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  • BP cierra el capítulo del derrame de 2010, pero enfrenta un arduo camino

    thunder_horse_BPthunder_horse_BPDiez meses después de la explosión de una plataforma de BP BP.LN -1.96%  PLC que cobró la vida de 11 trabajadores y causó un derrame de millones de barriles de petróleo en el Golfo de México, el presidente ejecutivo de la empresa, Bob Dudley, se sentó con Mukesh Ambani, el hombre más rico de India, y anunció un acuerdo “transformador” para ayudar a la atribulada compañía a crecer de nuevo.
     
    BP pagaría US$7.200 millones por una participación de 30% en los yacimientos de petróleo y gas en India operados por Reliance Industries Ltd. 500325.BY -0.83%  , dijo Dudley. Era febrero de 2011, cuando BP no tenía efectivo para gastar y se preparaba para vender unos US$40.000 millones en activos con el fin de cubrir gastos relacionados con el derrame.
     
    Para sobrevivir, BP tendría que seguir adelante y adquirir nuevos recursos, les dijo Dudley a sus colaboradores, según un ejecutivo de la petrolera británica. “La idea”, agregó, “era que el negocio no podía parar”.
     
    Este mes, BP dio otro paso para cerrar el capítulo del derrame al aceptar conciliar la mayor parte de sus litigios pendientes con un pago de US$18.700 millones al gobierno estadounidense y los de varios estados del Golfo de México a lo largo de 18 años. BP “puede concentrarse ahora en el crecimiento futuro y seguir adelante”, afirmó Brian Gilvary, su director financiero.
     
    No obstante, ese futuro está ahora ligado a un conjunto mucho más pequeño de activos en todo el mundo, varios de ellos con sus propios grandes desafíos.
     
    La inversión en India, el proyecto más grande de BP desde el derrame, se ha estancado. Desde 2010, la producción ha caído 80% y la operación ha requerido más de US$1.000 millones en inversiones para frenar nuevos descensos. Los controles gubernamentales sobre los precios del gas han tornado inviable el desarrollo de nuevas reservas.
     
    Más allá de India, la compañía enfrenta obstáculos políticos en Rusia y operaciones de esquisto que pierden dinero en Estados Unidos. Además, la caída de los precios del petróleo en alrededor de 50% desde el máximo registrado en 2014 ha exprimido la rentabilidad de proyectos que necesitan una cotización del crudo más alta para justificarse.
     
    Cinco años después del desastre del Golfo, la producción mundial diaria de BP ha caído más de 40% y la compañía está recortando su presupuesto de exploración.
     
     
    Una planta de procesamiento de petróleo y gas en la costa oriental de India. Reliance Industries/Reuters
    En un discurso durante una conferencia de la industria petrolera en Houston en abril, Dudley dijo que las desinversiones de BP desde el derrame la ayudaron a “reducir el riesgo y crear una cartera más fuerte”, y que como resultado de ello, BP está “mejor posicionada para capear las tormentas que enfrenta la industria”.
     
    Un portavoz de BP señaló que desde el incidente, la compañía ha mejorado su récord de seguridad, desde 2012 empezó 15 grandes proyectos y en 2014 aumentó su flujo de caja operativo a US$32.800 millones, cifra que superó las proyecciones preliminares.
     
    Los rivales de BP comparten algunos de los desafíos. Royal Dutch Shell RDSB.LN -2.58%  PLC y Exxon Mobil Corp. XOM -1.48%  también han tenido problemas para sacar provecho del sector de esquisto en EE.UU. Shell y Chevron Corp. CVX -2.52%  han luchado con sobrecostos en proyectos de miles de millones de dólares. Asimismo, la caída del precio del petróleo ha afectado las ganancias en toda la industria.
     
    Sin embargo, sólo BP enfrenta esos problemas al tiempo que trata de recuperarse del derrame de la plataforma Deepwater Horizon en abril de 2010, uno de los peores desastres de seguridad y ambientales de la industria. El acuerdo que alcanzó este mes llevará a casi US$60.000 millones el costo total del incidente para la petrolera.
     
    El año previo al derrame, BP era el mayor productor mundial de crudo, sobre una base diaria, entre las compañías no estatales. Ahora es el quinto, con una extracción al día de 2,31 millones de barriles equivalentes de petróleo y gas natural, según datos del primer trimestre de este año. La cifra no incluye la producción de OAO Rosneft, una compañía mixta controlada por el gobierno ruso y en la que BP tiene una participación financiera de casi 20%.
     
    BP adquirió esa participación en 2013 como parte de un acuerdo para salir de otra complicada sociedad. Sin embargo, durante el último año, el negocio de Rosneft ha estado en aprietos debido a los bajos precios del petróleo, la depreciación del rublo y las sanciones occidentales sobre Rusia debido al conflicto en Ucrania, que ahora se prevén que continúen hasta enero de 2016. Como resultado, también podrían verse reducidos los dividendos de US$690 millones que Rosneft le aportó a BP en 2014.
     
    Dudley ha manifestado su optimismo sobre las perspectivas a largo plazo de Rusia y el mes pasado BP compró una participación en un campo de Rosneft en Siberia por US$750 millones.
     
    En EE.UU., el negocio de exploración y producción de BP perdió más de US$500 millones en el primer trimestre de este año debido a que la empresa, al igual que otros grandes productores, tuvo problemas para obtener ganancias de un auge del esquisto que ha favorecido a las empresas más pequeñas y con menores costos fijos.
     
    En las zonas de altos márgenes de las que BP dice depender para revivir sus ganancias —Azerbaiyán, el Mar del Norte, Angola y el Golfo de México—, algunos proyectos requieren un petróleo a US$70 por barril o más para ser rentables, mientras que el actual precio gira en torno a US$ 50 por barril, según un análisis de Citi Research. En una presentación el año pasado, BP indicó que la aprobación de nuevos proyectos suponía un precio de US$80 por barril.
     
