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  • ¿Qué petroleras sobrevivirán al colapso de los petroprecios?

    Según la agencia calificadora Moody’s, la resistencia de las empresas dependerá de en qué fase de su ciclo de gasto se encuentren mientras continúan bajos los precios del petróleo.

    PetrolerasLONDRES. - Las dos empresas petroleras más grandes del mundo, Exxon Mobil y Royal Dutch Shell, podrían resistir el colapso del precio del petróleo mejor que sus rivales, ya que están cerca de terminar costosos proyectos de inversión mientras que otros deben seguir gastando.

    La reducción de los precios del petróleo desde junio del año pasado ha desatado una carrera para recortar costos en todo el sector. Pero dependiendo de en qué fase de su ciclo de gasto se encuentren, para algunas empresas será más fácil hacer esos recortes.

    "Ambos (Exxon y Shell) ya habían entrado en una fase de menor gasto, con grandes proyectos por terminar y cuyo funcionamiento iniciaría en los próximos dos años", señaló la agencia calificadora Moody’s en un informe.


    Exxoninició ocho grandes proyectos de producción de petróleo y gas el año pasado en lugares que van desde Papúa Nueva Guinea hasta el Golfo de México y Abu Dhabi.

    Shell comenzó la creación de cuatro grandes empresas el año pasado en los campos petroleros de Cardamomo y Marte B en el Golfo de México, así como en otros campos petroleros de Nigeria y Malasia.

    Como resultado, Exxon, la petrolera más grande del mundo que cotiza en la bolsa, fue capaz de recortar su gasto en proyectos en un 11 por ciento, sin causar un impacto significativo en su producción.

    Shell, la segunda más grande petrolera, optó por un recorte de 15 mil millones de dólares en los próximos tres años, y mantuvo su gasto de capital para 2015 en 35 mil millones de dólares, lo que tampoco afectará su producción.

    Chevron y Total, por el contrario, que se encuentran en medio de grandes ciclos de gasto, tendrán que recurrir a más deuda con el fin de mantenerse a flote, señaló Moody 's.

    En el caso de BP, a pesar de la reducción de costos, empleos y salarios, todavía se enfrenta a importantes gastos relacionados con el derrame de petróleo ocurrido en 2010 en el Golfo de México.

     

    Fuente:ElFinanciero.com.mx

  • "Las petroleras tienen ahora el mismo riesgo que las tecnológicas en el año 2000"

    Foto plataforma Chevron - Foto cortesiaFoto plataforma Chevron - Foto cortesiaEs la pescadilla que se muerde la cola: con la caída del precio del petróleo, las empresas del sector no generan suficientes ingresos para hacer frente a sus gastos, así que tienen que emitir deuda para cubrirlos; pero si el crudo no recupera, tampoco podrán hacer frente al pago de los intereses (o incluso del principal) de dicha deuda. Y, antes de llegar a eso, tampoco podrán pagar dividendos o acometer sus proyectos de exploración para extraer más crudo. Una situación que, según la gestora M&G, recuerda a la del sector tecnológico en el año 2000, cuando estalló la burbuja y la tasa de impago llegó al 35%.
     
    Las cuatro mayores petroleras del mundo, Exxon Mobil, Royal Dutch Shell, BP y Chevron, han alcanzado un nivel conjunto de deuda neta de 184.000 millones de dólares (162.900 millones de euros), más del doble de la que tenían en 2014 -cuando comenzó la caída del barril desde los 115 dólares-, según el 'Wall Street Journal'. El desplome del barril Brent hizo suelo en los 27 dólares en enero de este año, y desde ahí ha rebotado, pero no ha sido capaz de superar los 50. 
     
    Los directivos de las cuatro 'majors' han asegurado a los inversores que generarán suficientes ingresos en 2017 para hacer frente a sus programas de inversión y a los dividendos prometidos. Pero muchos analistas no se fían porque, en el primer semestre de este año, se han quedado 40.000 millones por debajo de sus objetivos. En el otro extremo, este viernes Bank of America elevó su previsión para el crudo hasta 70 dólares el próximo año; si se cumple, supondría un gran alivio para ese fuerte endeudamiento.
     
    Si las grandes tienen problemas, las pequeñas...
     
    Y si los gigantes pueden tener problemas, mucho más las compañías de menor tamaño. Como es sabido, Repsol logró evitar in extremis una bajada de 'rating' a bono basura por parte de Moody's y Standard & Poor's, pero para ello tuvo que reducir un 20% su dividendo y vender varios activos con los que pretendía incrementar sus niveles de producción. Si seguimos bajando en el escalafón, nos encontramos con que las petroleras más pequeñas atraviesan grandes dificultades, sobre todo en EEUU, y muchas de ellas están incurriendo directamente en impago.
     
    Según los datos de M&G, la tasa de 'default' del sector petrolero en EEUU alcanza ya el 19%. De hecho, como se puede ver en el gráfico, el fuerte incremento de los impagos en el sector de materias primas (línea negra) está sesgando al alza el total del mercado, ya que, si se excluyen estas empresas, la tasa de impago de las empresas en los mercados desarrollados (línea roja) apenas ha crecido.
     
    La crisis petrolera recuerda a la burbuja puntocom
     
    El jefe de ventas de esta gestora en Reino Unido, Andrew Watson, plantea que esta situación ya la hemos visto antes: en el estallido de la burbuja puntocom en el año 2000, cuando los impagos de las telecomunicaciones llegaron al 35%. Las semejanzas son que en ambos casos hay un único sector en el foco del mercado -entonces lo que se llamó TMT (telecos, media y tecnología) y ahora las materias primas-, que se anticipa una recesión en EEUU y que ello provoca un incremento de los impagos y de los tipos de interés exigidos a los bonos, sobre todo a los de peor calificación: 'high yield' o bono basura.
     
    Pese a ello, sus conclusiones para los inversores en deuda corporativa son optimistas en estos momentos. A su juicio, los precios ya recogen "una cantidad sustancial" de este riesgo de impago, aunque sería mejor que posicionarse en sectores de menor riesgo que las petroleras. Y, dado que los precios están tan bajos (se mueven a la inversa d ela rentabilidad), los inversores pacientes que compren ahora pueden obtener rentabilidades de doble dígito.
     
     
    elconfidencial.com
     
  • Accionistas de Shell aprueban adquisición de BG por US$49.000M

    Hasta un 83% de los accionistas de Shell votaron a favor y un 17% se opuso a la compra, una de las más significativas del sector de energía en la última década.
     
    Man Refuelling A Transport Fuel TankerLos accionistas de la petrolera Royal Dutch Shell aprobaron este miércoles la adquisición por US$49.000 millones de BG Group, despejando uno de los últimos obstáculos pendientes para sellar un acuerdo que creará la mayor operadora global de gas natural licuado (GNL).
     
    Hasta un 83% de los accionistas de Shell votaron a favor y un 17% se opuso a la compra, una de las más significativas del sector de energía en la última década.
     
    Los accionistas de BG realizarán su propia votación el jueves en Londres.
     
    "Nuestro enfoque inmediato está en el concreción exitosa de la transacción y ahora estamos a la espera de los resultados de la votación de los accionistas de BG que se realizará mañana (jueves)", dijo el presidente ejecutivo de Shell, Ben van Beurden, en un comunicado.
     
    Las acciones de BG operaban con una baja de 1,1% a las 1320 GMT, mientras que los papeles de Shell perdían un 0,7%, en comparación con el declive de 1,7% del índice europeo de compañías de crudo y gas.
     
    Si el acuerdo es aprobado por los accionistas de ambas partes, las dos compañías se fusionarán el 15 de febrero. Shell se convertirá en uno de los operadores de GNL más poderosos del mundo y obtendrá acceso a los valiosos recursos petroleros mar adentro de Brasil y Australia.
     
     
    Reuters
     
  • Al menos seis postores interesados en suministrar crudo ligero a venezolana Pdvsa

    Planta  PdvsaHouston. La petrolera venezolana Pdvsa ha recibido al menos seis ofertas de firmas extranjeras que buscan venderle crudos ligeros para diluir su producción de petróleo extrapesado, lo que revela un interés mayor al esperado, dijeron a Reuters fuentes de las compañías involucradas.
     
    Para mantener el incremento de la producción de la Faja del Orinoco, donde yace la mayor parte de las reservas de crudo del país socio de la OPEP, Pdvsa necesita garantizar una fuente estable de diluyentes importados.
     
    Pero comprarlos ha sido un desafío debido a que la estatal ha tenido que lidiar con conocidos problemas de flujo de caja que limitan su capacidad de pago en efectivo a corto plazo.
     
    El mes pasado, Pdvsa pidió a proveedores petroleros presentar ofertas para venderle unos 70.000 barriles por día (bpd) de crudos ligeros a través de contratos de hasta cinco años de duración, con entregas programadas para comenzar este mismo año.
     
    Royal Dutch Shell, la noruega Statoil, la estadounidense Chevron Corp, las indias Reliance Industries Ltd y Essar Oil, y PetroChina Co entregaron ofertas, dijeron las fuentes.
     
    La mayoría de las ofertas incluyen suministros de crudo de África Occidental. Una de los términos de la oferta menciona que el crudo debe ser de entre 40 y 48 grados API de densidad y con un contenido de azufre de hasta un 1,5%.
     
    "Shell está en la mejor posición para ganar la oferta, ya que tiene capacidad de almacenamiento en Bahamas para crudos de África Occidental", dijo la fuente, que no trabaja para la compañía anglo-holandesa.
     
    Shell vendió recientemente a Pdvsa al menos dos cargamentos de 1 millón de barriles cada uno de crudos nigerianos con entregas en la isla de Curazao, donde la compañía venezolana opera una refinería y una terminal de almacenamiento.
     
    Pero tras las compras al contado, la compañía busca garantizar el suministro de diluyentes a más largo plazo. Las condiciones dicen que los volúmenes a ser entregados podrían aumentar a entre 115.000 y 250.000 bpd a partir del 2017, si Pdvsa así lo requiere.
     
    Venezuela comenzó a importar crudo ligero el año pasado con compras de Saharan Blend, pero el contrato con la estatal argelina Sonatrach terminó tras desacuerdos sobre los términos. Esto obligó a Pdvsa a reanudar la producción de mezclas menos atractivas para la exportación hechas con nafta importada.
     
    Queda pendiente negociar cómo funcionará el mecanismo de pago para estos nuevos contratos, a pesar de que Pdvsa está tratando de obtener crédito abierto.
     
    "Algunas empresas están dispuestas a intercambiar crudo ligero por variedades medianas o pesados", dijo una segunda fuente. "Eso disminuiría el monto pendiente por pagar tras cada entrega", agregó.
     
     
    Reuters - americaeconomia.com
  • Así es Anadarko, el gigante petrolero que llega a Colombia

    Anadarko PlataformaLa firma, con base en Texas, se llevó en la Ronda 2014 tres de los cinco bloques que se adjudicaron en aguas profundas y ultraprofundas del Caribe colombiano, áreas por las que nadie más apostó.
     
    Más de una persona quedó sorprendida tras escuchar la oferta de inversión propuesta por Anadarko para ganarse el bloque petrolero COL 1, un área ubicada en aguas ultraprofundas del mar Caribe, en la Ronda Colombia 2014.
     
    Y es que el monto daba para sorprenderse: 123 millones de dólares, una suma que equivale a multiplicar por dos la segunda mayor inversión propuesta en toda la Ronda, que fue la que hizo Parex Resources Colombia por un bloque de no convencionales en el Magdalena Medio: 54 millones de dólares.
     
    “Es la oferta más agresiva de toda la historia del país, para que se hagan una idea de cómo dimensionar lo que estamos hablando; la meta del Gobierno para todo el año 2014 está en 24 mil kilómetros, esa sola empresa está ofreciendo una sísmica que no se ha hecho nunca en el país”, señaló el ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta.
     
    El escenario de la oferta fue el Salón Barahona del Centro de Convenciones de Cartagena, en el que la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, organizaba la subasta petrolera.
     
    Anadarko fue la única empresa que ofertó por ese bloque, así como fue la única en presentar sus cartas a las áreas COL 6 y COL 7, para las que hizo una propuesta de inversión adicional de 36 y 15 millones de dólares, respectivamente.
     
    Así que, con las propuestas hechas en estos tres bloques, la compañía sumó un total de 174 millones de dólares, un monto que representa el 43 por ciento de las inversiones adicionales que se hicieron por los 26 bloques preadjudicados en la Ronda.
     
    Después de que se conocieran las cartas de esta empresa norteamericana, la pregunta obvia para buena parte del auditorio era ¿qué fue lo que vio Anadarko en estos bloques que no vio el resto de las petroleras?
     
    CONOCIMIENTO DE LA ZONA
     
    El presidente de la ANH, Javier Betancourt, señaló al respecto que hacer una inversión de este monto implicaba tener mucha confianza en lo que se puede descubrir en esta área que está ubicada en una cuenca, en palabras del mismo Betancourt, ‘absolutamente frontera’. Es decir, de la que no existe mucha información sobre ella.
     
    “Ellos tenían la misma información que estaba en los paquetes de la Ronda sobre estos bloques. Sin embargo, ellos tienen otros bloques y la información de lo que han podido explorar tal vez se pudo extrapolar a estas nuevas áreas y generarles ese interés”, explicó.
     
    Con los tres nuevos bloques costa afuera, que seguramente le adjudicarán oficialmente esta semana, la compañía completará participación en siete áreas ‘offshore’ en el país.
     
    Tiene dos contratos de evaluación técnica en la cuenca Colombia que son aguas profundas. De estos, en el bloque COL 5, está en asociación con Ecopetrol. En el otro, COL 2, es la única operadora.
     
    En la cuenca del Sinú tiene participación en los bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur, que en los próximos doce meses iniciarán el proceso de perforación de los primeros pozos.

    La plataforma de exploración para estos dos pozos que se perforarán en Fuerte Norte y Fuerte Sur es traída de África y se espera que en noviembre ya estén llegando al Caribe. Con lo que en el primer trimestre del año iniciaría la exploración en forma.
     
    LA GRAN CAMPAÑA
     
    Lo que más impactó de la oferta hecha por Anadarko es que implica el inicio de una de las mayores campañas exploratorias hechas por empresa alguna en el país e, incluso, hay quienes dicen que este proyecto no tiene antecedentes en América Latina.
     
    La propuesta implica la realización de 20 mil kilómetros de exploración sísmica 3D, que equivale a 32 mil kilómetros de sísmica 2D.
     
    “Esta es una empresa que arriesga, pero no da pasos en falso”, señaló una fuente consultada por Portafolio, recordando el rol que ha tenido la compañía en el desarrollo de la industria de esquistos en los Estados Unidos, donde tiene importantes operaciones en las formaciones de Marcellus y Eagleford.
     
    Y aunque sin explorar es difícil predecir cuán exitosa puede ser una cuenca o un bloque, el año pasado, en sus operaciones mundiales Anadarko reportó una tasa de éxito de 67 por ciento en sus actividades de exploración y evaluación técnica en aguas profundas.
     
    En un par de años se sabrá si ese mismo éxito se puede lograr en el Caribe colombiano.
     
    LAS OTRAS COMPAÑÍAS EN LA COSTA
     
    Puede que Anadarko sea la nueva reina, por la inversión proyectada y el número de bloques costa afuera, pero no es la única empresa interesada y con acciones en estas áreas.
     
    De hecho, más de la tercera parte de las inversiones propuestas en la Ronda Colombia se hicieron para bloques costa afuera.
     
    Otra compañía que tiene grandes apuestas para encontrar crudo en el mar colombiano es Petrobras, que este año iniciará la perforación del pozo Orca 2, en el bloque Tayrona.
     
    Ecopetrol también está en el bloque RC-9 en la cuenca Guajira Offshore, en la que, el próximo año iniciará la perforación del bloque Molusco.
     
    En el país hay contratos de evaluación técnica en cinco bloques ubicados en las cuencas Colombia y Guajira Offshore; trece contratos de Exploración y Producción en esas mismas cuencas y así como en la de Sinú y Tumaco Offshore.
     
    Pero, en la Ronda Colombia 2014, se sumaron cinco nuevas cuencas: cuatro en aguas ultraprofundas del mar Caribe y una en la cuenca Sinú Offshore.
     
    En total, son nueve empresas las que operan estos bloques. Anadarko tiene participación en siete y Ecopetrol, en seis. Pero también están Petrobras, Repsol y Shell, con participaciones en tres bloques cada una. Equión y Oil and Natural Gas Corporation Limited, Ongc (una empresa de la India operan dos bloques cada una.
     
    Y en la nueva Ronda 2014 entró Statoil, una firma noruega con amplia experiencia en Offshore, que en alianza con Repsol y Exxon Mobil se hizo a un bloque de la cuenca Colombia.
     
    Se estima que en el país hay 1.500 millones de barriles de recursos probables en el mar. En los próximos cinco años se podrían perforar unos cinco pozos en el mar Caribe.
     
     
     
    Nohora Celedón
    Economía y Negocios
    Portafolio.co
     
  • Barril se estabiliza en medio de expectativa sobre aumento de inventarios

    Una menor producción en Canadá también pesa en las cotizaciones del crudo.  Brent se sitúa en US$ 45,07, mientras precio de WTI se ubica en US$ 43,74. - Foto de ShellUna menor producción en Canadá también pesa en las cotizaciones del crudo. Brent se sitúa en US$ 45,07, mientras precio de WTI se ubica en US$ 43,74. - Foto de ShellLos precios del petróleo se estabilizaban el miércoles justo bajo los 45 dólares el barril, presionados por las expectativas de un aumento en las existencias de crudo de Estados Unidos, aunque una menor producción en la región petrolera de Canadá apoyaba al mercado. 
     
    El petróleo Brent ha caído más de 7 por ciento desde los máximos del 2016 que tocó el viernes por el incremento de producción de la OPEP, las señales de desaceleración económica en Estados Unidos y Asia y la fortaleza del dólar. 
     
    El barril Brent ganaba 10 centavos a 45,07 dólares por barril. El referencial alcanzó un récord del 2016 de 48,50 dólares el viernes, pero ese día recortó sus avances y cayó nuevamente el lunes y el martes. 
     
    En tanto, el crudo estadounidense sumaba 9 centavos a 43,74 dólares el barril. 
     
    La provincia canadiense de Alberta estaba evacuando a la totalidad de Fort McMurray, donde un incendio forestal afectaba el corazón de la región de arenas bituminosas, lo que llevó a varias compañías a suspender su producción. 
     
    Si bien la baja en la producción en varios exportadores está apoyando los precios, el aumento de los inventarios también sugiere que la oferta es excesiva. 
     
    El martes, un reporte del Instituto Americano del Petróleo (API) indicó que los inventarios de crudo de Estados Unidos subieron en 1,3 millones de barriles. En la semana anterior, las existencias se ubicaron en máximos históricos. 
     
    Más tarde el miércoles, los inversores revisarán el reporte de inventarios del Gobierno en busca de confirmación sobre el alza de las existencias. La Administración de Información de Energía (EIA) emitirá su informe a las 14:30 GMT.
     
    portafolio.co
     
  • 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
  • EE.UU. da luz verde a acuerdo Shell-BG por US$70.000 millones

    La fusión, que las dos empresas pretenden completar a principios del 2016, requerirá más permisos de todos los países en los que opera BG, en la Unión Europea, China, Australia y Brasil.
     
    Trabajadores ShellLondres. Los reguladores estadounidenses dieron luz verde a la adquisición de la compañía británica BG Group por parte de su rival Royal Dutch Shell, valorada en US$70.000 millones, la primera autorización que recibe el mayor acuerdo en el sector energético en cerca de una década.
     
    Las dos compañías dijeron este martes que la Comisión Federal de Comercio de Estados Unidos (FTC, por sus siglas en inglés) dio el visto bueno al acuerdo.
     
    La fusión, que las dos empresas pretenden completar a principios del 2016, requerirá más permisos de todos los países en los que opera BG, en la Unión Europea, China, Australia y Brasil.
     
    "Estamos inmersos en los procesos de estudio antimonopolio y regulatorio en jurisdicciones relevantes alrededor del mundo y confiamos en que, tras la habitual revisión detallada y profesional de las autoridades, el acuerdo reciba las aprobaciones necesarias", dijo el presidente ejecutivo de Shell, Ben van Beurden, en un comunicado.
     
    "Seguimos en camino para completarlo a principios de 2016", agregó.
     
    Van Beurden visitó en las últimas semanas Trinidad y Tobago, Brasil, Kazajistán y China para discutir el acuerdo.
     
    El pacto, que llegó después de que los precios del petróleo bajaran casi a la mitad desde junio del año pasado, podría generar una ola de fusiones y adquisiciones en la industria energética, si bien hasta el momento no se han anunciado muchas.
     
     
    Reuters
  • El CEO de Shell advierte de que los precios del petróleo pueden dispararse de forma puntual

    Van Beurden: CEO de ShellVan Beurden: CEO de ShellEl mercado de petróleo está empezando a dar los primeros síntomas de recuperación. Probablemente los precios del oro negro empezarán a subir lentamente a medida que vaya desapareciendo la sobre-oferta que vive este mercado. Sin embargo, si el escenario actual de bajos precios se prolonga más de lo previsto se pueden ver grandes oscilaciones hacia arriba de los precios, explica el CEO de la petrolera Shell, Ben van Beurden. 
     
    En unas declaraciones recogidas por Reuters, Van Beurden comenta que "ve los primeros signos de recuperación en los precios del crudo. A pesar de que el shale oil de EEUU ha demostrado ser más resiente de lo que en un principio pronosticamos, poco a poco se está produciendo un reequilibrio entre la oferta y la demanda, aún así todavía hay un exceso de reservas de crudo".
     
