial de petróleo. Hay muchos indicadores de que el potencial petrolero de la antigua colonia británica es mucho mayor de lo que se preveía en un principio.
    Los datos del Ministerio de Recursos Naturales muestran que, a finales de febrero de 2023, Guyana bombeaba 383.000 barriles al día desde dos buques FPSO (Floating Production Storage and Offloading) que operan en el yacimiento petrolífero de Liza, en el Bloque Stabroek. Esto convierte a la antigua colonia británica en el séptimo productor de petróleo de América Latina y el Caribe. Se cree que Exxon puede, mediante la optimización de las operaciones, aumentar la producción de los dos FPSO que operan en el Bloque Stabroek hasta 400.000 barriles diarios. Un tercer buque FPSO Prosperity está de camino a Guyana, tras haber salido de su astillero de Singapur en febrero de 2023. Este buque está destinado al desarrollo de Payara, cuya puesta en marcha en 2023 tiene como objetivo una producción de 220.000 barriles diarios.
     
    Según John Hess, Consejero Delegado de Hess, Guyana está en vías de bombear 1,2 millones de barriles diarios desde seis FPSO del bloque Stabroek en 2027. Esto representa un aumento sustancial respecto a las estimaciones anteriores, que situaban la producción de petróleo prevista en 850.000 barriles diarios para finales de 2027. Este aumento significativo de la producción estimada se debe a que Exxon ha acelerado el desarrollo del Bloque Stabroek, que la supergran empresa señaló como prioritario a principios de diciembre de 2021. A mediados de 2022, Exxon tenía previsto perforar 35 pozos en el bloque Stabroek durante 2023, lo que probablemente conducirá a nuevos descubrimientos de petróleo de calidad y potencialmente impulsará la producción a niveles superiores a los previstos. El descubrimiento Fangtooth SE-1 de enero de 2023, según Hess, es tan importante que sustentará otro desarrollo en el bloque Stabroek para apoyar un FPSO adicional. Ello no sólo reforzará el volumen de recursos petrolíferos, sino que apoyará el crecimiento de la producción hasta al menos 1,2 millones de barriles diarios y probablemente incluso más.
     
    Aunque el prolífico bloque Stabroek atrae la atención de la industria petrolera mundial, no es la única operación en Guyana. La empresa canadiense CGX Energy, operadora del bloque Corentyne, anunció en mayo de 2022 un descubrimiento de petróleo ligero y gas condensado en la parte norte de ese bloque con el pozo Kawa-1. El pozo se perforó a una profundidad total de 21.578 pies y encontró hidrocarburos. El pozo fue perforado a una profundidad total de 21.578 pies encontrando hidrocarburos en múltiples zonas con 228 pies de espesor neto en el Maastrichtiano, 66 pies en el Campaniano, 23 pies en el Santoniano y 15 pies en los intervalos Coniacianos. CGX declaró que los resultados del análisis posterior del pozo eran coherentes con otros descubrimientos realizados en bloques vecinos al segmento septentrional del bloque Corentyne, en particular los del bloque 58 frente a las costas de Surinam. 
     
    El descubrimiento de Kawa-1 apoyó los estudios sísmicos y litológicos de CGX, allanando el camino para un segundo pozo de exploración Wei-1, que fue perforado en enero de 2023. Wei-1 está situado a unas nueve millas al noroeste de Kawa-1, en el segmento septentrional del bloque Corentyne.
     
    Se prevé que Wei-1, cuyo objetivo son los intervalos Maastrichtiano, Campaniano y Santoniano, se perforará hasta una profundidad total de 20.500 pies durante un período de cinco meses, con un coste estimado de entre 120 y 140 millones de dólares. Frontera, que tiene una participación del 68% en el bloque Corentyne y posee el 77% de CGX, cree que el yacimiento petrolífero del bloque Stabroek se extiende a través del extremo norte de Corentyne hasta el bloque 58 frente a las costas de Surinam. 
    CGX, debido a limitaciones presupuestarias, está actualmente en proceso de renunciar a sus intereses en los bloques Berbice y Demerara frente a las costas de Guyana, un procedimiento que comenzó en septiembre de 2022. Esto forma parte de la estrategia de CGX y Frontera de centrarse en el bloque Corentyne, que se cree que tiene el mayor potencial. Sin embargo, es muy probable que si el pozo Wei-1 tiene éxito, las empresas necesiten encontrar un socio con grandes recursos para explotar el bloque Corentyne y financiar las actividades de evaluación y desarrollo.
     
    La ronda de concesión de licencias 2022 de Guyana está en marcha desde el 9 de diciembre de 2022, y las ofertas se cerrarán el 14 de abril de 2023. Hay 14 bloques en alta mar para licitar, que comprenden tres bloques de aguas profundas situados al noreste del Bloque Kaieteur, operado por Exxon, y 11 bloques de aguas poco profundas situados al oeste del Bloque Kanuku, operado por Repsol. Los bloques de aguas poco profundas tienen un periodo de exploración de dos años, que se amplía a tres años para los bloques de aguas profundas, con un periodo inicial de producción de 10 años para ambos. La subasta ha atraído el interés de al menos 10 empresas energéticas, entre ellas las grandes Shell, Petrobras y Chevron, todas ellas con un capital considerable para invertir en lo que se ha convertido en la zona petrolífera fronteriza más caliente del mundo.
     
    Georgetown introducirá un nuevo acuerdo de reparto de la producción cuando adjudique las ofertas ganadoras. El nuevo PSA, aunque no tan favorable como el anterior contrato obtenido por el consorcio liderado por Exxon para el prolífico bloque Stabroek, sigue ofreciendo condiciones fiscales beneficiosas. Las condiciones del nuevo APS incluyen la aplicación de un canon del 10% que, a pesar de ser cinco veces superior al canon del 2% aplicable al bloque Stabroek, sigue estando en el extremo inferior de la escala para Sudamérica. La recuperación de costes del petróleo se limita al 65% de la producción bruta una vez asignado el canon, frente al 75% del contrato Stabroek. El nuevo APS mantiene el actual reparto de beneficios al 50%, una vez descontados los costes de recuperación y los cánones. También se ha implantado un impuesto de sociedades del 10%, que contribuirá a engrosar las arcas públicas si la subasta de petróleo tiene éxito.
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com

  • Incertidumbre en los mercados petroleros a medida que el sentimiento oscila en señales mixtas

    La incertidumbre sigue abundando en los mercados petroleros después de que los recortes de producción de Arabia Saudita se vieron contrarrestados por preocupaciones económicas en EE. UU., China y Europa. Los rumores de que un acuerdo entre Estados Unidos e Irán estaba nuevamente sobre la mesa hicieron que los precios cayeran el jueves, pero las negativas de ambos países impulsaron los precios nuevamente.
     
    Alerta de precios del petróleo:  ya sea que sea nuevo en la industria del petróleo y el gas o un veterano del mercado de la energía, se arrepentirá de no haberse suscrito a Global Energy Alert. El boletín premium de Oilprice.com ofrece todo, desde análisis geopolítico hasta análisis comercial, y todo por menos de una taza de café a la semana.
     
    En otra semana más de contradicciones, el enfoque clave del mercado se alejó de los recortes de producción de Arabia Saudita y los aumentos semanales en los inventarios de productos de EE. UU., pasando a una historia que apenas se ha discutido en 2023 hasta ahora: el acuerdo nuclear iraní. Los informes de los medios de que EE. UU. e Irán están cerca de un acuerdo nuclear reducido fueron rápidamente refutados por ambas partes, lo que llevó a otro movimiento de vaivén en los puntos de referencia mundiales del petróleo, ya que el Brent terminará la semana en torno a los 76 dólares por barril.
     
    Estados Unidos e Irán reducen las expectativas del New Deal. Después de que un informe de Middle East Eye afirmara que se estaba discutiendo un acuerdo nuclear interino con Irán en virtud del cual Irán aceptaría algunos límites en su programa a cambio de un alivio parcial de las sanciones, tanto Washington como Teherán negaron con vehemencia el rumor y lo calificaron de engañoso. 
     
    Cargill suspende la ola de gastos en biodiesel. Los elevados costos de las materias primas y la falta de mano de obra calificada han llevado al gigante agrícola Cargill a suspender los planes para una planta gigante de procesamiento de soya con una capacidad de producción de 62 Mbu en Hayti, MO, un gran revés para la producción de diésel renovable de EE. UU. 
     
    Los exploradores marinos discuten la combinación de fuerzas. El mayor productor independiente del Reino Unido, Harbour Energy (LON:HBR), está en conversaciones con el productor estadounidense centrado en el extranjero Talos Energy (NYSE:TALO) para fusionarse, cotizar en la bolsa de Nueva York y confirmar el alejamiento de Harbour del Mar del Norte. 
     
    EIA advierte sobre disminución de la demanda de diésel en EE. UU. La Administración de Información de Energía de EE. UU. pronostica que la demanda de diésel en el país caerá hasta 2024 a pesar del crecimiento económico, y que la fabricación ponderada por destilados disminuirá un 1,1 %, aunque esperan que el PIB de EE. UU. crezca un 1,3 % en 2023. 
     