     
    Bob Dudley, presidente ejecutivo de BP (derecha), y Mukesh Ambani, de Reliance Industries, firmaron en 2011 un acuerdo de US$7.200 millones para desarrollar proyectos de petróleo y gas en India. Lewis Whyld/Reuters/Pool
    Preocupaciones globales
     
    BP tiene en marcha inversiones por más de US$10.000 millones en áreas del Reino Unido y Noruega en el Mar del Norte que podrían requerir exenciones fiscales para alcanzar su punto de equilibrio. En Azerbaiyán, BP lidera un proyecto de US$40.000 millones mientras debe navegar una relación, en el pasado turbulenta, con un gobierno cuyo presidente en 2012 acusó a la empresa de cometer “numerosos errores” que redujeron la producción. En Angola, otra región en la que BP espera ser rentable, la empresa se enfrenta a los bajos precios del petróleo y altos pagos al gobierno.
     
    Mientras que BP se ha visto obligada a reducir la inversión, Shell ha ofrecido US$70.000 millones para comprar BG Group BG.LN -2.03%  PLC, en un intento por dominar algunos de los mismos mercados de gas en Asia a los que apuntaba BP cuando entró a India. La adquisición de BG Group, de ser aprobada por los reguladores, convertiría a Shell en el mayor despachador de gas natural del mundo mientras que BP sigue luchando contra obstáculos políticos para comenzar nueva producción en India.
     
    Los retos políticos son el mayor obstáculo que enfrenta BP en su intento de recuperarse del derrame del Golfo, dice Fadel Gheit, analista de Oppenheimer & Co. La compañía, según Gheit, tiene activos potencialmente muy productivos en todo el mundo y perspectivas positivas después de la conciliación, pero es menos optimista sobre India, porque esa sería “una operación de drenaje de dinero”. Gheit señala que no ve “luz alguna al final del túnel”.
     
    Un portavoz de BP no quiso comentar sobre los retos políticos generales de la empresa.
     
    En el primer trimestre de 2010, el entonces presidente ejecutivo de BP, Tony Hayward, había ejercido presión para llevar adelante la inversión en India. En su agenda figuraba volar a ese país para firmar el contrato el 1 de mayo. El 20 de abril, sin embargo, explotó la plataforma Deepwater Horizon. En lugar de a India, Hayward tuvo que ir a Houston a lidiar con el desastre. El ejecutivo le dijo a Ambani que era libre de buscar otro comprador.
     
    “Voy a esperarlo”, le respondió Ambani, según personas al tanto. El magnate indio dijo que confiaba en BP luego de que la petrolera esperó mientras el propio Ambani resolvía una disputa que tenía con su hermano. A través de portavoces, Hayward y Ambani no quisieron hacer comentarios.
     
    El acuerdo se mantuvo en la mesa después de que Hayward dejó BP tras el derrame en el Golfo. Cuando Dudley asumió el mando, inmediatamente desarrolló un plan para vender piezas de la compañía con la idea de recaudar dinero en un esfuerzo por sobrevivir. El ingreso a India debía servir como evidencia de que BP no dejaría de acceder a nuevos recursos.
     
    Sin embargo, en 2012, cuando los campos en los que BP invirtió no produjeron la cantidad de gas que exigía el contrato con el gobierno, las autoridades indias impusieron sanciones y culparon a la empresa de mala gestión. Reliance, de Ambani, atribuyó el problema a una complejidad geológica fuera de su control y desafió las sanciones en un arbitraje aún pendiente.
     
    Para 2014, BP había rebajado el valor contable de sus propiedades en India en unos US$1.500 millones y renunciado a 17 de los 23 bloques de exploración que había comprado. Un plan de BP para invertir US$5.000 millones en nuevas perforaciones está suspendido en medio de los topes de precios del gobierno y de los continuos casos de arbitraje sobre los niveles de producción. BP y Reliance confirmaron esta semana que no desarrollarán dos de sus descubrimientos y los devolvieron al gobierno.
     
    En febrero, tras anunciar una pérdida de casi US$1.000 millones en el cuarto trimestre del ejercicio pasado, Dudley fue sucinto sobre sus proyectos en el país asiático: “India no está cumpliendo nuestras expectativas”.
     
    Por Justin Scheck y Saurabh Chaturvedi
     
    Fuente: WSJournal.com
  • BP se une a Shell para ayudar a México a ejecutar cobertura petrolera

    Bp LogoTres fuentes de la industria dijeron que BP se convirtió en un participante del programa en el que México gastó unos US$1.260 millones para cubrir sus exportaciones de petróleo de 2018 contra caídas del precio del crudo como parte de los esfuerzos del Gobierno para estabilizar su presupuesto.

    Londres. BP ayudó a México a ejecutar su cobertura petrolera del 2018, la más grande de la industria, convirtiéndose en la segunda mayor empresa después de Shell en participar en el codiciado programa y desafiar el papel tradicional de los bancos en la operación.

    Tres fuentes de la industria dijeron que BP se convirtió en un participante del programa en el que México gastó unos US$1.260 millones para cubrir sus exportaciones de petróleo de 2018 contra caídas del precio del crudo como parte de los esfuerzos del Gobierno para estabilizar su presupuesto.

    BP declinó hacer comentarios.

    BP se une a su rival Royal Dutch Shell, que realizó su primera incursión el año pasado para convertirse en la primera gran firma en desafiar años de dominio de los grandes bancos de Wall Street en el programa.

    Shell declinó hacer comentarios.

    Bancos como Goldman Sachs, Citi y JPMorgan han dominado el programa de México durante años, pero su papel ha disminuido ante regulaciones más estrictas para operaciones bancarias con "commodities", incluida una prohibición casi total de operaciones por cuenta propia.

    Los ingresos relacionados con materias primas de los bancos de Wall Street cayeron en la primera mitad de 2017 a su nivel más bajo desde al menos 2006, dijo la consultora Coalition en un informe, debido principalmente a una caída en la actividad de los clientes y menores operaciones en el sector energético.

    México no ha revelado los volúmenes de petróleo cubiertos ni el detalle del precio promedio por barril de opciones de venta que el Gobierno ha comprado.

    En septiembre, la secretaría de Hacienda propuso un presupuesto para 2018 que basó los ingresos esperados por la exportación de petróleo en un precio de 46 dólares por barril. En octubre, miembros del Congreso aumentaron el precio estimado a US$48,5 por barril a medida que subían los precios mundiales del crudo.

    El martes, el petróleo Brent cotizaba a US$64 por barril.

