domingo, 3 de junio de 2012

El Precio del Petróleo-La Crisis del Euro-La Deuda Europea


Gráfica de la relación del precio del euro con respecto al dólar americano. El precio del euro en los primeros días de junio llegó a 1.24 dólares americanos por, lo cual es lo más bajo de los últimos meses.
Parecería que no tiene relación alguna el precio del euro con respecto al precio del petróleo. Sin embargo, como el petróleo se comercializa en dólares americanos, cada vez que este último se fortalece con respecto al euro el precio del petróleo sufre un ajuste en su precio tendiendo a la baja.
Hemos visto que ahora el precio del petróleo continua en descenso, cerrando el primero de junio del 2012 a $83.23 dólares por barril para el “WTI” (West  Texas Intermediate). Este es el precio más bajo durante el año 2012.
Muchos factores son los que influyen por supuesto en la baja del petróleo, uno de ellos actualmente es la deuda de los países europeos y sus problemas financieros internos en especial Grecia. Se especula que en algún momento o a comienzos del 2013 Grecia podría salir del grupo de países de la unión europea  que tienen el euro como moneda.

Gráfico mostrando el porcentaje de la deuda de los países europeos con relación al GDP (Gross Domestic Product-Producto Interno Bruto). Grecia es el que tiene más proporción de deuda pero otros países de la unión europea experimentan problemas similares.
Si los problemas de Europa persisten esto generaría una disminución de la demanda y por consiguiente podría estar relacionado con el comienzo de un periodo de recesión en la Unión Europea.
Otros factores que influyen en la baja del precio podrían ser la percepción de que Irán comienza a capitular en sus ambiciones de desarrollo de armas nucleares. Esto compra un poco de tiempo hasta que se pueda pensar en resolver esta crisis. La experiencia nos dice que Irán puede cambiar de parecer en cualquier momento.
Naturalmente cuando hay crecimiento de las economías el consumo de crudo aumenta y por ende el precio. Muchas veces después de un periodo alto de precios se desarrolla como consecuencia la desaceleración de las economías y por consiguiente se puede llegar a una recesión. Podríamos decir que la recesión del 2008 en buena parte se debió al aumento de los precios de los crudos cuando el "WTI" llegó alrededor de $140.00 por barril.
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jueves, 24 de mayo de 2012

El Negocio del Petróleo-Compañías Estatales de Colombia (Ecopetrol) y Brasil (Petrobas)-Empresas de más de $120 billones


Tablas comparativas del precio de las acciones (ft.com/marketsdata) de estas dos empresas estatales que son unas de las pocas en Sur América que experimentan un crecimiento significante y sostenido. Se estima que la baja del precio de las acciones de Petrobras es debido a la devaluación del real y a la percepción de que Brasil continuará con una política proteccionista de inversiones en el campo energético.