    Explosión de presa en Ucrania Horribles noticias para la agricultura. El ministro de agricultura de Ucrania, Mykola Solsky, dijo que la destrucción de la represa de Kakhovka privaría del suministro de agua a unas 500.000 hectáreas de tierras altamente fértiles en tres regiones, lo que requeriría años para reparar por completo el daño al riego. 
     
    Bangladesh lucha a través de la peor crisis en años. Azotado por una crisis monetaria y repetidas olas de calor, Bangladesh está pasando por su peor crisis de suministro de energía en 10 años, lo que obligó al operador de la red nacional a cortar la electricidad todos los días en mayo con un déficit de energía que aumenta al 15% del consumo. 
     
    Los accionistas se oponen a la fusión Oneok-Magellan. El cuarto mayor accionista de Magellan Midstream (NYSE:MMG) , la firma de inversión Energy Income Partners que posee alrededor del 3% de la compañía, tiene la intención de votar en contra de un acuerdo reflexionado para fusionarse con la compañía de oleoductos Oneok por un total de $ 18.8 mil millones. 
     
    Explosión de oleoducto hace improbable la extensión del acuerdo de granos del Mar Negro. El oleoducto de amoníaco más largo del mundo que conecta Togliatti de Rusia y Odesa de Ucrania, un conducto que Moscú quería reiniciar como parte del acuerdo de granos del Mar Negro ha sido dañado por los bombardeos de esta semana, lo que reduce en gran medida la probabilidad de una extensión del acuerdo de granos. 
     
    Irving Oil lanzará revisión estratégica. La refinería de petróleo más grande de Canadá, Irving Oil, que opera la refinería Saint John, NB de 320,000 b/d y la refinería Whitegate de 75,000 b/d en Irlanda, está lanzando una reevaluación estratégica de sus operaciones que podría conducir a una venta total o parcial.
     
    El impuesto sobre las ganancias extraordinarias del Reino Unido mejorará un poco. Según el Financial Times, el gobierno del Reino Unido planea introducir un precio mínimo para el impuesto sobre las ganancias extraordinarias del 35% del país, lo que significa que el impuesto se eliminaría si los precios del petróleo caen de manera sostenible por debajo de $ 71,40 por barril y los precios del gas por debajo de $ 0,54 por termia.
     
    Indonesia arremete contra el “imperalismo” de la UE con la Ley de Deforestación. Después de que la Unión Europea aprobara una ley que prohíbe las importaciones de la UE de productos básicos relacionados con la destrucción de los bosques, las exportaciones indonesias de aceite de palma, cacao o caucho se han visto muy afectadas, y Yakarta denunció el imperialismo regulatorio de Bruselas. 
     
    Los tribunales guyaneses suben la apuesta por Exxon. Un tribunal de apelaciones de Guyana suspendió una orden de un tribunal inferior que exige que la importante empresa estadounidense ExxonMobil (NYSE:XOM) y sus socios en el bloque Stabroek proporcionen una garantía financiera ilimitada para cubrir posibles derrames de petróleo, lo que aumenta los riesgos de que Exxon pueda tomar represalias recortando la producción. 
     
    Argentina aprueba plan de perforación costa afuera. El proyecto costa afuera Fenix ​​liderado por la petrolera major francesa TotalEnergies (NYSE:TTE) recibió la aprobación final del Ministerio de Medio Ambiente de Argentina y busca iniciar la producción de gas natural en 2025 y producir unos 10 MMCm por día dentro de un par de años.
     
    Namibia prohíbe las exportaciones de minerales sin procesar. El gobierno de Namibia, uno de los mayores productores mundiales de uranio, diamantes y litio, prohibió la exportación de minerales sin procesar que se consideran críticos para la industria minera nacional, a pesar de un acuerdo comercial de la UE el año pasado.
     
    Por Michael Kern para Oilprice.com

  • Internacional - Desarrollo de mayor campo petrolero de Brasil costará US$80.000 millones

    Río de Janeiro . El cálculo fue realizado por el vicepresidente de Exploración y Producción para las Américas de Total, Ladislas Paszkiewicz, durante un seminario en la conferencia Río Oil and Gas.
     
    El desarrollo del campo Libra, el mayor yacimiento de crudo de Brasil, demandará inversiones de US$80.000 millones, afirmó este martes un alto ejecutivo de la petrolera francesa Total, una de las cinco empresas que participa en el proyecto.
     
    El cálculo fue realizado por el vicepresidente de Exploración y Producción para las Américas de Total, Ladislas Paszkiewicz, durante un seminario en la conferencia Río Oil and Gas, que comenzó el lunes y se extiende hasta el próximo jueves en Río de Janeiro.
     
    El campo de Libra, ubicado en la rica región petrolera del presal, en aguas muy profundas del Atlántico brasileño, atesora reservas de entre 8.000 y 12.000 millones de barriles de crudo recuperables, según cálculos oficiales.
     
    La exploración del yacimiento fue otorgada el año pasado a un consorcio formado por la estatal brasileña Petrobras (40%), la anglo-holandesa Shell (20%), Total (20%) y las chinas CNPC (10%) y CNOOC (10%).
     
    Las vencedoras pagaron 15.000 millones de reales (unos US$6.900 millones) en la licitación por los derechos del campo durante 35 años.
     
    Según el contrato de exploración, las empresas pagarán regalías por sus beneficios y además entregarán al Estado brasileño un 41,65% del crudo extraído de Libra, después de haber descontado los costos de producción.
     
    A pesar de los elevados costos del proyecto, Paszkiewicz afirmó que espera que el yacimiento de Libra dé retorno financiero "por muchas décadas".
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com / EFE
     
     
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  • Internacional - Fallo sobre BP, ‘llamado de atención’ en búsqueda petróleo

    La decisión de la corte podría paralizar a la compañía en el plano financiero en momentos en que la búsqueda de recursos por parte del sector se hace más cara y arriesgada.
    El fallo de un juez de los Estados Unidos significa que el costo final de BP Plc por el derrame de petróleo de 2010 en el Golfo podría superar los US$50.000 millones y dar por tierra con años de ganancias, lo que destaca los riesgos de la exploración en tanto la industria llega a zonas más peligrosas como aguas más profundas y yacimientos árticos.
     
    La decisión del jueves de la corte de que BP actuó con grave negligencia en el desastre del Golfo de México podría paralizar la compañía en el plano financiero en momentos en que la búsqueda de recursos por parte del sector se hace más cara y arriesgada.
     
    Empresas como Exxon Mobil Corp. y Royal Dutch Shell Plc también enfrentan crecientes presiones para que demuestren a los inversores que pueden seguir creciendo en tanto declina la producción.
     
    Mientras las compañías productoras recorren el globo en busca de petróleo y gas natural, el fallo demuestra que se las hará responsables de errores que podrían ser inevitables dada la complejidad del trabajo, dijo Edward Overton, profesor emérito del departamento de ciencias del medio ambiente de la Universidad del Estado de Louisiana en Baton Rouge.
     
    Si bien el juez aún no ha fallado sobre cuánto petróleo se derramó, un factor clave en la determinación de multas adicionales, millones de barriles de crudo del pozo afectaron las formas de vida de la zona y centenares de kilómetros de playas y franjas costeras.
     
    Si US$50.000 millones no son “un llamado de atención para hacer las cosas bien, reducir el ritmo y asegurarse de que todo es adecuado en lo que respecta a seguridad, no sólo para BP sino para el sector, entonces no sé qué lo es”, dijo.
     
    EN BUSCA DE PETRÓLEO
     
    Las compañías tienen pocas opciones en el intento de hacer grandes descubrimientos, ya que el acceso a los recursos sigue siendo limitado. Exxon, BP, Shell, Chevron Corp. y Total SA ganaron más de US$1 billón en utilidades totales en la última década, casi todo lo cual se ha gastado en la búsqueda de petróleo y gas natural.
     
    Desde 2004, las cinco compañías han triplicado el gasto de capital y su producción ha declinado 1,4 millones de barriles por día, según datos que recopiló Bloomberg.
     
    Han surgido problemas conforme las empresas perforan a mayor profundidad y en condiciones más peligrosas. Shell presentó la semana pasada un plan de perforación en el Ártico de Alaska luego de que un barco encallara en 2012.
     
    El pozo en aguas ultraprofundas Davy Jones, en el Golfo, uno de los más caros que se haya perforado, aún no ha producido lo que la firma operadora Freeport-McMoRan Copper Gold Inc. ha dicho que podrían ser billones de pies cúbicos de gas.
     
    La complejidad de la perforación profunda y de la navegación del Ártico significa que puede ser inevitable que haya nuevos accidentes, dijo Ed Hirs, un economista de energía de la Universidad de Houston.
     
    “La gente puede decir que esto nunca va a volver a pasar, pero es probable que suceda, si bien de forma diferente”, dijo Hirs, que también fundó su propia compañía productora. “Volvió a pasar en los viajes espaciales, que son similares en complejidad y magnitud”.
     