    Durante más de una década, el Gobierno mexicano ha pagado una cobertura cada año en busca de garantizar los ingresos por las exportaciones de crudo de la petrolera estatal Pemex. El programa es considerado como la mayor operación de derivados soberanos del mundo.

    El año pasado, México compró opciones de venta a un precio promedio de US$38 por barril para cubrir 250 millones de barriles de crudo a un costo de US$1.030 millones y respaldar el presupuesto de 2017, que se basó en un precio promedio estimado de US$42 por barril.

    Este año, México está en camino de no ver ingresos de su cobertura petrolera ya que los precios del crudo mexicano están muy por encima de los US$50 por barril. En 2016, México recibió un pago de US$2.650 millones de su cobertura petrolera.

    México recibía alrededor de un tercio de sus ingresos federales de la venta de petróleo, pero ahora financia menos de una quinta parte de su presupuesto con dicha venta después del colapso de los precios del crudo a finales de 2014 y una disminución en la producción.

     

    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters

  • BP, Shell y Exxon se adaptan a un Precio del Petróleo más bajo y ganan más de lo esperado

    Bp ResultsLa petrolera británica BP gana en el tercer trimestre la mitad que el año pasado y seguirá desinvirtiendo, pero parece empezar a adaptarse a un entorno de precios del crudo bajos. Entre julio y septiembre, la compañía tuvo un beneficio neto de 850 millones de euros respecto a los 1.800 de un año antes. Pero su estrategia de reducción de costes le está dando frutos porque, con un barril entre los cincuenta y los cincuenta y cinco dólares, espera mantener la rentabilidad.
     
    Algo que también le ocurre a la estadounidense Exxon Mobil y la británico-holandesa Shell. La primera publicó el viernes pasado unos beneficios en el tercer trimestre de 2.650 millones de euros, y la segunda anunció este mismo martes unas ganancias de 2.500 millones. En ambos casos, además, sus inversiones para este año y el que viene se sitúan por encima de las de BP.
     
     
     
    EuroNews
  • Ejecutivos de grandes empresas del sector petrolero prevén un aumento leve en los precios del petróleo

    "La baja en los mercados de petróleo quedó atrás (...) La tendencia es ahora alcista (...) Pero un reequilibrio tomará tiempo. Probablemente continuaremos teniendo reservas por un tiempo", dijo Torbjorn Tornqvist, presidente de Gunvor, en la Cumbre de Materias Primas de FT.
     
    El economista en jefe de BP, Spencer Dale, dijo que los mercados petroleros posiblemente vean los niveles de sobreabastecimiento sin cambios este año.El economista en jefe de BP, Spencer Dale, dijo que los mercados petroleros posiblemente vean los niveles de sobreabastecimiento sin cambios este año.Lausana, Suiza. Los precios del crudo probablemente hayan tocado fondo y subirán a partir de ahora, aunque la recuperación será lenta debido al exceso de suministros, dijeron este martes ejecutivos de algunas de las compañías más grandes del sector petrolero.
     
    "La baja en los mercados de petróleo quedó atrás (...) La tendencia es ahora alcista (...) Pero un reequilibrio tomará tiempo. Probablemente continuaremos teniendo reservas por un tiempo", dijo Torbjorn Tornqvist, presidente de Gunvor, en la Cumbre de Materias Primas de FT.
     
    "Hemos visto el fondo", dijo Jeremy Weir, presidente ejecutivo de Trafigura, proyectando que la demanda y la oferta estarán equilibradas para el tercer o cuarto trimestre de este año. Marco Dunand, jefe de Mercuria, dijo que veía los precios por encima de US$50 por barril para el próximo año.
     
    Los precios del crudo cayeron en enero a un mínimo de US$27  por barril, desde un máximo de 115 dólares que alcanzaron a mediados del 2014, obligando a productores a recortar el gasto en cientos de miles de millones de dólares y limitar la producción en Estados Unidos.
     
    "Los precios bajos no pueden durar demasiado ya que los precios actuales no permiten que muchos productores recuperen costos (...) Actualmente parece que podremos superar el exceso en el suministro global en dos años", dijo Igor Sechin, presidente de la rusa Rosneft.
     
    Rusia y la OPEP están cerca de alcanzar un acuerdo para congelar la producción y así ayudar al mercado a lograr un equilibrio más rápido, aunque el presidente de Glencore, Alex Beard, dijo el martes que no creía que esta medida tuviera el efecto necesario para terminar rápido con el sobreabastecimiento.
     
    "No veo una gran oportunidad para sorpresas positivas (de la reunión en Doha entre la OPEP y países no miembros del cártel). Un congelamiento no cambia la dinámica del mercado", afirmó Beard.
     
    El economista en jefe de BP, Spencer Dale, dijo que los mercados petroleros posiblemente vean los niveles de sobreabastecimiento sin cambios este año, ya que el aumento de la producción iraní compensará las caídas en otras partes del mundo.
     
     
    Reuters
     
  • El drama del crudo: el beneficio de Repsol y las cinco mayores petroleras se hunde un 74% en 2015

    Las cinco petroleras más grandes por valor en bolsa sumaron un beneficio de 13.000 millones

    • El beneficio de Exxon, Chevron, Total, Shell y BP cae un 70% respecto al año anterior
    • Repsol perdió 1.227 millones frente a un beneficio en 2014 de 1.612 millones de euros
    • En 2016 empiezan a ver la luz en bolsa, con acumulados positivos en general
     
    Perforación - foto: de ShellPerforación - foto: de ShellLos precios del petróleo se hundieron en 2015 un 60% hasta mínimos de 12 años, provocando un auténtico drama en los balances de las petroleras. Repsol y las cinco mayores cotizadas de la industria por valor de mercado en el mundo registraron en total un beneficio de 12.167 millones de euros durante el pasado año, un 74% menos que en en el ejercicio anterior. Sin embargo, parece que en 2016 comienzan a ver la luz.
     