Colombia sigue teniendo un crecimiento en la producción de hidrocarburos y por ende Ecopetrol. La empresa estatal participa con los operadores privados en muchos de los lotes en explotación y exploración. Ecopetrol tiene aproximadamente el 60% de la producción diaria.
El plan de inversiones de Ecopetrol (CAPEX) de los años 2012 al 2020 es de 80 billones de dólares con un estimativo de producir aproximadamente 1.3 millones de barriles diarios. En la actualidad la producción se aproxima al millón de barriles diarios.
Grafica que muestra como Colombia ha logrado reversar la curva de declinación de la producción ofreciendo términos económicos llamativos para la inversión privada pero sobretodo celebrando contratos con las empresas que persistan dentro de los términos contractuales (http://www.aapg.org/explorer/2011/12dec/hhcolombia1211.cfm?zbrandid=4051&zidType=CH&zid=9209306&zsubscriberId=1001005978&zbdom=http://aapg.informz.net)
En el caso de Petrobras naturalmente desde que Brasil declaro que Petrobras era un monopolio y se abrió a la inversión privada ha habido muchos cambios respecto a la prospectividad y el tipo de contratación.
Las empresas lideradas por Petrobras descubren una área de producción de las más significativas encontradas en Sur América denominada la Plataforma de Sao Paulo en la cuenca de Santos. Este alto Paleológico, de migración enfocada, podría tener más de 50 BBEP (billones de barriles equivalentes de  petróleo en reservas potenciales (http://www.nejasayoil.com/2010/12/reservas-de-hidrocarburos-gigantes-en.html). En la actualidad Petrobras y otras empresas están invirtiendo billones de dólares en poner en exploración estos campos sub-salinos.
Petrobras espera invertir 227 billones de dólares hasta el 2015 en las facilidades de producción y explotación de estos campos. Sin embargo, al descubrirse este gran depocentro Brasil cambia las leyes de contratación y torna hacia una política proteccionista. Por lo tanto, no admitirá otros operadores diferentes a Petrobras y solamente las empresas privadas podrían tomar intereses minoritarios. Los contratos otorgados con anterioridad serán respetados. Este hecho podría disminuir la inversión privada y por consiguiente el proceso de poner en explotación estos yacimientos a relativamente corto plazo.
Se estima que la producción de Petrobras comience a subir considerablemente a partir de 2013. Este estimativo podria demorarse debido al retraso de equipos y/o comportamiento de los campos. 
Petrobras anuncio anteriormente que espera vender activos por 13.6 billones de dólares. Esta medida ayudara a la financiación de la explotación y facilidades de los yacimientos sub-salinos de la cuenca de Santos. Se percibe que en la venta podría incluir otros activos en países de Sur América. Todo el desarrollo de este complejo sub-salino ha estado demorado parcialmente por la entrega de equipos como taladros y equipos para facilidades.
Las reservas de petróleo probadas de estas dos empresas distan bastante, Ecopetrol considera que tiene 1.8 billones de barriles y Petrobras 15 billones de barriles. Aunque las reservas potenciales de la plataforma de Sao Paulo son mayores solo se consideran en este caso las reservas probadas o sea las reservas que con tecnología actual y económicamente se pueden explotar en un tiempo prudencial.
Para Ecopetrol las áreas de petróleos pesados y semipesados (gravedades API de menos de 10 grados y de 10 a 15 grados) son las que aumentan la producción debido a la explotación de varios campos operados o no por Ecopetrol pero que participa como socia.
La faja de petróleos pesados se extiende desde Venezuela a Ecuador y Perú (http://www.nejasayoil.com/2010/08/petroleos-pesados-sur-america-venezuela.html). Su desarrollo comercial está supeditado al desarrollo de una infraestructura adecuada. Esta infraestructura es definitivamente más costosa en Colombia, Ecuador y Perú que en Venezuela debido a la mayor distancia de los campos de petróleo a la costa.
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domingo, 13 de mayo de 2012

El Negocio del Petróleo-Riesgos Políticos-La Expropiación de Repsol-YPF-Argentina


Gráfica que muestra la relación de la producción y el consumo de crudo en Argentina donde se ve claramente que ha llegado a ser importador para satisfacer su demanda interna.
El caso de Argentina no es único en el mundo de los países o estados que producen hidrocarburos y que por algún tiempo han estado explotando yacimientos convencionales, los cuales en este momento siguen declinando, en muchos casos hasta llegar a situaciones donde  tienen que importar hidrocarburos líquidos o gaseosos para satisfacer la demanda interna.
Obviamente en el negocio de Exploración y Producción se presume que en los yacimientos convencionales tenemos varias etapas de recobro como primarias y varias secundarias donde podemos, en principio, explotar hidrocarburos adicionales pero que en ningún momento remplazan la cantidad o volumen de la explotación primaria.
Países o estados donde los campos en producción siguen con considerable declinación, como el caso de Argentina y México, entre otros, y que todavía la prospectividad es adecuada pueden establecer programas para explorar y explotar los hidrocarburos y así tratar de encontrar yacimientos con reservas adicionales. Naturalmente para tener éxito en encontrar reservas comerciales adicionales es necesario establecer un marco adecuado de incentivos para que las inversiones en este ramo tengan la ganancia adecuada.