     
     
    Fuente: Portafolio.co / BLOOMBERG
     
     
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  • Internacional - Hacia un nuevo orden petrolero global

    El descenso de las tarifas del crudo perfila nuevos equilibrios geopolíticos. EE.UU. se convierte en productor de referencia y Europa reduce su factura energética
     
    Cuando este verano, los yihadistas del Estado Islámico se apoderaron de un tercio de Irak, muchos observadores hubieran apostado a que el petróleo iba a dispararse una vez más. Sin embargo, el precio del crudo ha caído un 25% desde junio. Además, en contra de lo habitual, Arabia Saudita, el mayor exportador del mundo, no ha hecho mención de reducir su producción para estabilizar el mercado. En seguida han surgido teorías sobre una guerra de precios, pero los expertos la desmienten y describen una situación más compleja. Si se mantiene la tendencia, Irán y Arabia Saudita, además de ingresos, perderán una importante palanca de influencia regional. “Ha sido una caída muy rápida y severa, que parece haber cogido por sorpresa a los países productores”, señala Bill Faren-Price, director general de la consultora independiente Petroleum Policy Intelligence.
     
    De acuerdo con la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), el barril de petróleo ha pasado de pagarse a US$108 hace cuatro meses a US$87. El gráfico de ese cartel, que extrae un tercio de la producción mundial, viene marcando la tendencia a la baja desde hace un año.
     
    Analistas señalan que hay excedentes en el mercado. A la caída del consumo, por el parón en el crecimiento de China y una mayor eficiencia energética en EE.UU. y Europa, se ha sumado el aumento de la producción, tanto convencional, por el retorno de Irak y Libia a la producción normalizada, como no convencional de petróleo de esquisto (el que está atrapado entre rocas y se extrae mediante alta presión hidráulica o fracking) en EE.UU.
     
    De confirmarse la tendencia, los países exportadores de crudo tendrán menores ingresos y, por tanto, dificultades para mantener los subsidios. En última instancia, eso puede generar problemas internos y, sin duda, reducir su capacidad de influencia internacional. La ayuda que Irán y Rusia prestan al régimen sirio o la multimillonaria asistencia de Arabia Saudita y Emiratos Árabes al Egipto del general Al Sisi y a otros aliados regionales son en buena medida fruto de la bonanza del petróleo.
     
    “El precio sube y baja todo el tiempo. No se ha producido una situación de pánico”, estima por su parte Alex Schindelar, responsable de la oficina en Dubái de Energy Intelligence, una empresa de información y análisis sobre el sector energético. Como prueba de ello dice que “ni Arabia Saudita ni Irán se han molestado en reaccionar”. A pesar de que ambos países defendían un precio de US$100 el barril y han sido partidarios de recortar la producción para mantenerlo, han dado a entender que pueden encajar la bajada durante algún tiempo. ¿Cuánto? “Si es unos meses, 80-85 dólares por barril pueden aguantarlo. Si se trata de un cambio sistémico, aumentará la presión y empezarán a preocuparse”, señala Schindelar.
     
    De momento, Arabia Saudita no ha respondido a los llamados para que recorte su producción e incluso ha rebajado el precio del barril a los clientes asiáticos. Los analistas interpretan ese gesto como una forma de defender su cuota de mercado. Además, el reino del desierto salió escaldado hace tres décadas cuando, al caer los precios, fue el único en reducir la producción y terminó al borde de la bancarrota.
    “Se ha acabado el barril por encima de US$100; habrá que adaptarse”, interpreta el economista iraní Saeed Laylaz. A corto plazo, eso significa reducir los gastos discrecionales; a largo, cancelar proyectos de infraestructuras, algo delicado para el régimen saudí, que anunció grandes inversiones como respuesta a la Primavera Árabe. En septiembre, el Fondo Monetario Internacional (FMI) advirtió a Riad de que tendría un déficit de 1,4% en 2015, si el petróleo sigue cayendo y mantiene su gasto público en los niveles actuales. “Los saudíes necesitan precios altos, así que no están contentos”, afirma Schindelar.
     
    Los expertos opinan, no obstante, que, dadas las elevadas reservas que ha acumulado, Arabia Saudita podría aguantar un largo período a US$80 y, de paso, hacer menos rentable la producción de esquisto que ha empujado el mercado a la baja. Pero en un momento en que la monarquía afronta una inevitable transición generacional, incluso dentro de la familia real hay voces críticas. El príncipe Al Waleed Bin Talal, sobrino del rey y el hombre más rico del reino, advertía hace unos días del “peligro de seguir dependiendo casi por completo del petróleo”.
     
    En Irán, el propio líder supremo, el ayatolá Ali Jamenei, ha alertado de que la dependencia de esos ingresos deja su economía a merced de las grandes potencias. El 60% del presupuesto iraní procede de las exportaciones de crudo.
     
    De hecho, EE.UU. explotó esa vulnerabilidad cuando en 2012 decidió reforzar unilateralmente las sanciones internacionales a Teherán por su programa nuclear. Los ingresos por petróleo se redujeron a la mitad como resultado. En este ejercicio caerán aún más por los bajos precios, lo que ha llevado al presidente Hasán Rohaní a recurrir a las reservas estratégicas.
     
    Es un duro golpe para la economía iraní que, tras años de recesión, iba a crecer un 1,5% en 2014 y un 2,3% en 2015, según el FMI. Algunos análisis concluyen que ahora Teherán se sentirá presionado para alcanzar un acuerdo nuclear. Es desconocer tanto la dinámica política interna como el orgullo nacionalista de los iraníes. Sus negociadores ni pueden ni quieren ceder sin contrapartidas.
     
    Venezuela
     
    Para el gobierno de Nicolás Maduro, la caída de los precios del petróleo tiene una explicación primordial: los intereses imperiales de Washington. Según esta postura, los “métodos salvajes” para extraer petróleo de esquisto no sólo han llevado la sobreoferta al mercado, sino que han causado “un costo impagable para el planeta por la desesperación de tener el control energético”. La caída en los precios tiene un hondo impacto en el gobierno de Caracas, que desde 1998 ha basado su modelo en el petróleo, con una producción promedio de tres millones de barriles diarios, pilar de los programas sociales del chavismo. La realidad ha obligado a Caracas a recortar los envíos de crudo a Petrocaribe, una unión promovida por el propio Hugo Chávez. En el segundo semestre de este año, Venezuela ha reducido en 106.000 barriles la exportación a los países signatarios del grupo.
     
    Estados Unidos
     
    Los altos precios  del petróleo han hecho posible la explotación de pozos que exigían técnicas costosas, como la usada en aguas profundas o la fractura hidráulica (‘fracking’). Según escribe Alicia González en el periódico español ‘El País’, gracias a eso Estados Unidos ha podido aumentar su producción de petróleo a un ritmo anual de entre 1,2 y 1,4 millones de barriles diarios desde 2011, lo que le ha permitido avanzar mucho hacia la autosuficiencia energética y convertirse en lo que los expertos denominan un “productor bisagra”, aquel que dicta el rumbo del mercado. De esta forma, los productores de fuera de la OPEP, con EE.UU. a la cabeza, han sido capaces de cubrir el aumento de la demanda global y eso ha diluido considerablemente la influencia de la OPEP.
     
    México
     
    Cerca del 30% de los ingresos  del Estado mexicano depende del petróleo. La baja en el precio del barril no sólo abre la puerta a un posible efecto negativo en un país que en 2015 aspira al crecimiento del 5% de su PIB, sino que también ha complicado los proyectos de inversión del gobierno de Enrique Peña Nieto. Una de las reformas de la actual administración puso fin a 76 años de monopolio petrolero por parte del Estado. La intención era atraer grandes capitales en la industria que desarrollaran proyectos en su suelo. Sin embargo, la caída en el precio ha disuadido la realización de proyectos derivados de la inversión extranjera. Todo esto se junta con la situación de la estatal Pemex, que en lo que va corrido de 2014 acumula pérdidas que superan los US$12.000 millones
     
     
    Fuente: Elespectador.com
     
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  • Internacional : ¿Por qué el aumento del precio del petróleo no beneficia a Rusia?

    La subida de los precios del petróleo provocará una reducción del déficit presupuestario, pero al mismo tiempo perjudicará a los exportadores, haciendo que la producción en Rusia sea menos rentable. En estas condiciones, Rusia no se librará del llamado “síndrome holandés”, la dependencia de la exportación de recursos energéticos.

    En el contexto del aumento de los precios mundiales del petróleo, el FMI ha mejorado sus pronósticos para la recuperación de la economía rusa. Según la organización, en 2016 el PIB del país caerá en un 1,5% en lugar del 1,8% previsto anteriormente, informa el periódico Kommersant. Al año siguiente, en 2017, la economía de Rusia crecerá en un 1 % en lugar del 0,8% declarado anteriormente.

    A pesar de que el aumento de los precios del petróleo conllevará el refuerzo del rublo, el Banco Central no le ve con buenos ojos, ya que en estas condiciones la importación se abaratará drásticamente, algo que hacer peligrar a los exportadores y provocará que la producción en Rusia sea menos rentable.

    Además, el aumento de los precios del petróleo amenaza las posibles reformas económicas. Según declaró anteriormente la presidenta del Banco Central, Elvira Nabiullina, con un precio de 100 dólares por barril el PIB de Rusia no podrá crecer más rápido del 1,5-2% sin que se hagan reformas estructurales.

