Menu
RSS
  • ¿Qué hay detrás del aumento de la inversión en petróleo y gas del Mar del Norte?

    Se espera que las inversiones en la industria del petróleo y el gas de Noruega alcancen un récord de alrededor de 21 mil millones de dólares en 2023.
    Noruega y el Reino Unido han superado desafíos recientes y están en camino de lograr hitos importantes debido a aumentos notables en las inversiones, el éxito de la exploración y la producción. La producción sólida de petróleo y gas de la región también está proporcionando recursos indispensables para que Europa y el resto del mundo naveguen por la transición energética.
     
    Se espera que las inversiones en la industria del petróleo y el gas de Noruega alcancen un nivel récord de aproximadamente 225 mil millones de coronas noruegas (21 mil millones de dólares) en 2023. Esto se produce cuando en los últimos años se han aprobado varios proyectos clave, impulsados ​​por el régimen fiscal temporal del país, que fue introducido para incentivar el gasto en la plataforma continental noruega.
     
    “Con una tasa de crecimiento impresionante este año, se prevé que las inversiones totales en la industria noruega del petróleo y el gas superen el récord establecido en 2013, cuando las inversiones totales alcanzaron aproximadamente NOK 205 mil millones ($19 mil millones). Se espera que las inversiones en 2023 alcancen un nuevo máximo histórico, y este aumento significativo de la inversión marcaría un nuevo hito en el sector del petróleo y el gas en Noruega”, afirma Emil Varre Sandoy, vicepresidente de Upstream de Rystad Energy.
     
    Este aumento de la inversión es un avance positivo después de varios años de escasez en la industria y será particularmente bienvenido por el sector de servicios petroleros. Esta inversión en el sector es esencial para mantener una industria de servicios fuerte mientras se realiza una transición gradual hacia fuentes de energía alternativas.
     
    A pesar de una disminución de casi el 15%, desde un máximo de casi 4,6 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boepd) en 2004, la producción noruega de petróleo y gas aumentará nuevamente. Para 2025, la producción podría volver a alcanzar niveles máximos como resultado de un mayor enfoque en la producción de gas y nuevos proyectos en trámite. Estos volúmenes se producirán con una de las huellas de CO 2 más bajas del mundo y reducirán la dependencia de Europa de los hidrocarburos rusos.
     
    Las inversiones en petróleo y gas en el Reino Unido no se han recuperado de la misma manera que en Noruega. Se espera que las inversiones en 2023 sean alrededor de un 75% inferiores a las de 2013, cuando la inversión alcanzó un máximo de casi £18 mil millones ($22,7 mil millones). Sin embargo, con muchos avances en trámite, el próximo año podría ver el mayor número de proyectos sancionados en una década. Si bien en el Reino Unido se aprueban, en promedio, de tres a cinco proyectos cada año, en 2024 se podrían dar luz verde a hasta 14 nuevos campos de petróleo y gas.
     
    "Los tres proyectos más grandes son Rosebank, Cambo y Clair Fase 3. Si estos proyectos importantes se aprueban, 2024 podría marcar la actividad sancionadora más alta desde 2013, con alrededor de £9,5 mil millones ($12 mil millones) en inversiones futuras", dice Sonya Boodoo, Upstream. Analista senior en Rystad Energy.
     
    Pocas medidas de actividad son más cíclicas que la actividad de exploración. En 2014 se perforaron en Noruega 57 nuevos pozos de exploración de petróleo y gas. Solo dos años después, el recuento cayó a 27 cuando el precio del petróleo se desplomó en 2015 y 2016. La actividad aumentó en 2018 y 2019, antes de volver a caer en 2020 debido al Covid-19 y los bajos precios del petróleo.
     
    Este año, se espera que el número de pozos de exploración llegue a 35 y se prevé que aumente a 36 el próximo año. También ha sido un buen año para nuevos descubrimientos, con volúmenes similares a los del año pasado ya descubiertos, a pesar de que hasta la fecha solo se han completado alrededor de la mitad de los pozos planificados para 2023.
     
    Por Rystad Energía
     
  • ADNOC de los Emiratos Árabes Unidos contempla la expansión de la actividad downstream en Europa

    ADNOC de Abu Dhabi ha hecho una propuesta de adquisición preliminar para el grupo químico alemán Covestro, un grupo químico alemán, como parte de sus planes estratégicos para aprovechar los desarrollos del mercado. Si bien aún no se ha hecho una oferta oficial, se estima que la propuesta ronda los 10.000 millones de euros (10.900 millones de dólares), valorando a Covestro en casi 11.000 millones de euros.
    El interés de ADNOC en Covestro se alinea con su objetivo de volverse más sostenible, aunque cualquier acuerdo potencial probablemente implique mantener las operaciones de Covestro separadas de ADNOC. 
     