Gráfica mostrando la declinación de la producción en la mayoría de las propiedades operadas por Repsol-YPF, lo cual es un buen indicativo de la declinación de la producción de hidrocarburos. La producción de YPF es de 275,000 BOPD (barriles de petróleo por día). YPF es el mayor productor. Pan American Energy (60% BP PLC) produce 75,000 BOPD y el grupo SINOPEC produce 40,000 BOPD.
Argentina en los últimos meses ha tenido algunas noticias halagadoras relacionada con su potencial de “Recursos” en cuanto a gas proveniente de las rocas madre o fuente y la EIA la ha catalogado como la tercera en potencial de “recursos” no-convencionales (http://petroleosinriesgos.blogspot.com/2012/02/exploracion-yacimientos-no.html). Sin embargo esto no quiere decir que todos estos “recursos” sean “reservas comerciales probadas”.
En el caso de yacimientos de gas no-convencionales la comercialidad depende del precio interno, el nivel de inversión, incentivos para un buen porcentaje de ganancia de la inversión, los recursos locales ya sean humanos o de maquinaria, equipos disponibles, los contratos de gas etc. Muchos de todos estos elementos no se consiguen y por consiguiente el desarrollo de estos yacimientos a corto plazo es muy limitado en muchos países.
El gobierno de Argentina anuncia el pasado 16 de Abril que: debido a que Repsol no invierte lo suficiente para reversar la declinación de los campos, la solución a esto es: “La Expropiación” o “Nacionalización de Repsol-YPF”  Esta medida aunque parece una aparente solución al status quo, posiblemente no resultará en una inmediata solución del problema de la declinación de los campos o el hecho que no se encuentran yacimientos comerciales nuevos.
México tiene una sola empresa estatal dedicada a la Exploración y Explotación de hidrocarburos denominada: Pemex. Ella invierte entre 10 a 15 billones de dólares anuales en Exploración y Producción y no logra reversar la declinación (http://petroleosinriesgos.blogspot.com/2012/03/produccion-de-petroleo-mexico.html). Venezuela, aún después de las expropiaciones, no logra aumentar la producción pues los niveles de inversión no son del mismo nivel o tan acelerados como eran antes de las nacionalizaciones.
No hay soluciones únicas para el negocio de encontrar yacimientos comerciales de hidrocarburos en los diferentes países. Sin embargo, la que siempre ha dado resultados positivos es proveer además de la estabilidad política y/o el respeto a los contratos, los incentivos económicos necesarios para que la industria privada pueda invertir tratando de encontrar reservas adicionales de hidrocarburos. De esta manera el país gana obteniendo producción adicional y la mayor parte de la ganancia con un mínimo de inversión.
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domingo, 6 de mayo de 2012

El Negocio del Gas Natural Licuado-LNG


Fotografía de un barco transportador de LNG (liquefied Natural Gas) en la facilidad de Darwin, Australia, cargando el gas licuado para ser transportado a los lugares de consumo. Foto de Spirit-ConocoPhillips.
Australia es cada vez más importante como un centro de distribución de LNG sobre todo para el Asia y Japón. En la actualidad hay unas dos facilidades produciendo LNG y cerca de siete en construcción. Se espera que en unos años si se terminan todas estas instalaciones Australia vaya a estar exportando cerca de 12 Billones de pies cúbicos por día de LNG.
Australia espera invertir en los próximos años cerca de 265 Billones de dólares en la construcción de facilidades para la exportación de Gas Natural Licuado (LNG). El proyecto principal es el complejo Gorgon, operado por Chevron. Se estima que Gorgon tiene cerca de 40 trillones de pies cúbicos de gas (40 TCFG) y se invertirán cerca de 38 billones de dólares para su completo desarrollo.
El negocio del gas licuado se ha aumentado considerablemente durante los últimos años. Sobre todo porque muchos países consumidores de energía y que no son autosuficientes lo necesitan para su consumo interno.
Esta es una tecnología de muchos años que consiste en enfriar el gas a menos 256 grados Fahrenheit (-256º F)  para transformar el gas a liquido ocupando solamente una seiscientos aba parte del volumen (1/660th the volumen) para así poderlo transportar en barcos refrigerados a grandes distancias.
En la actualidad el país que tiene el mayor porcentaje de producción de LNG o que tiene la mayor capacidad es Qatar. Ellos controlan el 25% del mercado mundial. La mayoría del gas viene del campo llamado “North Field” que queda en el límite entre Qatar e Irán con reservas cercanas a los 900 trillones de pies cúbicos de gas.
Los países importadores son mayormente: Japón, Sur Corea, Taiwán, China y por supuesto países europeos como España, Francia e Inglaterra. Los países de Europa oriental importan el gas mayormente de Rusia (FSU-Former Soviet Union) mediante gaseoductos.
En USA hay solo dos terminales de exportación y uno es en la bahía de “Cook Inlet” de ConocoPhillips que exporta gas para Japón y que en la actualidad se considera que podría suspender operaciones de acuerdo al operador. El otro es el de la compañía Cheniere Energy en Sabine Pass, cerca de la frontera de Luisiana con Texas.
Nuevos descubrimientos de gas como los de Mozambique-Tanzania, con reservas en exceso de los 30 TCFG prometen ser en el futuro centros de exportación de LNG.
Sur América tiene una posición muy moderada en cuanto a las instalaciones de exportación de LNG Perú exporta a México del puerto de Pisco. Venezuela que tiene unas vastas reservas no ha tenido la habilidad de poner proyectos de esta magnitud debido a su política interna. En el Caribe, Trinidad es el país que posee varios “trains” para la exportación de LNG. Como caso curioso Venezuela descubrió los yacimientos de gas cerca de la frontera Trinidad-Venezuela pero fue Trinidad quien puso en marcha un sistema para producirlo económicamente.
No hay duda que el Gas natural Licuado (LNG) cada vez va a aumentar pues proporciona una alternativa para los países que no producen suficiente gas para su consumo interno; aunque algunos de ellos esperan que se pueda hacer una bonanza de la explotación de gas de las lutitas para no importar gas licuado. 
El modelo de la explotación del gas no-convencional en USA no es facil de duplicarlo, pues además de los precios que justifiquen su explotación se necesitan cientos de millones de dólares en inversión para equipos de perforación y maquinaria de fracturacion hidráulica que en este momento no existe en muchos paises.
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sábado, 28 de abril de 2012