    Beneficios para el presupuesto. “En el mercado petrolero se han creado unos requisitos previos crear una situación única para esta época: la falta de oferta para satisfacer la demanda”, comenta Stanislav Verner, vicepresidente de IFC Financial Center. Según Verner, las causas se deben a varias circunstancias imprevistas: la activación de los sublevados en Colombia y Nigeria, los incendios forestales en Canadá y la huelga en Catar.

    Como resultado, en las subastas del 20 de mayo en Asia la cotización de los futuros del petróleo Brent del mar del Norte creció en un 0,5% hasta los US$49,1 por barril. El precio alcanzó prácticamente el índice al que se ajusta el presupuesto ruso: US$50 por barril.

    “Naturalmente, la cotización al alza del crudo es algo positivo para incrementar el presupuesto”, comenta el analista de Russ-Invest Semión Nemtsov. Con un precio medio anual de 40 dólares el barril, el déficit del presupuesto de Rusia ascenderá al 4 % del PIB, declaraba la víspera el ministro de Desarrollo Económico de Rusia, Alexéi Uliukáyev.

    Aunque el fortalecimiento del rublo pondrá a los fabricantes locales en una situación difícil. Desde 2014, cuando se produjo una fuerte caída del rublo, se apostó por una política de sustitución de las importaciones, ya que debido al encarecimiento de la importación, los fabricantes rusos se vieron más beneficiados. Es llamativo lo que ocurrió en marzo de 2015; el rublo subió un 10 % respecto a las principales divisas mundiales y el Banco Central se pronunció categóricamente en contra.

    Peligro de estancamiento. Los analistas no esperan una caída drástica de los precios del petróleo en el futuro. “Durante el segundo semestre esperamos una firme recuperación de los precios del petróleo”, comenta el analista de Finam Bogdán Zvárich. Sin embargo, según el experto, hacia finales del año el precio del petróleo Brent será de al menos US$50-US$55 por barril. Es poco probable que la marca Brent supere los US$50.

    Según Iván Kapitónov, profesor de la Escuela Superior de Administración Corporativa de la Academia Rusa de Economía Nacional y Administración Pública, la situación únicamente cambiará si el rendimiento de las compañías de petróleo de esquisto en EE UU resulta poco rentable. Sin embargo, estas compañías están reduciendo sus costes de forma proporcional a la evolución de los precios.

    En una entrevista a RBTH, el rector de la Academia Rusa de Economía Nacional y Administración Pública Vladímir Mau ha declarado que los precios bajos del petróleo brindan al gobierno ruso la oportunidad de llevar a cabo reformas para incrementar la eficiencia económica y reducir la dependencia de la venta de recursos energéticos.

    Si los precios de estos recursos aumentan, el gobierno podría dejar de lado estas reformas. Los consejeros del presidente Vladímir Putin ya han desarrollado un plan para posponer estas reformas estructurales en la economía, informaba el 20 de mayo el periódico Védomosti citando a fuentes propias. Según el periódico, el autor de este plan es el ex ministro de finanzas Alexéi Kudrin, quien asegura que este no es el mejor momento para las reformas.

     

    Fuente: americaeconomia.com / RBH

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

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

  • La AIE dice que los recortes de la OPEP+ podrían descarrilar el crecimiento económico

    Los recortes sorpresa de la OPEP+ podrían empujar al mercado del petróleo a un déficit de suministro aún mayor a finales de este año y pesar sobre los consumidores y la recuperación y el crecimiento económico mundial, dijo el viernes la Agencia Internacional de la Energía (AIE). 
     
    "Nuestros balances del mercado del petróleo ya estaban preparados para tensarse en la segunda mitad de 2023, con la posibilidad de que surja un déficit sustancial de suministro", dijo hoy la agencia en su Informe sobre el Mercado del Petróleo de abril.
    "Los últimos recortes corren el riesgo de exacerbar esas tensiones, presionando al alza tanto los precios del crudo como los de los productos. Los consumidores, actualmente asediados por la inflación, sufrirán aún más el encarecimiento de los precios, especialmente en las economías emergentes y en desarrollo", señaló la agencia.
     
    Algunos de los mayores productores de la OPEP+ anunciaron a principios de este mes que retirarían otros 1,16 millones de bpd del mercado entre mayo y diciembre de 2023, además del recorte de 500.000 bpd de Rusia, que se prorrogó hasta finales de año.
     
    La AIE cree que la reciente acumulación de inventarios comerciales podría haber influido en la decisión de la OPEP+ de restringir aún más la oferta.
     
    La propia OPEP señaló en su informe del jueves que las existencias comerciales de petróleo de la OCDE habían aumentado en los últimos meses, lo que apunta a un mercado menos tenso que en estas fechas el año pasado.
     
    La AIE señaló en su informe del viernes, comentando el anuncio de la OPEP+: "Aunque aparentemente se trata de una medida para apoyar el descenso de los precios en medio de las turbulencias financieras de mediados de marzo, el aumento de las existencias mundiales de petróleo también puede haber contribuido a la decisión".
     
    La tendencia al alza de las reservas ya se estaba invirtiendo en marzo, con una caída de las existencias de la industria de la OCDE de 39 millones de barriles, su mayor descenso mensual en más de un año, según las estimaciones de la AIE.
    El resurgimiento de la demanda china, especialmente en la segunda mitad de 2023, impulsará la demanda mundial de petróleo en 2 millones de barriles diarios en 2023, hasta alcanzar la cifra récord de 101,9 millones de barriles diarios, según la agencia, que mantiene sus estimaciones sin cambios respecto al informe del mes pasado.
     
    Pero los recortes de la OPEP+ corren el riesgo de crear un importante déficit de oferta, dijo hoy la AIE, señalando que satisfacer el crecimiento de la demanda podría ser un reto, "ya que los nuevos recortes de la OPEP+ podrían reducir la producción en 1,4 mb/d desde marzo hasta finales de año, compensando con creces un aumento de 1 mb/d en la producción no OPEP+".
     
    "El crecimiento de la producción de esquisto de EE.UU., que tradicionalmente ha sido la fuente de producción que más ha respondido a los precios, se ve limitado actualmente por los cuellos de botella en la cadena de suministro y el aumento de los costes", señaló la agencia.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
     
     

  • La AIE recorta el pronóstico de crecimiento de la demanda de petróleo por primera vez este año

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

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

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

  • La encrucijada de Ecopetrol

    Los resultados del primer semestre han puesto a Ecopetrol contra las cuerdas. Su presidente, Javier Gutiérrez, ha iniciado una reestructuración y un plan de acción para corregir los problemas. ¿Será suficiente?
     
    Los días que corren son difíciles para Javier Gutiérrez, presidente de Ecopetrol, la empresa más grande de Colombia. 
     
    A Ecopetrol le llueven críticas por todos lados. Parecen haber quedado atrás los años dorados, entre 2007 y 2012, cuando la apertura a inversionistas privados fue seguida por un auge extraordinario en el precio de la acción, que llegó a tocar los $5.900. Desde 2012, la tendencia ha sido hacia la baja y en agosto la acción cerró a $3.305. Los analistas señalan que las utilidades están cayendo, el crecimiento de la producción se ha frenado y las reservas siguen siendo una preocupación. ¿Qué está pasando? Las cifras del primer semestre muestran una caída de 10,9% en las utilidades netas, por cuenta de los problemas de producción que disminuyó 5,1%, al pasar de 739.000 barriles diarios a 701.200.
     
    Tan solo en lo corrido de 2014 el precio de la acción ha caído en 10,6% y su ADR en Wall Street ha registrado un descenso similar, los niveles más bajos en los últimos cuatro años.
     
    De otra parte, los rumores respecto a una eventual decisión del Gobierno sobre un cambio en la presidencia de Ecopetrol no son nuevos. A lo largo de los últimos dos años estas historias se han presentado varias veces, para silenciarse y volver a aparecer meses después. En este periodo de elecciones presidenciales y cambio de gabinete se ha especulado hasta el cansancio respecto a la salida de Gutiérrez. Además, otros anuncios profundizaron el mal momento de la acción: al vicepresidente Germán Vargas se le salió que el Gobierno acudiría a la venta de acciones de Ecopetrol para financiar el megaproyecto de concesiones de cuarta generación, ante la caída de la venta de Isagen. Esa afirmación fue posteriormente desmentida por el mismo Gobierno. 
     
    Ecopetrol desfila en este momento por un estrecho sendero. Las dificultades operativas se reflejan en una caída en ingresos y utilidades, al tiempo que los bajos resultados de exploración afectan negativamente las expectativas. Sin embargo, la empresa está aplicando toda una reestructuración organizacional y un detallado plan de acción para contrarrestar la situación. El dilema del Gobierno está entre permitir que los planes actuales se lleven a cabo, o intervenir para aumentar los recursos que extrae de Ecopetrol, arriesgándose a generar la percepción de un cambio en el modelo. A pesar de las dificultades recientes, los mercados de capital parecerían confiar en la capacidad de Ecopetrol para retomar el rumbo con las estrategias que ha planteado hasta ahora. Una percepción de cambio en la política del Gobierno hacia la empresa podría tener consecuencias negativas de importancia. 
     