    Las petroleras sufrieron un duro revés el pasado año mientras que veían como los precios del crudo caían en picado hasta el entorno de los 30 dólares.
    Lea también: Cómo la teoría de juegos explica lo que pasa con el petróleo: el equilibrio de Nash de la OPEP
     
    Las cinco mayores petroleras cotizadas del mundo, por valor de capitalización bursátil, registraron un beneficio de 13.394 millones de euros
     
    Siempre sin contar a gigantes petroleros que no cotizan en bolsa o tienen una participación reducida en el mercado de valores como Aramco (Arabia Saudí), Gazprom y Lukoil (Rusia, tienen una escasa participación cotizando en bolsa), Pemex (México), o National Iranian Oil Company (Irán), las cinco mayores petroleras cotizadas del mundo, por valor de capitalización bursátil, registraron un beneficio de 13.394 millones de euros (las cifras en dólares están cambiadas a euros con el cruce del 31 de diciembre de 2015, en 1,0860 dólares por euro).
     
    En concreto, el agregado de beneficio neto de Exxon Mobile, Chevron (las dos de Estados Unidos), Total (Francia), Royal Dutch Shell (holandesa-británica) y BP (Reino Unido) fue de un 70% inferior al de 2014, cuando generaron unas ganancias de 45.241 millones de euros, si utilizamos el tipo de cambio de 1,0860 dólares por euro para poder hacer la comparación.
     
    Estos cinco gigantes de la industria petrolera suman 720.000 millones de euros en capitalización bursátil. La única petrolera de este ranking que aumentó sus beneficios fue Total, un 20%. Mientras que los mayores descensos son para Royal Dutch Shell y para BP, de un 87% y un 97% hasta 1.748 millones y 180 millones respectivamente.
     
    En el caso de Repsol la evolución de año a año es aún peor. La empresa energética española declaró pérdidas de 1.227 millones de euros en 2015, frente al beneficio de 1.612 millones obtenidos en el ejercicio previo. La compañía decidió provisionar 2.900 millones por el desplome de los precios del petróleo.
     
    ¿VEN LA LUZ EN 2016?
     
    Después de fuertes caídas en bolsa en línea con la evolución de los beneficios empresariales durante el pasado año en la industria petrolera, en 2016 las cosas parecen ir mejor. No en vano, y pese al desplome inicial hasta mínimos de doce años por debajo de los 30 dólares, el petróleo ha rebotado e incluso el Brent se acerca a los 39 dólares, situándose así en su nivel más alto desde el 4 de enero.
     
    Los productores, además, han empezado a mover ficha para estabilizar los precios aunque sea de forma tímida. Arabia Saudí, Rusia, Qatar y Venezuela acordaron congelar la producción en los niveles de enero, y podrían organizar este mes una reunión para intentar que otros estados se adhieran.
     
    Un contexto con unas expectativas algo mejores para el crudo que han impulsado las cotizaciones de las petroleras. En los dos primeros meses del año (hasta el cierre del pasado 3 de marzo), Shell sube un 9%, Exxon avanza un 5,7%, Repsol un 4,3%, BP y Total más de un 2% y sólo se sitúa en negativo Chevron, al retroceder un 2,7%.
     
    Oscar Gimenez
     
    Bolsamania.com
  • Estrategia de BP para buscar petróleo se debilita por recortes de presupuesto

    BpLa sorprendente salida del jefe de exploración de la británica British Petroleum ha puesto el foco de atención en una estrategia de búsqueda de petróleo que, tras años de recortes de presupuesto, se centra principalmente en la ampliación de los campos existentes en lugar de aventurarse hacia lo desconocido sin reparar en gastos.

    Esa prudencia es reflejo de una empresa castigada por el costo de 55.000 millones de dólares del derrame en el Golfo de México en 2010 y la necesidad de exprimir cada gota de un presupuesto de exploración drásticamente recortado en un entorno de precios bajos del crudo.

    "La exploración no tiene que parecerse necesariamente a (el presentador de documentales) David Attenborough al pie de una nueva frontera", dijo a Reuters una fuente de BP.

    Aunque las reservas totales y yacimientos de BP que se pondrán en marcha en los próximos cuatro años muestran un aspecto saludable en comparación con otras grandes petroleras, su cartera a largo plazo es la más reducida de sus rivales y el punto de equilibrio en costos es el más alto, en opinión de algunos analistas, entre ellos Macquarie.

    Varias fuentes de BP dijeron que el presidente ejecutivo Bob Dudley y su equipo estaban trabajando duro en una nueva estrategia a largo plazo, con los inversores a la espera de una actualización sobre los planes del grupo a partir de 2020 este año o a principios del que viene. Es probable que el plan contenga una de las frases favoritas de Dudley: "Lo grande no es necesariamente hermoso”.

    Después de que las desinversiones que tuvo que hacer por el desastre del Golfo de México redujesen el tamaño de la compañía en un tercio, BP concentra ahora sus operaciones en cinco regiones: Angola, Azerbayán, Egipto, el Golfo de México y el mar del Norte.

    Fue en Angola, Egipto y el mar del Norte, regiones que ya eran clave para BP, donde Richard Herbert cosechó sus mayores éxitos durante sus dos años al frente del negocio de exploración.

    BP dijo que su marcha tuvo que ver con la decisión de la compañía de poner la exploración y el desarrollo de yacimientos bajo un equipo de "upstream" liderado desde el pasado febrero por Bernard Looney.

    Pero Herbert, que trabajó con Dudley en Rusia en la década de 2000, también ha visto como su presupuesto anual menguaba desde 3.500 millones de dólares en 2013 a 1.000 millones este año, cantidad que no basta ni para perforar una docena de pozos de aguas profundas y mucho menos para adentrarse en una nueva frontera de exploración que podría conllevar grandes ganancias pero también un elevado riesgo de regresar con las manos vacías.

    Royal Dutch/Shell enterró US$7.000 millones en un proyecto de exploración en Alaska que abandonó el año pasado, algo que BP no puede permitirse. Aunque los recursos existentes de BP no son pequeños comparados con los de sus rivales, analistas dicen que la falta de una cartera de largo plazo es motivo de preocupación.

    Fuente: Dinero.com

  • Exxon y BP, las siguientes petroleras en ir de compras

    Un reporte de ‘Bloomberg’ indica que ambas petroleras ya tienen en la mira adquisiciones.
     
    Exxon PlantEs posible que el pacto de compra de la petrolera holandesa Shell sobre la británica BG Group no sea la transacción más grande que vea este año en la industria, sobre todo en esta nueva etapa marcada por un barril de crudo cotizándose por debajo de los 60 dólares.
     