    Durante los últimos catorce meses el precio del petróleo ha sufrido un descenso agudo que ha dejado el barril de Brent (de referencia en Europa) por debajo de los 50 dólares, cuando en junio de 2014 cotizaba en los 115 dólares el barril. Esta situación está empezando a pasar factura a los productores menos eficientes o a los que tienen que incurrir en mayores costes para extraer el crudo.
     
    Con el contexto actual de precios, el CEO de Shell cree que los productores de EEUU van a tener serios problemas para refinanciar sus deudas, lo que les obligará a cerrar los pozos más 'caros': "Los productores están ahora buscando cash para sobrevivir y probablemente tendrán que 'pegarse' para conseguirlo", explica el directivo de la petrolera holandesa.
     
    A largo plazo existe el riesgo de que los precios del crudo se disparen de forma puntual. Si la OPEP sigue bombeando crudo a los niveles actuales y EEUU sigue aguantando, llegará un momento en el que las empresas recorten de forma drástica sus inversiones, "lo que podría hacer que los precios se disparasen, comenzando un nuevo ciclo de fuerte crecimiento de la producción, acompañado de volatilidad en los mercados".
     
     
    elEconomista.es 
  • 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
  • El futuro de las petroleras sigue siendo dudoso

    Plant ExxonA pesar de que el precio del petróleo ha repuntado, rondando los US$60 el barril, los obituarios se siguen escribiendo. Las grandes petroleras privadas enfrentan grandes interrogantes de sus accionistas, a los que les preocupa que la amenaza del cambio climático implique que algunas de las reservas de las que dependen estas compañías nunca sean extraídas. En un reciente informe, el banco británico HSBC HSBA.LN +1.13%  exhortó a los inversionistas a contemplar estrategias para abordar los llamados “activos obsoletos”.
     
    El riesgo es genuino y no tiene solamente que ver con los esfuerzos para frenar el cambio climático.
     
    Una advertencia: la decisión de Arabia Saudita de seguir produciendo petróleo a pesar de la caída de los precios. Aparte de recuperar participación de mercado a costa de los rivales con costos más altos, el ministro de hidrocarburos del país ha manifestado su preocupación acerca de la demanda de largo plazo ante los cambios tecnológicos y regulatorios.
     
    Casi 1.400 políticas vinculadas al clima han entrado en vigor en el mundo desde 2013, según la Agencia Internacional de Energía, un alza frente a las menos de 200 que había en 2005. Mientras tanto, aunque los vehículos eléctricos siguen siendo una diminuta fracción del mercado global de automóviles, su crecimiento desde casi cero hace cinco años ha sido meteórico.
     
    Un argumento que se esgrime en contra de tales preocupaciones es que las valuaciones de las petroleras reflejan, en su mayor parte, el valor comprobado de las reservas de crudo y gas, que probablemente serán extraídas antes de que se produzca una disrupción seria.
     
    Tal razonamiento es sólido únicamente si se asume que los flujos de caja futuros serán distribuidos en lugar de reinvertidos. Pero así no funciona el sector. En los últimos diez años, Exxon Mobil, XOM +0.58%  Royal Dutch Shell RDSA.LN +1.15%  y Chevron CVX -0.35%  reinvirtieron, en conjunto, 66% de su flujo de caja operativo, según los datos de S&P Capital IQ; las recompras de acciones y los dividendos sólo llegaron a 46%. EL flujo de caja de sus operaciones apenas cubrió los gastos de capital de Exxon y Shell en el primer trimestre, mientras que el flujo de caja libre de Chevron fue pronunciadamente negativo.
     
     
    Además, más de la mitad de los gastos de capital de los últimos 10 años tuvieron lugar después de 2010. Mientras los productores proyectan diferentes escenarios, la mayor parte de esa inversión se realizó en un entorno caracterizado cuando la cotización del petróleo superaba los US$100 el barril y el colapso del precio tomó a la industria por sorpresa.
     
    La dinámica de esta caída, que se produjo en medio de un auge de la inversión, vuelve más inmediata la amenaza de los activos obsoletos. Luego de estudiar 37 grandes petroleras privadas, Citigroup C +0.82%  estima que hasta un máximo de 40% del ciclo de inversión actual, unos US$1,4 billones (millones de millones), podría financiar o haber financiado proyectos que tienen problemas para generar retornos aceptables cuando el precio del crudo no supera los US$75 el barril. Las iniciativas de arenas bituminosas y gas natural licuado, que demandan una inversión significativa por adelantado y cronogramas largos antes de que empiecen a generar un flujo de caja positivo, parecen particularmente expuestos. Los contratos a futuro del crudo Brent durante los próximos cinco años promedian US$74 el barril.
     
    En última instancia, la diferencia entre tales precios y las estimaciones de los proyectos, sientan las bases para un nuevo ciclo de caída de la inversión, restricción de la oferta, y una nueva alza de los precios. En el ciclo actual, sin embargo, hay que sumar otros dos riesgos.
     
    En primer lugar, el auge de la energía de esquisto, que ha contribuido a generar un exceso de suministro que afecta los precios, representa una fuerza deflacionaria. Los avances de productividad han reducido los precios en los que el crudo producido en EE.UU. empieza a generar una ganancia, lo que vuelve a algunos yacimientos de esquisto más competitivos que fuentes tradicionales como el Golfo de México, el Mar del Norte y Rusia.
     
    Lo segundo es que la decisión de Arabia Saudita de priorizar su cuota de mercado también es deflacionaria. Si el gobierno del país está verdaderamente preocupado acerca de los mayores obstáculos regulatorios y tecnológicos sobre la demanda petrolera de largo plazo, tiene un incentivo para seguir produciendo en grandes cantidades. El abaratamiento del crudo ayuda a desalentar o dilatar los esfuerzos para limitar el consumo. Lo más importante es que si se sospecha que la materia prima que el país produce tiene los días contados, es mucho más conveniente extraerla ahora en lugar de esperar.
     
    Este es el dilema que aqueja a las grandes petroleras del sector privado. Luego de haber invertido miles de millones de dólares en los últimos años, muchas de ellas apuestan a que los precios pronto regresen pronto a los más de SU$100 el barril. Eso sería un alivio de corto plazo, pero también ayudaría a las empresas de energía de esquisto, que tienen ciclos de producción mucho más cortos. La demanda de crudo no tiene que desvanecerse por completo para dejar a un productor con activos obsoletos, a las empresas les basta con tener activos poco competitivos.
     
    Por 
  • El petróleo llega a mínimos de 2009 y las petroleras se hunden

    Mal día para las compañías petroleras. El barril de crudo WTI ha perforado los 40 dólares mientras que el Brent ha llegado a los niveles de 2009. 
     
    Plataforma RepsolPlataforma RepsolEl oro negro sigue dando bastante que hablar a los mercados y las compañías que se nutren de este producto básico siguen acusándolo a sus respectivas cotizaciones. Hoy tanto el Brent como el WTI han vuelto a marcar sonados descensos en los mercados y eso ha provocado caídas aún mayores en todas las petroleras. 
     
    Estas pérdidas han llevado a que el WTI perfore el nivel psicológico de los 40 dólares –algo que ya sucedió en agosto–, mientras que el Brent ha llegado a cotizar en 42,64, lo cual marca unos nuevos mínimos anuales, establecidos hasta ahora en los 42,69 y que lleva al barril a niveles de principios de 2009. O lo que es lo mismo, a cotizar en niveles de los marcados hace seis años.
     
    Eso ha provocado que en las plazas europeas se haya visto como, en muchos casos, incluso las compañías ligadas a la industria del petróleo hayan liderado los números rojos. Sin ir más lejos BP ha descendido en torno al 2% y vuelve a perder el soporte del pasado 15 de noviembre. La compañía pierde desde máximos anuales algo más del 27% y si el entorno no cambia podría vivir más caídas de las que ya se han visto.
     
    Es el mismo caso de Royal Dutch Shell que hoy pierde cerca del 2% y desde los máximos anuales que logró en enero de este año se ha dejado ya más de un 31%. Sigue sin levantar cabeza y no hay previsión de que pueda variar su tendencia, al menos con los precios del petróleo cayendo a medida que avanza el tiempo. Ahora su objetivo más a corto plazo es aguantar el soporte que formó el pasado 28 de septiembre. De perderlo podría incluso irse a niveles de junio de 2010.
     
    Para el caso que tenemos nos coge más cerca, Repsol, la situación es bastante calcada al de sus homólogas europeas. Sus acciones se encuentran entre las cinco que más caen en el Ibex 35 que, además de atribuirse a la rebaja de recomendación por parte de Deutsche Bank, tiene relación directa con el hundimiento del crudo en los mercados.
     
    El valor vuelve a encontrarse a cotizar sobre los 11 euros y ahora cabe ver dónde puede parar. En las últimas fechas ese nivel psicológico ha actuado de soporte, pero no podría descartarse una caída a los mínimos septiembre, sobre los 10 euros. 
     
    Si nos vamos a su aspecto técnico, vemos que nuestros filtros le dan una puntuación de 3 puntos en una escala que oscila del cero al 10, mientras que se encuentra en fase de rebote. Estos indicadores señalan que su tendencia a largo plazo sigue siendo bajista, aunque a medio plazo es alcista. 
     
    Por el contrario, casi todos las variables se encuentran en negativo. Tanto el momento total lento como el momento total rápido están en negativo, mientras que la volatilidad que presenta el valor es creciente en el tiempo.
     
     
    Fuente: estrategisadeinversion.com
     
     
     
  • El presidente ejecutivo de Shell pide estabilidad tras el ‘brexit’

    Foto de Shell - "Trabajador Plataforma"Foto de Shell - "Trabajador Plataforma"LONDRES (EFE Dow Jones)--El presidente ejecutivo de Royal Dutch Shell PLC, Ben van Beurden, pidió a los gobiernos europeos que mantengan su mano firme en la economía ante las inciertas consecuencias de la decisión de Reino Unido de abandonar la Unión Europea.
     
    Van Beurden, uno de los numerosos líderes empresariales partidario de que el país continuara dentro del bloque, dijo que ahora está preocupado por el periodo de incertidumbre que afronta Reino Unido y el resto de Europa. El directivo señaló que Shell sigue comprometida con sus inversiones en el país, pero otras empresas han manifestado que retrasarán sus decisiones hasta que los términos del divorcio de Reino Unido con la UE sean más claros.
     
    “Por supuesto, el clima general de los negocios es también importante para compañías como la nuestra”, afirmó en un discurso en una conferencia en Londres. “Espero que la relación futura entre Reino Unido y el resto de Europa continúe ofreciendo condiciones para el crecimiento económico”, añadió.
     
    Las palabras de Van Beurden ponen de relieve la intranquilidad que ha generado entre los empresarios la salida de Reino Unido del bloque, incluso para compañías que se consideran beneficiarios inmediatos. Hasta ahora, Shell y otras grandes empresas energéticas como BP PLC han visto cómo el precio de sus acciones subía incluso a pesar de que el resultado del referéndum de la semana pasada zarandeó a los mercados, hundiendo a la libra y a las bolsas. Las petroleras ganan la mayor parte de su dinero en dólares y, por tanto, se beneficiaron del desplome de la libra.
     
    “A los mercados no les gusta la incertidumbre y en momentos como este quizá nos ven como una apuesta segura”, agregó.
     
     
    Sarah Kent y Selina Williams
  • Estados Unidos autoriza perforación petrolera en el Ártico

    El Gobierno le dio el aval a Shell a instalar, bajo ciertas condiciones, pozos de crudo o gas en el océano Ártico.
     
    AntartidaEl Departamento del Interior, que también está a cargo del área de medio ambiente, autorizó al grupo petrolero anglo-holandés a iniciar perforaciones en el mar de Chukotka, un proyecto al que se oponen ferozmente las asociaciones de defensa del medio ambiente.
     
    Abigail Ross Hopper, directora general de la agencia federal encargada de la gestión de los océanos (Boem), aseguró en un comunicado que se mantuvo un "nivel elevado de exigencia" para proteger el ecosistema de la región así como las necesidades de subsistencia y las tradiciones culturales de los habitantes originarios de Alaska.
     
    "Una vez más, nuestro gobierno se ha apurado para aprobar una exploración riesgosa y mal concebida en uno de los lugares más remotos e importantes de la Tierra", lamentó por su parte Susan Murray, vicepresidenta de la ONG Oceana.
     
    "Shell no ha demostrado que está preparada para operar de forma responsable en el océano Ártico y ni la compañía ni nuestro gobierno han querido evaluar justa y completamente los riesgos de la propuesta de Shell", añadió, asegurando que la petrolera pondrá "en riesgo los recursos oceánicos".
     
    AFP - portafolio.co
     
  • Gigantes petroleros voltean hacia Irán

    Firmas europeas como Royal Dutch Shell y Eni buscan planes de negocio con Teherán; las reuniones ocurren durante los días finales de negociación para levantar sanciones contra Irán.

    Shell ExplLONDRES — Las grandes compañías petroleras occidentales están comenzando a establecer relaciones comerciales con Irán durante los últimos días de las negociaciones internacionales que podrían levantar las sanciones contra esta nación rica en petróleo.
     
    Las empresas petroleras, con sede en Europa, Royal Dutch Shell y Eni se reunieron recientemente con funcionarios iraníes para discutir los planes de negocio. Sin embargo, no se ha sabido nada aún si sus contrapartes estadounidenses estén llevando a cabo conversaciones similares.
     
    “Eni estaría interesado en Irán si se levantan las sanciones, pero en condiciones mutuamente favorables”, dijo la compañía en un comunicado.
     
    Shell dijo a CNN que los ejecutivos discutieron “las posibles áreas de cooperación empresarial si las sanciones son levantadas”.
     
    Las grandes petroleras se están entusiasmando con la idea de hacer negocios con Irán, que tiene aproximadamente tantas reservas probadas de petróleo como Irak, y casi tantas como Canadá.
     
    Pero las duras sanciones globales contra esa nación —impuestas a causa de las preocupaciones sobre el programa nuclear de Irán— han aislado al país durante décadas, paralizado a la economía y han mantenido fuera a las compañías petroleras.
     
    Negociadores de Irán, Estados Unidos, China, Alemania, Francia, Gran Bretaña y Rusia están tratando de llegar a un acuerdo para levantar las sanciones a cambio de garantías de que Irán mantenga un programa nuclear pacífico.
     
    Esas conversaciones se complicaron la semana pasada con la insistencia del líder supremo de Irán, el ayatola Ali Jamenein, en varios puntos polémicos, incluyendo que el país no desmantele su estructura nuclear a menos que las sanciones sean levantadas primero.
     
    Y el jueves, varios de los exasesores del presidente estadounidense Barack Obama escribieron una carta abierta expresando el temor de que el presidente otorgue concesiones peligrosas a Irán con el fin de llegar a un acuerdo.
     
    Se considera que Irán está lleno de potencial económico. Tiene la segunda población más grande en Medio Oriente con 80 millones de personas, 9% de las reservas probadas mundiales de petróleo, 18% de las reservas probadas de gas y una abundancia de minerales estratégicos.
     
    “Si juntas al potencial consumidor de Turquía, las reservas de petróleo de Arabia Saudita, las reservas de gas natural de Rusia y las reservas de minerales de Australia, lo tienes todo eso en un solo país”, dijo Ramin Rabii, presidente ejecutivo de la firma de inversión iraní Turquoise Partners, en una reciente visita a los Emiratos Árabes Unidos.
     
    Sin embargo, Irán ha realizado duras negociaciones con compañías petroleras internacionales en el pasado, negándose a darles una participación en campos petroleros iraníes y tratándolos como meros contratistas. Esto significa que las empresas petroleras serán muy cuidadosas en leer la letra pequeña antes de firmar cualquier futuro contrato con Irán.
     
    John Defterios de CNN en Abu Dhabi contribuyó con este reporte.
     
    Por: Alanna Petroff 
     
    Fuente: CNNExpansion.com
  • 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.
     
     
  • Irak y tres petroleras acuerdan retomar inversiones y elevar la producción

    Armado de plataforma de Shell - Foto CortesíaArmado de plataforma de Shell - Foto CortesíaBAGDAD/BASORA - REUTERS - Irak alcanzó 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, dijeron funcionarios petroleros iraquíes.
     
    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.
     
    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 bpd, la mayor parte en la región sur.
     
    Irak es el segundo mayor productor de crudo de la OPEP después de Arabia Saudita y los aumentos en su bombeo, 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 sobre establecer límites a la producción para apuntalar los precios.
     
    Shell, BP y Lukoil declinaron emitir comentarios de inmediato.
     
    Según documentos vistos por Reuters, las tres empresas acordaron invertir en la segunda mitad de 2016 más o menos la mitad de los presupuestos propuestos para 2015.
     
    BP acordó gastar 1.800 millones de dólares este año en el yacimiento Rumaila, que opera. Shell resolvió 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 tras los recientes acuerdos de recortes presupuestarios", comentó Basim Abdul Kareem, vicepresidente de South Oil Co, que supervisa las operaciones de crudo en la región.
     
    Irak aún no ha llegado a acuerdos con Exxon, CNPC ni Petronas sobre yacimientos que esas firmas también están desarrollando en el sur del país.
     
     
    Reuters
  • La apertura de Aramco busca financiar la transformación de Arabia Saudita

    Aramco WorkerLa petrolera estatal saudita busca expandir sus operaciones petroquímicas para convertirse en una energética integrada como Exxon Mobil
     
    GELEEN, Holanda—Saudi Arabian Oil Co. ha sido desde hace varias décadas el mayor productor mundial de crudo. Ahora, sin embargo, quiere ser mucho más que eso, como muestra un nuevo complejo petroquímico.
     
    Entre las plantaciones de maíz aquí en Holanda hay una maraña de tubos, tanques y catalizadores que la empresa utiliza en su planta Arlanxeo para transformar el petróleo en caucho sintético para productos que van desde mangueras para motores de autos hasta corchos plásticos para vinos.
     
    Aramco, como se conoce a la petrolera estatal saudita, se enfocaba hasta hace poco en bombear grandes cantidades de petróleo y, como lo hacían las compañías de Standard Oil, de John D. Rockefeller, procesarlo en sus refinerías. Ahora, busca expandir sus operaciones petroquímicas para convertirse en una energética integrada como Exxon Mobil Corp., entre otras.
     
    A miles de kilómetros, cerca de la ciudad saudita de Al Jubail, un ejército de trabajadores está finalizando el complejo petroquímico de US$20.000 millones llamado Sadara, una empresa conjunta de Aramco con Dow Chemical Co. Sadara usará etano refinado por Aramco para producir un petroquímico llamado butadieno que enviará a instalaciones alrededor del mundo.
     
    Aramco, una de las compañías más poderosas y herméticas del mundo, está en medio de una transformación sin precedentes en momentos en que el derrumbe del precio del petróleo ha socavado sus ingresos y la incertidumbre nubla el futuro de la demanda de combustibles fósiles.
     
    Su transformación está entrelazada con un plan a largo plazo del príncipe heredero sustituto para diversificar la economía de Araba Saudita. Al posicionar a Aramco para que genere más empleos en el país e ingresos más allá del crudo, la empresa apunta a proveer el financiamiento necesario para hacer realidad la visión del príncipe.
     
    La meta estratégica de Aramco es crear una red global de plantas refinadoras y petroquímicas que permitan a Arabia Saudita convertir su principal activo en cientos de productos de mayor valor cruciales para la vida moderna, desde goma de mascar a autopartes.
     
    Para extraer capital del crudo aún bajo tierra, Aramco planea otra ambiciosa maniobra: una salida a bolsa en 2018 que podría ser la mayor de la historia. La empresa afirma tener 261.600 millones de barriles de petróleo por extraer, aproximadamente 20 veces el inventario de Exxon Mobil.
     

    “Las capacidades de Aramco serán desatadas por completo”, dijo Khalid al-Falih,ministro de Petróleo y presidente de la junta de Aramco, en una rueda de prensa este año. “La compañía podrá hacerse global en múltiples maneras”.

    Aramco no quiso contestar preguntas detalladas. En septiembre, su presidente ejecutivo, Amin Nasser,indicó que la empresa estaba interesada en ampliar la industria petroquímica ya que la región del Golfo Pérsico obtenía apenas 2,5% de los ingresos de ese sector y tenía menos de 1% de sus empleos.

    Las medidas de Aramco la posicionan para un futuro en el que la demanda de crudo llegue a su cénit y poseer reservas ya no sea tan atractivo. Incluso si la adopción de vehículos eléctricos y combustibles alternativos se dispara, la demanda de petroquímicos probablemente se mantendrá sólida. Al desarrollar más plantas químicas propias, Aramco podría atraer trabajos e ingresos al reino.

    La reinvención de Aramco como una empresa de capital abierto enfocada en producir gasolina, diésel y químicos especiales podría significar que el país tenga que abandonar su papel tradicional como el líder de facto de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, ya que los accionistas desaprobarían el uso de capacidad de producción ociosa para tratar de controlar los precios, según consultores.

    Además, no queda claro cuántos cambios ocurrirán realmente en Aramco o en la economía saudita. El gobierno depende del petróleo para generar gran parte de sus ingresos y desde hace décadas ha manifestado la necesidad de diversificar la economía, pero no ha habido cambios materiales.