    El elevado precio que tuvo la acción hasta el año 2012, que superó ampliamente los niveles correspondientes a los fundamentales de la empresa, se debió sin duda a que el riesgo Colombia ha sido evaluado favorablemente en comparación con otros países de la región, como Brasil. Esto explica que la capitalización bursátil de Ecopetrol haya llegado a superar la de Petrobras en un momento dado, aunque la compañía brasilera tiene un volumen de ingresos más de tres veces superior. 
     
    En la actualidad, incluso cuando el precio de la acción de Ecopetrol se ha reducido y es un mejor reflejo de los fundamentales de la empresa, el efecto país sigue siendo importante. En el año 2012 se pagaba por cada acción más de 4 veces su valor en libros. El ajuste de los últimos dos años significa que ahora se paga dos veces el valor en libros. Aun así, este nivel sigue siendo elevado frente a otras compañías del sector, como Petrobras (cuyo precio de acción es 0,78 veces el valor en libros) o Repsol (0,96). En términos relativos, el efecto Colombia sigue siendo un factor importante en el precio de la acción de Ecopetrol frente a las petroleras de otros países. 
     
    Por lo anterior, el gobierno colombiano solo puede acercarse a Ecopetrol con pinzas de cirujano. Cualquier iniciativa por fuera de los estándares de gobierno corporativo podría ser interpretada por los inversionistas como una señal de que la política macro en Colombia cambiaría y se convertiría en un factor negativo para Ecopetrol, como lo ha sido para Petrobras en Brasil. Si un cambio en la presidencia de la empresa fuera interpretado como una señal en ese sentido, eso podría ser desastroso para la valoración en bolsa. Nadie discute la autonomía del Gobierno para hacer cambios en la dirección de Ecopetrol, pero debe hacerlo –cuando llegue el momento– dentro del direccionamiento del gobierno corporativo que hoy enmarca la actuación de la empresa.
     
    Por ahora, las expectativas de los analistas indican que existe confianza respecto a que el efecto Colombia seguirá siendo un factor positivo para Ecopetrol. Según los expertos de un amplio grupo de casas de inversión en Colombia y el exterior, el precio actual podría ser un piso para la acción, pues se anticipa un incremento en los próximos meses. El más optimista es el pronóstico de JP Morgan, que ve una posible alza de casi 30% y ha fijado su precio objetivo para la acción en $4.310. Otros analistas esperan valorizaciones más moderadas, entre 10% y 17%. Los menos optimistas consideran que la acción ha alcanzado su precio de equilibrio. Ninguno de los analistas especializados prevé que la acción siga cayendo. Si estos expertos están en lo cierto, el bajonazo de Ecopetrol en el mercado de renta variable sería un asunto del pasado.
     
    Dificultades operativas
     
    Ecopetrol ha tenido en el último año y medio una mala racha y dificultades operacionales que han afectado los resultados de producción. Entre enero y agosto de este año, Ecopetrol dejó de producir 63.000 barriles por día. A un precio promedio de US$100, eso significa que en la primera mitad del año la empresa dejó de producir más de US$1.000 millones. 
     
    Las causas de esta situación fueron, primero, el cierre durante prácticamente mes y medio del oleoducto Caño Limón-Coveñas; segundo, el cierre temporal del oleoducto Transandino y, tercero, los bloqueos de comunidades a las operaciones de algunos pozos, debido a complejas negociaciones laborales y de contratación de servicios (tan solo en el Meta hubo una parálisis de dos meses en el primer semestre por esta razón), así como limitaciones ambientales.
     
    Si no hubiera sido porque los precios del crudo se han mantenido elevados, el impacto en las finanzas habría sido aún más drástico. 
     
    Los problemas de producción durante el primer semestre fueron más críticos en Ecopetrol que en otras petroleras como Pacific Rubiales, que registró un crecimiento de 15% en su producción de crudo.
     
    Todo lo anterior ha desembocado en una profunda reestructuración administrativa, que el propio Gutiérrez puso en marcha este año. Se creó una Dirección General de Operaciones, de la cual dependen las vicepresidencias de exploración, transporte, producción y desarrollo y downstream. Se ha especulado respecto a que la llegada de Camilo Marulanda a esta Dirección es parte de un proceso que busca cultivar a un sucesor para Javier Gutiérrez desde el interior de la empresa. 
     
    Además, fueron creadas vicepresidencias regionales, con el objetivo de lograr mayor velocidad y eficacia en la toma de decisiones en campo. Son las vicepresidencias Sur, Costa Caribe-Costa Pacífica, Central y Orinoquia.
     
    De acuerdo con Gutiérrez, el objetivo de esta nueva estructura es mejorar la operatividad de la compañía en el activo más importante que tiene hoy: su producción en Colombia (ver entrevista página 48). Sin embargo, también tiene en la mira la búsqueda de reservas fuera del país, y México –que hoy suena como uno de los más fuertes competidores de la inversión del sector para Colombia– podría ser un interesante destino de sus recursos y llevar la participación de la operación en el exterior a doble dígito.
     
    Minhacienda tiene la palabra
     
    Una de las preguntas centrales para este año y el próximo es qué va a pasar con el dividendo de la compañía. Es claro que este año las utilidades podrían caer de manera importante. Los más conservadores estiman que la caída en la producción se podría reflejar en una caída de utilidades de unos $2 billones en todo el año. Ese es un tema de gran importancia para las finanzas públicas. La reforma tributaria que el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, está a punto de radicar en el Congreso, está orientada en una parte importante a compensar los menores recursos que recibirá el Gobierno por cuenta de Ecopetrol y, en general, el sector petrolero.
     
    De otra parte, como lo advirtió la división Business Intelligence de Publicaciones Semana, Ecopetrol tampoco ha logrado avanzar en nuevos descubrimientos, lo que ha empezado a generar dudas sobre el futuro de las reservas. La petrolera está obligada a cumplir su meta de producción de un millón de barriles diarios si quiere mantener la credibilidad ante los mercados. Sin embargo, si logra esa meta y no aumenta sus reservas terminaría con su stock de crudo en cinco años. Es fundamental que la compañía registre también avances claros en sus metas de exploración.
     
    Las menores ganancias también podrían obligar a realizar cambios en las políticas de dividendo de la compañía. Ecopetrol es una de las firmas que más utilidades reparte entre sus accionistas. En el promedio de esta industria, por cada $100 en ganancias las petroleras reparten $40 entre sus accionistas. En Ecopetrol, el 80% de las ganancias se distribuye, básicamente porque el principal accionista, el gobierno colombiano, enfrenta dificultades financieras todos los años.
     
    Algunos analistas consideran como antitécnica la distribución de ese nivel de dividendos, al compararse con el benchmark de la industria, más aún cuando requiere recursos para inversión y agregar rápidamente nuevos barriles de crudo a sus reservas. Según ellos, con esta decisión se busca suplir la falta de recursos propios que no está destinando a la inversión. “Y es el Estado, que se envició de vivir de las rentas petroleras, el que define el dividendo. En el sector, la distribución de dividendos es de entre 40% y 50%, si le saca más de eso es como si a una vaca lechera le empezaran a sacar, al tiempo, también carne”, dice uno de ellos.
     
    Todo indica que uno de los efectos de esto está relacionado con la decisión de empezar a salir de sus activos no estratégicos. El primero es la participación del 6,87% que tiene Ecopetrol en la Empresa de Energía de Bogotá y cuyo valor podría superar $1 billón. “Por un lado, los dividendos no le generan déficit y, por el otro, vende activos. Es mantener dividendos con ingresos transitorios producto de una privatización y eso hacia el futuro tiene problemas”, agrega.
     
    En 2015, seguir con este ritmo en el giro de utilidades implicaría tensiones difíciles para la petrolera. Desde una perspectiva puramente empresarial, sería contradictorio repartir un porcentaje de utilidades tan alto, justo cuando la empresa necesita capital para invertir en exploración y desarrollar sus grandes proyectos.
     
    ¿Cuál será la posición del Ministro de Hacienda ante la junta de accionistas de Ecopetrol en marzo próximo? Allí, el Gobierno dará un mensaje claro frente al papel que ve para la empresa dentro del balance fiscal del país hacia el futuro.
     
    La estructura de gobierno corporativo que se creó en 2007 implica que en el comité de directores de Ecopetrol están, aparte de los ministros de Hacienda y Minas y el Director de Planeación Nacional, otras personas que representan los intereses de accionistas diferentes al Gobierno, como Gonzalo Restrepo, Roberto Steiner, Luis Fernando Ramírez y Jorge Pinzón. Todos tienen suficiente peso como para mostrarse independientes frente a una decisión del Gobierno que pudiera ir en contra de los intereses de la firma.
     
    Ecopetrol necesita enfrentar los problemas operativos que han frenado sus resultados en los últimos tiempos y la actual administración ha puesto en marcha un plan para lograrlo. De la efectividad de este plan, y de la estabilidad de las relaciones entre Ecopetrol y el gobierno colombiano, dependen el futuro de la empresa y los resultados para los accionistas.
     
    (continúa...)