    Esto, aún cuando el negocio de Shell suma 70 mil millones de dólares.
     
    De acuerdo con un reporte de la agencia de noticias Bloomberg cada vez es más probable que BP y ExxonMobil den un paso hacia la compra de petroleras que en el entorno actual de precios han disminuido su valor, a pesar de su alta rentabilidad.
     
    “Anadarko Petroleum Corp., Cabot Oil Gas Corp., Pioneer Natural Resources Co., Occidental Petroleum Corp. y Tullow Oil Plc son algunas de las empresas que avanzaron a los primeros puestos en las listas de los analistas. Sus valores de mercado van desde los US$4.200 millones, en el caso de Tullow, hasta US$59.000 millones en el de Occidental. Exxon está valorizada en US$353.000 millones”, señaló la agencia.
     
    Bloomberg recuerda que al finalizar la década de 1990, BP, con la compra de Amoco Corp., dio el banderazo para el inicio de una ola de compras y fusiones en la industria petrolera, en la que Chevron y Exxon también concluyeron altas transacciones.
     
    “Si los precios se mantuvieran, la historia se podría repetir”, señala el artículo.
     
    “Existe la posibilidad de una situación de precios más bajos por más tiempo en lo que al petróleo respecta, lo cual indica que las más grandes deberían al menos estar estudiando el manual que usaron al final del siglo pasado”, dijo Eric Gordon, analista de energía de Brown Advisory, con sede en Baltimore, que administra US$52.000 millones. “En realidad hay que dedicar tiempo a pensar no solo la próxima movida de ajedrez, sino dos o tres movidas más”, agregó el analista.
     
    El reporte indica que, a pesar de que BP, con un valor de 124.000 millones de dólares, es uno de los productores más baratos actualmente, en relación con las ganancias estimadas, la opción más probable para BP es que se vuelque a una ola de compras que ponerse a la venta.
     
    Sin embargo, el diario Wall Street Journal indica que una transacción entre Exxon y BP es lo más probable.
     
    Una de las empresas interesantes para venta es Galp Energía SGPS S.A, dado que la firma no solo tiene un portafolio amplio en proyectos de esquistos en Estados Unidos, sino que también da acceso a activos petrolíferos en Brasil, según explicó Aneek Haq, analista de Exane BNP Paribas a Bloomberg.
     
    Esta analista concluye que la transacción de Shell aumenta la presión sobre las demás gigantes del sector petrolero para hacer una adquisición.
     
    “Probablemente solo signifique que se apresurarán a ver lo que hay con más atención que antes”, señaló.
     
    Los blancos potenciales pedirán probablemente ofertas en base a un precio más alto del petróleo, lo cual podría dificultar que se realicen acuerdos en valorizaciones que de todos modos son atractivas para los compradores, dijo Gordon, de Brown Advisory.
     
    ¿PODRÍA PONERSE BP EN VENTA?
     
    Aunque hasta ahora todo lo que circula en el mercado en materia de negociaciones de Exxon y BP son conjeturas, de acuerdo con el diario ‘Wall Street Journal’ en la bolsa de Nueva York se da por hecho que Exxon va por un gran negocio.
     
    “BP es la opción obvia”, escribió en un reporte Paul Sankey, analista senior de Wolfe Resources, en el que explica que a pesar del valor de BP, la firma todavía está cargando con el derrame de crudo en el golfo de México, en el 2010, que “deterioró la marca a un precio terrible”.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Internacional - Fallo sobre BP, ‘llamado de atención’ en búsqueda petróleo

    Plataforma PetLa 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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  • Irak llega a un acuerdo con BP, Shell y Lukoil para producir más petróleo

    Mientras que la OPEP negocia poner topes a la producción de petróleo
     
    Perforación de Pozo - Foto ShellPerforación de Pozo - Foto ShellIrak ha alcanzado un acuerdo con BP, Shell y Lukoil para retomar las inversiones en yacimientos de petróleo que están desarrollando esas firmas, lo que permitirá la reanudación de proyectos que fueron suspendidos este año y un aumento de la producción de crudo en 2017, según funcionarios petroleros iraquíes. Este acuerdo que incrementará considerablemente la producción de crudo iraquí, llega en medio de las negociaciones de la OPEP para poner topes a la producción en un intento desesperado por lograr que el crudo alcance un precio "justo".
     
    Los acuerdos, alcanzados en julio y agosto, retrasan a la segunda mitad del año los proyectos que las tres empresas planeaban desarrollar en el primer semestre, que fueron suspendidos debido a los bajos precios del petróleo.
     
    Más producción y sobreoferta
    Como resultado de la inversión, la producción de crudo de Irak debería aumentar entre 250.000 y 350.000 barriles por día el próximo año, afirmaron los funcionarios iraquíes. El país produce actualmente unos 4,6 millones de barriles por día (bpd), la mayor parte en la región sur.
     
    Irak ya es el segundo mayor productor de crudo de la OPEP después de Arabia Saudí. Los aumentos de producción que plantea con estas inversiones, junto a los de Irán, podrían agravar la sobreoferta global de crudo y complicar las discusiones entre los miembros del cártel y los países fuera del grupo para establecer límites a la producción.
     
    Según Reuters, BP ha acordado gastar 1.800 millones de dólares este año en el yacimiento Rumaila. Shell ha previsto invertir 742 millones de dólares, mientras que Lukoil desembolsaría 1.080 millones de dólares.
     
    "Entrarán en operaciones muchos proyectos vitales que las empresas extranjeras se vieron forzadas a detener debido a los precios bajos del crudo, la petroleras tuvieron que realizar recortes presupuestarios", comentó Basim Abdul Kareem, vicepresidente de South Oil, que supervisa las operaciones de crudo en la región.
     
    Aunque estos acuerdos ya están cerrados, Irak aún no ha llegado a entenderse con Exxon, CNPC ni Petronas sobre los yacimientos que esas firmas también están desarrollando en el sur del país.
     
     
  • La demanda de crudo de la OPEP aumentará en 2015

    Foto: BPFoto: BPDUBAI (EFE Dow Jones)--La Organización de Países Exportadores de Petróleo dijo el jueves que la demanda de crudo producido por sus miembros aumentará ligeramente este año a 29,3 millones de barriles al día, mientras que la demanda de crudo de otros productores descenderá en 165.000 barriles al día.
     