    La estrategia de poseer directamente más plantas petroquímicas ha sido adoptada por grandes empresas como Exxon Mobil y Royal Dutch ShellPLC. “Aramco es la potencia en el área del petróleo. Quieren ser más grandes en química”, dice Matthias Zachert,presidente de la junta de LanxessAG, empresa conjunta alemana de Aramco. “Pero uno no crea una compañía química líder de la noche a la mañana”.

    Varios asesores involucrados en la salida a bolsa dicen que la transformación será tan compleja que podría prolongarse más allá de 2018. La participación de 5% que prevé colocar Aramco, que ha sido valorada entre US$2 billones y US$3 billones, es tan grande que para hallar suficientes inversionistas podría tener que cotizar acciones en varias bolsas y hacer frente a múltiples regulaciones de divulgación financiera, algo particularmente difícil debido a sus profundos lazos con el reino.

    El rey Salman bin Abdulaziz ya sacudió la élite gobernante de Arabia Saudita al darle más poder a su hijo, el príncipe heredero sustituto Mohammed Bin Salman. El príncipe, de 31 años, sigue adelante con un plan que delineó la consultora McKinsey & Co. para poner fin a la dependencia del petróleo. En mayo, propuso la salida a bolsa de Aramco y la transferencia de los ingresos de la operación a un fondo soberano que invertirá en otros sectores.

    El príncipe trabaja con Falih y un círculo estrecho de asesores para trazar el futuro de Aramco y la economía saudita, según fuentes. La petrolera no quiso poner a disposición a ningún ejecutivo para entrevistas. Un vocero del príncipe se negó a hacer comentarios.

    Aramco posee, directamente o a través de empresas conjuntas, plantas capaces de procesar 5,4 millones de barriles diarios de petróleo en mercados que son sus mayores clientes: Estados Unidos, Corea del Sur, Japón y China, además de Arabia Saudita.

    Aramco tiene sus raíces en Texaco y Standard Oil of California, que formaron una sociedad que halló enormes depósitos de crudo en la península arábiga. A principios de los años 70, el reino compró una participación en Aramco y para los años 80 adquirió el total.

    En 1991, Aramco comenzó a mirar al extranjero al comprar una participación en una refinería surcoreana, a la que suministraría petróleo durante dos décadas, términos que repetiría en otros acuerdos. A lo largo de los años, compró y construyó más refinerías.

    No obstante, Aramco seguía enfocada casi por completo en la producción de crudo. Los primeros indicios de una nueva estrategia surgieron en 2011, cuando se asoció con Dow Chemical para crear Sadara, uno de los mayores complejos petroquímicos del mundo.

    Falih, entonces presidente ejecutivo de Aramco, afirmó que la empresa se convertiría “en la compañía energética integrada líder a nivel mundial para el año 2020”.

    Las ventas de petróleo de Arabia Saudita enfrentaron nuevas presiones a partir de 2012 conforme Nigeria y Angola, desplazadas del mercado estadounidense por el abundante crudo de esquisto, empezaron a competir con Aramco en Asia. La demanda se estancaba y los países buscaban limitar el uso de combustibles fósiles.

    Poco después de que los precios del petróleo empezaran a caer en 2014, Zachert, de Lanxess, sugirió un acuerdo a Aramco por el que la petrolera pagaría US$1.200 millones por la mitad de la empresa química alemana y crearía Arlanxeo. La sociedad tiene su sede en un parque industrial en Holanda llamado Chemelot. Tres ejecutivos de Aramco se trasladaron a Holanda para ayudar a dirigir una empresa con 20 fábricas en América Latina, América del Norte, Europa y Asia.

    El objetivo es atraer a fabricantes que utilicen la producción química de Sadara al tiempo que se benefician de la infraestructura. Eso completaría un círculo, permitiendo a Aramco usar su cadena de extracción, refinación y procesamiento de petróleo para abastecer al sector manufacturero con sede en Arabia Saudita, uno de los ocho grupos a los que apunta el plan de diversificación económica para expandir la economía.

    Natascha Divacy Elena Cherneycontribuyeron a este artículo.Por Russell Gold, Bill Spindle y Summer Said

    WSJournal.com

     

     

     

  • La apuesta de Shell al gas destaca el esfuerzo de las grandes petroleras para reemplazar el carbón

    10906067 846700455373561 2667008051475632897 NBloomberg - La reciente adquisición de BG Group Plc por US$70.000 millones es una importante apuesta de Shell a que el gas natural será su vaca lechera en el futuro.
     
    El tránsito de la industria petrolera hacia el gas no es nuevo: después de todo, la revolución de la fractura hidráulica del esquisto está en su segunda década. Sin embargo, la decisión de Shell es una enfática confirmación de que algunos miembros de la familia de las grandes petroleras creen firmemente en que el gas tendrá un papel cada vez más importante en satisfacer la demanda de energía de países emergentes como China e India, que están tratando de ir abandonando el carbón, que es más contaminante.
     
    “El gas probablemente supere al carbón como segundo combustible del mundo para fines de la década de 2020”, dijo Jonathan Stern, responsable del programa de gas natural del Instituto de Estudios Energéticos de Oxford.
     
    El gas se presenta como el combustible preferido en todo el mundo porque es más limpio que el carbón y el petróleo, lo que ha llevado a la Agencia Internacional de la Energía a decir en 2011 que el mundo estaba entrando en una “edad de oro del gas”. Con una decisión muy simbólica, China anunció el mes pasado que convertiría al gas a la última de las cuatro grandes centrales eléctricas a carbón de los alrededores de Pekín el año que viene.
     
    En septiembre pasado, en una reunión de la industria petrolera paralela a una sesión de las Naciones Unidas sobre el calentamiento global, algunos de los principales productores del mundo se pusieron de pie para declarar que el gas les daba una enorme ventaja sobre el carbón en la batalla contra el cambio climático, según el sitio web Responding to Climate Change.
     
    “Uno de nuestros aportes más importantes es producir gas natural y reemplazar el carbón en la generación de electricidad”, dijo Helge Lund, entonces máximo responsable ejecutivo de Statoil ASA, mencionando cifras que mostraban que pasar del carbón al gas podía reducir a la mitad las emisiones del mundo.
     
    Hasta hace poco, el carbón era la fuente de energía de más rápido crecimiento en el mundo, promediando una tasa anual de 5%. La AIE con sede en París pronosticó que la tasa se desaceleraría a 1% de 2012 a 2020 y luego a 0,3% en la década de 2020, a medida que China y otros países emergentes combatan la contaminación.
     
    El máximo responsable ejecutivo de Shell, Ben van Beurden, dijo en febrero que “el pasaje del carbón al gas natural” era necesario para luchar contra el cambio climático. “Cuando se lo usa para generar energía, el gas produce la mitad de CO2 que el carbón”, declaró ante un público de ese sector industrial.
     
    Para Shell, esta es la segunda operación centrada en el gas en otros tantos años. A comienzos de 2014, compró la empresa de gas natural licuado de la española Repsol SA por US$4.100 millones. El grupo anglo-holandés no es el único que apuesta al gas: Chevron Corp., BP, Total SA y Exxon Mobil Corp. también están realizando grandes inversiones en el combustible.
     
    fuente: Bloomberg
  • La caída del precio del crudo provoca miles de despidos en las grandes petroleras

    • En el conjunto del año, estas empresas han ganado cuatro veces menos, con varias de ellas presentando incluso pérdidas por encima de los 3.000 millones de dólares.
    • Chevron anunció la supresión de entre 6.000 y 7.000 empleos, mientras que la adquisición de la británica BG por Shell se saldará con el despido de 10.000 trabajadores.
     
    Plataforma ChevronLa continua caída del precio del petróleo ha tenido su principal víctima en las petroleras, que han anunciado el despido de miles de personas, reducción de dividendos y desinversiones, en un contexto que continúa siendo incierto ante la falta de acuerdo para acometer una reducción en la producción de crudo que convenza a los mercados.
     
    Los resultados anuales de las petroleras han puesto de manifiesto los efectos de un crudo en mínimos para estas compañías. En el conjunto del año, estas empresas han ganado cuatro veces menos, con varias de ellas presentando incluso pérdidas por encima de los 3.000 millones de dólares.
     
    Como consecuencia, las petroleras han decidido prepararse para lo peor. Así lo afirmó el consejero delegado de la estadounidense ConocoPhillips, Ryan Lance, que reconoció "no saber cuánto durará la tendencia bajista" y consideró "prudente planificar para unos precios bajos durante un largo periodo de tiempo".
     
    En esta línea, la estadounidense Chevron anunció la supresión de entre 6.000 y 7.000 empleos, mientras que la adquisición de la británica BG por Shell se saldará con el despido de 10.000 trabajadores.
     
    Además, la mayoría de estas empresas han decidido reducir sus inversiones y gastos de exploración. Shell ha vendido activos en los dos últimos años por encima de los 20.000 millones de dólares (más de 18.000 millones de euros) y ConocoPhillips recortó un 66% su dividendo.
     
    A partir de aquí, la adopción de nuevas medidas dependerá de cómo evolucione el precio del petróleo durante los próximos meses, después de haber comenzado el año rompiendo mínimos de 27 dólares por barril. En estos momentos, el crudo Brent, de referencia en Europa, cotiza en torno a los 33 dólares.
     
    "Si se produce una recuperación rápida el daño será menor y muchas de las compañías recuperarán buena parte de su valor", explica el analista de XTB Álvaro García-Capelo, que subraya que el problema de estas empresas ha sido "principal y exclusivamente" la caída de los precios.
     
    Por su parte, el analista de SelfBank Felipe López-Gálvez advierte de que "a estos niveles a las empresas y países productores empiezan a no salirle las cuentas", una situación que en su opinión "debería acabar derivando en un recorte de la producción".
     
    "Lo que está claro es que en cuanto recuperemos niveles previos a la caída, en caso de que se den, las empresas de fracking se lo pensarán dos veces antes de lanzarse al mercado", subraya García-Capelo.
     
    Falta de acuerdo
    Sin embargo, el futuro del petróleo continúa siendo incierto y su precio sigue sumido en una volatilidad afectada por las dudas sobre la economía mundial, la sobreoferta del mercado y los continuos rumores sobre un acuerdo entre los principales productores para reducir su producción.
     
    Esta semana el esperado pacto parecía estar más cerca, con Arabia Saudí, Catar, Venezuela y Rusia anunciando su intención de congelar su producción de petróleo a niveles del pasado mes de enero. Sin embargo, "el mercado está deseoso de escuchar un acuerdo de recorte de producción, no de congelación", subraya López-Gálvez.
     
    También será importante para la estabilidad de petróleo la postura que decida adoptar Irán, que después de ver levantadas las sanciones impuestas por la comunidad internacional y poder reanudar sus exportaciones de crudo, advirtió de su intención de aumentar su producción a "niveles anteriores" a las sanciones.
     
    Las declaraciones del ministro de Petróleo de Irán dando la bienvenida al acuerdo para congelar la producción de estos países y mostrando su apoyo a los "esfuerzos" dirigidos a estabilizar los precios fueron bien recibidos en un principio, con el Brent anotándose subidas por encima del 5%.
     
    Sin embargo, además de la falta de compromiso de Irán hay que tener en cuenta sus problemas diplomáticos con Arabia Saudí, "que lleva la voz cantante en la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y no ayudan a la consecución de un acuerdo", recuerda López-Gálvez.
     
    Además, "en caso de llegar a buen puerto, este pacto tardaría un tiempo en implantarse de manera definitiva", lo que hace augurar un periodo a corto plazo de precios bajos y unas petroleras obligadas a adaptarse a la nueva situación.
     
    eleconomista.com.mx
  • La fusión entre Shell y BG debe salvar escollos regulatorios en Brasil y China

    Andrew Gould (izq.), presidente de la junta de BG Group, saluda a Jorma Ollila, presidente de la junta de Royal Dutch Shell. DAVID LEVENSON/BLOOMBERG NEWSAndrew Gould (izq.), presidente de la junta de BG Group, saluda a Jorma Ollila, presidente de la junta de Royal Dutch Shell. DAVID LEVENSON/BLOOMBERG NEWSLONDRES—La propuesta compra de BG Group BRGYY -1.39%  PLC por parte de Royal Dutch Shell RDSA -0.72%  PLC en una operación de US$70.000 millones enfrenta escollos regulatorios en China, Brasil y otros países, además del riguroso escrutinio de los inversionistas. La fusión, sin embargo, podría beneficiar a la deprimida industria naviera.
     
    La transacción transformaría a Shell en una empresa dominante en el mercado mundial de gas natural licuado (GNL) y uno de los principales inversionistas extranjeros en Brasil. Tales posiciones podrían convertir la petrolera en un blanco de los reguladores, afirman observadores del sector.
     
    Las empresas se abstuvieron de referirse al tema el jueves. No obstante, el presidente ejecutivo de Shell, Ben van Beurden, y el presidente de la junta de BG, Andrew Gould, dijeron el miércoles que la resolución de los temas regulatorios en varios países aplazará la finalización de la fusión hasta inicios de 2016. A pesar de ello, no anticipan grandes inconvenientes. “Hasta el momento, no hemos identificado obstáculos insuperables”, expresó Van Beurden.
     
    Los escollos regulatorios, sin embargo, son parte del motivo por el que el pacto no convence a los accionistas de Shell. La acción del grupo anglo-holandés registra un descenso de 8% desde que se anunció la operación.
     
    Una de las grandes incógnitas es la reacción de las autoridades chinas. El país está aumentando sus compras de gas natural licuado y su principal agencia antimonopolio, el Ministerio de Comercio, ha adquirido mayor poder.
     
    Al menos en dos ocasiones en los últimos años China ha bloqueado fusiones en las que no participaron compañías del país. Sus reguladores rechazaron el año pasado los planes para una amplia alianza entre los tres mayores conglomerados navieros del mundo, pese a que la combinación ya había obtenido el visto bueno de las autoridades de Estados Unidos y Europa. Además, cuando el coloso minero Glencore GLNCY -0.18%  PLC compró Xstrata en 2011 no tuvo más remedio que vender una mina de cobre en Perú a una empresa china como parte del proceso de aprobación. Funcionarios chinos no respondieron a las solicitudes de comentario.
     
    “No me cabe en la cabeza que, como cliente, China esté muy entusiasmada con la consolidación de la industria en cuanto a su poder de negociación”, dice Bill Fries, gestor de portafolio del fondo Thornburg International Value Fund, que tiene posiciones en Shell y BG.
     
     
    Andrew Gould (izq.), presidente de la junta de BG Group, saluda a Jorma Ollila, presidente de la junta de Royal Dutch Shell. DAVID LEVENSON/BLOOMBERG NEWS
    En el caso de Brasil, donde los cotizados yacimientos de BG fueron uno de los motores de la fusión, los riesgos van más allá de un extenso proceso de aprobación. La empresa estatal Petróleo Brasileiro SA, PBR +1.86%  más conocida como Petrobras, asociada con BG en campos petrolíferos en la cuenca de Santos, está inmersa en un escándalo de corrupción. Asimismo, la legislación local ha resultado en una cadena de suministro subdesarrollada, una inflación de costos endémica y retrasos. “La capacidad de Brasil para decepcionar es infinita. No es fácil operar allí a pesar de las vastas reservas”, dice Andy Brogan, líder de transacciones de petróleo y gas de la consultora Ernst & Young.
     
    De concretarse, la fusión creará un operador gigantesco de embarcaciones que transportan GNL, lo que brinda a las empresas que alquilan las naves más oportunidades para firmar contratos lucrativos a largo plazo en una industria que atraviesa un momento delicado.
     
    “La fusión ofrece a los dueños más flexibilidad y una mejor utilización de sus flotas, lo que se podría traducir en contratos de arrendamiento a largo plazo que aportan ingresos estables”, asevera Ted Petropoulos, máximo ejecutivo de la empresa griega Petrofin Research. “También es una jugada defensiva para asegurar una cuota de mercado en un momento en que más empresas ingresan al sector”.
     
    La industria naviera aún no se recupera de una postración que empezó en 2008, cuando el colapso de la economía asestó un duro golpe al comercio mundial.
     
    Ahora, no obstante, la caída en los precios del petróleo y el uso de combustibles más limpios, como el GNL, por parte de gobiernos y productores de energía, están activando la demanda de buques capaces de trasladar tales productos. El precio de los fletes para quienes transportan materias primas como carbón y mineral de hierro por mar rondan sus niveles más bajos en los últimos 30 años debido a un tonelaje excesivo en el agua y una menor demanda de parte de grandes consumidores como China e India.
     
    Las embarcaciones para transportar GNL cuestan unos US$200 millones la unidad, el triple que otros navíos de tamaño similar. A diferencia del mercado de buques cisterna y de contenedores, que está inundado con una sobreoferta de hasta 25% por encima de la demanda, las naves que transportan GNL están vinculadas a contratos lucrativos que van desde los cinco a más de 10 años, lo que supondrá ganancias sustanciales a sus dueños.
     
    Empresas de energía como Shell y BG no son propietarias sino que arriendan la mayoría de las embarcaciones que transportan sus productos. De esta manera, eliminan el riesgo de quedar con activos que no rinden cuando el mercado se debilita. Los dos socios poseen 12 buques que transportan gas natural licuado y contratan unos 60.
     
    Los alquileres se hacen con un puñado de empresas y generan cerca de US$75.000 diarios en el caso de un buque que traslada 160.000 metros cúbicos de GNL. Se estima que la mayoría de estas embarcaciones empieza a generar una ganancia a partir de US$50.000 al día.
     
    Dos de los mayores beneficiarios son dos empresas griegas: GasLog Ltd. GLOG +2.35%  , que cotiza en Nueva York, y Maran Gas Maritime Inc., de capital cerrado. Ambas compañías están domiciliadas en Atenas y han trabajado con Shell, BG y otros productores de energía durante casi 15 años.
     
    Exxon Mobil Corp. XOM +0.70%  estima que el comercio global de GNL se más que triplicará de aquí a 2040 para ascender a casi 100.000 millones de pies cúbicos al día, cerca de 40% más que la actual producción de EE.UU.
     
    La empresa proyecta que los países de Asia y frente al océano Pacífico importarán la mitad del gas que consumen para 2040 y que el gas natural licuado representará 80% de las importaciones.
     
    Por Costas Paris, Selina Williams y Sarah Kent
     
    Fuente: WSJournal.com
     
  • La oferta de Shell por BG abre el camino para una oleada de fusiones energéticas

    LONDRES—La oferta de Royal Dutch Shell RDSA -3.42%  PLC para comprar BG Group BRGYY +27.50%  PLC por casi US$70.000 millones puede ser el pistoletazo de salida para la avalancha de fusiones y adquisiciones de empresas energéticas que los analistas y los bancos han estado prediciendo desde que se inició el derrumbe de los precios del petróleo en junio.
     
    “Esto podría marcar el comienzo de una fiebre de fusiones y adquisiciones, muy parecida a la que tuvo lugar a fines de los años 90”, dijo Augustin Eden, analista de Accendo Markets, en un informe enviado a sus clientes.
     
    BG, cuya capitalización de mercado ronda los US$46.000 millones, es probablemente la presa más grande entre un grupo de empresas de hidrocarburos pequeñas y medianas que han sido víctimas de la caída de los precios del crudo, que han descendido cerca de 50% en los últimos nueve meses, señalan los analistas.
     
    El próximo gigante en salir de caza podría ser la estadounidense Exxon Mobil Corp. XOM -1.97%  , pero no está claro cuándo daría el zarpazo o cuál sería su blanco. La consultora Wood Mackenzie indicó que Exxon Mobil puede tratar de adquirir productores estadounidenses de energía de esquisto, empresas africanas de gas natural licuado o compañías de exploración. “La mayoría de las grandes empresas (…) evalúan adquisiciones oportunistas, pero pocas tienen los medios o el apetito para realizar acuerdos de esta escala”, manifestó un informe de la consultora. “No hay que esperar una oleada de consolidación como la de los años 90”.
     
    La compra de BG por parte de Shell, una operación que se cerraría en 2016, sería la mayor del sector energético desde la megafusión que creó Exxon Mobil en 1998, que fue parte de un puñado de transacciones que cambiaron la faz de la industria tras el colapso de los precios del petróleo a fines de los años 90. En esa época, BP BP +1.29%  PLC se fusionó con Amoco Corp. y ARCO, y Chevron Corp. CVX -1.73% hizo lo propio con Texaco.
     
    La transacción de US$70.000 millones anunciada el miércoles deja a Shell muy por delante de rivales como Exxon Mobil y Chevron en la carrera por ganar cuota de mercado en el negocio del gas natural licuado, una forma de gas natural enfriado que se puede transportar a cualquier parte del mundo. La adquisición se produce en un momento en que el gas natural licuado está dejando de ser un activo que se comercia a nivel regional para transformarse en una materia prima transada en forma global donde los grandes conglomerados con un amplio acceso al suministro y la distribución pueden obtener suculentas ventajas.
     
    Otro aspecto clave del acuerdo es que refuerza la presencia de Shell en la producción de petróleo en aguas profundas de Brasil. El grupo anglo-holandés pasa a ser el principal inversionista extranjero en la cuenca brasileña pre-sal en aguas profundas. Aunque tales proyectos prometen un crecimiento explosivo, son operados por Petrobras, PBR +0.29%  la petrolera estatal que está inmersa en un escándalo por presunta corrupción.
     
     
    A inicios de 2015, varias empresas energéticas estadounidenses parecían vulnerables ante el desplome de los precios del petróleo, un alto endeudamiento y los elevados costos de perforación y producción. No obstante, el banco de inversión Simmons & Co. International no cree que una ola de acuerdos se produzca de inmediato en América del Norte, donde los productores de esquisto tienen virtudes y defectos diferentes a sus pares del resto del mundo.
     