    Aunque no es inminente un acuerdo completo, la estrategia más amplia de ADNOC incluye invertir aproximadamente $ 150 mil millones en la expansión de las actividades upstream, así como en el desarrollo y expansión de la energía baja en carbono. 
     
    La participación en Covestro sigue a la adquisición por parte de ADNOC de una participación del 24,9% en la empresa austriaca de energía y productos químicos OMV en 2022. El alcance de inversión de ADNOC se extiende más allá de los EAU y MENA, ya que busca aumentar su cartera en la UE, EE. UU. y Asia. Sus ambiciones de expansión upstream internacional quedaron claras cuando la empresa  adquirió una participación  en NewMed Energy de Israel.
     
    Además, ADNOC planea participar activamente en los mercados de carbono mediante la generación y el comercio de créditos de carbono a través de su brazo comercial de productos básicos, ADNOC Global Trading (AGT). La atención se centrará inicialmente en la generación de créditos a partir de sus propios proyectos y otros proyectos basados ​​en los EAU en varios sectores. La estrategia a largo plazo de ADNOC gira en torno a las fuentes de energía verde y una economía baja en carbono, con un énfasis particular en los productos derivados del petróleo y el gas.
     
    La mesa de carbono recientemente establecida de AGT, dirigida por Aleksi Parkkila, anteriormente de Trafigura, encabezará los esfuerzos del mercado de carbono de ADNOC. El CEO de ADNOC, Sultan Al Jaber, quien también es el líder de la COP28 y supervisa al productor de energía verde MASDAR, dice que la transición de los "combustibles fósiles" es inevitable, pero tenga en cuenta que esto no significa el fin de los hidrocarburos y los productos combustibles. producción. 
     
    Por Cyril Widdershoven para Oilprice.com
     
  • Alemania apuesta por el GNL por temor a otro ataque a un gasoducto

    Alemania busca instalar una o dos terminales flotantes de importación de GNL en su isla más grande, Rügen en el Mar Báltico, ya que los funcionarios no descartan más ataques a la infraestructura de gasoductos y energía, dijeron a Bloomberg fuentes con conocimiento de los planes el jueves.
    Alemania no puede descartar otro ataque a un gasoducto que transporta gas natural después del misterioso sabotaje en los gasoductos Nord Stream el otoño pasado, según el canciller Olaf Scholz, dicen las fuentes de Bloomberg.
    Hasta mediados de 2022, Alemania recibió la mayor parte de su gas de Rusia a través de Nord Stream 1 antes de que Rusia cancelara las entregas a principios de septiembre, alegando que no podía reparar las turbinas de gas debido a las sanciones occidentales. El sabotaje en Nord Stream 1 y Nord Stream 2 ocurrió a fines del mismo mes.
     
    Después de que se detuviera el suministro de gas ruso, Noruega es ahora el principal proveedor de gas natural de Alemania y los suministros llegan a través de gasoductos.
     
    Preocupados por un posible nuevo ataque a la infraestructura de oleoductos, los funcionarios alemanes ahora buscan tener terminales flotantes de importación de GNL en el puerto de Mukran en la isla de Rügen para 2024, según fuentes de Bloomberg. 
     
    Ante la perspectiva de que no hubiera gas ruso, Alemania se apresuró a instalar unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU) el año pasado. 
    La economía más grande de Europa planea tener hasta 70,7 millones de toneladas por año de capacidad de importación de GNL para 2030, lo que la convertirá en  el cuarto  poseedor de capacidad de importación de GNL más grande del mundo. Alemania planea tener un total de 10 FSRU, algunas de las cuales serán eliminadas y reemplazadas por instalaciones de regasificación en tierra una vez que se construyan. La prisa por tener terminales de importación de GNL lo antes posible convertirá a Alemania en el cuarto mayor poseedor de capacidad de importación detrás de los principales compradores asiáticos de GNL, Corea del Sur, China y Japón.
     
