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martes, 8 de diciembre de 2015

Los precios del crudo siguen en caída, pero nadie recorta su producción, (en México lo venden en US$ 29,9 ; en EEUU en US$37 y en Europa a US$40 )Por Erin Ailworth, Bradley Olson y Nicole Friedman encontrado en el WSJ

Los precios del crudo siguen en caída, pero nadie recorta su producción, (en México lo venden en US$ 29,9 ; en  EEUU en US$37 y en Europa a US$40 )


http://lat.wsj.com/articles/SB10274549301604774137404581402570843399358?tesla=y


Una plataforma en Texas de Royal Dutch Shell, una de las empresas que continuarán sus inversiones en aguas profundas.




Una plataforma en Texas de Royal Dutch Shell, una de las empresas que continuarán sus inversiones en aguas profundas. PHOTO: BLOOMBERG NEWS


Por

Erin Ailworth,

Bradley Olson y

Nicole Friedman

Martes, 8 de Diciembre de 2015 0:04 EDT
El impasse entre los principales productores de energía que ha dado lugar a un exceso de suministro de petróleo se dispone a continuar el próximo año con la misma virulencia, y la culpa es compartida por Estados Unidos y la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

Las empresas estadounidenses que extraen crudo de las formaciones de esquisto han reducido ligeramente sus actividades, pero la mayor extracción del Golfo de México está apuntalando la oferta estadounidense. La producción de petróleo de EE.UU. cayó apenas 0,2% en septiembre y acumula un descenso de 3%, a 9,3 millones de barriles diarios, desde su máximo logrado en abril.


Algunos analistas estiman que la producción estadounidense podría subir el año entrante, pese a que Arabia Saudita y la OPEP volvieron a rechazar, el viernes pasado, un recorte de su producción.


La caída de los precios de la energía se intensificó el lunes y la cotización del petróleo alcanzó sus niveles más bajos desde la crisis financiera mientras los mercados digieren la decisión de la OPEP de no sacar el pie del acelerador y son golpeados por un invierno inusualmente cálido en EE.UU.

 Nota del autor del blog: es decir no están consumiendo gas o petróleo para la calefacción por lo que hay más petróleo a disposición

La estrategia de la OPEP ha sido privilegiar la obtención de cuota de mercado en lugar de reducir la producción para fortalecer los precios, como lo había hecho en ocasiones anteriores.

La producción de la OPEP podría aumentar en 2016 si se levantan las sanciones sobre Irán, lo que le permitiría reanudar las exportaciones de crudo.


“La OPEP no está dispuesta ni puede equilibrar el mercado” puesto que su producción equivale a menos de la mitad del total global, advirtió Bjarne Schieldrop, analista jefe de commodities de SEB Markets, en una nota de investigación. “Cualquier riesgo diminuto de que la OPEP vaya a hacer algo en los próximos seis meses quedó descartado tras la reunión del viernes. Al eliminar ese riesgo, el precio del petróleo seguirá en baja”.





El crudo ligero y dulce para entrega en enero llegó a US$37,65 el barril en la Bolsa Mercantil de Nueva York, una caída de 5,8% frente a la jornada anterior. El Brent, el contrato de referencia global, alcanzó US$40,73 el barril en la ICE Futures Europe, un retroceso de 5,3%. Ambos registraron su cierre más bajo desde febrero de 2009, cuando arreciaba la crisis financiera. En tanto, los contratos de gas natural para entrega en enero cerraron 5,4% a la baja en Nueva York, a US$2,067 por millón de unidades térmicas británicas (BTU).

“No hay ninguna señal de una demanda real en el mercado por el lado del clima”, aseveró Scott Shelton, corredor de ICAP, en un informe. “Es el peor de los escenarios”.


La renuencia de la OPEP y los productores estadounidenses de energía de esquisto a recortar la producción ante el desplome de los precios ha tomado por sorpresa hasta a los operadores más experimentados. “Se anticipaba que los productores de esquisto en EE.UU., la fuente del explosivo crecimiento del suministro en los últimos años, serían los primeros en ser doblegados”, escribió Andrew Hall, presidente ejecutivo del fondo de cobertura especializado en materias primas Astenbeck Capital Management LLC, en una carta enviada a los inversionistas a la que tuvo acceso The Wall Street Journal. “Pero esto no ha ocurrido, al menos no al ritmo previsto”. El inversionista no quiso hacer más comentarios al respecto.