    En su informe mensual sobre el sector petrolero, la OPEP también mantuvo sin cambios su previsión de crecimiento para la demanda mundial de crudo en 1,17 millones de barriles al día para 2015.
     
    El organismo dijo, además, que el auge del suministro de crudo de Estados Unidos terminará en 2015 debido a la considerable reducción del número de plataformas petrolíferas en funcionamiento en el país.
     
    La OPEP dijo que la producción de crudo de Estados Unidos crecerá hasta los 13,65 millones de barriles al día en el segundo trimestre de 2015, aunque a partir del segundo semestre la producción empezará a descender.
     
    Por SUMMER SAID
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Las grandes petroleras compensan con el corretaje la caída del petróleo

    Plataforma BP en el Golfo de MéxicoPlataforma BP en el Golfo de MéxicoLONDRES—En medio de la caída del precio del petróleo, algunas de las mayores empresas de energía del mundo están encontrando beneficios en un rincón poco conocido de sus imperios: sus divisiones de corretaje.
     
    En el primer trimestre, las grandes petroleras salieron mejor paradas de lo que muchos analistas esperaban, ya que de alguna forma amortiguaron el descenso de los precios del crudo con sus operaciones de refinación y el recorte de costos. Pero algunas de ellas, incluyendo BP BP.LN +1.37%  PLC, Royal Dutch Shell RDSA.LN +1.27%  PLC y Total SA FP.FR +2.07%  también obtuvieron un alivio de sus divisiones comerciales de corretaje, que se concentran en la compraventa de petróleo y en derivados financieros.
     
    Con el barril de Brent —la referencia de petróleo global— a una cotización alrededor de 40% por debajo de su pico de 2014 (incluso menos durante gran parte de los tres primeros meses del año), las divisiones de corretaje de las principales petroleras fueron capaces de aprovechar los grandes diferenciales (spreads) entre el precio actual del crudo y el precio más alto de los contratos de futuros.
     
    Este no es un tema del que las empresas hablan a menudo. Ninguna de ellas revela las ganancias que obtienen por estas operaciones, y señalan que las realizan para sacar el máximo provecho de cada gota de petróleo que producen.
     
    Brian Gilvary, director financiero de BP y ex jefe del brazo de corretaje de la petrolera británica, se negó a responder cuando la semana pasada se le preguntó sobre los beneficios de estas negociaciones de la empresa más allá de la revelación de que había superado por US$300 millones a US$400 millones las expectativas del primer trimestre. En total, las ganancias de la compañía cayeron 40%.
     
    “En términos de resultados del corretaje de petróleo (…) por supuesto, no puedo decir nada”, dijo Gilvary durante una llamada con analistas.
     
     
    Shell fue igualmente reticente. La compañía dijo que el corretaje ayudó a amortiguar el golpe de los bajos precios del petróleo, pero no reveló cuánto. Su ganancia aumentó 7% en el primer trimestre.
     
    El director financiero de Shell, Simon Henry, dijo que el negocio de corretaje apuntaba a “agregar valor” a su producción de petróleo y gas natural.
     
    “No es [una operación tipo] Wall Street como las de Goldman Sachs GS +0.58%  ”, señaló Henry durante una conferencia telefónica la semana pasada.
     
    Es una distinción importante, ya que el corretaje de petróleo está bajo un mayor escrutinio en Estados Unidos y Europa. Debido a su tamaño en el mercado de derivados, las unidades de Shell y BP están registradas como operadores de swaps en EE.UU. junto con bancos y otras instituciones financieras. Esto fue una consecuencia de los cambios a las regulaciones financieras impuestos por la ley Dodd-Frank de 2010. Las empresas también se enfrentan a nuevas regulaciones en Europa.
     
    Los más importantes corredores de petróleo tienen su sede en Europa, con Shell, BP y Total a la cabeza, respaldadas por sus grandes volúmenes de producción de crudo. Petroleras estadounidenses como Exxon Mobil Corp. XOM -0.67%  y Chevron Corp. CVX -0.35%  también venden activamente el crudo que producen, pero no han desarrollado sus brazos de corretaje en la misma medida.
     
    Las divisiones de corretaje, dicen los analistas, demuestran su relevancia cuando los precios del petróleo son bajos o extremadamente volátiles.
     
    Antes de que el mercado del petróleo comenzara su declive a mediados del año pasado, las cotizaciones habían sido notablemente altas y estables durante muchos años, lo que limitaba las oportunidades para sacar ventaja de las disparidades de precios. Con la reciente volatilidad del mercado, han aumentado las oportunidades de ganar dinero con movimientos hábiles de compra y venta.
     
    Las compañías de corretaje de crudo como las grandes petroleras que tienen facilidad de almacenar la materia prima también se han beneficiado en los últimos meses de una estructura de mercado conocida como “contango”, que se produce cuando los precios actuales son más baratos que los futuros.
     
    Esto permite a las empresas comprar petróleo ahora a un precio más bajo, almacenarlo y cerrar contratos de venta a futuro a un precio mayor, asegurando una ganancia.
     
    “Nuestras actividades de corretaje han generado buenos resultados y nos hemos beneficiado de la volatilidad de los mercados y el contango del crudo”, dijo Patrick de la Chevardière, director financiero de Total, durante una conferencia telefónica la semana pasada. La francesa anunció ganancias trimestrales 20% inferiores a las del año previo, pero mejores de lo esperado por la mayoría de los analistas.
     
    La mayoría de las grandes compañías petroleras considera las operaciones de corretaje parte de su división downstream, junto con las ganancias de las operaciones de refinamiento y estaciones de servicio minoristas. Cuando el negocio de upstream —extracción y exploración— sufre durante un bajón, “el negocio del corretaje no es necesariamente afectado, lo que proporciona una cierta protección contra la caída de los precios del petróleo”, dijo Roland Rechtsteiner, jefe global de petróleo y gas de la consultora Oliver Wyman.
     
    Gilvary, de BP, dijo que la compañía tenía US$1.400 millones de capital invertido en este tipo de jugadas de almacenamiento en el primer trimestre, que van a ser distribuidas a lo largo del año. Los corredores de Shell tienen por ahora una “línea de crédito abierta” para aprovechar las oportunidades en el mercado, dijo Henry. En los últimos seis meses han utilizado alrededor de US$2.000 millones de eso, añadió.
     