    Alemania puede terminar usando menos capacidad de importación de GNL de la que ha planeado implementar esta década, pero es mejor prevenir que curar, dijo el mes pasado el director ejecutivo de la principal empresa de servicios públicos alemana, RWE, en una entrevista con las revistas de negocios alemanas Der Stern y Capital.
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com
  • Alemania considera ampliar los límites de precios de la energía hasta marzo de 2024

    Alemania está considerando extender los límites de precios del gas y la electricidad hasta el final del próximo invierno en marzo de 2024,  informó Reuters  el viernes, citando una fuente anónima. 
    El año pasado, Alemania introdujo un paquete de  200 mil millones de euros  para el llamado “escudo defensivo” para proteger a las empresas y a los consumidores contra el impacto del aumento vertiginoso de los precios de la energía. A finales de septiembre de 2022, el gobierno alemán dijo que abandonaría planes anteriores de imponer un impuesto al gas a los consumidores y, en su lugar, introduciría un límite al precio del gas para frenar las crecientes facturas de energía.   
     
    El paquete ha ayudado con los crecientes costos de la energía a principios del invierno pasado, cuando Alemania perdió todo el suministro del gasoducto ruso a través de Nord Stream y los mercados de materias primas energéticas eran muy volátiles después de la invasión rusa de Ucrania.  
     
    Ahora el gobierno planea ampliar los límites de precios del gas y la energía y la Comisión Europea está revisando la medida, según una fuente de Reuters. Pero Alemania quiere poner fin al recorte del impuesto sobre las ventas para la calefacción urbana y el gas, debido a unos precios de la energía más estables y un presupuesto más austero, señaló la fuente. 
     
    A principios de esta semana, el director ejecutivo de la mayor empresa de servicios públicos del país, RWE, dijo a la publicación alemana WirtschaftsWoche que las interrupciones en el suministro de gas  siguen siendo un riesgo  para Alemania.
     
    "No tenemos ningún amortiguador en el sistema de gas", dijo a  WirtschaftsWoche el director ejecutivo de RWE, Markus Krebber , añadiendo que la mayor economía de Europa debe acelerar la construcción de infraestructura de importación de gas para evitar futuras escaseces.
     
    "Si hay un invierno muy frío o interrupciones en el suministro, se pueden producir situaciones muy críticas y, como resultado, escasez y precios significativamente más altos", según el alto ejecutivo de RWE. 
     
    La advertencia de Krebber de que Alemania y Europa aún no están fuera de peligro se hace eco de opiniones similares de la industria alemana.
     
    El país sigue pidiendo a los consumidores que ahorren gas y espera que los precios del gas natural  se mantengan altos  hasta al menos 2027.  
     
    Por Michael Kern para Oilprice.com
  • Alemania firma un acuerdo a largo plazo de GNL con EE. UU. para reemplazar el gas ruso

    La empresa estatal alemana Seuring Energy for Europe (Sefe) ha firmado un acuerdo de 20 años con Venture Global LNG para importar 2,25 millones de toneladas de GNL por año del tercer proyecto de Venture Global, CP2 LNG, ya que la economía más grande de Europa busca asegurar el gas. suministro después de que Rusia detuviera las entregas.   
    Sefe, propiedad total del gobierno alemán, se creó el año pasado después de que Alemania salvó una antigua unidad de Gazprom que había expropiado en abril con un préstamo de miles de millones de euros . Gazprom Germania pasó a llamarse Seuring Energy for Europe GmbH (Sefe), para asegurar el suministro de energía a Alemania y Europa, dijo el gobierno el verano pasado.  
     
    “Al unir fuerzas con Venture Global LNG, SEFE da otro paso importante en nuestra misión de asegurar energía para los clientes alemanes y europeos y satisfacer la demanda energética de la región”, dijo Egbert Laege, CEO de Sefe, al comentar sobre el acuerdo.
     
    “Alemania ha actuado con decisión para diversificar su cartera de energía y el GNL será una parte vital de esa combinación, ya que busca fortalecer su seguridad energética y al mismo tiempo avanzar en el progreso ambiental”, dijo Mike Sabel, director ejecutivo de Venture Global LNG.
     
    El nuevo acuerdo a largo plazo indica que Alemania seguirá dependiendo del gas natural y, a diferencia de hace un año y medio, no se muestra reacia a contratar el suministro de GNL en las próximas décadas.
     
    A fines del año pasado, Alemania firmó un acuerdo con Qatar, en virtud del cual Qatar proporcionará GNL a Alemania durante al menos 15 años a partir de 2026 en virtud de acuerdos que la firma estatal QatarEnergy y la estadounidense ConocoPhillips firmaron para el suministro desde North Field East de Qatar (NFE). ) y los proyectos de expansión North Field South (NFS). 
     