  • La fuerte demanda de combustible impulsa los precios del petróleo

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

  • La hora del 'offshore'

    El desarrollo de la industria offshore (costa afuera) en el Caribe colombiano será un eje fundamental para el futuro crecimiento económico de la región, y a largo plazo permitirá la consolidación de los centros logísticos para atender los requerimientos de las empresas que realizarán millonarias inversiones en el sector.
     
    sumados al de Kronos, comprueban la existencia de una provincia gasífera en el mar Caribe, frente a las costas de Córdoba, y además demuestran el gran potencial que hay en la región para costa afuera, especialmente de gas. Este desarrollo está asociado con la ubicación de bases en el continente desde las que se manejen las gigantescas operaciones que moverán inversiones calculadas en más de 1.400 millones de dólares.
     
    Expertos aseguran que los hallazgos son apenas un primer paso en el camino que se debe recorrer hacia la meta final, que es extraer y comercializar los hidrocarburos que se encuentran en los yacimientos, lo que a su vez, depende de la viabilidad técnica y financiera de estas operaciones. Se trata de un proceso que tomará entre siete u ocho años.
     
    Datos del Ministerio de Minas indican que de 35 pozos de exploración en Colombia, 13 tienen vocación de gas, y de esos 5 están costa afuera.
     
    “Si la campaña exploratoria sigue confirmando el potencial de recursos del Caribe, esto podría cambiar la historia de la industria petrolera colombiana, de la región y de Barranquilla”, señala el ministro de Minas y Energía, Germán Arce.
     
    Con la visión de lo que viene, en Barranquilla y Atlántico desde hace cuatro años comenzó a gestarse una alianza entre los sectores público y privado de la ciudad representados en la Alcaldía Distrital, la Gobernación, la Asociación Nacional de Empresarios (ANDI) seccional Atlántico, la Cámara de Comercio de Barranquilla (CCB) y ProBarranquilla, con el respaldo del Ministerio Minas. Este trabajo ya ha comenzado a dar frutos para la cuidad, pues Repsol ubicó en la Zona Franca Palermo su base en tierra para la exploración del pozo Sirulo, al tiempo que Ecopetrol y Anadarko también anunciaban que tendrían sus centros logísticos en esta zona para sus actividades exploratorias costa afuera.
     
    El gerente seccional de la ANDI, Alberto Vives, asegura que la apuesta de este trabajo conjunto es que la ciudad y el departamento se convierta en un centro energético, atrayendo inversiones no solo de empresas del sector de hidrocarburos sino también de energía y otros relacionados.
     
    Afirma que desde la perspectiva país, es importante contar con un marco regulatorio claro, eficiente y visionario, y destaca que Colombia ha venido preparándose desde sus instituciones para hacer frente a este reto.
     
    “Se viene trabajado de una forma abierta y en las instituciones se encuentra receptividad frente a la búsqueda de soluciones. Sin embargo, por la falta de un mayor conocimiento sobre las operaciones offshore de oil and gas, persiste la respuesta reactiva en materia regulatoria, reconociendo que se dan procesos de respuesta positivos debemos superar la tendencia y trabajar proactivamente”, señala el ejecutivo.
     
    Los gremios de la ciudad consideran necesario que se generen los espacios para entender y dimensionar el reto que tiene Colombia como país con el fin de generar un marco de trabajo que facilite e incentive el desarrollo de esta industria.
     
    En cuanto a la instalación de la cadena de abastecimiento requerida para dar soporte a esta nueva industria Vives dice que se deben considerar los requerimientos logísticos, tanto en la etapa exploratoria como en caso de éxito en la etapa de desarrollo.
     
    “Debemos entender que la competencia no está entre nosotros, es decir, entre Cartagena, Riohacha, Santa Marta o Montería. Nuestra verdadera competencia está en México, Estados Unidos, Brasil, África, entre otros. Debemos ofrecer un territorio competitivo, para poder competir por esos recursos, que tienen las compañías operadoras, que son limitados, con el fin de mantener esas inversiones y desarrollos en el país”, analiza el dirigente gremial.
     
    La preparación debe seguir. La presidenta de la Cámara de Comercio de Barranquilla, María José Vengoechea, señala por su parte que el hecho de que las grandes petroleras hayan elegido a Barranquilla para sus operaciones es “fruto de las acciones y el trabajo que se ha realizado en la ciudad”.
     
    Precisa que la labor no ha terminado, pues sigue la preparación de la ciudad para lo que viene que es la etapa de extracción.
     
    Fuente: elheraldo.co

  • La muerte del fracking en Colombia

    La asediada industria petrolera de Colombia se enfrenta a una serie de vientos en contra volátiles mientras lucha por volver al ritmo de operaciones previo a la pandemia. La producción de petróleo, a pesar de aumentar durante marzo de 2023 a 771.332 barriles por día, se mantiene muy por debajo de la producción previa a la pandemia de 2019 de casi 900.000 barriles por día.
    Las escasas reservas probadas de petróleo de poco más de 2 mil millones de barriles con una vida útil de producción de ocho años también pesan sobre el sector de hidrocarburos, de importancia crucial. El primer presidente izquierdista del país andino, Gustavo Petro, ex guerrillero socialista, planea poner  fin a los contratos para la exploración de hidrocarburos  y prohibir oficialmente la fracturación hidráulica conocida como fracking. Hay indicios de que la prohibición legislativa del fracking está cerca de ser promulgada, lo que  podría significar un desastre para la industria petrolera económicamente crucial de Colombia. 
     
    Varios gobiernos colombianos han  visto durante mucho tiempo el fracking como una solución viable  a la escasez de reservas probadas de petróleo y gas natural del país, que a fines de 2021 ascendían a 2.400 millones de barriles y 3.164 billones de pies cúbicos, respectivamente. Esas reservas poseen una vida de producción relativamente corta de 7,6 años y ocho años, incluso con volúmenes de producción en niveles mucho más bajos que antes de la pandemia. Es por esas razones que el fracking se ha considerado durante mucho tiempo una solución para una industria que es un motor clave de la economía y las finanzas del gobierno. Eso lo destacan los datos de la agencia de estadísticas del gobierno colombiano, DANE, que muestran que durante 2022 el petróleo generó $ 19 mil millones en ganancias de exportación, lo que representa el 33% de las exportaciones por valor. 
    El petróleo es responsable de casi una quinta parte de los ingresos fiscales, lo que lo convierte en una importante fuente de ingresos para un país con una base impositiva estrecha donde el gobierno está luchando contra déficits presupuestarios crecientes. De hecho, el gobierno de Colombia ha luchado durante mucho tiempo para ampliar la base impositiva y reforzar los ingresos fiscales, y el predecesor de Petro, Iván Duque, busca aumentar los impuestos como parte de un amplio paquete de reformas de 2021 que desencadenó violentas protestas en todo el  país . A pesar de las reformas recientes, incluidos los aumentos de impuestos revisados ​​​​de Duque para 2021 y el paquete de impuestos de $ 4 mil millones de Petro  aprobado en noviembre de 2022 , Colombia todavía tiene una de las proporciones de impuestos a PIB más bajas de América Latina. Los datos de la OCDE  muestran que a fines de 2022 era de apenas 18,7 %, que es casi la mitad del promedio de la OCDE de 33,5 %, lo que coloca a Colombia en el puesto 12 más bajo de América Latina detrás de Ecuador y por delante de México. Una escasez crónica de ingresos fiscales a largo plazo está pesando mucho en el gobierno de Colombia, especialmente desde la pandemia de COVID-19 de 2020, cuando el déficit presupuestario se elevó al 7 % del PIB, permaneciendo elevado desde entonces a pesar de caer al 5,3 % para 2022. Para estos razones por las que los gobiernos anteriores han tratado de introducir el fracking en Colombia, según  estimaciones de la EIA de EE. UU. para contener alrededor de 92 mil millones de barriles de petróleo de esquisto y 153 billones de pies cúbicos de gas de esquisto en el lugar. Esto subraya el tremendo potencial de petróleo y gas natural no convencional del Valle Medio del Magdalena y las Cuencas de los Llanos que podría resolver los riesgos creados por la falta de reservas de hidrocarburos.
     
    Es por esas razones que varias empresas de energía, el regulador de la industria, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y el gobierno nacional estaban explorando el potencial de los hidrocarburos de esquisto hace más de una década. Hace una década, Bogotá introdujo regulaciones destinadas a atraer inversiones en hidrocarburos no convencionales, siendo la más destacada una reducción de impuestos del 40% para el petróleo y el gas de esquisto. Entre 2012 y 2015, la ANH asignó los primeros bloques de esquisto a varias empresas de energía, incluidas Ecopetrol, ExxonMobil, ConocoPhillips, Canacol Energy y Parex Energy. Desde entonces, la exploración de hidrocarburos de esquisto en el país andino ha estado plagada de dificultades y no logró despegar. Un problema clave es la considerable disidencia y protestas de la comunidad con respecto a la controvertida técnica de extracción de hidrocarburos.
     