    Rex Tillerson, presidente ejecutivo de Exxon Mobil, ha indicado que su empresa está en busca de acuerdos. “No cabe duda. Hay algunas oportunidades frente a nosotros en estos momentos”, reconoció en marzo ante un grupo de analistas.
     
    La empresa, cuya última adquisición importante fue la de XTO Energy Inc. en 2010 por US$25.000 millones, ha acumulado cerca de US$300.000 millones en acciones a los precios actuales, las que podría usar para una fusión, tal y como lo hizo para comprar XTO.
     
    Las grandes petroleras privadas que cotizan en bolsa, como Exxon Mobil, Total SA, TOT -0.82%  Chevron y BP han acumulado una deuda sin precedentes con miras a una posible adquisición, resaltó el banco de inversión Morgan Stanley. MS +0.89%
     
    “La compra de BG Group por parte de Shell augura una carrera de las grandes petroleras privadas”, señala Pascal Menges, director del fondo Lombard Odier Global Energy. Después de dedicar sumas enormes en la producción de petróleo proveniente de ámbitos como las arenas bituminosas y los yacimientos árticos, las empresas no están en las mejores condiciones para abordar la caída en los precios y la necesidad de mejorar la calidad de sus carteras, sentencia.
     
    El analista subraya que la próxima ola de consolidación se puede parecer a la que tuvo lugar antes de la compra de BG. La española Repsol SA REPYY -0.92%  anunció en diciembre la compra de Talisman Energy Inc., TLM +0.78%  mientras que las empresas de servicios petroleros Halliburton Co. HAL -0.67%  y Baker Hugues anunciaron una fusión de US$34.600 millones.
     
    La reciente volatilidad en la cotización del crudo dificulta que compradores y vendedores acuerden un precio y la resultante cautela e incertidumbre puede aplazar las fusiones. La compra de BG por parte de Shell, que tuvo que pagar una prima de 50% respecto al precio de cierre de BG del martes, depende de que el precio del petróleo repunte y alcance US$90 el barril para 2018.
     
    “Hay muchas probabilidades de que Shell repase esta operación en dos o tres años y, si el precio es más alto, pueda parecer como una jugada estratégica maestra”, dice Matthew Beesley, director de renta variable global de Henderson Global Investors. “Pero el precio se tiene que recuperar”.
     
    —Helen Thomas y Selina Williams contribuyeron a este artículo.
     
    LONDRES—La oferta de Royal Dutch Shell RDSA -3.42%  PLC para comprar BG Group BRGYY +27.50%  PLC por casi US$70.000 millones puede ser el pistoletazo de salida para la avalancha de fusiones y adquisiciones de empresas energéticas que los analistas y los bancos han estado prediciendo desde que se inició el derrumbe de los precios del petróleo en junio.
     
    “Esto podría marcar el comienzo de una fiebre de fusiones y adquisiciones, muy parecida a la que tuvo lugar a fines de los años 90”, dijo Augustin Eden, analista de Accendo Markets, en un informe enviado a sus clientes.
     
    BG, cuya capitalización de mercado ronda los US$46.000 millones, es probablemente la presa más grande entre un grupo de empresas de hidrocarburos pequeñas y medianas que han sido víctimas de la caída de los precios del crudo, que han descendido cerca de 50% en los últimos nueve meses, señalan los analistas.
     
    El próximo gigante en salir de caza podría ser la estadounidense Exxon Mobil Corp. XOM -1.97%  , pero no está claro cuándo daría el zarpazo o cuál sería su blanco. La consultora Wood Mackenzie indicó que Exxon Mobil puede tratar de adquirir productores estadounidenses de energía de esquisto, empresas africanas de gas natural licuado o compañías de exploración. “La mayoría de las grandes empresas (…) evalúan adquisiciones oportunistas, pero pocas tienen los medios o el apetito para realizar acuerdos de esta escala”, manifestó un informe de la consultora. “No hay que esperar una oleada de consolidación como la de los años 90”.
     
    La compra de BG por parte de Shell, una operación que se cerraría en 2016, sería la mayor del sector energético desde la megafusión que creó Exxon Mobil en 1998, que fue parte de un puñado de transacciones que cambiaron la faz de la industria tras el colapso de los precios del petróleo a fines de los años 90. En esa época, BP BP +1.29%  PLC se fusionó con Amoco Corp. y ARCO, y Chevron Corp. CVX -1.73% hizo lo propio con Texaco.
     
    La transacción de US$70.000 millones anunciada el miércoles deja a Shell muy por delante de rivales como Exxon Mobil y Chevron en la carrera por ganar cuota de mercado en el negocio del gas natural licuado, una forma de gas natural enfriado que se puede transportar a cualquier parte del mundo. La adquisición se produce en un momento en que el gas natural licuado está dejando de ser un activo que se comercia a nivel regional para transformarse en una materia prima transada en forma global donde los grandes conglomerados con un amplio acceso al suministro y la distribución pueden obtener suculentas ventajas.
     
    Otro aspecto clave del acuerdo es que refuerza la presencia de Shell en la producción de petróleo en aguas profundas de Brasil. El grupo anglo-holandés pasa a ser el principal inversionista extranjero en la cuenca brasileña pre-sal en aguas profundas. Aunque tales proyectos prometen un crecimiento explosivo, son operados por Petrobras, PBR +0.29%  la petrolera estatal que está inmersa en un escándalo por presunta corrupción.
     
     
    A inicios de 2015, varias empresas energéticas estadounidenses parecían vulnerables ante el desplome de los precios del petróleo, un alto endeudamiento y los elevados costos de perforación y producción. No obstante, el banco de inversión Simmons & Co. International no cree que una ola de acuerdos se produzca de inmediato en América del Norte, donde los productores de esquisto tienen virtudes y defectos diferentes a sus pares del resto del mundo.
     
    Rex Tillerson, presidente ejecutivo de Exxon Mobil, ha indicado que su empresa está en busca de acuerdos. “No cabe duda. Hay algunas oportunidades frente a nosotros en estos momentos”, reconoció en marzo ante un grupo de analistas.
     
    ShellLa empresa, cuya última adquisición importante fue la de XTO Energy Inc. en 2010 por US$25.000 millones, ha acumulado cerca de US$300.000 millones en acciones a los precios actuales, las que podría usar para una fusión, tal y como lo hizo para comprar XTO.
     
    Las grandes petroleras privadas que cotizan en bolsa, como Exxon Mobil, Total SA, TOT -0.82%  Chevron y BP han acumulado una deuda sin precedentes con miras a una posible adquisición, resaltó el banco de inversión Morgan Stanley. MS +0.89%
     
    “La compra de BG Group por parte de Shell augura una carrera de las grandes petroleras privadas”, señala Pascal Menges, director del fondo Lombard Odier Global Energy. Después de dedicar sumas enormes en la producción de petróleo proveniente de ámbitos como las arenas bituminosas y los yacimientos árticos, las empresas no están en las mejores condiciones para abordar la caída en los precios y la necesidad de mejorar la calidad de sus carteras, sentencia.
     
    El analista subraya que la próxima ola de consolidación se puede parecer a la que tuvo lugar antes de la compra de BG. La española Repsol SA REPYY -0.92%  anunció en diciembre la compra de Talisman Energy Inc., TLM +0.78%  mientras que las empresas de servicios petroleros Halliburton Co. HAL -0.67%  y Baker Hugues anunciaron una fusión de US$34.600 millones.
     
    La reciente volatilidad en la cotización del crudo dificulta que compradores y vendedores acuerden un precio y la resultante cautela e incertidumbre puede aplazar las fusiones. La compra de BG por parte de Shell, que tuvo que pagar una prima de 50% respecto al precio de cierre de BG del martes, depende de que el precio del petróleo repunte y alcance US$90 el barril para 2018.
     
    “Hay muchas probabilidades de que Shell repase esta operación en dos o tres años y, si el precio es más alto, pueda parecer como una jugada estratégica maestra”, dice Matthew Beesley, director de renta variable global de Henderson Global Investors. “Pero el precio se tiene que recuperar”.
     
    —Helen Thomas y Selina Williams contribuyeron a este artículo.
     
    Por: Por Sarah Kent y Alison Sider
     
    Fuente: WSJournal.com
  • La petrolera Shell deja atrás las pérdidas y gana 3.034 millones de dólares

    Construcción de Plataforma - foto ShellConstrucción de Plataforma - foto ShellLa petrolera anglo-holandesa Royal Dutch Shell registró un beneficio atribuido de 3.034 millones de dólares (2.763,5 millones de euros) durante los primeros nueve meses del año.
     
    Con estos resultados, la compañía deja atrás los números rojos registrados en los nueve primeros meses de 2015 cuando obtuvo unas pérdidas netas por valor de 7.416 millones de dólares (6.754,9 millones de euros).
     
    Mediante un comunicado remitido hoy a la Bolsa de Valores de Londres, Shell también informó sobre su balance correspondiente al último trimestre del año, cuando su beneficio fue de 1.375 millones de dólares (1.252,4 millones de euros), un 119% más que el que registró durante ese mismo trimestre de 2015.
     
    La petrolera difundió su balance de cuentas en un entorno que sigue marcado por los bajos precios del crudo, lo que lastró su beneficio en el primer semestre, que se desplomó el 80% respecto al mismo periodo de 2015.
     
    "Shell ha obtenido mejores resultados durante este último trimestre, lo que refleja un rendimiento operativo y de costes sólido", afirmó hoy su consejero delegado, Ban Van Beurden, en el citado comunicado.
     
    El directivo agregó que "los bajos precios del petróleo continúan siendo un desafío significativo en el negocio" y, en este sentido, predijo una perspectiva de futuro "incierta".
     
    Van Beurdent también señaló que la integración de Shell y BG se encuentra ahora "esencialmente hecha y se ha completado antes de tiempo".
     
    Según este directivo, ese movimiento supone "un importante catalizador de los cambios duraderos y significativos" que está llevando a cabo la petrolera.
     
    Expansion.com
     
     
  • Las ganancias de Shell cayeron 50% en el cuarto trimestre

    10474LONDRES (EFE Dow Jones)-- Royal Dutch Shell PLC anunció el miércoles que su ganancia cayó un 50% en el cuarto trimestre en comparación con el trimestre equivalente de 2014, lo que ilustra hasta qué punto está causando estragos el desplome de los precios del petróleo en el sector energético.
     
    Shell dijo que espera que su ganancia del cuarto trimestre sin contabilizar algunos extraordinarios sea de entre US$1.600 millones y US$1.900 millones frente a US$3.300 millones en el periodo equivalente del año anterior. La utilidad de la petrolera en el conjunto del año habría bajado a entre US$10.400 millones y US$10.700 millones desde US$22.600 millones en 2014.
     
    La acción B de la compañía abrió el miércoles en Londres con una caída del 3,5% tras el anuncio del grupo.
     
    Shell es la primera de las grandes petroleras en desvelar información financiera del cuarto trimestre y el conjunto de 2015, ya que ha dado los resultados preliminares antes de que sus accionistas voten el 27 de enero su oferta por BG Group PLC.
     
    De aprobarse, la fusión daría a Shell una participación en yacimientos sumamente apreciados frente a las costas de Brasil y aumentaría su ya de por sí importante presencia en el creciente mercado del gas natural licuado, pero la fuerte caída de los precios del petróleo desde que se alcanzó el pacto ha provocado dudas sobre su costo entre algunos inversionistas y analistas.
     
    Esta semana, Patrick Pouyanné, presidente ejecutivo de la francesa Total SA, advirtió que su compañía probablemente sufriría un descenso del 20% de la ganancia ajustada en 2015 debido al desplome de los precios del petróleo, que el miércoles han llegado a perder el nivel de US$28 en la negociación asiática.
     
    Shell publicará sus resultados completos del cuarto trimestre y el conjunto de 2015 el 4 de febrero.
     
    or SARAH KENT
     
    WSJOURNAL.COM
     
  • Las ganancias de Shell cayeron cerca de 60% en el cuarto trimestre

    Man Refuelling A Transport Fuel TankerLONDRES (EFE Dow Jones)-- Royal Dutch Shell PLC anunció el jueves que su ganancia se redujo en el cuarto trimestre cerca de un 60% por el desplome de los precios del petróleo, que ha golpeado duramente a los resultados de la compañía.
     
    La petrolera anglo-holandesa obtuvo una ganancia ajustada a costos de reemplazo --una cifra similar a la ganancia de las petroleras estadounidenses-- de US$1.800 millones frente a US$4.200 millones en el cuarto trimestre del año previo. La utilidad anual del grupo cayó un 80% a US$3.800 millones desde US$19.000 millones en 2014.
     
    Estos resultados son los últimos de la compañía antes de cerrar la compra por unos US$50.000 millones de BG Group PLC el 15 de febrero.
     
    Por SARAH KENT
     
     
    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 Instan A Trump A No Abandonar La Cop21

    Firmas como Exxon, Chevron, Shell y BP se han manifestado a favor de que EU permanezca en el acuerdo del cambio climático, que el presidente estadounidense ha amenazado con abandonar.Firmas como Exxon, Chevron, Shell y BP se han manifestado a favor de que EU permanezca en el acuerdo del cambio climático, que el presidente estadounidense ha amenazado con abandonar.NUEVA YORK (CNNMoney) - El presidente estadounidense, Donald Trump, podría dar un golpe masivo esta semana al importante acuerdo climático de París.
     
    El presidente estadounidense se reunirá con asesores el martes para explorar si debería retirar a Estados Unidos del acuerdo internacional dirigido a detener el calentamiento global.
     
    Pero algunas fuerzas poderosas —con intereses importantes en juego— están instando a Trump a no abandonar el acuerdo de París de 2015, negociado entre más de 175 naciones.
     
    Sorprendentemente, son las grandes compañías petroleras quienes están apoyando vehementemente el acuerdo climático, uniéndose a otros en el gobierno que incluyen al secretario de Estado, Rex Tillerson, Ivanka Trump y su esposo Jared Kushner.
     
    Específicamente, ExxonMobil, Chevron, Royal Dutch Shell y BP están a favor de que Estados Unidos permanezca en el pacto de París COP21, que el ex presidente Barack Obama calificó como “el momento en que finalmente decidimos salvar nuestro planeta”.
     
    Un portavoz de BP dijo a CNNMoney que “dio la bienvenida al acuerdo de París cuando fue firmado, y seguimos apoyándolo”.
     
    “Creemos que es posible proporcionar la energía que el mundo necesita y también abordar el desafío climático”, dijo BP.
     
    Chevron dijo a CNNMoney que “apoya continuar con” el acuerdo de París porque “ofrece un primer paso hacia un marco de trabajo global”.
     
    Exxon, la mayor compañía petrolera de Estados Unidos, que Rex Tillerson solía liderar, envió una carta a la Casa Blanca el mes pasado en la que se alababa el acuerdo de París como un “marco de trabajo eficaz para abordar los riesgos del cambio climático”.
     
    Un portavoz de Shell confirmó que el gigante de la energía sigue “fuertemente a favor” del acuerdo de París.
     
    CAMBIO
     
    A primera vista, podría parecer sorprendente oír que las grandes petroleras no estén aprovechando el cambiante entorno político para hacer agujeros en un acuerdo que debilita a los combustibles fósiles, como el petróleo crudo.
     
    Después de todo, Trump mismo ha calificado el cambio climático como un “engaño” y ha criticado al COP21 calificándolo como un “mal negocio” para Estados Unidos (Trump dijo más tarde al New York Times que tiene una “mente abierta” sobre el acuerdo).
     
    Pero estas tradicionales compañías de energía tienen un interés financiero en el acuerdo de París. Esto se debe a que las medidas severas del COP21 sobre las emisiones de carbono favorecen al gas natural, que emite mucho menos contaminación que el carbón.
     
    Aunque Exxon, BP y Shell se identifican principalmente como compañías petroleras, en realidad son empresas energéticas diversificadas que dependen en gran medida del gas natural para ganar dinero.
     
    Por ejemplo, el 42% de la producción diaria total de Exxon en el último trimestre fue en gas natural, según FactSet. BP y Shell también dependen del gas natural en una gran parte de su producción.
     
    “Estas empresas ven el gas natural como un área clave de crecimiento para ellos. Simplemente tiene sentido para ellos que esté en la mesa”, dijo Brian Youngberg, analista senior de energía en Edward Jones.
     
    La producción de gas natural se ha disparado en la última década, gracias a la abundancia de gas de esquisto en América del Norte.
     
    Y ahora existe el beneficio adicional de que los gobiernos están tomando medidas severas contra las emisiones de carbono.
     
    La declaración de BP mencionó su compromiso de “reducir las emisiones en el sector de la energía mediante la producción y comercialización de gas natural”.
     
    Y Shell necesita proteger la enorme inversión, de 50,000 millones de dólares, que hizo el año pasado para adquirir a BG Group, un importante productor de gas natural.
     
    Shell presentó un informe en febrero que predice que la demanda de gas natural licuado —el gas natural convertido en líquido para enviarlo donde se necesita— saltará entre 4% y 5% cada año hasta el 2030.
     
    El informe destacó que a los gobiernos les gusta que el gas natural produce la mitad de las emisiones de gases de invernadero que el carbón cuando se quema para producir electricidad.
     
    “Se verá un crecimiento extremo en gas natural licuado”, dijo Youngberg.
     
    El gas natural barato —y no las duras regulaciones ambientales— ha sido la principal causa de la desaparición del carbón. Sin embargo, el mes pasado Trump trató de dar un impulso a la decadente industria del carbón al comenzar a deshacer el Plan de Energía Limpia de Obama, cuyo objetivo era reducir las emisiones de carbono de las empresas eléctricas, una de las mayores fuentes de gases de efecto invernadero.
     
    Cheniere Energy, una compañía de gas natural, envió el lunes una carta a la Casa Blanca describiendo el acuerdo de París en términos que se ajustarían al eslogan “Estados Unidos Primero”, promovido por el presidente Trump.
     
    EXPANSION.MX
     
  • 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

     

  • Las tijeras de las petroleras llegan a la exploración

    Exxonmobil Si LONDRES—En un síntoma de cómo la caída de los precios del crudo reconfigura las prioridades del sector energético, algunas de las mayores petroleras del mundo están agotando sus reservas con mayor celeridad que con la que las están reemplazando.
     
    Las siete mayores petroleras occidentales que cotizan en bolsa, un grupo que incluye a Exxon Mobil Corp. y Royal Dutch Shell PLC, sustituyeron en promedio sólo 75% del petróleo y gas natural que extrajeron, reveló un análisis de The Wall Street Journal a partir de información provista por las compañías. Se trata de la mayor caída combinada del inventario que las empresas han divulgado en al menos una década.
     
    Exxon no reemplazó el total de la producción por nuevas reservas en 2015 por primera vez en más de dos décadas, informó la empresa. En cambio, sustituyó apenas 67% de su producción el año pasado.
     
    Hasta hace poco, una disminución de las reservas habría sonado las alarmas de inversionistas y ejecutivos sobre el futuro de una empresa energética.
     
    Ahora, en cambio, con los precios del crudo por los suelos, reponer los inventarios “se vuelve menos importante”, dice Luca Bertelli, director de exploración de Eni SpA. La petrolera italiana ha reducido su inversión en proyectos de alto riesgo y altas recompensas para maximizar la producción de los yacimientos que ya están produciendo, señala.
     
    El giro muestra que los productores responden a la caída de los precios reduciendo los nuevos proyectos de exploración y priorizando la maximización de las ganancias. El riesgo es que una menor inversión en proyectos ahora, cuando los precios son bajos, podría desembocar en una escasez una vez que los precios repunten.
     
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    Históricamente, las empresas de energía han gastado grandes sumas para hallar recursos para el futuro, nuevos yacimientos que reemplazan los barriles que se extraen todos los días. Cuando deciden que es posible extraer el petróleo y el gas de forma económica, contabilizan tales recursos como reservas comprobadas, es decir, inventarios que se pueden explotar en forma rentable más adelante.
     
    El actual exceso de suministro ha obligado a las empresas a reducir el gasto donde puedan. Han recortado sus inversiones en perforación exploratoria y gastos en nuevos proyectos. El año pasado, las petroleras aprobaron sólo seis nuevas iniciativas, según el banco de inversión Morgan Stanley.
    La situación no podría ser más diferente a la que imperó durante la última década, cuando los altos precios de la energía hicieron que las empresas emprendieran proyectos de exploración en todos los rincones del mundo. Las petroleras gastaron miles de millones de dólares en los llamados megaproyectos, en parte con el objetivo de mantener sus inventarios rebosantes durante décadas. Tales inversiones contribuyeron a generar el actual exceso de oferta en el mercado.
     
    Debido a las normas contables, hay otro factor que reduce las “reservas comprobadas” que las empresas contabilizan e informan a sus inversionistas: los bajos precios del petróleo. La Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos (SEC, por sus siglas en inglés) define las reservas comprobadas como el volumen de crudo y gas natural que una empresa puede esperar extraer con una ganancia.
     
    Algunas de las reservas que las firmas añadieron son demasiado caras para bombear a los precios actuales. Eso ha obligado a algunas a eliminar barriles de sus libros y, en algunos casos, a reducir el valor contable de esos activos.
     
    Shell pasó a pérdida miles de millones de dólares del valor de sus activos el año pasado y los bajos precios fueron uno de los factores que tuvo en cuenta para cancelar un proyecto en las arenas bituminosas de Canadá. La empresa no reemplazó el petróleo que extrajo en 2015 y sus reservas totales disminuyeron 20%.
     