    Las condiciones para el corretaje podrían cambiar a medida que el precio del petróleo se recupera lentamente. El jueves, el barril de Brent se ubicó en US$65,54, mientras que la referencia estadounidense se ubicó en US$58,94. El margen de contango también se ha reducido.
     
    De todas maneras, las condiciones son todavía mejores de lo que han sido en años, beneficiando no sólo a los brazos de corretaje de las principales compañías petroleras sino también a las casas de corretaje independientes como Trafigura Beheer BV y Glencore GLNCY -1.49%  PLC.
     
    Durante muchos años, precios notablemente altos y estables redujeron los márgenes para el corretaje de petróleo. Con el regreso de la volatilidad, eso ha cambiado.
     
    Por SARAH KENT
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Las grandes petroleras del mundo sufren los efectos de los precios del crudo

    Las grandes petroleras del mundo sufren los efectos de los precios del crudo
     
    Las grandes petroleras del mundo sufren los efectos de los precios del crudoLas grandes petroleras del mundo sufren los efectos de los precios del crudoPrecios del petróleo cercanos a US$30 han obligado a algunas de las principales petroleras del mundo a presentar sus estrategias para enfrentar este panorama. Recortes de personal y en Capex las más comunes.
     
     
    Luego de que los precios del petróleo cayeran al punto de rodear los US$30 en los últimos días y mantenerse el día de hoy levemente por encima de los US$32, las principales compañías petroleras del mundo se ven obligadas a efectuar recortes en sus presupuestos para enfrentar una caída cercana a un 75% ciento en los precios del crudo desde junio de 2014.
     
    Por un lado, Según, Reuters, el gigante británico de petróleo y gas BP, anunció este martes que tiene planes de reducir un 5% de su fuerza laboral a nivel global, debido a la persistente caída de los precios del crudo.
     
    En otras palabras, la petrolera quiere disminuir el personal de sus actividades de producción global de crudo en 4.000 puestos en momentos en que desarrolla un programa de reestructuración de US$3.500 millones.
     
    Adicional, las acciones de BP, han caído cerca de un 40% desde que el precio del petróleo comenzó a derrumbarse a mediados de 2014.
     
    Otras petroleras, entre ellas Royal Dutch Shell y Chevron, han recortado decenas de miles de empleos a nivel global.
     
    Además, BP anunció en octubre planes para una tercera ronda de recortes de gastos y dijo que limitará el gasto de capital a entre US$17.000 y US$19.000 millones al año hasta 2017.
     
    Por otro lado, la compañía petrolera brasileña bajo control estatal Petrobras recortó sus planes de inversión para el período 2015-2019 en un 25% y advirtió que un mayor deterioro en los precios del crudo y de la moneda local podría llevar a nuevas revisiones, explica Reuters.
     
    En un comunicado al regulador emitido este martes, Petrobras dijo que las metas operativas incumplidas llevaron a la administración a recortar la inversión proyectada a US$98.400 millones.
     
    Como resultado, Petrobras redujo su estimación para la producción diaria promedio en Brasil a 2.145 millones de barriles de crudo este año, desde un objetivo previo fijado en 2.185 millones de barriles.
     
    Según el comunicado de Petrobras, unos 80.000 millones de dólares, o el 81% del gasto de capital planeado para el período 2015-2019, se destinarán a inversiones en exploración y producción.
     
    Finalmente, según JP Morgan Markets, la China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) presentó su estrategia para 2016 en la cual afirma reducir sus inversiones en capital (Capex) entre el 15% y el 20%. Inclusive, podría llegar a reducir su producción un 2% este año. 
     
     
  • Las petroleras interesadas en Pemex

    Enrique Pea NLa reforma energética recién aprobada despertó el interés de empresas como BP, Chevron, Shell, así como los expertos en gas shale como Chesapeake, Marathon y Carrizo, entre otras.

    El presidente de México, Enrique Peña Nieto, dijo que el gobierno decidirá esta semana qué proyectos de la petrolera estatal Petróleos Mexicanos se mantendrán después de la implementación de la reforma del sector energético.

    Al firmar la ley que abre el sector petrolero y eléctrico del país a la inversión privada, Peña Nieto dijo que el gobierno también identificará esta semana las áreas que estarán sujetas a la primera ronda de subastas para que así las empresas interesadas se preparen.

    Por tal motivo, la reforma energética recién aprobada despertó el interés de empresas como BP, Chevron, Shell y Royal Dutch Shell, así como los expertos en gas shale como Chesapeake, Marathon y Carrizo, entre otras.

    Entre los puntos que más destacan en el interés de las grandes petroleras está la Cuenca de Burgos y la zona fronteriza con Estados Unidos, donde se encuentran las reservas de gas shale equivalentes a 30,000 millones de barriles, donde se atraerá a más inversionistas como Eagle Ford y EOG Resources.

    Para explorar, extraer y explotar los hidrocarburos mexicanos se requiere capital y tecnología para aguas profundas, por lo que, tras el anuncio del Presidente, no se descarta que algunos de los campos de dichas zonas aparezcan como licitables en la Ronda 1 que anunciará la Secretaría de Energía.

    Un sector importante de funcionarios y especialistas apuntan que Pemex no tiene la capacidad para ir solo en la explotación de los yacimientos, por lo que la presencia de las grandes petroleras representarían ventajas competitivas e incentivos previstos en las leyes secundarias.

    La intervención de las grandes petroleras en el país generarían una inversión estimada en 35,000 millones de dólares anuales y México se ha convertido en un lugar atractivo debido a las dificultades actuales para operar en regiones petroleras como Rusia, Ucrania, Irak, Libia y Nigeria.

    Cabe recordar que al principios del año, el director general de Pemex, Emilio Lozoya, resaltó que la colaboración con Petróleos Mexicanos interesaría a todas las petroleras del mundo.

    "Yo diría que no hubo una sola empresa de la industria que no haya mostrado interés en Pemex. Por lo tanto, hablar de una sería discriminar lo que es un interés generalizado", explicó Lozoya, quien platicó con directivos de TOTAL, Lukoil y BP, entre otros.