    Ante la perspectiva de que no haya gas ruso, Alemania comenzó el año pasado a instalar unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU). 
     
    A principios de enero, Alemania  dio la bienvenida al primer buque cisterna  que transportaba GNL en la terminal de importación de GNL recientemente inaugurada en Wilhelmshaven, y la carga llegó desde las instalaciones de exportación de Calcasieu Pass en los Estados Unidos.
     
    La economía más grande de Europa planea tener hasta 70,7 millones de toneladas por año de capacidad de importación de GNL para 2030, lo que la convertirá en  el cuarto  poseedor de capacidad de importación de GNL más grande del mundo.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Alemania sustituirá la energía nuclear por plantas de gas natural por 16.000 millones de dólares

    En abril pasado, Alemania cerró sus últimas tres centrales nucleares, marcando el fin de la era atómica del país.
    En abril pasado, Alemania cerró sus últimas tres centrales nucleares, marcando el fin de la era atómica del país. La controvertida decisión se produjo en un momento en que Europa y el público alemán comenzaban a acercarse a la energía nuclear a raíz de la crisis energética del continente tras la invasión rusa de Ucrania. 
     
    "Necesitaremos más energía eléctrica en el futuro. Eso es un hecho. Y un 6% puede ser mucho que perder cuando no hay nada nuevo [para reemplazarlo]. Estaríamos perdiendo un 6% cuando realmente necesitaremos más ", El canciller alemán Olaf Scholz dijo a Deutsche Welle en 2022, poco después de la invasión. 
     
    En aquel entonces, Alemania y decenas de naciones europeas estaban  repensando seriamente sus estrategias de eliminación nuclear  : más del 80% del público alemán estaba a favor de extender la vida útil de los reactores nucleares existentes en el país. El Washington Post incluso informó que Alemania estaba  reparando minas de carbón  y centrales eléctricas que estuvieron inactivas durante más de una década en lo que se denominó una “primavera” para el sector del carbón de Alemania. Anteriormente, el país se había fijado el objetivo de eliminar gradualmente la electricidad generada con carbón para 2038.
     
    Pero como Alemania y Europa no tienen problemas para asegurar nuevos suministros de gas, principalmente de Estados Unidos, la coalición gobernante del país ha cambiado repentinamente de tono. Scholz se muestra ahora inflexible en que " la energía nuclear se acabó " y que la cuestión es  "un caballo muerto en Alemania"  después de enfrentarse a las críticas de miembros del partido Demócratas Libres que advirtieron que abandonar repentinamente la energía nuclear sólo llevaría a quemar más combustibles fósiles. " Quien quisiera construir nuevas centrales nucleares necesitaría 15 años y gastaría entre 15.000 y 20.000 millones de euros cada una ", continuó Scholz. Hace dos años, los políticos alemanes  denunciaron con vehemencia  el intento de la oposición y de la UE de etiquetar la energía nuclear como sostenible.
     
    Bueno, los críticos de Scholz tenían razón. Berlín ha  revelado planes  para gastar 16.000 millones de euros en 10 gigavatios (GW) de nuevas centrales eléctricas alimentadas con gas en una importante reforma de la red energética del país. La coalición gobernante ha anunciado que la nueva estrategia se suma "a la expansión constante de las energías renovables" y es clave para proporcionar un suministro eléctrico estable " incluso en tiempos donde hay poco sol y viento ". El gobierno ha promocionado las centrales eléctricas de gas fósil como " modernas, altamente flexibles y respetuosas con el clima " porque, posteriormente, se convertirán para funcionar con hidrógeno a mediados o finales de la década de 2030. La multinacional energética estatal  Uniper  ha elogiado la medida y ha afirmado que “ se necesita urgentemente una acción rápida porque el proceso de aprobación y la construcción real de centrales eléctricas e instalaciones de almacenamiento llevarán varios años. "Alemania es ahora uno de los principales defensores de la eliminación gradual de la energía nuclear a nivel de la UE.
     
    Como era de esperar, los grupos ecologistas han salido airosos, y Greenpeace ha denunciado la estrategia como un “ ejemplo perfecto de cómo el revuelo en torno al hidrógeno es sólo una cortina de humo para más gas fósil”. "
     
    Desde un punto de vista puramente de emisiones, la energía nuclear es más limpia que el gas natural porque produce cero emisiones de carbono; Las emisiones del ciclo de vida de la energía nuclear son significativamente menores que las de la generación basada en gas y tampoco produce otros gases de efecto invernadero nocivos. Desafortunadamente, varios accidentes nucleares de alto perfil, incluidos Three Mile Island, Chernobyl y Fukushima, probablemente permanecerán grabados en la psique pública durante décadas, si no siglos, convirtiendo a la energía nuclear en la oveja oscura indeleble de la combinación energética global. El gas natural se ve mucho más favorablemente.
     