    A pesar del descenso de las reservas, las grandes petroleras no corren el riesgo de quedarse sin crudo. Exxon, por ejemplo, tiene reservas suficientes para seguir operando durante 16 años a los actuales niveles de producción. Aparte de sus considerables reservas comprobadas, las firmas tienen acceso a otros recursos que podrían explotar si los precios suben.
     
    Rex Tillerson, presidente ejecutivo de Exxon, dijo ante analistas este mes que el hecho de que la empresa no sustituyera el petróleo y el gas que produjo en 2015 refleja su énfasis en “utilizar el capital de manera eficiente para crear valor de largo plazo para los accionistas, aunque signifique interrumpir una tendencia de 21 años”.
     
    Las reglas de la SEC exigen que las energéticas reporten sus reservas comprobadas basadas en el precio promedio de cada año. De un año a otro, las reservas pueden ser volátiles debido a las fluctuaciones de precios. La drástica caída del año pasado obligó a algunas compañías a reducir sus reservas comprobadas, aunque el abaratamiento de los costos ayudó a compensar parte de esas reducciones. Las reservas de algunas empresas también se beneficiaron de contratos que les otorgan una mayor parte de la producción cuando las cotizaciones son bajas.
     
    Entre las mayores petroleras, solamente la estadounidense Chevron Corp., la francesa Total SA y Eni agregaron más barriles de los que extrajeron el año pasado. La británica BP PLC reemplazó 61% de su producción en 2015, una cifra que excluye el impacto de las ventas y adquisiciones, mientras que la noruega Statoil ASA sustituyó 55%. Si bien las reservas de Shell cayeron, el gigante anglo-holandés acaba de completar la compra de BG Group PLC por unos US$50.000 millones, lo que elevaría sus reservas en cerca de 25% frente a los niveles de fines de 2014.
     
    Las reservas de las empresas enfrentan otras amenazas aparte de los bajos precios. Algunos inversionistas han expresado su preocupación de que las leyes dirigidas a reducir el calentamiento global, como un impuesto a las emisiones de carbono, puedan acelerar la transición hacia energía más limpia y encarezcan el consumo de combustibles fósiles. Eso imposibilitaría la explotación rentable de algunas reservas. Las petroleras sostienen que el mundo necesitará durante décadas grandes volúmenes de petróleo y gas.
     
    En una señal de su énfasis en la rentabilidad en desmedro del hallazgo de petróleo, algunos inversionistas han acogido con beneplácito los recortes de gastos pese al descenso de las reservas. “Cuando se está quemando la casa, uno no se preocupa de si debe pintar el exterior”, dice Christopher Wheaton, gestor de fondos de Allianz Global Investors, que tiene acciones de varias grandes petroleras, como Shell, Total y BP. “Ahora lo que cuenta es la gestión de crisis”.
     
    Es un panorama muy distinto del que imperaba a inicios de la década de 2000, cuando las empresas respondieron a la presión de los inversionistas con grandes inversiones en perforación y, en algunos casos, exagerando sus reservas. Shell reconoció en 2004 que sobreestimó sus reservas en más de 20% en sus libros contables. La acción cayó, altos ejecutivos dejaron la compañía y Shell pagó multas onerosas. La empresa no quiso referirse al tema.
     
    Después del escándalo de Shell, las empresas trataron de hallar más crudo e invirtieron miles de millones de dólares en proyectos para aumentar la producción, lo que condujo al actual exceso de suministro y llevó a Shell a cambiar de estrategia. La petrolera dejó de usar el crecimiento de la producción de petróleo y gas como un indicador para asignar bonificaciones en 2014 y enfatizó, en su lugar, el retorno sobre el capital.
     
    Por SARAH KENT
     
    WSJournal.com
     
     
  • Lo que Shell ha dicho sobre el futuro energético

    Shell SearchEl año pasado, Ben van Beurden, nuevo CEO de la gigante petrolera holandesa-británica Royal Dutch Shell, opinó sobre lo que sería necesario para hacer frente al problema mundial de las emisiones de carbono. “Creo que el verdadero reto no es tanto cómo aceleramos las energías renovables, sino más bien cómo podemos descarbonizar el sistema que tenemos”, dijo. “¿Cómo sacamos el carbono y lo sustituimos por el gas?”.
     
    Shell dio el miércoles 8 de abril un paso importante en esa dirección al anunciar la adquisición de la británica BG Group, descendiente corporativa de British Gas y líder en ventas globales de gas natural licuado o GNL, un mercado que se espera que crezca considerablemente en los próximos 10 años.
     
    El acuerdo, valorado en 70,000 millones de dólares, representa la mayor compra de una compañía de exploración y producción en la historia, expuso la firma de asesoría en inversión Raymond James, en una nota a inversionistas. “Esta adquisición sienta un precedente histórico, ya que superará el récord de la transacción de Exxon cuando en el 2009 compró XTO Energy por 41,000 millones de dólares”, explicó.
     
    Shell ya es, por mucho, líder mundial en el mercado del gas natural. Con la compra de BG se convierte en el quinto jugador energético del planeta. “Ya son el número uno, y esto les hará dos veces más grandes que su competidor más cercano, ExxonMobil,” dice Brian Youngberg, analista de energía de Edward Jones.
     
    Es una buena posición para estar a modo ante las preocupaciones por el clima y la contaminación que están impulsando un cambio del carbón al gas natural en naciones tan diversas como EU y China.
     
    La energía renovable no contribuye con algún tipo de emisiones de dióxido de carbono, y la quema de carbono produce la mayor cantidad entre los combustibles fósiles. Pero enclavado en medio está el gas natural que, cuando se quema, produce alrededor de la mitad de los gases de efecto invernadero que se arrojan con el carbón. Es por eso que a menudo ha sido promocionado como un “combustible puente”, hacia un futuro bajo en carbono.
     
    GAS Y CRUDO PROFUNDO
     
    GNL, o gas natural licuado, es un método para convertir gas natural o metano a forma líquida, que facilita su transportación en cisternas, en lugar de usar gasoductos en tierra, permitiendo una distribución global mucho más amplia de hidrocarburos que pueden llegar más lejos de donde son producidos.
     
    En una presentación conjunta sobre el acuerdo, un vocero de Shell indicó que la adquisición de BG busca mejorar su posición global no sólo en el mercado del gas natural licuado, también en otra área clave de crecimiento para la compañía: petróleo de aguas profundas. El CEO de Shell, van Beurden, al explicar la fusión, dijo que esto hará a Shell un jugador importante de inmediato en el mercado brasileño de aguas profundas, gracias a los activos que BG tiene allá.
     
    BG ha tenido éxito en los últimos años en sustituir reservas de petróleo y gas, una medida clave en la industria, donde Shell se ha posicionado en los últimos tiempos.
     
    EL HAMBRE DEL DRAGÓN
     
    La parte más importante de la historia es cómo esto proyecta a Shell para vender grandes volúmenes de GNL a China, un país que carece de reservas de gas natural lo suficientemente grandes como para satisfacer sus necesidades de energía de rápido crecimiento.
     
    “Al final del día para los chinos es más barato importarlo”, afirmó Youngberg, analista de la firma Edward Jones, quien observa cómo China mueve sus intereses de gas natural. “Durante los últimos años la contaminación se está convirtiendo en un problema, por lo que están atrayendo una gran cantidad de gas nuclear y natural para alimentar sus plantas de energía”.
     
    China considera el compromiso de que su punto máximo de emisiones de gases de efecto invernadero debe ocurrir a más tardar en el 2030. Al importar más gas natural también adquiere viabilidad para cumplir.
     
    Ahí es donde entra en juego BG Group. En su informe anual del 2014 la empresa indicó que dos tercios de sus ventas de GNL se encontraban en la región de Asia-Pacífico. La compañía también proyecta un crecimiento espectacular de la demanda de importaciones de GNL en India y China en el 2025.
     
    La compañía llama a China “el mercado de más rápido crecimiento de gas natural licuado en el mundo”, y dice que en el 2017 espera convertirse en su principal proveedor de GNL.
     
    “En Asia, el carbón sigue siendo el combustible dominante para la generación de electricidad”, refiere el sitio web de BG. “Las poblaciones urbanas, como cada vez más prósperas, demandan un aire más limpio. Estamos viendo un cambio a gas en las regiones más ricas”.
     
    A través de este acuerdo, Shell, que se aplica un impuesto interno por emisiones de carbono en toda la compañía, se ha posicionado para jugar un papel clave en ayudar a vender el gas que, a su vez, ayudará a China a que prosiga sus objetivos climáticos y de reducción de contaminación, al depender menos de plantas que consumen carbón.
     
    La creación de un gigante de GNL aún más grande es también muy importante en el contexto geopolítico actual. En este momento Europa se encuentra justo al lado de Rusia, el productor más rico de gas natural, que por su conflicto en Ucrania, por donde atraviesan sus gasoductos hacia el oeste, ha tenido que cuidar su dependencia del tránsito de su energía por una zona de conflicto. En cambio, el nuevo Shell será capaz de vender gas en toda Europa traído desde lejos. “Europa está tratando de reducir su dependencia de Rusia”, concluye Youngberg
     
    Fuente: ElEconomista.com.mx
  • Los gigantes petroleros se vuelven lentamente ecologistas

    “No es una tendencia simplemente coyuntural” relacionada con la debilidad del precio del crudo, asegura Francis Perrin, presidente de Estrategias y políticas energéticas. “Es algo más profundo: es la adaptación de algunos grandes actores del sector petrolero a cambios energéticos y económicos dramáticos”.

     
    Renvovables OnlineLa francesa Total se presenta como un buen alumno en la materia. Mediante su filial Sunpower fabrica paneles fotovoltaicos, y en Estados Unidos está entrando en el sector de la energía eólica.
     
    La italiana ENI invertirá 1.000 millones de euros a lo largo de tres años en proyectos de investigación y desarrollo, mientras que Shell, BP y Statoil apuestan más bien por la energía eólica.
     
    El estadounidense ExxonMobil es la oveja negra del grupo, mientras que su compatriota Chevron se aleja ahora de la energía geotérmica y apuesta por los biocarburantes.
     
    “Beneficios”
    “La prioridad para las compañías petroleras es la creación de valor”, ante la escasa rentabilidad del oro negro. Para ello, se están desendeudando, cediendo activos no estratégicos, y buscando la diversificación, explica Jérôme Sabathier, jefe del departamento de economía de IFP Energies nouvelles.
     
    Remarca que estas tendencias arrancaron “antes de la caída de los precios en el verano de 2014 y continuarán si los precios se recuperan”.
     
    A su juicio, las grandes petroleras quieren subirse al carro de esos desarrollos energéticos para prepararse para el futuro, en lugar de dejarlo pasar.
     
    “Si no lo hacemos hoy, quizá lo lamentaremos mañana”, admitió recientemente el presidente de Total, Patrick Pouyanné, cuyo grupo destina cada año 500 millones de dólares a las energía renovables.
     
    Los accionistas, entre los cuales los grandes fondos de inversión, vigilan también de cerca los movimientos en el sector, ante los riesgos financieros potenciales del Acuerdo de París, que exige al mundo limitar el calentamiento global a un máximo de 2º C.
     
    En el fondo, los intereses ecológicos y económicos convergen: “algunos mecanismos de financiación y subvenciones en torno a esas energías renovables consiguen atraer a las compañías” destaca Jérôme Sabathier, de IFPEN.
     
    “Lo que es durable son los beneficios. Una empresa durable no se desarrollará simplemente por ser ecologista. Crecerá si es rentable” destacó el presidente de  Total durante un debate energético.
     
    Si esas decisiones estratégicas contribuyen a mejorar la imagen, mejor, resume Francis Perrin.
     
    Gas y electricidad
    Las petroleras no renunciarán, sin embargo, a su mayor fuente de ingresos: los hidrocarburos fósiles aún tienen mucho futuro por delante, en particular en el sector transportes.
     
    Los montos dedicados a la inversión alternativa “son muy pequeños (menos del 3 %)” explica un estudio del gabinete de estudios Sia Partners.
     
    Según la Agencia internacional de la energía (AIE), el consumo petrolero y de gas aumentará hasta 2040.
     
    El gas aumentará su porcentaje en la matriz energética, entre otras cosas porque puede sustituir al contaminador carbón.
     
    Diez empresas del sector energético, reunidas en el seno de la OGCI (Oil and Gas Climate Initiative), aseguraron su compromiso recientemente con el sector de tecnologías de baja emisión de gases con efecto invernadero.
     
    AFP / Martine Pauwels
     
     
     
  • Los países en los que es más barato y más caro producir petróleo

    Una pregunta recorre los pasillos de la industria petrolera mundial. Luego del colapso de los precios internacionales de crudo, ¿resulta todavía rentable extraerlo?
     
    Shell PerforarUn interrogante de vida o muerte para la salud económica de muchas naciones productoras.
     
    Y la respuesta va a depender bastante del sitio donde se extrae el petróleo, así como del medio que se utilice para hacerlo.
    Lo que lleva a que en algunos países el sueño de convertirse en potencia petrolera se haya esfumado con el crudo a US$30 por barril.
     
    Mientras, en otras naciones con costos de producción muy bajos, todavía resulta negocio ir tras el que se conoce como el "oro negro".
     
    Los megaproyectos que se esfumaron por la crisis petrolera
     
    En las profundidades del océano
     
    Tal vez los más golpeados entre los principales productores son los que deben sacar el crudo de grandes profundidades submarinas, por los elevados costos que esto representa.
     
    Países como Reino Unido, que lo obtiene de plataformas en el Mar del Norte, están en este grupo.
    Brasil también está entre los países de altos costos, por cuenta de los yacimientos submarinos de Presal.
     
    Alan Gelder, de la firma consultora Wood Mackenzie asegura que muchos operadores del Mar del Norte están "empezando a sentir verdaderamente el dolor" a los precios actuales, según reportó este martes Matthew West, reportero de asuntos económicos de la BBC.
     
    El frenazo mundial en las inversiones petroleras
     
    US$380.000 millones Valor de los proyectos aplazados
    27.000 millones Barriles en reservas de crudo que se quedan sin desarrollar
    2,9 millones Barriles diarios de producción aplazada
     
    Sostiene que las firmas pueden sobrevivir a duras penas, ya que muchos operadores del Mar del Norte ya han cortado costos. Pero Gelder advierte que "no va a haber dinero para nuevas inversiones".
     
    Y es que, según datos de la consultora noruega Rsytad, citada por CNN en octubre pasado, el costo de producción de algunos campos británicos en el Mar del Norte puede llegar a US$52 por barril.
     
    Le sigue de cerca con Brasil con un promedio de US$48 por barril.
     
    Aunque, en cualquier caso, muchos de estos proyectos brasileños ya habían enfrentado aplazamientos y cancelaciones por cuenta de factores técnicos y políticos, como le comentó a BBC Mundo Horacio Cuenca, director de investigación de Wood Mackenzie para el Cono Sur.
    Cuál será el poder energético de Irán sin sanciones
     
    ¿El fracking sobrevivirá?
     
    Se ha dicho que países como Estados Unidos, que han obtenido importantes aumentos en su producción gracias al uso de nuevas tecnologías como el fracking (la extracción mediante fracturación hidráulica), también enfrentan dificultades serias para mantener el nivel de actividad a los actuales precios.
     
    El crudo ha caído vertiginosamente en los últimos meses.
    Gelder cree que muchos operadores de fracking en EE.UU. no pueden continuar produciendo a precios menores de US$30, según reporta Matthew West de la BBC.
    Sin embargo, Paul Stevens, profesor emérito en la Universidad de Dundee, en Escocia, asegura que el precio del crudo podría caer a US$20 o US$25 y algunos podrian seguir operando.
     
    Stevens estima que el costo de operación de los productores estadounidenses de esquisto es de cerca de US$40, pero seguirán con sus extracciones a pérdida hasta que caiga a US$25, informa West.
     
    Se especula bastante sobre el impacto que puede tener la caída de los precios en la producción de Venezuela, el país con las mayores reservas del mundo. Muchas de ellas son crudos pesados, con requerimientos técnicos especiales para su explotación.
     
    El estudio de Rystad sugería en noviembre pasado que el precio promedio de producción en Venezuela era de US$23,50, lo que le da todavía un margen de ganancia, incluso en las actuales circunstancias.
     
    Las dudas
     
    En cambio, el costo de producción de Colombia podía llegar a US$35,50 por barril, según el mismo estudio, lo que haría ineficiente seguir produciendo en algunos yacimientos colombianos.
     
    Las autoridades colombianas, empezando por el gerente de la estatal Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, aseguran que mediante un recorte de costos han conseguido que siga siendo rentable.
     
    "Podemos funcionar con petróleo entre US$20 y US$30, le dijo el pasado 4 de enero a medios colombianos.
    Refinería petroleraImage copyrightAP
     
    Las naciones de Medio Oriente generalmente tienen costos de producción bajos.
    La estatal mexicana Pemex también asegura poder rebajar sustancialmente los costos en la actual coyuntura.
     
    El martes aseguró que sus costos estaban entre los más bajos del mundo y podían estar alrededor de US$10 por barril.
    Las naciones de la península arábiga siguen teniendo una ventaja grande en cuanto a la producción de petróleo con métodos tradicionales y baratos.
     
    Kuwait lo puede producir a US$8.50 el barril, mientras que Arabia Saudita lo hace a US$9.90, según datos de Rystad Energy.
     
    BBCMundo.com
     
  • Los precios del crudo siguen en caída, pero nadie recorta su producción

    Plataforma de ShellPlataforma de ShellEl 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.
     
    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”.
     
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    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.
     
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Los proyectos fantásticos de las grandes petroleras, víctimas del precio del crudo

    Las mayores firmas energéticas del mundo están dejando de lado las grandes ideas que hace apenas un par de años promocionaban como el futuro de la industria.
     
    Foto de ShellFoto de ShellDesde Australia a Estados Unidos, las víctimas de esta situación incluyen proyectos de perforación a grandes profundidades, embarcaciones enormes que sirven como fábricas flotantes de gas natural licuado (GNL) y tecnologías capaces de reducir las emisiones provenientes de la quema de combustibles fósiles. Royal Dutch Shell PLC, Chevron Corp. y la australiana Woodside Petroleum PLC figuran entre las compañías importantes que cancelaron o aplazaron ambiciosas iniciativas.
     
    Shell envió un claro mensaje el miércoles, tras anunciar una caída interanual de 83% en sus ganancias del primer trimestre. El conglomerado anglo-holandés divulgó una nueva reducción de 10% en sus gastos de capital este año para dejarlos en US$30.000 millones. “Para ser brutalmente franco, cualquier inversión en instalaciones que deban construirse desde cero, ya sea gas natural licuado flotante, aguas profundas u otras alternativas, está siendo rigurosamente evaluada en cuanto a sus niveles de costos y retornos debido al momento que atraviesa el sector”, afirmó Simon Henry, director financiero de Shell, durante una conferencia telefónica.
     
    Desde que los precios del crudo empezaron a derrumbarse hace casi dos años, las petroleras han postergado o cancelado proyectos por cerca de US$270.000 millones, según la consultora noruega Rystad Energy. La mayor parte de esos recortes ha recaído sobre iniciativas de alta tecnología que en su momento fueron consideradas cruciales para contar con un suministro global sustentable de energía.
     
    El cambio supone un vuelco radical respecto de la situación que imperaba hace una década, cuando el incremento de la demanda de petróleo y una disminución de los recursos dispararon los precios del crudo y las energéticas emprendieron proyectos de vanguardia sin importar su costo.
     
    Según los cálculos de la firma de información y analítica IHS Inc., las compañías de hidrocarburos redujeron en 15% sus gastos en investigación y desarrollo en 2015, cuando la cotización del petróleo promedió US$50 el barril, respecto de 2014, cuando el promedio de precios rondó US$100 el barril.
     
    “Observamos un repliegue de los clientes en los proyectos verdaderamente complejos”, dice Kishore Sundararajan, director de tecnología de GE Oil & Gas, división de servicios energéticos de General Electric Co.
     
    Los esfuerzos para reproducir el auge de la energía de esquisto de EE.UU. en otros países también se han resentido. Los volúmenes generados por la fracturación hidráulica son los principales responsables de la caída del crudo, pero la exportación de esta técnica se ha topado con obstáculos políticos, geológicos y técnicos, agravados por el derrumbe de los precios.
     
    Ahora, el foco está puesto en tecnologías capaces de reducir costos y mejorar la eficiencia en momentos en que las mayores energéticas siguen recortando costos y despidiendo miles de trabajadores.
     
    ConocoPhillips reveló la semana pasada nuevos recortes de gastos por US$700 millones para este año, la mitad de los cuales resultarán de la decisión de no hacer exploraciones en aguas profundas en el Golfo de México. A su vez, Exxon Mobil Corp. anunció en marzo una reducción de 25% en sus gastos de capital en 2016 y prometió ser “muy selectiva” en sus inversiones. La británica BP PLC dejó entrever el mes pasado la posibilidad de hacer nuevos recortes de gastos si el mercado no se recupera el próximo año.
     
    Los precios del crudo han ascendido a sus niveles más altos del año. Los contratos Brent, la referencia global, llegaron a US$48,50 el barril a fines de abril.
     
    De todos modos, las empresas mantienen la cautela sobre retomar iniciativas complejas y caras. “No estaríamos dispuestos a realizar un aumento significativo (aunque) los precios del petróleo regresaran a US$60 el barril”, señaló Brian Gilvary, director financiero de BP, a un grupo de analistas en abril. “Evaluamos detenidamente lo que podemos hacer en los márgenes de nuestro actual portafolio”.
     