    Este miércoles, Pemex también determinará las áreas en las que planea incluir a socios privados, mientras que los organos reguladores informarán qué reservas se mantendrán.

     

    Fuente:economiahoy.mx

     

  • Petróleo alcanza precio máximo de 2016 por caída en producción de EE.UU. y baja del dólar

    El crudo Brent gana 88 centavos a 46,62 dólares por barril. Los futuros del crudo en Estados Unidos suman 80 centavos a 44,84 dólares el barril. - foto BPEl crudo Brent gana 88 centavos a 46,62 dólares por barril. Los futuros del crudo en Estados Unidos suman 80 centavos a 44,84 dólares el barril. - foto BPEl Petróleo tocó el miércoles su nivel más alto en el 2016 por un descenso del dólar y un declive en el suministro de Estados Unidos, con lo que los precios del barril van camino a registrar su mejor desempeño mensual desde el pasado abril. 
     
    La expectativa de un acuerdo entre los mayores exportadores mundiales para congelar la producción, que había impulsado una escalada de 55 por ciento desde mediados de febrero, se esfumó hace dos semanas cuando la reunión terminó en nada. 
     
    “Quedó demostrado que (un congelamiento de la producción) era apenas una fracción de lo que había estado apoyando el precio y que en realidad es el panorama del suministro en Estados Unidos junto con el dólar lo que está impulsando los precios”, afirmó el estratega Jasper Lawler, de CMC Markets. 
     
    Los futuros del crudo Brent ganaban 88 centavos a 46,62 dólares por barril luego de llegar previamente en la sesión a 46,81 dólares, su máximo de 2016. Los futuros del crudo en Estados Unidos sumaban 80 centavos a 44,84 dólares el barril. 
     
    El Brent era apoyado por las noticias de que Arabia Saudita y Kuwait no reiniciarían las operaciones en un yacimiento operado conjuntamente, mientras que el alza en los precios del WTI se registraba tras los datos de inventarios en Estados Unidos publicados el martes, que mostraron una baja en las existencias. 
     
    El dólar operaba a la baja por tercera sesión seguida contra una canasta de monedas. 
    La Reserva Federal estadounidense cierra su reunión de política monetaria el miércoles y los inversores creen que los decepcionantes datos de la industria y de la confianza del consumidor en Estados Unidos llevarán al banco central a ser cauto en cuanto a un alza de las tasas de interés.
     
    Es probable que la Fed mantenga las tasas estables, pero la atención de los inversores está en el tono que tenga el comunicado. 
     
    Una postura más pasiva podría debilitar al dólar, apoyando así los precios de las materias primas.
     
     
  • Petróleo Brent y WTI cierran mal el viernes

    El precio del barril de WTI, referencia del crudo en Estados Unidos, perdió 1.90 dólares cerrando en 46.06 dólares en el contrato para entrega en enero del 2017.

     
    El petróleo cerró en fuerte baja el viernes. Foto BPEl petróleo cerró en fuerte baja el viernes. Foto BPEl petróleo cerró en fuerte baja el viernes afectado por temores de que Rusia no acompañe el esfuerzo de reducción de la producción que intenta concretar la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep).
     
    El precio del barril de "light sweet crude" (WTI), referencia del crudo en Estados Unidos, perdió 1.90 dólares cerrando a 46.06 dólares en el contrato para entrega en enero en el New York Mercantile Exchange (Nymex).
     
    En Londres, el barril de Brent, también para enero, bajó 2.10 dólares a 46.90.
     
    Con el objetivo de subir los precios, la Opep se propuso hace dos meses alcanzar un acuerdo para reducir la oferta que debería ser formalizado en la reunión que sostendrá el jueves que viene en Viena.
     
    Las negociaciones de ese pacto están complicadas porque hay que asignar menores cuotas de producción a cada uno de los 12 miembros del cártel.
     
    Además, Rusia, un productor ajeno a la Opep, se muestra reticente a acompañar un movimiento de ese tipo y en cambio parece querer mantener su producción actual que está en niveles récord.
     
    "Especialmente en la primera mitad de 2017 eso se traduciría en un aumento respecto al año pasado y no contribuiría a reequilibrar el mercado, dijo Tim Evans de Citi en una nota.
     
    Por otro lado, Irán se mantiene como un obstáculo para un pacto en la Opep. "Quiere extraer tanto petróleo como sea posible" luego de que hace diez meses las potencias mundiales levantaran las sanciones económicas que bloqueaban su acceso a los mercados, dijo Andy Lipow de Lipow Oil Associates.
     
    Analistas prevén que, si Irán, tercer productor mundial de crudo, no acepta producir menos, tampoco admitirán bombear menos otros países, entre ellos Arabia Saudita, país líder de la Opep
     
    eleconomista.com.mx
  • Sector petrolero estadounidense pierde otros 1.200 puestos de trabajo

    Desde que empezó la caída de precios en junio de 2014, el sector ha perdido cerca de 65.000 puestos de trabajo directos
     
    Plant ExxonCon el barril aún por debajo de los 40 dólares, el sector petrolero de Texas (EE.UU.) se dejó otros 1.200 empleos en las últimas semanas, según datos de la Comisión de Trabajo estatal.
     
    Desde que empezó la caída de precios en junio de 2014, el sector ha perdido cerca de 65.000 puestos de trabajo directos.
     
    La nueva pérdida de empleo corresponde a unos 500 puestos de trabajo de BP, 600 en la ferroviaria Trinity Rail (en el departamento de transporte de petróleo), 60 en Cudd Energy Services y otros 65 en Rotary Drilling Tools, según el portal especializado "FuelFix".
     
    La mayoría de los despidos se han producido en Houston y su área metropolitana, capital petrolera de Estados Unidos.
     
    La reducción en BP forma parte de un plan ya anunciado que prevé la eliminación de 4.000 puestos de trabajo durante 2016 y otros 3.000 en 2017.
     
    "Esto es necesario para adaptarnos a un periodo prolongado de bajos precios del petróleo y BP está tomando las medidas para reducir costos y competir de la manera más efectiva posible", dijo a "FuelFix" un portavoz de la compañía.  
     
     
    EFE -ElEspectador.com
     
     
     
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