Convenciones-AAPG-ICE del 2012-Long Beach, California


Fotografía de la entrada principal al Centro de Convenciones de Long. Beach, California, donde se realizó la convención de la AAPG (American Association of Petroleum Geologists) con la SEPM (Society for Sedimentary Geology) durante los  días del 22 al 25 de abril del 2012.
Usualmente se presentan cursos cortos antes y después de la convención y esta vez no fue la excepción pues se realizaron varias excursiones a visitar los afloramientos de muchas secuencias sedimentarias que en California realmente son espectaculares incluyendo las de diversas facies de abanicos y canales depositados en un ambiente de aguas profundas. De hecho mucha de la producción de petróleo y gas en California se encuentra localizada en facies de aguas profundas.
Los temas de nuevo en esta convención han enfatizado la exploración y explotación de yacimientos no-convencionales debido a la bonanza existente en la explotación de los yacimientos de “shale-gas” y “shale-oil” en USA.
Las charlas lo mismo que los “posters” han demostrado que podemos llegar a un gran detalle en cuanto a la estructura intrínseca de las lutitas (“shales”) que contienen en sus diminutos poros el gas y el petróleo que ahora se está explotando en la parte de tierra de USA. Muchas de las características físicas de estas lutitas van a tener que ser estudiadas para poder determinar las mejores áreas como también las mejores zonas para su prospección (“sweet spots”).
También se presentaron gran cantidad de trabajos que van desde estimación de los recursos mundiales de hidrocarburos a trabajos de integración en muchos otros reservorios clásticos y/o carbonatados ya sean convencionales o no-convencionales. El “USGS” (Servicio Geológico de  USA) presentó los resultados de su trabajo de evaluación y estimación de los recursos de hidrocarburos del mundo.
Según el USGS usando solamente métodos geológicos para la estimación de los recursos se estima que existen 565 billones de barriles de petróleo convencional y 5,606 trillones de pies cúbicos de gas en yacimientos convencionales de gas natural en todo el mundo sin contar con USA. Todos estos recursos se estimaron de 171 áreas potenciales agrupadas en ocho regiones.
Es importante enfatizar que el USGS calcula “recursos” y NO reservas. Estos recursos, quiere decir que podrían ser recuperables con alguna tecnología pero no necesariamente corresponden a reservas comerciales pero si da una idea de la prospectividad de las regiones. El estudio se encuentra resumido en la publicación Fact Sheet 2012-3042. Para más información ir a la página siguiente del USGS:  http://pubs.usgs.gov/fs/2012/3042/
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domingo, 15 de abril de 2012