    Volver a Energías Renovables
     
    Alemania también está abandonando su breve romance con el carbón. El año pasado, la gigantesca empresa energética del país,  LEAG , anunció que convertirá sus centrales térmicas alimentadas con lignito en el  mayor centro de energía verde de Europa,  con una capacidad de entre 7 GW y 14 GW. LEAG tiene el objetivo de instalar entre 7 GW y 14 GW de capacidad de energía eólica y solar; 3 GWh de capacidad de almacenamiento y 2 GW para la producción de hidrógeno verde en la región de Lusacia, en el este de Alemania, para 2040.
     
    Pero Alemania no es la única nación europea que ha reavivado su odio por los combustibles fósiles "sucios". El gigante energético francés  Engie  anunció recientemente planes para construir una planta de gas de 500 megavatios cerca de la ciudad de Nijmegen en los Países Bajos en el lugar de un antiguo generador de carbón. Engie dice que la instalación será una “planta híbrida” y podría funcionar con hidrógeno en el futuro. 
     
    La bonanza del gas natural y el GNL de Estados Unidos ciertamente está ayudando a Europa a hacer caso omiso de los combustibles fósiles con alto contenido de carbono: con exportaciones que promediaron 11,6 mil millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) durante la primera mitad de 2023, y ~70% de Con sus exportaciones a Europa y gran parte del resto a Asia, Estados Unidos es ahora el mayor exportador de GNL del mundo.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • Cómo el sistema de impuestos al carbono de la UE está remodelando el comercio mundial del acero

    El CBAM de la UE tiene como objetivo fijar el precio de las emisiones de carbono de los bienes importados y disuadir a los productores europeos de invertir en lugares extranjeros menos regulados.
    Este mes se lanzó la política CBAM de la UE , una abreviatura muy necesaria de Mecanismo de Ajuste de Carbono en Frontera. Los funcionarios diseñaron la política comercial para poner un precio justo al carbono emitido durante la producción de bienes intensivos en carbono que ingresan a la Unión Europea. También esperan que fomente una producción industrial más limpia en países no pertenecientes a la UE.
     
    La política se aplicará a una variedad de productos con alto contenido de carbono, incluidos cemento, hierro y acero, aluminio, fertilizantes, electricidad e hidrógeno. La intención es proteger a los productores nacionales que deben cumplir con las regulaciones de emisiones ambientales de la UE de sufrir competencia desleal por parte de productores extranjeros que no están sujetos al mismo régimen. CBAM también tiene como objetivo disuadir a los productores de la UE de invertir en el extranjero en lugares menos regulados para evitar esos mismos costos, a menudo denominados "fugas de carbono".
     
    El CBAM acaba de entrar en funcionamiento el 1 de octubre y entró en aplicación en su fase de transición. Actualmente, el primer período de presentación de informes para los importadores finaliza el 31 de enero de 2024. Mientras tanto, el Foro de Acción Estadounidense informa que el plan es comenzar a gravar las exportaciones estadounidenses en sectores intensivos en carbono en 2026.
     
    Efectos sobre las cambiantes políticas comerciales de EE.UU.
     
    ¿Debería importarle a Estados Unidos lo que hace la UE a este respecto? Bueno, sí. En varios niveles, tiene relevancia tanto para los consumidores estadounidenses como para los nacionales. Aunque los planes pueden cambiar, sujeto a la administración que preside, Estados Unidos está considerando implementar su propio CBAM. Y por una vez, la medida cuenta con apoyo bipartidista. Dicho esto, aún no se ha concretado qué forma adoptaría un CBAM estadounidense. Aún así, de la misma manera que la política de la UE, cualquier CBAM permitiría a Estados Unidos imponer un precio en forma de derechos de importación, aranceles o impuestos al carbono emitido durante la producción de bienes en el país de origen.
     