    Unas de las grandes víctimas del desplome de los precios han sido las plantas flotantes de GNL, buques inmensos que esencialmente son fábricas marinas construidas para explotar yacimientos de gas en lugares remotos. Durante mucho tiempo, el gas natural fue transportado exclusivamente por gasoducto; las plantas de GNL lo transforman en líquido, que puede ser transportado por barco.
     
    Woodside Petroleum archivó el mes pasado sus planes para tener una operación de GNL flotante en su yacimiento de Browse, frente al litoral occidental de Australia. Según las estimaciones de los analistas, habría costado US$40.000 millones. La empresa indicó que sigue siendo partidaria de las plantas flotantes de GNL, pero que las actuales condiciones del mercado no son conducentes a este tipo de iniciativas.
     
    El trabajo en las plantas gasíferas flotantes se ha estado desarrollando desde inicios de los años 90, pero todavía no hay ninguna en operación. La caída de los precios y un inminente exceso de suministro de gas natural están haciendo archivar paulatinamente los planes para nuevos proyectos.
     
    “No es el momento de los proyectos de capital grandes y pesados, por lo que invertir grandes sumas ahora no es probablemente la decisión más inteligente”, afirmó en abril Peter Coleman, presidente ejecutivo de Woodside.
     
    Los costosos esfuerzos para reducir el daño al medio ambiente mediante la captura y almacenamiento de carbono también son susceptibles al desplome de los precios. Los proyectos, conocido como CCS por sus siglas en inglés, atrapan el dióxido de carbono liberado por procesos industriales y lo guardan bajo tierra. Esta clase de iniciativas son consideradas fundamentales por muchos analistas para impedir un cambio climático catastrófico y muchas empresas son defensoras de la tecnología.
     
    Shell y Chevron encabezan ambiciosos proyectos en Canadá y frente a la costa de Australia, respectivamente. No obstante, otros proyectos han demorado en despegar. CCS es un proceso caro que a menudo depende de subsidios estatales. Shell canceló el año pasado una planta propuesta en el Reino Unido luego de que el gobierno retiró 1.000 millones de libras esterlinas en financiamiento. El bajo precio del petróleo ejerce una presión adicional sobre cualquier proyecto nuevo.
     
    “Esta clase de iniciativas todavía están en pañales y son caras”, dijo el mes pasado John Watson, presidente ejecutivo de Chevron.
     
    En las aguas profundas del Golfo de México, las petroleras examinan nuevas oportunidades con recelo. Chevron realizó una rebaja contable de US$500 millones en 2015 tras cancelar el proyecto de Bucksin-Moccasin en la región. BP no ha tomado una decisión final sobre si seguirá adelante o no con la segunda etapa de una iniciativa que explota reservas de petróleo y gas a 400 metros de profundidad.
     
    No todos los grandes proyectos están siendo postergados, pero los que se están llevando a cabo han sufrido reducciones de costos. BP, por ejemplo, prevé continuar su proyecto Mad Dog en el Golfo de México, pero cree que puede lograr mayores ahorros. La empresa ha recortado 50% del costo de los primeros planes, que incluían un diseño a medida y rondaban los US$20.000 millones.
     
    Shell optó por seguir con la iniciativa Appomattox con la meta de extraer 175.000 barriles diarios de petróleo equivalente a 670 metros de profundidad en el Golfo de México después de reducir los costos en 20%. Fue uno de un puñado de proyectos aprobados el año pasado.
     
    Prelude, el gigantesco carguero flotante de GNL de la empresa, sigue en construcción y se espera que entre en operación en 2018.
     
    Por Sarah Kent y Robb M. Stewart
     
    WSJournal.com
     
     
  • Más crudo para Ecopetrol en el Golfo de México

    GolfoLas compañía angloholandesa Shell, socia de Ecopetrol y de la estadounidense Nexen en el bloque Mississippi Canyon 525, en el Golfo de México, anunció este martes un importante descubrimiento petrolero luego de perforar el pozo Rydberg, ubicado 120 kilómetros mar adentro en aguas profundas.
     
    Aunque está completando la evaluación de los resultados, la firma Shell Exploration, operadora del campo, estima que la base inicial de recursos de este reservorio sea de aproximadamente 100 millones de barriles de petróleo equivalente (crudo y gas), lo que lo convierte en su tercer descubrimiento más importante en las aguas profundas del Golfo de México y el primero del consorcio que tiene con Ecopetrol y Nexen.
     
    De acuerdo con la participación actual de cada compañía en el bloque, Shell tiene una cuota del 57,2 por ciento, Ecopetrol America Inc, filial de Ecopetrol, tiene una participación del 28,5 por ciento, y Nexen (firma controlada por la compañía china CNOOC), el 14,3 por ciento.
     
    Es decir, que los recursos inicialmente estimados que le corresponderían a Ecopetrol superarían los 28 millones de barriles, una cifra comparable con las reservas probadas iniciales al momento de declarar la comercialidad del campo Akacías el año pasado, en el bloque CPO-09, las cuales fueron estimadas en 35 millones de barriles.
     
    El pozo Rydberg está ubicado 120 kilómetros mar adentro en el bloque, y fue perforado a una profundidad total de 26.371 pies (un poco más de 8 kilómetros del fondo del mar), encontrando 122 metros de arena neta petrolífera.
     
    Junto con los descubrimientos de Appomattox y Vicksburg, los hallazgos de la compañía en el área Norphlet (en la que se ubica el bloque Mississippi Canyon 525) llegan a más de 700 millones de barriles de petróleo equivalente desde que la firma hace presencia en esta amplia región de exploración y producción de hidrocarburos.
     
    “El descubrimiento de Rydberg se basa en nuestra posición de liderazgo en el golfo oriental de México, y su proximidad a nuestros otros descubrimientos en la zona lo hace particularmente emocionante”, indicó Marvin Odum, director de Exploración de Shell para las Américas, quien agregó que los hallazgos representan el surgimiento de otro centro de actividades en aguas profundas para Shell, lo que debe generar valor para los accionistas.
     
    Aunque Ecopetrol no se ha pronunciado oficialmente sobre el hallazgo, se conoció que dentro de la compañía hay una gran satisfacción por este logro obtenido como parte de la diversificación de su portafolio de exploración.
     
    Hay un bloque produciendo en el área
    Actualmente Ecopetrol, en la costa del Golfo de México, en Estados Unidos, tiene en producción el bloque K2, operado por Anadarko, el cual le aporta 1.800 barriles por día al tener una cuota del 9,2 por ciento en el área.
     
    En esta zona también se han hecho los descubrimientos Parmer, Dalmatian Sur y ‘Logan’, todos en delimitación para explotación comercial.
     
    En el 2008, Ecopetrol adquirió el 31,5 por ciento que tenía la inglesa BP en el descubrimiento Gunflint, y se estima que su producción entrará en el 2016.
     
    ECONOMÍA Y NEGOCIOS - ElTiempo.com
  • Petróleo cae más de 2%: surgen más dudas sobre acuerdo para congelar producción

    Los operadores se centraron en la probabilidad de que los inventarios hayan alcanzado máximos récord por octava semana seguida.: Foto de ShellLos operadores se centraron en la probabilidad de que los inventarios hayan alcanzado máximos récord por octava semana seguida.: Foto de ShellLos precios del petróleo cayeron más de un 2 por ciento el lunes y el referencial Brent tocó mínimos de un mes, en momentos en que los inversores dudan que los productores de crudo acuerden congelar el bombeo para hacer frente a un superávit global en la oferta
    Los precios del crudo en Estados Unidos se recuperaron brevemente después de que una falla eléctrica en un importante oleoducto generó preocupaciones sobre las entregas hacia el principal punto de distribución de petróleo en dicho país. 
     
    En vez de eso, los operadores se centraron en la probabilidad de que los inventarios hayan alcanzado máximos récord por octava semana seguida. 
     
    Los precios del crudo todavía acumulan un alza de alrededor del 40 por ciento desde mínimos de casi 12 años vistos a mediados de febrero, aunque el repunte ha perdido fuerza ante el creciente escepticismo sobre un propuesto congelamiento del bombeo por parte de los principales productores. 
     
    El petróleo Brent bajó 98 centavos, o un 2,53 por ciento, a 37,69 dólares por barril. Acumula una pérdida de 11 por ciento desde un máximo del año de 42,54 dólares alcanzado el 18 de marzo.
     
    El petróleo en Estados Unidos cedió 1,09 dólares, o un 2,96 por ciento, a 35,70 dólares, tras repuntar brevemente ante las noticias de los problemas en el oleoducto Keystone. 
    Los precios del contrato WTI han caído un 15 por ciento desde un máximo de 41,90 dólares del 22 de marzo. 
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo y otros importantes productores se reunirán en dos semanas en Doha, Qatar, para discutir un plan para congelar la producción. 
     
    Pero las perspectivas de un acuerdo parecían disiparse, en momentos en que Arabia Saudita se niega a congelar la producción sin la participación de Irán, y Rusia reporta los niveles de producción más altos en 30 años.
     
    Datos del Gobierno de Estados Unidos mostraron el viernes que en la semana al 29 de marzo, los fondos de cobertura redujeron sus posiciones largas netas en el contrato WTI por primera vez en seis semanas.
     
     
    EFE - Portafolio.co
  • Petroleras anuncian recortes de inversión ante pronósticos negativos

    SIETE HERMANASLas principales petroleras del mundo han comenzado a recortar inversiones y a refinanciar deudas porque los pronósticos para este año no son buenos. Banca hace provisiones.
     
    Los precios internacionales del petróleo siguen sin tocar fondo. Durante las primeras semanas de 2016, las cotizaciones del crudo no han parado de caer y tienen crispados a los agentes financieros de Wall Street y al borde de un ataque de nervios a los principales productores del mundo.
     
    El lunes 18 las cotizaciones del crudo de referencia Brent en Londres estuvieron por debajo de los US$30, replicando lo que había ocurrido el viernes 15 con la referencia WTI en Nueva York, y con el precio de la cesta de crudos de la Opep, que cerró en US$24,74, según la organización.
     
    Estos bajos niveles de precios no se registraban desde 2003 y han encendido las alarmas de lo que podría venir para las finanzas de las principales petroleras y de los bancos que han financiado sus expansiones.
     
    El panorama no podría ser más sombrío. La caída de la economía de China –el principal comprador de petróleo que este año no crecería más allá de 6,3%–; la sobreoferta por las presiones de Arabia Saudita, el mayor productor mundial, para ‘quebrar’ el mercado de crudos no convencionales, cuyo costo de producción es más alto; el regreso de Estados Unidos a las exportaciones de crudo después de 40 años y el retorno de Irán, tras un bloqueo que duró 37 años, están reventando los precios.
     
    En este escenario de sobreoferta, las petroleras comenzaron a hacer las cuentas de lo que este año dejarán de ganar –o comenzarán a perder–, generando daños colaterales.
     
    Un informe de la consultora FactSet, divulgado por el diario español El Economista, recogió los pronósticos del comportamiento de las ganancias de las mayores compañías petroleras del mundo. Y no son alentadores.
     
    De acuerdo con FacSet, la mayor petrolera del mundo, ExxonMobil, podría registrar una caída de 44% en sus beneficios; mientras que PetroChina, la segunda del ranking, reportaría una reducción de 71%; Chevron de 65%; Shell de 48%, mientras la francesa Total alcanzaría 37% a la baja, en BP 55%, en Eni 62% y en Oxy 88%.
     
    Ya algunas petroleras han anunciado recortes en sus inversiones para este año y más ‘tijera’ a sus plantas de personal. Shell anunció su retiro del proyecto gasífero Bab, de Abu Dabi, al encontrar que este resulta “incompatible con la estrategia de la empresa, particularmente en el clima económico que prevalece en el sector energético”, según Diario Bae.
     
    También la brasilera Petrobras –afectada por los bajos precios y un fuerte escándalo de corrupción– ha tomado decisiones drásticas: el 13 de enero anunció un recorte de 24,6% en sus inversiones hasta 2019, que hasta el año pasado estaban tasadas en US$130.300 millones y ahora bajarán a US$98.400 millones.
     
    Petrobras dijo que necesita bajar su nivel de deuda –que a septiembre pasado alcanzaba los US$101.273 millones y le provocó una caída en la calificación de su deuda– y atenuar el impacto de la tasa de cambio, lo que ha encarecido sus costos de operación.
     
    Todos, en alerta
     
    De acuerdo con el portal Energía16, la brasilera ya empezó la venta de activos, avaluados en US$15.000 millones, pero en caso de que la situación de la empresa llegue a complicarse, hay quienes hablan de que el gobierno de Dilma Rousseff tendría que contemplar un rescate como última opción. No obstante, el presidente de Petrobras, Aldemir Bendine, ha dicho que ese es un simple rumor.
     
    En Pemex, la petrolera mexicana, la situación no es menos compleja. Su director, Emilio Lozoya, ha insistido en que la extracción de petróleo mexicano sigue siendo rentable pese a los bajos precios del crudo en los mercados mundiales. Lozoya dijo que el costo de producción para Pemex era de US$6 por barril, pero luego tuvo que salir a aclarar que para los nuevos productores puede llegar a un rango entre US$22 y US$23, por los costos de infraestructura. No obstante, algunos analistas han calificado de ‘cantinflescas’ sus declaraciones, pues el golpe ya lo comienza a sentir la economía mexicana, pese a que el petróleo representa solo 7% del PIB.
     
    La banca es otro de los grandes afectados por la tormenta petrolera. Un informe de CNN calculó en US$17.000 millones las deudas de las petroleras con la banca de Estados Unidos, lo que llevó en la segunda semana de enero a que los tres principales bancos lanzaran alertas al asegurar que se podría venir una ola de quiebras.?Wells Fargo, según el canal, ya anunció provisiones por US$1.200 millones para cubrir las pérdidas que se puedan presentar por el deterioro del sector. JP Morgan, por su parte, dijo que provisionará US$124 millones y que, de mantenerse durante los próximos 18 meses los bajos niveles de precios, aumentaría en US$750 millones estas coberturas.
     
    Citibank, que también ha apalancado al sector petrolero en Estados Unidos, tiene sus propias previsiones: acaba de aprobar reservas por US$300 millones para amortiguar las pérdidas por préstamos a empresas de energía y tiene previsto que, si los precios se mantienen por debajo de los US$30, provisionará otros US$600 millones.
     
    El banco UBS tampoco es optimista y sostiene que este año el beneficio por acción en las empresas del sector petrolero en el mundo caerá 40% y el próximo año lo haría 23%. Sin embargo, hay quienes creen que los pronósticos no siempre son acertados, pues en 2015 algunos analistas habían hecho vaticinios similares para el mercado de Estados Unidos, y al final del año, solo 21 compañías petroleras se declararon en bancarrota, según Haynes and Boone.
     
    El escenario para las petroleras luce sombrío y, por ahora, muchas les apuntan a la austeridad y a la reestructuración de sus plantas de personal para pasar el chaparrón. Para algunos analistas del mercado, esta crisis permitirá que algunas salgan fortalecidas pero inevitablemente otras quedarán en la arena. El futuro no parece prometedor.
     
    Irán, en el ring
     
    El retorno de Irán al mercado petrolero mundial generó un verdadero remezón en los precios del crudo. Durante 37 años este país enfrentó sanciones económicas por parte de los países desarrollados, que castigaron así sus intenciones de convertirse en potencia nuclear.
     
    El 18 de enero, el flamante ministro de petróleos de Irán, Amir Hossein Zamaninia, informó que su país volvía al mercado con una oferta de 500.000 barriles de petróleo diario. Sin embargo, algunos analistas creen que este país estará en capacidad de aumentar su oferta hasta un millón de barriles diarios antes de un año. “Irán tiene en este momento importantes stocks de petróleo y podría venderlos si quisiera, lo cual aumentaría claramente la oferta”, dijo a la agencia AFP Ric Spoonerm, un analista de CMC Markets en Sidney. El experto señaló que el único escollo que tendrá que solucionar es la consecución de clientes, y serían India y algunos países europeos los primeros en la lista.
     
     
    Dinero.com
  • Royal Dutch Shell ve signos de recuperación en los precios del crudo

    Van Beurden

    El mercado del crudo comienza a recuperarse aunque el exceso de oferta supone un lastre para que los precios avancen con mayor velocidad.

    Al menos así lo cree Ben van Beurden, consejero delegado de la petrolera Royal Dutch Shell (LONDON:RDSb), quién ha valorado las primeras señales de recuperación del mercado del oro negro durante un encuentro sectorial celebrado hoy en Londres.

    Según Van Beurden, la producción de esquisto en Estados Unidos ha demostrado ser más resistente de lo que muchos esperaban, tanto desde el punto de vista técnico, como del financiero.

    Este hecho, ha añadido, ha permitido a los productores estadounidenses seguir con su actividad pese a los momentos de bajos precios.

     

    Fuente: Investing.com

     

     

  • Royal Dutch Shell, Exxon y Chevron, petroleras que aprovecharán crisis de Pemex

    A través de alianzas con Pemex, petroleras como Exxon, Chevron y Royal Dutch Shell podrían participar en proyectos de aguas profundas, aprovechando el recorte de presupuesto y proyectos que tendrá la petrolera mexicana.A través de alianzas con Pemex, petroleras como Exxon, Chevron y Royal Dutch Shell podrían participar en proyectos de aguas profundas, aprovechando el recorte de presupuesto y proyectos que tendrá la petrolera mexicana.La crisis de liquidez que enfrenta Pemex para nueva producción de petróleo y su decisión de suspender yacimientos que no sean rentables, abrió oportunidades de negocio para la iniciativa privada mediante alianzas con la empresa productiva del Estado. 
     
    Expertos destacaron que en el área de aguas profundas, Pemex puede encontrar entre sus aliados a las multinacionales Royal Dutch Shell, Exxon y Chevron. Para los yacimientos en aguas someras, que requieren tecnología más eficiente, podrían estar las mexicanas Alfa y Grupo México. 
     
    “Esto puede acelerar la instrumentación de la reforma energética creando un mercado secundario de yacimientos petroleros donde empresas interesadas en extraer petróleo en México ya no se tengan que esperar a las licitaciones de la Ronda Uno”, dijo el presidente de la Asociación Mexicana de Empresas de Servicios Petroleros (Amespac), Ernesto Marcos Giacoman. 
     
    Shell es una empresa petrolera europea con más de 50 años de presencia en México, donde participa en distintas áreas, que van desde la importación y comercialización de gas natural licuado, hasta servicios de consultoría en el sector hidrocarburos para la región Latinoamérica.
     
    La firma que lidera Alberto de la Fuente en México cuenta con 31 mil 752 millones de dólares en caja, así como un apalancamiento de 1.14 veces deuda neta a EBITDA, lo cual es sano para participar en las licitaciones del sector de hidrocarburos, cuya media anda en 2.5 veces.
     
    “Estamos considerando realizar joint-ventures con Pemex para aprovechar las oportunidades. También revisaremos posibles alianzas con otras compañías en gas y petróleo”, expuso en entrevista previa Marvin Odum, director de Shell Américas. 
     
    ExxonMobil cuenta con más de 130 años de operaciones en México y tres líneas de negocio: exploración y producción, refinación y petroquímica. Sus oficinas corporativas y la planta de lubricantes están ubicadas en la Ciudad de México. Además, maneja una terminal química en Tuxpan, Veracruz. 
     
    La petrolera estadounidense que en México encabeza Enrique Hidalgo, tiene un capital disponible de 3 mil 705 millones de dólares, con un apalancamiento de 1.13 veces. 
     
    Y en tercer lugar de las extranjeras está Chevron, la cual en México tiene el negocio de la distribución y comercialización de lubricantes, además de que es uno de los operadores principales de campos en el Golfo de México (del lado de Estados Unidos). Dispone en caja de 11 mil 332 millones de dólares, y un apalancamiento de 1.57 veces deuda neta a EBITDA. 
     
    Vanessa Quiroga, analista de Credit Suisse, dijo en un reporte reciente que la transformación de Pemex debe estar acompañada de alianzas, destacando a firmas locales como Alfa, de Armando Garza Sada. 
    A través de su subsidiaria Newpek, Alfa maneja campos de gas en tierra y tiene convenios con Pemex. Cuenta en caja con mil 442.5 millones de dólares para inversiones y pese a que su apalancamiento es de 2.29 veces deuda neta a EBITDA, ve atractivo sacar petróleo en México. 
     
    Grupo México, de Germán Larrea, opera plataformas petroleras para Pemex vía Jack Ups y tiene acceso a tecnología para explorar y extraer hidrocarburos en tierra y aguas someras. Su posición de efectivo es de 2 mil 690 millones de dólares y registra un palancamiento de 1.36 veces. 
     
    PROYECTOS EN ALIANZA
    Sobre los activos que Pemex podría poner en alianza con las empresas privadas, están los campos maduros que recibió en la Ronda Cero. 
    “Pemex no pondrá directamente recursos económicos, en virtud del ajuste presupuestal derivado de su problema de liquidez, sino que su participación en dichas asociaciones se dará fundamentalmente con las asignaciones que se le hicieron en la Ronda Cero para buscar socios que le permitan desarrollar los proyectos de exploración y producción”, contestó la empresa a El Financiero por correo.
     
    Entre dichos proyectos están los Fam-Outs de crudo extra pesado, en aguas profundas y en el área Perdido (Campeche), todas con inversiones estimadas de 32 mil 200 millones de dólares. “El problema será el tipo de contrato, las empresas necesitan seguridad en el tipo de situación fiscal”, dijo el presidente de la Asociación Mexicana de Empresas de Servicios Petroleros.
     