Durante el último año, las petroleras estadounidenses se han mantenido a flote gracias a sus coberturas —contratos financieros que les aseguraban precios más altos por su crudo—, además de una inyección de capital de Wall Street durante el primer semestre que las ayudó a seguir bombeando pese al derrumbe de los precios. Las empresas también redujeron costos y desarrollaron mejores técnicas para extraer más crudo y gas natural por pozo.

La oportunidad de generar nuevas mejoras de productividad se está desvaneciendo, el acceso a los mercados de capital se está cerrando y las coberturas de la mayoría de los productores vencen a fin de año, dicen los expertos. Estos factores han llevado a algunos analistas a proyectar un descenso de la producción en 2016 de hasta 10%.

Otros expertos, no obstante, predicen un alza de la producción estadounidense debido, en parte, al crecimiento del suministro del Golfo de México, donde las empresas invirtieron miles de millones de dólares para desarrollar megaproyectos que empiezan a producir ahora. Las compañías que operan en esa región se disponen a bombear alrededor de 10% más de crudo que en 2014.

Las plataformas en aguas profundas de petroleras como Chevron Corp., Royal Dutch Shell PLC y Anadarko Petroleum Corp. han empezado a extraer crudo del lecho marino. En conjunto, se prevé que estos yacimientos produzcan cientos de miles de barriles al día cuando operen a plena capacidad. Un puñado de proyectos empezaría a operar en 2016.

Puesto que la mayor parte del dinero para extraer este petróleo fue invertido antes del derrumbe de los precios y que los oleoductos y el resto de la infraestructura necesaria para transportar el petróleo al mercado ya están en funcionamiento, a las empresas les conviene desde el punto de vista económico seguir adelante con los proyectos pese al exceso de oferta, dicen los ejecutivos del sector.

Anadarko Petroleum prevé una expansión de sus operaciones en el Golfo de México, donde en la actualidad posee 810.000 hectáreas netas. La compañía contempla que una plataforma empiece a producir en el primer semestre del año venidero con la capacidad de extraer hasta 80.000 barriles al día.

“Es gratis o a un costo marginal muy reducido”, dice Al Walker, presidente ejecutivo de Anadarko. “Para algunos de nosotros, el Golfo de México sigue siendo un lugar muy viable para hacer inversiones”.

Shell, al igual que Anadarko, ha decidido continuar invirtiendo en aguas profundas pese a la caída de los precios. En general, su producción en la región ha crecido cerca de 10% en lo que va del año, a 250.000 barriles diarios, lo que su vicepresidente ejecutivo, Wael Sawan, define como “un salto grande para nosotros”.

Otro factor que puede contener el descenso de la producción estadounidense son los más de 1.200 pozos que las compañías perforaron pero no explotaron con la esperanza de un repunte de los precios.

Los productores pequeños o en aprietos, que no tienen más remedio que seguir perforando para obtener el dinero que necesitan para pagar los intereses de deudas que ascienden a los miles de millones de dólares, probablemente empezarán a explotar tales yacimientos pronto, estima la consultora noruega Rystad Energy. La firma proyecta que estos pozos podrían elevar la producción estadounidense en alrededor de 200.000 barriles al día en 2016 respecto de su promedio de 2015.

Estos yacimientos “serán uno de los principales motores de la producción de esquisto en 2016”, vaticina Bielenis Villanueva-Triana, analista sénior de Rystad.

Algunos productores con poca deuda optarán por esperar antes de producir más petróleo, pero otros no pueden permitirse ese lujo. “En EE.UU., necesitan el flujo de caja con desesperación”, afirma Gary Ross, director de petróleo global de la consultora PIRA Energy Group. “Al parecer, esto podría seguir adelante al menos hasta el primer trimestre”.


Dan Strumpf y Saumya Vaishampayan contribuyeron a este artículo.

 Nota del autor del blog Perú podria vender gas a US$ 1,23 el mBTU

http://www.esan.edu.pe/conexion/actualidad/2013/03/21/problemas-proyecto-gasoducto-sur/

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