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. 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
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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