    José Antonio González Anaya, director general de Pemex, reveló recientemente ante legisladores que se ofrecerán nuevos contratos para facilitar y hacer eficiente la operación de los proyectos.
    Algunos proyectos considerados en la lista de Farm-Outs son Bolontikú, Sinán y Ek, en la parte marítima; además de Rodador, Ogarrio y Cárdenas Mora, en el área terrestre. Ambos tienen reservas estimadas de 598 millones de barriles de petróleo. 
     
    Los campos de crudo extra pesado son Ayatsil, Tekel y Utsil con 747 millones de barriles; los de aguas profundas con gas natural son Kunah y Piklis con 212 millones, y en el área Perdido se tienen a Trión y Exploratus con 539 millones.
     
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    Los proyectos en Fam-Outs podrían abrir oportunidades de negocio para la iniciativa privada mediante alianzas con Pemex.
     
     
    Elfinanciero.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
     
     
     
  • Shell avanza en rentabilidad gracias a su disciplina en el gasto

    Foto de ShellFoto de ShellUn poco de desesperación no le vino mal a Royal Dutch Shell PLC. El precio del petróleo Brent ha caído a la mitad en los últimos dos años, lo que ha llevado el flujo de caja operativo de la empresa muy por debajo de lo que normalmente necesita para pagar dividendos a sus accionistas y financiar la exploración de nuevos yacimientos. En tanto, la compra de la compañía británica de gas BG Group PLC, cerrada en febrero, le dejó el tanque lleno de deudas.
     
    Algo tenía que cambiar. Los inversionistas se preparaban para un recorte de dividendos, pero Shell en cambio redujo el gasto en proyectos y vendió negocios de bajo rendimiento. El mes pasado, anunció un plan de capital hasta 2020 que incluye más ventas de activos y un límite al gasto de capital.
     
    En épocas de altos precios del crudo, las grandes petroleras utilizan sus ganancias para expandir sus reservas. El resultado es una caída de la rentabilidad sobre el capital empleado, que en última instancia el mercado castiga reduciendo el valor de sus acciones.
     
    Según Doug Terreson, analista de energía de Evercore ISI, las cinco mayores empresas del sector — Exxon Mobil Corp., Shell, BP PLC, Total SA y Chevron Corp.)— gastaron en la última década US$1,2 billones en inversiones de capital, casi el triple de lo que habían invertido durante la década anterior. En consecuencia, el retorno sobre el capital empleado cayó en 2015 cerca de 70% respecto de 2005.
     
    La severa caída del precio del crudo en 1997 y 1998 había impuesto en el sector un largo período de moderación del gasto y la inversión, lo que elevó los retornos de capital hacia 2005. Entonces comenzó una década de precios mayormente altos, a excepción del breve, aunque pronunciado, descenso en 2008 y el reciente derrumbe. Las grandes petroleras se descuidaron con el gasto, lo cual afectó la rentabilidad y las valoraciones de las acciones.
     
    El compromiso de Shell de priorizar la rentabilidad sobre el crecimiento, que según la empresa va a continuar aún si el precio del crudo aumenta, podría estar marcando un nuevo giro.
     
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    Shell Transport and Trading, cuyo nombre previo era Tank Syndicate, comenzó en 1892 a transportar crudo desde Asia Central hacia el Reino Unido. El padre de los dos hermanos fundadores era un importador de conchas marinas para decoración, lo que originó el nombre. Royal Dutch Petroleum, por su parte, se remonta a una operación de perforación en la entonces colonia holandesa de Sumatra que comenzó en 1890. Las dos firmas se fusionaron en 1907 para competir mejor con la estadounidense Standard Oil. (Cuatro años después, esta fue disuelta por la Ley Antimonopolio Sherman en varias empresas, dos de las cuales se convertirían en Exxon y Mobil).
     
    A pesar de operar en conjunto, Royal Dutch y Shell mantuvieron por mucho tiempo identidades corporativas separadas en La Haya y Londres y participaciones de 60% y 40%, respectivamente, por casi un siglo. La compleja estructura no le permitió moverse rápido durante la ola de fusiones desatada por la caída del petróleo de 1998, cuando Exxon se unió con Mobil, BP compró Amoco y Arco, Total se quedó con PetroFina y Elf Aquitaine, y Chevron adquirió Texaco. Hoy en día, Royal Dutch Shell tiene su sede en Holanda pero está incorporada en el Reino Unido. Sus acciones primarias se cotizan en Londres y otras emisiones secundarias en Ámsterdam y Nueva York.
     
    En 2014, Shell ascendió a Ben van Beurden, jefe de refinación, a la presidencia ejecutiva. Van Beurden, de 58 años, lleva más de 30 años en la empresa y a él se le atribuye haber hecho rentable el negocio químico. Se espera que haga lo mismo con la empresa, que tiene retornos crónicamente bajos.
     
    En abril de 2015, con el barril de crudo en alrededor de US$60, Shell anunció una oferta de US$70.000 millones en acciones y efectivo por BG, una compañía de producción escindida de la ex British Gas. La oferta representaba una prima de 50% respecto del precio de BG antes del anuncio.
     
    Previendo el endurecimiento de las regulaciones ambientales, Shell ya había comenzado a reestructurar su producción dándole mayor importancia al gas natural. Al mismo tiempo, había empezado a hacer grandes inversiones en instalaciones para licuar y transportar gas de mercados de bajo costo como Estados Unidos a los de mayor costo. BG agregó 20% a la producción de Shell y 25% a sus reservas totales de energía, incluyendo sus codiciados depósitos submarinos frente la costa de Brasil.
     
    Con esta compra, valorada en US$53.000 millones al cierre, Shell se convirtió en el mayor productor de gas y de gas natural licuado (GNL) del mundo, y en el segundo productor de energía después de Exxon. En un año típico, casi tres cuartas partes de las ganancias de Shell provienen de la producción de energía. Gran parte del resto proviene en su mayor parte de sus refinerías, su cadena mundial de estaciones de servicio, otros productos de consumo, como el aceite de motor Pennzoil, y sus plantas petroquímicas.
     
    Los resultados financieros de 2015 dan una idea de los desafíos que enfrenta Shell. El flujo de caja operativo cayó de US$45.000 millones en 2014 a poco menos de US$30.000 millones. Esto puede parecer mucho, pero solamente el pago de dividendos le cuesta a Shell US$12.000 millones al año, y en 2014 tuvo gastos de capital de más de US$37.000 millones. El año pasado, redujo el gasto de capital a menos de US$30.000 millones, pagó US$2.600 millones de sus dividendos en acciones y vendió activos por US$5.500 millones. El retorno sobre el capital empleado se derrumbó de 7,1% a 1,9%.
     
    Los analistas pueden estar en desacuerdo sobre el verdadero costo de capital de Shell, pero no hay duda de que sus ganancias están consistentemente muy por debajo de ese costo. Por eso es que los inversionistas aplaudieron el mes pasado el anuncio de un plan de crecimiento que más bien se parece a un plan de reducción de tamaño.
     
    Shell dice que entre 2017 y 2020 la inversión de capital de sus dos compañías combinadas totalizará entre US$25.000 millones y US$30.000 millones. Esto representa un recorte de por lo menos 36% respecto de 2014.
     
    Sin embargo, todavía puede hacer más ahorros. Shell espera que para 2018 la adquisición de BG le permita recortar US$4.500 millones de costos anuales, frente a una previsión inicial de US$3.500 millones. Van Beurden afirmó que el nuevo presupuesto es lo suficientemente grande como para financiar la expansión en las áreas donde cree que Shell tiene una ventaja competitiva. Sus prioridades son la perforación en aguas profundas, en particular frente a Brasil y en el Golfo de México, y los productos químicos. La financiación de estas inversiones provendrá de lo que Shell llama sus generadores de efectivo, entre ellos los pozos rentables, las operaciones de GNL, las estaciones de servicio y la minería de arenas bituminosas. Otros negocios, como el esquisto y las energías alternativas, son vistos como futuras oportunidades, lo que sugiere que Shell no piensa poner mucho efectivo allí por ahora.
     
    ¿Qué podría salir mal en este esquema? En primer lugar, que los precios del petróleo permanezcan débiles por varios años más. Al igual que muchas previsiones de analistas, el plan de Shell supone un barril de US$60 para 2018, basado en la reducción de la producción. El Departamento de Energía de EE.UU. estima que la producción en ese país, que en 2015 fue de 9,4 millones de barriles diarios, caerá a 8,6 millones este año y a 8,2 millones en 2017. China redujo también drásticamente su producción.
     
    No obstante, si los precios no suben, Shell podría quedar por debajo de su meta de flujo de caja libre o tener que conformarse con menos dinero al que espera por sus desinversiones. La ponderación del sector energético en el S&P 500 ha caído de 13% en 2008 a 7%. Aun así, Shell tiene más espacio para la autoayuda que sus rivales. Ahora también cuenta con las herramientas y, al parecer, la voluntad de cambio.
     
    Por JACK HOUGH, de Barron’s
     
    WSJournal.com
     
  • Shell avanza en rentabilidad gracias a su disciplina en el gasto

    ShellUn poco de desesperación no le vino mal a Royal Dutch Shell PLC. El precio del petróleo Brent ha caído a la mitad en los últimos dos años, lo que ha llevado el flujo de caja operativo de la empresa muy por debajo de lo que normalmente necesita para pagar dividendos a sus accionistas y financiar la exploración de nuevos yacimientos. En tanto, la compra de la compañía británica de gas BG Group PLC, cerrada en febrero, le dejó el tanque lleno de deudas.
     
    Algo tenía que cambiar. Los inversionistas se preparaban para un recorte de dividendos, pero Shell en cambio redujo el gasto en proyectos y vendió negocios de bajo rendimiento. El mes pasado, anunció un plan de capital hasta 2020 que incluye más ventas de activos y un límite al gasto de capital.
     
    En épocas de altos precios del crudo, las grandes petroleras utilizan sus ganancias para expandir sus reservas. El resultado es una caída de la rentabilidad sobre el capital empleado, que en última instancia el mercado castiga reduciendo el valor de sus acciones.
     
    Según Doug Terreson, analista de energía de Evercore ISI, las cinco mayores empresas del sector — Exxon Mobil Corp., Shell, BP PLC, Total SA y Chevron Corp.)— gastaron en la última década US$1,2 billones en inversiones de capital, casi el triple de lo que habían invertido durante la década anterior. En consecuencia, el retorno sobre el capital empleado cayó en 2015 cerca de 70% respecto de 2005.
     
    La severa caída del precio del crudo en 1997 y 1998 había impuesto en el sector un largo período de moderación del gasto y la inversión, lo que elevó los retornos de capital hacia 2005. Entonces comenzó una década de precios mayormente altos, a excepción del breve, aunque pronunciado, descenso en 2008 y el reciente derrumbe. Las grandes petroleras se descuidaron con el gasto, lo cual afectó la rentabilidad y las valoraciones de las acciones.
     
    El compromiso de Shell de priorizar la rentabilidad sobre el crecimiento, que según la empresa va a continuar aún si el precio del crudo aumenta, podría estar marcando un nuevo giro.
     
    Shell Transport and Trading, cuyo nombre previo era Tank Syndicate, comenzó en 1892 a transportar crudo desde Asia Central hacia el Reino Unido. El padre de los dos hermanos fundadores era un importador de conchas marinas para decoración, lo que originó el nombre. Royal Dutch Petroleum, por su parte, se remonta a una operación de perforación en la entonces colonia holandesa de Sumatra que comenzó en 1890. Las dos firmas se fusionaron en 1907 para competir mejor con la estadounidense Standard Oil. (Cuatro años después, esta fue disuelta por la Ley Antimonopolio Sherman en varias empresas, dos de las cuales se convertirían en Exxon y Mobil).
     
    A pesar de operar en conjunto, Royal Dutch y Shell mantuvieron por mucho tiempo identidades corporativas separadas en La Haya y Londres y participaciones de 60% y 40%, respectivamente, por casi un siglo. La compleja estructura no le permitió moverse rápido durante la ola de fusiones desatada por la caída del petróleo de 1998, cuando Exxon se unió con Mobil, BP compró Amoco y Arco, Total se quedó con PetroFina y Elf Aquitaine, y Chevron adquirió Texaco. Hoy en día, Royal Dutch Shell tiene su sede en Holanda pero está incorporada en el Reino Unido. Sus acciones primarias se cotizan en Londres y otras emisiones secundarias en Ámsterdam y Nueva York.
     
    En 2014, Shell ascendió a Ben van Beurden, jefe de refinación, a la presidencia ejecutiva. Van Beurden, de 58 años, lleva más de 30 años en la empresa y a él se le atribuye haber hecho rentable el negocio químico. Se espera que haga lo mismo con la empresa, que tiene retornos crónicamente bajos.
     
    En abril de 2015, con el barril de crudo en alrededor de US$60, Shell anunció una oferta de US$70.000 millones en acciones y efectivo por BG, una compañía de producción escindida de la ex British Gas. La oferta representaba una prima de 50% respecto del precio de BG antes del anuncio.
     
    Previendo el endurecimiento de las regulaciones ambientales, Shell ya había comenzado a reestructurar su producción dándole mayor importancia al gas natural. Al mismo tiempo, había empezado a hacer grandes inversiones en instalaciones para licuar y transportar gas de mercados de bajo costo como Estados Unidos a los de mayor costo. BG agregó 20% a la producción de Shell y 25% a sus reservas totales de energía, incluyendo sus codiciados depósitos submarinos frente la costa de Brasil.
     
    Con esta compra, valorada en US$53.000 millones al cierre, Shell se convirtió en el mayor productor de gas y de gas natural licuado (GNL) del mundo, y en el segundo productor de energía después de Exxon. En un año típico, casi tres cuartas partes de las ganancias de Shell provienen de la producción de energía. Gran parte del resto proviene en su mayor parte de sus refinerías, su cadena mundial de estaciones de servicio, otros productos de consumo, como el aceite de motor Pennzoil, y sus plantas petroquímicas.
     
    Los resultados financieros de 2015 dan una idea de los desafíos que enfrenta Shell. El flujo de caja operativo cayó de US$45.000 millones en 2014 a poco menos de US$30.000 millones. Esto puede parecer mucho, pero solamente el pago de dividendos le cuesta a Shell US$12.000 millones al año, y en 2014 tuvo gastos de capital de más de US$37.000 millones. El año pasado, redujo el gasto de capital a menos de US$30.000 millones, pagó US$2.600 millones de sus dividendos en acciones y vendió activos por US$5.500 millones. El retorno sobre el capital empleado se derrumbó de 7,1% a 1,9%.
     
    Los analistas pueden estar en desacuerdo sobre el verdadero costo de capital de Shell, pero no hay duda de que sus ganancias están consistentemente muy por debajo de ese costo. Por eso es que los inversionistas aplaudieron el mes pasado el anuncio de un plan de crecimiento que más bien se parece a un plan de reducción de tamaño.
     
    Shell dice que entre 2017 y 2020 la inversión de capital de sus dos compañías combinadas totalizará entre US$25.000 millones y US$30.000 millones. Esto representa un recorte de por lo menos 36% respecto de 2014.
     
    Sin embargo, todavía puede hacer más ahorros. Shell espera que para 2018 la adquisición de BG le permita recortar US$4.500 millones de costos anuales, frente a una previsión inicial de US$3.500 millones. Van Beurden afirmó que el nuevo presupuesto es lo suficientemente grande como para financiar la expansión en las áreas donde cree que Shell tiene una ventaja competitiva. Sus prioridades son la perforación en aguas profundas, en particular frente a Brasil y en el Golfo de México, y los productos químicos. La financiación de estas inversiones provendrá de lo que Shell llama sus generadores de efectivo, entre ellos los pozos rentables, las operaciones de GNL, las estaciones de servicio y la minería de arenas bituminosas. Otros negocios, como el esquisto y las energías alternativas, son vistos como futuras oportunidades, lo que sugiere que Shell no piensa poner mucho efectivo allí por ahora.
     
    ¿Qué podría salir mal en este esquema? En primer lugar, que los precios del petróleo permanezcan débiles por varios años más. Al igual que muchas previsiones de analistas, el plan de Shell supone un barril de US$60 para 2018, basado en la reducción de la producción. El Departamento de Energía de EE.UU. estima que la producción en ese país, que en 2015 fue de 9,4 millones de barriles diarios, caerá a 8,6 millones este año y a 8,2 millones en 2017. China redujo también drásticamente su producción.
     
    No obstante, si los precios no suben, Shell podría quedar por debajo de su meta de flujo de caja libre o tener que conformarse con menos dinero al que espera por sus desinversiones. La ponderación del sector energético en el S&P 500 ha caído de 13% en 2008 a 7%. Aun así, Shell tiene más espacio para la autoayuda que sus rivales. Ahora también cuenta con las herramientas y, al parecer, la voluntad de cambio.
     
    Fuente: lat.wsj.com
  • Shell desinvierte en superficie no esencial de esquistos en la región occidental de Canadá por un monto total de US$1.000 millones

    Foto ShellFoto ShellRoyal Dutch Shell plc, a través de su afiliada Shell Canada Energy ("Shell") anunció hoy que ha acordado vender aproximadamente 206.000 acres netos de propiedades no esenciales de petróleo y gas en la región occidental de Canadá a Tourmaline Oil Corp. por un monto total de aproximadamente $1.037 millones (C$1.369 millones). El pago está compuesto por $758 millones en efectivo y acciones de Tourmaline valoradas en $279 millones. Dependiendo de las aprobaciones de las autoridades reguladoras, se espera que la transacción se complete en el cuarto trimestre de 2016.
     
    Shell
    La superficie incluye 61.000 acres netos en el área de Gundy en el noreste de Columbia Británica, en Canadá, y 145.000 acres netos en el área de Deep Basin en la región centro occidental de Alberta, en Canadá. Los activos constituyen una combinación de terrenos desarrollados y sin desarrollar, junto con la infraestructura relacionada, que producen 24.850 barriles de petróleo equivalente por día (bpe/d) de gas seco y líquidos.
     
    "Shell retiene una posición considerable en esquistos en Canadá y estamos trabajando activamente con vistas a la maduración de nuestra atractiva base de activos esenciales en Montney y Duvernay", dijo Andy Brown, director de Shell Upstream. "Al mismo tiempo estamos fortaleciendo nuestras actividades comerciales en esquistos y creando valor para los accionistas mediante la venta de activos que no se adecúan a nuestros planes de desarrollo a corto plazo".
     
    Shell posee una vasta cartera de propiedades de esquistos con enfoque en América del Norte y Argentina, y en la actualidad está madurando esta cartera como una opción de crecimiento más allá del año 2020 con valor material y considerable potencial a largo plazo.
     
     
    En Canadá, Shell retiene aproximadamente 430.000 acres netos en el prospecto de líquidos Duvernay en Alberta y aproximadamente 218.000 acres netos en el prospecto de gas Montney en el noreste de Columbia Británica.
     
    Shell también tiene posiciones materiales en esquistos en Estados Unidos en las cuencas Permian y Appalachia (Marcellus/Utica) y en Haynesville, y en Vaca Muerta en Argentina.
     
    La producción procedente de la cartera de esquistos en las Américas de Shell, excluyendo los activos vendidos mencionados en este comunicado de prensa, es de aproximadamente 250.000 bpe/d.
     
    PRNewsWire
  • Shell esboza su plan de consolidación con BG

    Foto cortesia : ShellFoto cortesia : ShellLONDRES (EFE Dow Jones)-- Royal Dutch Shell PLC ofrecerá un nuevo programa de bajas voluntarias para los empleados y planea cerrar oficinas en Reino Unido como consecuencia de su adquisición de BG Group PLC por US$50.000 millones, según anunció la compañía el lunes.
     
    El gigante petrolero anglo-holandés propuso planes para consolidar sus operaciones de Londres en el centro de la ciudad y cerrar sus instalaciones de Thames Valley Park hacia finales de año. La compañía también pretende cerrar las oficinas de BG en Aberdeen hacia finales de 2016 y las de Shell en Manchester a últimos de 2017.
     
    El grupo no especificó cuántos puestos de trabajo se perderán como consecuencia de la clausura de las oficinas, pero anteriormente había dicho que espera eliminar unos 2.800 empleos en todo el mundo como parte de su adquisición de BG.
     
    Royal Dutch Shell planea empezar con recortes en el personal de Thames Valley Park ofreciendo, en primer lugar, paquetes a los empleados que quieran marcharse. También prevé ofrecer a parte de la plantilla un programa selectivo de despidos voluntarios dentro de sus esfuerzos para reducir costos a raíz de la caída en los precios del crudo.
     
    En conjunto, Shell anunció planes para recortar unos 10.000 puestos de trabajo entre 2015 y 2016.
     
    Por SARAH KENT
     
    WSJournal.com
  • Shell lanza el proyecto Quest de captura y almacenamiento de carbono

    Trabajadores ShellTrabajadores ShellShell ha celebrado la inauguración oficial del proyecto Quest de captura y almacenamiento de carbono (CCS, por sus siglas en inglés) en Alberta (Canadá) y el inicio de las operaciones comerciales en ese mismo lugar. Quest se ha diseñado para capturar y almacenar de modo seguro más de un millón de toneladas de dióxido de carbono (CO2) al año (equivalentes a las emisiones de unos 250 000 coches). Quest ha sido posible gracias a la gran colaboración entre los sectores público y privado, cuyo objetivo es fomentar la CCS a escala mundial.
     