    Si bien la moratoria se confirmó en 2019, ese año el tribunal eximió del fallo a los proyectos destinados a probar la controvertida técnica, lo que permitió a Ecopetrol y ExxonMobil proceder con los pilotos de fracking de Kale y Platero. Durante julio de 2022, el Consejo de Estado  rechazó una demanda  (española) que buscaba abolir las normas que hacían viable el fracking en Colombia, anulando esencialmente la moratoria de 2018 y consintiendo el uso de la controvertida técnica de extracción de hidrocarburos en Colombia. Para agosto de 2022, el recién inaugurado presidente Petro había presentado un proyecto de ley al Congreso para prohibir oficialmente el fracking en Colombia. Petro busca prohibir el fracking, que está prohibido en Alemania, Francia, España y Australia, debido a su asociación con  la contaminación de las aguas subterráneas. junto con las enormes cantidades de aguas residuales tóxicas producidas. También se cree que el fracking causa  frecuentes temblores de tierra menores,  lo que genera preocupaciones sobre su uso en la geología inestable de Colombia. 
     
    El proyecto de ley contra el fracking, luego de ser  debatido y aprobado por el Senado  (español), ha pasado a la cámara baja del Congreso para su revisión, acercando a Colombia cada vez más a prohibir el fracking. Si bien eso complace a muchos grupos comunitarios y ambientales que se oponen al método de extracción de hidrocarburos, ha provocado consecuencias considerables para la industria petrolera económicamente crucial de Colombia, que aún no se ha recuperado de la pandemia de 2020. 
     
    Muchas de las empresas de energía que tienen licencias de fracking están tratando de archivarlas, mientras que la supermajor mundial Exxon está saliendo de las operaciones upstream en Colombia. La empresa integrada de energía ya  anunció su retiro  del Bloque VMM-37 en la Cuenca del Valle del Magdalena Medio, donde participaba en el piloto de fracking de Platero, que requirió una inversión de $53 millones. Exxon también está en  proceso de deshacerse  de varios otros bloques en los que tiene intereses y está tratando de recuperar la inversión que ya realizó en el piloto de Platero de parte de la administración de Petro.
    La decisión de Exxon es comprensible dado el éxito considerable  que está disfrutando en Guyana , una jurisdicción sudamericana de menor riesgo, donde aseguró términos extremadamente favorables para el prolífico bloque Stabroek en alta mar. Solo en ese bloque, el supermajor ha descubierto más de 11 mil millones de barriles de petróleo. Dado el considerable riesgo asociado ahora con operar en Colombia, otras empresas de energía podrían muy bien seguir su ejemplo creando un dolor de cabeza legal y financiero para el gobierno de Petro. La caída de la inversión en energía también amenaza la economía dependiente del petróleo de Colombia, el valor del peso y las arcas del gobierno con Bogotá dependientes de los ingresos de las rentas petroleras, especialmente después de que las reformas fiscales de Petro impulsaron los ingresos de la industria petrolera. 
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com

  • La Nación espera $6 billones menos por precio del crudo

    El Gobierno actualizó la expectativa de precios del petróleo para el 2023 en la presentación del Marco Fiscal de Mediano Plazo. Para este el Ministerio de Hacienda espera un promedio de barril de crudo en US$78,6; esto significa una caída en el pronóstico, puesto que en el Plan Financiero presentado por la cartera a finales del año pasado esperaba US$94,2 en promedio. La diferencia es de US$15,6. Esta actualización implica que se esperan ingresos entre $3 y $6 billones menos para este año.
    Si bien el año pasado el barril de crudo vio un precio por encima de US$100, este año inició con valores cercanos a los US$80. De hecho, el promedio entre enero y el 16 de junio es de US$80,4. Los altos precios vistos en 2022 llevarán a que el recaudo por petróleo de este año será de 0,6 puntos porcentuales del PIB; sin embargo, para 2024, el menor precio llevaría a menores ingresos.
     
    Este fue uno de los motivos que llevó a Hacienda a actualizar sus presupuestos macroeconómicos. De acuerdo con Ricardo Bonilla, jefe de la cartera, “no hay expectativa de que este año suba; de hecho podríamos encontrarnos con que baje incluso más”, aunque no precisó cuál es la reducción en ingresos esperados que plantea este nuevo documento.
     
    Para el Comité Autónomo de la Regla Fiscal (Carf), por cada dólar más o menos en el precio del barril, el impacto en ingresos por impuestos y dividendos es de $200.000 millones. Es decir, Hacienda partiría sobre unos ingresos menores de $3,12 billones en este año.
     
    Ahora bien, Julio César Vera, presidente de Xua Energy, señaló que el impacto por dólar es de $500.000 millones; lo que significa que este año Hacienda podría contar con $6 billones menos de ingresos.
     
    El Marco Fiscal desagrega este motivo como uno de los principales causantes de ajuste a la baja en el balance fiscal. Hacienda contempla que los menores ingresos del sector extractivo sean de 0,8% del PIB, frente a lo estimado en el Plan Financiero. De esta forma, los ingresos petroleros este año tendrían un alza de 0,7 puntos porcentuales del PIB, “en línea con las mayores cuotas del impuesto de renta que pagaría el sector y los resultados financieros del Grupo Ecopetrol observados durante 2022”.
     
    Bonilla señaló que la actualización se dio en vista de que de todas formas ingresos que no se iban a obtener este año por esta vía.
     
    “Esto significa menores ingresos por dividendos, regalías e impuestos. Esto se traduce en un mayor déficit fiscal, por lo que esa senda de reducción en el déficit y la relación deuda / PIB cambia con estas nuevas expectativas”, explicó Ómar Suárez, gerente de Renta Variable de Casa de Bolsa. Este es uno de los efectos que evidencia el documento.
     
    En el Plan Financiero 2023, presentado por Hacienda en diciembre, se suponía que con el estimativo de precios, la Nación tendría un superávit primario. No obstante, en la actualización del Marco Fiscal, se resalta que ya no se logrará esto, “asociado a la materialización de choques macroeconómicos adversos, en particular la caída del precio internacional del petróleo”.
     
    Para este año, el déficit fiscal del país sería de 4,3% de Producto Interno Bruto, un incremento 50 puntos básicos frente al estimativo del Plan Financiero, que preveía 3,8% de desbalance.
     
    Otro efecto en las cuentas del Gobierno es la Inversión Extranjera Directa para este año. Teniendo en cuenta que un mayor precio del commodity jalona mayores recursos hacia el país, cuando hay una caída en su cotización la inversión es menor. De hecho, este año se prevé una caída de 19,7% en estos recursos por la fuerte corrección en precios del petróleo, así como del carbón.
     
    Otro de los efectos, en este caos más positivo para las finanzas de la Nación, es un menor diferencial entre el precio internacional y el local de los combustibles líquidos. Esto conllevaría a que la deuda sea menor, puesto que el subsidio a gasolina y Acpm se daría sobre un precio de barril menor. Vera estima que en estos siete meses los subsidios a los combustibles van a sumar aproximadamente $9,5 billones, a pesar de los incrementos en los precios de la gasolina.
     
    Por Portafolio

  • La noruega Statoil amplía su presencia en Colombia

    La petrolera adquirió participación en dos licencias de exploración de aguas profundas.
     
    La petrolera noruega Statoil ha expandido su presencia en Colombia adquiriendo participaciones en dos licencias de exploración en aguas profundas de la española Repsol, dijo el jueves la compañía.
     
    Statoil comprará el 10 por ciento de Repsol en Tayrona, un campo que es operado por la brasileña Petrobras, que incluye el pozo de exploración Orca-1 que está siendo perforado en la actualidad y el 20 por ciento en Guajira Offshore 1, operado por la compañía española.
     
    Los acuerdos, de los que no se dieron detalles financieros, están pendientes de la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia.
     
    Fuente: Portafolio.co / EFE
     
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  • La OPEP dice que es necesario promover inversiones en la industria petrolera mundial

    Según las estimaciones de la OPEP, la economía mundial se duplicará respecto a su tamaño actual para el año 2045, lo que significa "que el mundo requerirá mucha más energía".
    El secretario general de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Haitham Al-Ghais, reiteró, en una entrevista difundida este sábado por el canal estatal de Venezuela (VTV), la necesidad de promover las inversiones en la industria, de cara a un previsible incremento en la demanda de energía.
     
    “La industria mundial requiere 12,1 billones de dólares desde ahora hasta 2045, esto significa 500.000 millones de dólares anuales, lo que es una cantidad considerable”, dijo el funcionario kuwaití que estima un incremento de un 23 % en la demanda de energía dentro de 22 años, lo que, insistió, obliga a invertir en el sector.
     
    “Desafortunadamente, debido a corrientes en contra de combustibles fósiles, en contra de inversiones en este sector, el mundo no está viendo este nivel de inversiones”, prosiguió, sin dejar de reconocer la crisis climática como un reto que, auguró, los países miembros de la OPEP han asumido para cumplir “las metas del clima”.
     
    Según las estimaciones de la OPEP, la economía mundial se duplicará respecto a su tamaño actual para el año 2045, cuando habrá 1,6 miles de millones de personas más en la Tierra, lo que significa, reiteró, “que el mundo requerirá mucha más energía”.
     
    “No hay manera de que una sola fuente de energía pueda cubrir este incremento en la demanda. La visión de la OPEP es que todas las formas de energía serán requeridas, incluido petróleo, gas, carbón”, sostuvo y aseguró que el petróleo mantendrá el más alto porcentaje de contribución para cubrir las necesidades en las siguientes dos décadas.
     