El Negocio del Petróleo-El Precio del Gas Natural en USA Sigue Bajando


Gráfica que muestra el precio del gas natural rompiendo la barrera de llegar a menos de $ 2.00 por MCFG (million British thermal units). Es el precio más bajo durante los últimos diez años (Ycharts). El año pasado se caracterizó precisamente por la baja de los precios del gas natural (http://petroleosinriesgos.blogspot.com/2012/01/el-negocio-del-petroleo-perspectiva-del.html).
Irónicamente, cuando hacemos un análisis el mayor causante de los precios bajos fueron los precios altos del año 2008 (oscilaron a un poco más de $11.00 por MCFG. Estos ocasionaron un gran incentivo para que se buscaran nuevos yacimientos de gas dentro de los Estados Unidos de Norte América, y es si como se incrementó la búsqueda de yacimientos no-convencionales denominados: “shale-gas” y “shale-oil”.
Naturalmente las técnicas de estimulación y fracturamiento de estos yacimientos han progresado mucho durante los últimos años, haciéndolos mucho más eficientes y logrando que estos yacimientos de tan baja permeabilidad produzcan cantidades de hidrocarburos que puedan ser costeables. Estos yacimientos no-convencionales son por supuesto diferentes de los convencionales en muchos aspectos(http://petroleosinriesgos.blogspot.com/2012_02_01_archive.html). 
Ahora bien, si el precio del gas natural continua bajando ya se llega a una situación que el negocio no es rentable. Por lo tanto, ya estamos viendo que en USA el número de taladros activos para gas ha bajado aproximadamente un 30% desde octubre del año pasado. Actualmente están cerca de 624 (data de Baker Hughes, abril 13, 2012) taladros activos para gas.
Una parte positiva de los bajos precios del gas es que promueve al uso de él en otros sistemas de consumo que tradicionalmente han sido dominados por los hidrocarburos líquidos como el crudo. El transporte comercial es algo que puede beneficiarse. Sin embargo, ha sido un poco lento en desarrollarse debido al costo de la infraestructura y la garantía del suministro del gas por muchos años. 24.3 TCFG (trillones de pies cúbicos de gas-datos de la EIA) fue el consumo total de gas en USA durante el año 2011.
A medida que el gas sigue bajando de precio, los taladros que no están dedicados a gas, se han tratado de desplazar a áreas donde el gas sea más rico en líquidos o húmedo, pues el barril de petróleo vale más de $ 102.00 para el WTI (West Texas Intermediate) El WTI es el precio de referencia en general para Norte América. En el resto del mundo se está usando como precio base el Crudo Brend, el cual en este momento se cotiza a más de $121.00 por barril.
El negocio del gas es por supuesto enteramente diferente al del petróleo crudo. Mientras el petróleo crudo está supeditado a un precio internacional que en este momento para la mayoría del mundo es el del “Brend” ($121.00 por barril), el precio del gas natural se maneja más con precios locales o al menos regionales. En USA donde los precios del gas no son controlados por el estado, es estrictamente la oferta y la demanda los factores que más prevalecen.
El incremento de producción de gas en USA es prácticamente localizado en propiedades privadas y por empresas privadas donde el gobierno no controla los precios. Naturalmente hay entidades gubernamentales que coordinan los permisos y los cumplimientos de disposiciones ambientales.
Internacionalmente los precios del gas natural varían mucho y en áreas de yacimientos costa afuera donde su explotación se convierte en sistemas de LNG (Liquid Natural Gas), el precio tiene que ser mucho más alto para justificar la infraestructura y transporte del Gas Licuado.
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domingo, 8 de abril de 2012

El Negocio del Petróleo-Precios de los Combustibles-¿Porque la Gasolina Sube Tanto?

Gráfica mostrando el precio de la gasolina regular durante los últimos días en USA.

A medida que el precio de los crudos sube los precios de los derivados del petróleo van a subir, aun en países donde el consumo de las gasolinas ha bajado, el precio del combustible sigue subiendo. La razón de esto es que el porcentaje más grande del valor de la gasolina lo determina el precio del crudo en un 76%.
Vemos en la gráfica que el precio de la gasolina depende no solo del valor del crudo en un 76% sino que además el 12% corresponde a los impuestos federales y estatales, el 6% es el costo de la refinación y el otro 6% corresponde al mercadeo y distribución. Los datos anteriormente mencionados corresponden solamente a USA, pero podría haber algo de similitud en otras naciones.
El precio del petróleo varía de acuerdo a la oferta y la demanda y es afectado grandemente por la situación política internacional. Por lo tanto, cuando hay mucha inestabilidad especialmente en el Medio Oriente, el precio tiende a subir.
En los últimos meses hemos tenido diversas situaciones que afectan el precio del crudo, como los problemas de Yemen, Siria, Nigeria, la preocupación de los cambios políticos de Egipto, Libia además de las sanciones a Irán debidas al su programa nuclear.
Si consideramos otras naciones, los precios de los combustibles como la gasolina, varían muchísimo. En Europa, han decidido tener una carga impositiva sobre el precio de los combustibles para pagar por servicios sociales y es así que el galón de gasolina oscila ahora en cerca de 9 dólares por galón para algunas naciones de la unión europea. En este caso los impuestos del estado son el factor preponderante.
Naturalmente hay otros estados o naciones que subsidian la gasolina y por consiguiente los valores mencionados tampoco aplican. En muchas de las naciones que subsidian los combustibles, si se tiene perdida el estado la asume, como es el caso de Venezuela, Arabia Saudita, y Bolivia entre otros.
En general, en los países donde existen compañías estatales que controlan totalmente la exploración, producción y distribución del petróleo y sus derivados, el estado controla el precio y no tiene nada que ver con oferta o demanda o competencia.
De todas maneras independiente de cómo se distribuyan los derivados o quien lo haga, ya sea la empresa privada o las compañías estatales, el valor que controla mayormente el precio de los derivados es el precio del crudo o sea la materia prima de los combustibles.
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