    Como parte de sus disposiciones de financiación, Shell comparte públicamente información sobre el diseño y los procesos de Quest para aumentar la adopción de la CCS. Quest aprovecha técnicas empleadas durante décadas en la industria energética e integra los componentes de la CCS para la captura, el transporte y el almacenamiento de CO2 a gran escala. La CCS es una de las pocas tecnologías que puede reducir notablemente las emisiones de carbono de los sectores industriales de la economía.
     
    Durante la inauguración oficial, Ben van Beurden, Director Ejecutivo de Shell, afirmó: «Quest representa un hito importante en el diseño, la construcción y la utilización exitosos de la tecnología de captura y almacenamiento (CCS) con fines comerciales. Quest es un prototipo para futuros proyectos de CCS a escala mundial. Junto con el Gobierno y los socios de empresas en participación, estamos compartiendo los conocimientos técnicos para contribuir a que las tecnologías CCS sean más accesibles y rentables para la industria energética y otros sectores industriales clave para la economía.» 
     
    Quest capturará un tercio de las emisiones de la planta de mejoramiento Scotford de Shell, que transforma betún de arenas bituminosas en crudo sintético que puede refinarse en petróleo y otros productos. A continuación, el CO2 se transporta mediante una tubería de 65 km y se inyecta a más de dos km bajo la superficie, por debajo de las múltiples capas de formación rocosa impermeable. Quest funciona, en la actualidad, a escala comercial tras un periodo de prueba exitoso a principios de año, durante el que se capturaron y almacenaron más de 200 000 toneladas de CO2.
     
    Quest se creó en nombre de los propietarios de la empresa en participación del proyecto de arenas bituminosas de Athabasca: Shell Canada Energy (60 %), Chevron Canada Limited (20 %) y Marathon Oil Canada Corporation (20 %); se hizo posible mediante el sólido respaldo de los Gobiernos de Alberta y Canadá, que proporcionaron una financiación de 865 millones de dólares canadienses.
     
    La colaboración entre Shell y otras partes en relación con Quest es continua, en un esfuerzo por reducir los costes de los futuros proyectos de CCS a escala mundial. Esta colaboración incluye la cooperación con el Departamento de energía de EE. UU. y el Gobierno británico en las investigaciones que se llevan a cabo en las instalaciones de Quest.
     
    «El desplazamiento desde el Instituto de tecnologías energéticas del Reino Unido hasta el proyecto Quest de CCS es un ejemplo de la cooperación británica y canadiense respecto a las tecnologías punteras con bajas emisiones de carbono», señaló Howard Drake, embajador británico en Canadá. «Esta asociación centrada en la investigación contribuirá a desarrollar experiencia respecto a la CCS a ambos lados del Atlántico, en un esfuerzo por fomentar las innovadoras soluciones demostradas en Quest.»
     
    El respaldo de la comunidad local fue vital para la construcción de Quest. Shell inició una consulta pública en 2008, dos años antes de presentar una solicitud regulatoria.
     
     
    La tecnología CCS puede aplicarse para reducir las emisiones de CO2 en una amplia gama de sectores industriales, incluidos los de generación de energía, el cemento, los productos químicos y la refinería, el hierro y el acero y las plantas de mejoramiento.
     
  • Shell negocia la compra de BG Group

    El acuerdo, que superaría los US$50.000 millones, es consecuencia del desplome de los precios de la energíaEl acuerdo, que superaría los US$50.000 millones, es consecuencia del desplome de los precios de la energíaLa gigante anglo-holandesa Royal Dutch Shell RDSA +0.73%  PLC está en conversaciones avanzadas para adquirir la energética británica BG Group BRGYY +5.68%  PLC, en una transacción que podría ser valuada en más de US$50.000 millones. También es la más reciente señal de cómo la caída de los precios de la energía están sacudiendo a la industria global de hidrocarburos.
     
    BG dio cuenta de las negociaciones en un comunicado, confirmando un reporte previo de The Wall Street Journal. La compañía no hizo comentarios adicionales. El acuerdo podría ser anunciado el miércoles, según fuentes cercanas.
     
    Antes conocida como British Gas, BG tiene una capitalización de mercado de 31.000 millones de libras esterlinas (US$46.000 millones), de acuerdo con la cotización de sus acciones en Londres el martes, antes de que el The Wall Street Journal diera la noticia. Con las primas típicas de estas adquisiciones, la transacción por BG tendría probablemente un valor superior a los US$50.000 millones.
     
    De concretarse, la unión representa la suma de dos compañías que, como otras en la industria, han sido sacudidas por el abrupto derrumbe de los precios del petróleo y el gas desde mediados del año pasado, a medida que los avances tecnológicos y otros factores contribuyen a una oleada de nueva producción alrededor del mundo.
     
    El acuerdo permitiría a las dos compañías europeas eliminar la superposición de costos para compensar los efectos de la caída de precios en sus resultados.
     
    Shell y BG no son las únicas compañías energéticas que están explorando fusiones y adquisiciones para fortalecerse. En noviembre, Halliburton Co. HAL -2.96%  acordó la compra de Baker Hughes Inc., BHI -2.03%  un rival más pequeño en el sector de servicios petroleros, por unos US$35.00 millones. Pero como un indicio de lo difícil que resulta el cierre de estos acuerdos en un contexto de precios tan volátiles, Whiting Petroleum Corp. WLL -0.29%  , una empresa mediana de petróleo y gas, abortó recientemente sus esfuerzos para encontrar un comprador.
     
     
    Shell es uno de los mayores productores de energía del mundo, con un valor bursátil cercano a US$192.000 millones. Además de ser un gran productor de petróleo, es una las mayores compañías de gas natural, con una producción de más de tres billones de pies cúbicos en 2014, aun cuando esa cifra representó una baja de 4% respecto del año previo. BG, por su parte, opera en 24 países, según su sitio web, entre ellos Honduras, Colombia, Brasil, Bolivia y Uruguay en América Latina.
     
    Además de los potenciales recortes de costos que permitiría, la combinación con BG le daría a Shell acceso a reservas de gas de primera calidad y lo que la ayudaría en la dura competencia ante rivales como Exxon Mobil Corp. XOM +0.73%  y Chevron Corp. CVX +1.52%
     
    Las conversaciones sobre este acuerdo surgieron después de que Shell redujera sus ambiciones de convertirse en un importante productor de gas de esquisto. El proceso de fracturación hidráulica, o fracking, que utiliza arena y fluidos para fracturar el esquisto y liberar los hidrocarburos, ha creado un auge de gas y petróleo en EE.UU. Pero Shell y sus otros grandes rivales han fracasado en gran medida en su intento por beneficiarse del auge luego de adquirir activos de esquisto que resultaron infructuosos.
     
    Shell se ha estado deshaciendo de algunos de esos campos, y también dando un paso atrás en el desarrollo de esquisto en Europa y China. Una inversión en BG permitiría volver a concentrar las operaciones de gas de Shell en los grandes proyectos en alta mar en los que tiene una historia de desarrollo rentable.
     
    Desde que se hizo cargo de Shell a principios de 2014, el presidente ejecutivo, Ben van Beurden, había estado tratando de reducir los costos en la empresa luego de años en que esos gastos afectaron sus márgenes de beneficio.
     
    En enero, la compañía dijo que recortaría el gasto previsto durante los próximos tres años en US$15.000 millones.
     
    La reducción de costos ha creado otra preocupación entre algunos inversionistas que podría ayudar a explicar su interés en BG: que los recortes de los gastos de exploración puedan obstaculizar la capacidad de Shell para crecer en el largo plazo.
     
    El año pasado reemplazó sólo 26% del petróleo y el gas que bombeó, y una adquisición sería la manera más rápida de adquirir nuevos recursos.
     
    La compra de BG daría también a Shell acceso a preciados activos de petróleo costa afuera de Brasil, además de importantes recursos de gas no desarrollados en el este de África y un masivo proyecto de gas natural licuado en Australia.
     
    Shell ha estado interesada en entrar en proyectos de gas en África oriental, pero su oferta fue superada hace unos años, y no tiene una gran posición en Brasil. La división de venta y marketing de gas natural de BG también puede encajar bien con la cartera de gas de Shell y su experiencia en el negocio de gas natural licuado.
     
    Por Dana Mattioli y Shayndi Raice
     
    Fuente; WSJournal.com
     
  • Shell recibe una oferta de 464 millones por su división francesa de gas licuado de petróleo

    Plataforma ShellPlataforma ShellLa petrolera anglo holandesa Royal Dutch Shell ha recibido una oferta de compra de 464 millones de euros por su división de gas licuado de petróleo (GLP) Butagaz en Francia de la compañía irlandesa DDC Energy, según informa la compañía en un comunicado.
     
    Como respuesta esta oferta, Shell ha garantizado exclusividad a DDC Energy mientras consulta con los representantes de los trabajadores de Butagaz y Shell Francia.
     
    Además, añade que la operación de venta de la división de GLP en Francia, que está previsto se complete este 2015, está sujeta a la obtención de la aprobación de los reguladores tras estas consultas.
     
    Asimismo, aclara que el resto de actividades que tiene la petrolera anglo holandesa en Francia (Aviación, Flota Comercial, Lubricantes, Actividades Minoristas y Especialidades) continuarán operando como hasta ahora.
     
    Shell asegura que esta operación es coherente con su estrategia de concentrar su presencia en 'downstream' (refino y marketing) en un menor número de activos y en mercados donde pueda ser más competitiva. Además, coincide con su plan para abandonar las actividades de GLP a nivel global.
     
    Leer más:  Shell recibe una oferta de 464 millones por su división francesa de gas licuado de petróleo - elEconomista.es  http://www.eleconomista.es/empresas-finanzas/noticias/6721896/05/15/Economia-Finanzas-Shell-recibe-una-oferta-de-464-millones-por-su-division-francesa-de-gas-licuado-de-petroleo.html#Kku8TrhCCfMwhlp0
     
    Fuente:EP
  • Shell suspende perforaciones en aguas del Ártico en Alaska

    Plataforma de ShellPlataforma de ShellRoyal Dutch Shell PLC suspenderá sus exploraciones en aguas de Alaska en el futuro cercano, según anunció la compañía el lunes.
     
    La empresa señaló que un pozo de prospección perforado a unos 6.800 pies había encontrado gas y petróleo, pero no en cantidad suficiente.
     
    El presidente de Shell USA, Marvin Odum, explicó en un comunicado difundido el lunes por la mañana en Holanda que se trata de un final decepcionante para los trabajos en esa parte de la cuenca del mar de Chukchi. Shell perforó en un lugar con 45 metros (150 pies) de agua, a unos 128 kilómetros (80 millas) de la costa noroeste de Alaska.
     
    El pozo de prospección fue el primero construido en Chukchi en 24 años. Los grupos ecologistas se oponen a las perforaciones en el Ártico y afirman que la actividad industrial y la producción de más gases de efecto invernadero harán daño a los osos polares, moscas y focas de la zona.
     
    Durante el verano, manifestantes en kayaks intentaron sin éxito bloquear en Seattle y Portaldn, Oregon, el avance de varias embarcaciones de Shell con rumbo al Ártico.
     
    Shell ha gastado unos 7.000 millones de dólares en desarrollo en aguas del Ártico con la esperanza de que hubiera depósitos de combustibles fósiles que resultara rentable explotar.
     
    Fuente: 20minutos.com
     
  • Shell y Saudi Aramco pondrán fin a su empresa conjunta

    Armado de Plataforma: ShellArmado de Plataforma: ShellNUEVA YORK (EFE Dow Jones)-- Royal Dutch Shell PLC y Saudi Arabian Oil Co, la petrolera estatal de Arabia Saudita, prevén poner fin a Motiva Enterprises LLC, una sociedad conjunta de casi dos décadas de vida que dio origen a la mayor refinería de crudo en Estados Unidos.
     
    La decisión se produce después de que Arabia Saudita dijera que está considerando vender sus acciones en Saudi Aramco en el marco de la tendencia a privatizar empresas públicas coincidiendo con una prolongada caída de los precios del petróleo.
     
    Las compañías dijeron el miércoles que han firmado una carta de intención no vinculante y que habían acordado de forma preliminar que Saudi Refining Inc, de Saudi Aramco, mantenga el nombre de Motiva y controle la refinería de Port Arthur, en Texas, junto con 26 terminales de distribución. Según los términos del acuerdo, Saudi Refining también contaría con una licencia exclusiva y a largo plazo para vender gasolina y diésel bajo la marca Shell en Texas, la mayor parte del valle del Mississippi, y otros mercados.
     
    Motiva fue creada en 1998 por Shell Oil Co, Texaco Inc y Saudi Aramco, mediante la combinación de activos de sus operaciones de refinación y marketing en el este y la costa del Golfo de México.
     
    Los términos iniciales del acuerdo establecían que Shell Oil, filial de Royal Dutch Shell, controlaría el 35% de Motiva, mientras que Texaco y una filial de Aramco poseerían cada uno un 32,5%.
     
    Texaco vendió su participación en Motiva como parte de su fusión con Chevron Corp. Shell y Aramco han dirigido Motiva como una sociedad conjunta desde 2002.
     
    Por MARIA ARMENTAL
     
    WSJournal.com
  • Shell: reequilibrio del mercado petrolero podría demorar hasta fin del 2017

    Armado de Plataforma - Foto ShellArmado de Plataforma - Foto ShellREUTERS - El enorme exceso de oferta de crudo a nivel mundial que derrumbó los precios en los últimos dos años podría no resolverse hasta la segunda mitad del 2017, dijo a Reuters el asesor jefe de energía de Shell, Wim Thomas.
     
    El potencial retorno al mercado de alrededor de 1,5 millones de barriles por día (bpd) desde Libia y Nigeria y la incertidumbre acerca de los niveles de producción de crudo de Irán e Irak podrían demorar el reequilibrio más de lo que muchos estiman en la industria petrolera.
     
    "Cuando todas estas cosas lleguen al mercado pueden posponer nuevamente el equilibrio real", dijo Thomas en declaraciones al margen de una conferencia petrolera en Stavanger, Noruega.
     
    El ejecutivo señaló que el escenario más optimista era el de un reequilibrio, que implica que los enormes volúmenes de crudo almacenado sean absorbidos, a partir de este año, y que Shell estaba preparado para todos los resultados posibles.
     
    "Puede suceder en cualquier momento entre la segunda mitad de este año y la segunda mitad del próximo año", agregó.
     
    Los precios del crudo llegaron a caer a comienzo del 2016 más del 70% desde los máximos alcanzados en 2014 y ahora están más de un 50 por ciento por debajo de esos niveles récord, dado que una batalla feroz por la participación en el mercado entre los principales productores inundó el mundo con petróleo.
     
    Thomas, un ingeniero naval, dijo que tres aspectos podrían interrumpir la situación actual.
     
    La demanda de crudo de naciones sedientas de energía como China e India sería un factor clave para el valor del petróleo, así como la resiliencia de los productores de "shale" estadounidense ante la caída de los precios. Además, cualquier acuerdo de la OPEP para congelar la producción también podría provocar un impulso repentino en los precios, dijo Thomas.
     
    Miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se reunirán en el marco del Foro Internacional de Energía, que agrupa a productores y consumidores y que se realizará en Argelia entre el 26 y el 28 de septiembre.
     
     
    Reuters
  • Un exceso de gasolina amenaza el repunte del crudo

    La creciente demanda por parte de los conductores de autos en los países más ricos ayudó a alimentar un repunte del crudo este año. Pero muchos analistas consideran que el auge está llegando a su fin.
     
    Muchos analistas pronostican un estancamiento de la demanda de gasolina en los países desarrollados. Muchos analistas pronostican un estancamiento de la demanda de gasolina en los países desarrollados.En Estados Unidos, los precios más bajos de la gasolina incentivaron a los consumidores a manejar un récord de casi 5 billones de kilómetros en los últimos 12 meses. En junio, el consumo de combustible alcanzó un máximo histórico de 9,7 millones de barriles por día. Y en julio, las camionetas, los vehículos todoterreno y otros grandes consumidores de combustible alcanzaron una cuota récord de las ventas de automóviles.
     
    Pero a medida que se acaba la temporada de vacaciones, los bajos precios del combustible no son suficientes para llevar a los consumidores a poner más gasolina en sus autos. En términos más generales, el crecimiento económico no es tan fuerte en EE.UU. y Europa como para generar el incremento de puestos de trabajo o el salto manufacturero necesarios para estimular un gran aumento de la demanda de petróleo a largo plazo.
     
    La mayor parte del petróleo del mundo se refina para obtener combustible. Es por ello que las tendencias de manejo y de consumo de gasolina y de diésel son factores determinantes para fijar el precio del petróleo. Durante los últimos tres meses se acumuló un exceso de estos combustibles, lo cual disminuyó la demanda de petróleo y frenó el repunte del mercado de crudo, el mayor desde la crisis financiera.
     
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    En los últimos meses, el crudo pasó a un mercado alcista y llegó a superar los US$50 por barril, pero la tendencia se ha revertido un poco. El jueves, el precio del crudo en EE.UU. se ubicaba en US$47,18, un alza de 3,66% frente al día anterior, mientras que el Brent, la referencia global, ganó 3,4% para ubicarse en US$49,63.
     
    Muchos operadores, que señalan que las existencias se están manteniendo o están creciendo, apuestan a que el exceso de oferta no ha disminuido lo suficiente como para seguir apoyando el repunte de este año.
     
    Datos de la semana pasada mostraron que las existencias de crudo y combustibles refinados en EE.UU. han aumentado a un récord. Los suministros de crudo, gasolina y diésel son tan altos que incluso la mayor demanda no ha alcanzado para equilibrar el mercado. Con casi 500 millones de barriles, de acuerdo con Citigroup Inc., el almacenamiento global de gasolina ha llegado a un nivel casi récord a mediados de año.
     
    La tendencia ha obligado a inversionistas y analistas a desechar las predicciones que afirmaban que los precios del petróleo iban a subir en el segundo semestre de este año. Morgan Stanley redujo su pronóstico del tercer trimestre de US$50 a US$45 el barril, diciendo que había sobreestimado la demanda que ahora se está desacelerando en los mercados importantes.
     
    Bank of America Merrill Lynch dijo el 25 de agosto que esperaba que el crecimiento de la demanda en los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico se reduzca en 120.000 barriles por día para 2017. Los pronosticadores del gobierno de EE.UU. dicen, por su parte, que es improbable que la temporada de manejo del año que viene supere la de este año.
     
    El crecimiento del empleo se está desacelerando en EE.UU. y Europa. Aunque los precios del petróleo y de la gasolina se estabilicen o tengan menos espacio para caer drásticamente, no pueden seguir atrayendo a la gente a conducir más o a seguir comprando las camionetas, los camiones y los vehículos que consumen más combustible.
     
    “Probablemente ya hemos experimentado el modesto repunte de la demanda que se anticipaba”, dijo Rob Haworth, estratega de inversión de U.S. Bank Wealth Management, que gestiona US$133.000 millones en activos.
     
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    Muchos analistas esperan que los consumidores europeos regresen a la tendencia de largo plazo de conducir menos y usar autos que quemen menos combustible por kilómetro. La Agencia Internacional de Energía (AIE) dice que después de varios trimestres de crecimiento cercano a 2%, es probable que el aumento de la demanda petrolera europea se estanque por el resto del año. La demanda en las economías desarrolladas de Asia sigue un camino parecido y puede incluso disminuir con respecto al año pasado, señala la AIE.
     
    Para impulsar realmente la demanda, empresas y gobiernos deberían hacer grandes inversiones en nuevas fábricas o carreteras, pero no lo están haciendo, dijo James Koutoulas, director ejecutivo de Typhon Capital Management LLC. El gestor ha estado apostando a que los precios del petróleo se mantendrán a la baja en torno a los US$50 debido a que la demanda no puede ponerse al día con la oferta.
     
    “No tenemos gastos en infraestructura, ni ayuda de [los legisladores] en ningún país” para ello, dijo Koutoulas, cuya firma administra unos US$80 millones en activos, mayormente en materias primas. “Usted no tiene estímulo de la demanda”.
     
    Los países europeos y Japón tienen flotas muy eficientes en el consumo de energía y economías en desaceleración y poblaciones que apenas están creciendo o que, como en el caso de Japón, se están contrayendo. Aún en los mejores casos, las posibilidades de un rápido aumento del consumo de petróleo son escasas porque el crecimiento del número de personas con autos es lento. Con una expansión económico débil y economías cada vez más desindustrializadas, tampoco hay mucho margen para que crezca la demanda industrial.
     
    El crecimiento del empleo en EE.UU. también se está desacelerando. El año pasado se crearon 2,4 millones de puestos de trabajo, frente a 3,1 millones creados a principios de 2015. El crecimiento de la población y del empleo tienden a impulsar el consumo de combustible. Los datos del Departamento del Trabajo de EE.UU., por ejemplo, muestran que el consumidor desempleado promedio gasta US$700 al año en gasolina, en comparación con US$1.370 de aquellos que tienen un sueldo.
     
    El sector del petróleo tendrá que volver a depender de los mercados emergentes para la demanda, dijo Francisco Blanch, jefe de investigación de materias primas de Bank of America Merrill Lynch.
     
    La economía de China creció un poco menos de 7% en 2015, según estimaciones del Banco Mundial. Aunque es un crecimiento importante en comparación con las economías desarrolladas, es significativamente menos que el crecimiento chino de 2010, que fue superior al 10%. Otros mercados emergentes son mucho más pequeños y no añaden suficientes fábricas o nuevos propietarios de autos para aumentar el consumo de combustible de la forma en que lo hacía la nueva clase media china.
     
     
    Por Timothy Puko y Josh Zumbrun
     
    WSJournal.com
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