    Los 13 países de la OPEP celebran este sábado una reunión en Viena para acercar sus posiciones de cara a la crucial conferencia de mañana, domingo, con sus diez aliados, entre ellos Rusia, en la que decidirán cuál será el nivel de su producción de petróleo en los próximos meses.
     
    Por EFE.

  • La operación de taladros en la industria petrolera creció 76% durante agosto

    Campetrol contó 87 taladros en funcionamiento de los 114 contratados en el octavo mes del año.
     
    Aunque el desempeño del sector petrolero sigue sin recuperarse del choque de los bajos precios internacionales, este año tiene mejores perspectivas que en 2016, que permitirían anticipar una mayor inversión en el corto plazo.
     
    Uno de los indicadores más importantes para la industria y sus perspectivas de producción tiene que ver con el número de los taladros activos por parte de las empresas, que creció 76% en agosto, de acuerdo con los datos de Campetrol.
     
    En agosto, el gremio de servicios petroleros reportó que 87 taladros estuvieron en funcionamiento en el octavo mes del año (de los 114 que fueron contratados), mientras que en el mismo mes del año pasado apenas se contaron 24 funcionando.
     
    Germán Espinosa, presidente ejecutivo de Campetrol, dijo que esto se traduce en una situación alentadora, pues “la actividad de los taladros constituye un indicador que permite avizorar un mejor panorama en materia de incorporación de reservas”.
     
    De acuerdo con Espinosa, esta perforación de pozos exploratorios, así como por los pozos de desarrollo “permiten mantener los niveles de producción”.
     
    De hecho, si bien la producción de crudo ha sufrido una fuerte contracción, los últimos meses se ha recuperado y está por encima de 856.377 barriles diarios, según el Ministerio de Minas y Energía, y está por encima de la meta del Gobierno Nacional, de una extracción de 840.000 barriles al día.
     
    Este panorama de estabilidad para la industria petrolera permite, según Sergio Olarte, director de estudios económicos de BTG Pactual, “ver un aumento en la inversión que tiene como destino la exploración de nuevos hidrocarburos”.
     
    El informe de Campetrol destacó que hay 39 taladros de perforación operando, mientras que en agosto de 2016 se registraron nueve, lo que se traduce en un crecimiento de 387,5% frente al año pasado.
     
    Frente a los taladros dedicados a la producción y trabajos al interior de los pozos, se registraron 48 activos, dato relevante si se tiene en cuenta que en total fueron contados 100 pozos de este tipo, con un crecimiento de 200% frente a los taladros activos en agosto pasado.
     
    Esta actividad se refleja en el crecimiento de los pozos activos en 2017. En el caso de los exploratorios, se cerró agosto en 33 pozos, lo que constituye 66% de la meta fijada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de 50 pozos este año.
     
    Estos indicadores son el reflejo del crecimiento de 3,8% en la producción de crudo en el país, hecho que no se ve reflejado en la producción de gas, que en agosto llegó hasta los 861 millones de pies cúbicos, con una contracción de 12,2% y una disminución continua que completa ya nueve meses.
     
    Espinosa concluyó que “el aumento de la actividad, sin duda redundará en un mejor desempeño del sector que podrá realizar aportes más sobresalientes a la economía nacional y regional que los observados en 2016”.
     
    Este es uno de los principales retos del sector, si se tiene en cuenta que el PIB de minas y canteras para el segundo trimestre se contrajo 6%, jalonado por un decrecimiento de 5,4% la actividad petrolera en este periodo, la cual, según los expertos, podría mejorar en lo que queda de 2017.
     
    ¿Cómo van las ventas externas de petróleo?
     
    De acuerdo con el informe de Campetrol, las ventas de petróleo al resto del mundo “continuaron desacelerándose hasta presentar una variación negativa anual de 3,5%”, según los datos del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (Dane). Para el gremio, esto es una señal de que “aunque la producción aumentó en el último mes, una mayor proporción del crudo se estaría quedando en Colombia”. Por su parte, la IED del sector tuvo una contracción de 47%, en el primer trimestre del año.
     
    Fuente: Larepublica.co

  • La producción de las refinerías chinas alcanza máximos históricos

    Los índices de producción de las refinerías chinas alcanzaron un máximo histórico el mes pasado, como reflejo de la fuerte demanda de combustibles procedentes del exterior y de la necesidad de acumular inventarios antes de la temporada de mantenimiento. 
    Con unos 14,9 millones de bpd, según datos publicados esta semana y citados por Reuters, el funcionamiento de las refinerías chinas en marzo podría añadir potencial alcista a los precios del petróleo, como indicativo de la continua recuperación del país tras los cierres por pandemia.
     
    La media de enero y febrero se situó en 14,36 millones de barriles diarios, frente a los 13,98 millones de bpd de los dos primeros meses de 2022 y los 14,1 millones de bpd de diciembre de 2022.
     
    En los tres primeros meses del año, el rendimiento de las refinerías fue un 5,2% superior al del año anterior, según los datos.
     
    Mientras tanto, los nuevos datos económicos de Pekín mostraron que la economía del país se había expandido un 4,5% en el primer trimestre, lo que impulsó los precios del petróleo al alza hoy.
     
    Esta tasa de crecimiento fue superior a la prevista y muy superior a la tasa de crecimiento del 2,9% prevista para el último trimestre de 2022.
     
    El aumento de las tasas de producción de las refinerías es consecuencia directa de este repunte, que se caracteriza por un fuerte incremento de los viajes, tanto nacionales como internacionales. Según los últimos datos, las exportaciones chinas de productos refinados aumentaron el mes pasado un 35,1% con respecto a marzo del año pasado.
    Además, el embargo de la Unión Europea sobre el petróleo y los combustibles rusos está beneficiando a otros grandes exportadores de combustible, como China, que también tiene la ventaja de acceder a crudo ruso con descuento que puede utilizar para producir combustibles que luego vende a la Unión Europea.
     
    Es probable que las tasas de producción disminuyan en poco tiempo, a medida que las refinerías comiencen el mantenimiento programado, pero hasta entonces se mantendrán altas, ya que las refinerías se abastecen de productos refinados, señala Reuters en su informe.
     
    Los economistas prevén que China represente la mayor parte del crecimiento de la demanda de petróleo este año, aunque sus expectativas difieren en parte sobre la magnitud real del aumento. Oscila entre 500.000 y 1 millón de bpd.
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com
     

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

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

  • La producción de petróleo en Colombia se incrementó en 3,59 %

    La cifra corresponde a mayo de 2023, en comparación con el mismo mes del 2022. En ese lapso se alcanzaron 773.789 barriles de crudo promedio por día.
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) reportó que la producción fiscalizada de petróleo durante mayo de 2023 fue de 773.789 barriles promedio por día (bopd), un 3,59% mayor a la registrada en el mismo mes de 2022 cuando alcanzó los 746.960 barriles promedio por día.
     
    Frente a abril de 2023, la producción diaria de petróleo registró un descenso de 1,09% (773.789 bopd vs 782.277 bopd). La disminución en la producción se presentó principalmente en los campos: Castilla (Acacias/Castilla la Nueva-Meta), Caño Sur Este (Puerto Gaitán-Meta), Castilla Norte (Acacias/Castilla la Nueva-Meta), Chichimene (Acacias -Meta), Chichimene SW (Acacias/Guamal-Meta), Akacías (Acacias/Guamal-Meta), Caño Limón (Arauca/Arauquita-Arauca), debido al incremento de diferidas.
     
    El promedio anual de producción, entre mayo de 2022 y el mismo mes de 2023, fue de 771.780 barriles de petróleo por día, lo que representa un incremento de 3,44% respecto a lo registrado para el año anterior, cuando alcanzó los 746.082 bopd.
     
    Entre tanto, la ANH reportó que la producción promedio de gas comercializado durante mayo de 2023 presentó un descenso de 4,22% frente al mismo mes de 2022 (1.065 mpcd vs 1.112 mpcd). Frente a abril de 2023, la producción promedio de gas comercializado en el quinto mes del año registró un aumento de 3,60% (1.065 mpcd vs 1.028 mpcd).
     
    Se evidencia incremento del gas comercializado principalmente en los campos: Pauto Sur (Yopal-Casanare), Floreña (Yopal-Casanare), Floreña Mirador (Yopal-Casanare), Chuchupa (Manaure-Guajira), Gibraltar (Boyacá-Cubará), Mamey (Ovejas/Sucre), Claxon (La Unión/Sucre), debido al comportamiento de la demanda de gas durante el mes y al restablecimiento de la producción.
     
    Durante mayo de 2023, se reportaron dos avisos de descubrimiento en el pozo Saxofón-1 localizado dentro del Contrato de E&P VIM-5, a cargo de la empresa CNE OIL&GAS y el pozo Carambolo-1 del contrato de E&P VIM-21, operado también por CNE OIL&GAS. En abril se perforaron 4 pozos exploratorios y 42 de desarrollo. Respecto a la actividad de sísmica exploratoria se reportaron 973.20 Km 2D.
     
    Por Portafolio.