    Ambos bloques comerciales han buscado durante mucho tiempo limitar la penetración en el mercado de acero, aluminio y otros productos de bajo costo de sus mercados nacionales. Por ejemplo, el presidente Trump introdujo los aranceles de la sección 232 del 10% sobre el aluminio y del 25% sobre los productos de acero de casi todo el mundo. Luego cedió gradualmente a cambio de imponer cuotas de diversas fuentes. La administración Biden amplió ese proceso aún más, permitiendo que el comercio bilateral con grupos más grandes –como la UE– evitara los aranceles 232, sin dejar de mantener los volúmenes comerciales limitados por cuotas.
     
    Preocupaciones por China y el medio ambiente acusan a CBAM
     
    El principal objetivo de las restricciones tanto de la UE como de Estados Unidos a las importaciones de acero y aluminio siempre ha sido China y, en menor medida, otros actores asiáticos y de Europa del Este. Sin embargo, la justificación de las recientes medidas estadounidenses para imponer aranceles adicionales a las importaciones ha evolucionado con el tiempo. Bajo Trump, el impulso fue la seguridad nacional. Según la iniciativa de acero verde de Biden, el objetivo declarado era proteger el medio ambiente. En la versión actual, Estados Unidos afirma que simplemente quiere eliminar el exceso de capacidad global. Aún así, el objetivo ha sido principalmente China en todos los casos.
     
    Todas estas iniciativas probablemente infringen las normas de la OMC y terminarían en litigio, pero un CBAM tiene la brillante y pulida imagen de ser ambientalmente responsable. ¿Y quién hoy en día puede discutir una justificación medioambiental? De hecho, los abogados de la UE han pasado años formulando su CBAM expresamente para evitar litigios en la OMC, por lo que lo más probable es que un CBAM estadounidense se vea muy similar.
     
    Es importante señalar que una CBAM no es una política de “bajo impacto”. De hecho, el Foro Económico Mundial estima que “una quinta parte de las emisiones de carbono del mundo provienen de los sectores manufacturero y de producción”. De hecho, los formuladores de políticas en la UE y EE.UU. consideran que la reducción de las emisiones de carbono en los sectores manufactureros es un aspecto esencial y relativamente simple de sus objetivos de reducción de emisiones de carbono. Esto a pesar de que es muy probable que esos países no hayan alcanzado sus objetivos anteriores. Sin embargo, continúa aumentando la presión en las economías maduras para acelerar los acuerdos CBAM.
     
    Por Stuart Burns.
  • El 'diesel nuclear' podría convertirse en un cambio de juego en los mercados energéticos

    En febrero, una propuesta de la UE para prohibir completamente los automóviles que funcionan con combustibles fósiles para 2035 enfrentó una fuerte oposición liderada por la economía más grande del bloque, Alemania, así como Polonia e Italia. Aunque es un fuerte jugador de energía limpia, Alemania también es la superpotencia europea de ICE, y temía que un movimiento tan dramático pudiera sonar una sentencia de muerte para su industria fundamental.
    La UE aún logró aprobar la propuesta, pero con una concesión clave: la venta de vehículos de combustión interna podría continuar después de la prohibición de 2035 solo si funcionan con combustibles electrónicos. Según la AIE, los combustibles sintéticos son vitales en la descarbonización del transporte y la industria para 2050, especialmente en sectores difíciles de electrificar como la aviación.
     
    No debe confundirse con los biocombustibles, o los combustibles producidos a partir de cultivos como la caña de azúcar, el maíz, las algas, la soja, los combustibles electrónicos o los combustibles sintéticos son combustibles líquidos producidos a partir de gas natural, carbón, turba y esquisto bituminoso, e incluyen diesel sintético, queroseno sintético y e-metanol. Los combustibles sintéticos neutros en carbono se fabrican de dos maneras.
     
    El primer método utiliza dióxido de carbono capturado o monóxido de carbono de la atmósfera o de un proceso industrial como la fabricación de acero, y lo combina con hidrógeno obtenido del agua a través de la electrólisis para producir ecombustibles en un proceso conocido como Fischer-Tropsch. La segunda categoría abarca biocombustibles sintéticos creados a partir de biomasa gasificada antes de ser catalizada con hidrógeno utilizando medios químicos o mediante procesos térmicos.
     
    El mayor atractivo de los combustibles sintéticos es que, a diferencia de los combustibles fósiles, el C02 que liberan a la atmósfera cuando se queman en un motor es prácticamente igual a la cantidad extraída de la atmósfera para producir el combustible, lo que los convierte en CO2 neutros en general. Para endulzar el trato, los vehículos de ICE no requieren ninguna modificación para funcionar con combustibles electrónicos, que también pueden transportarse a través de las redes logísticas de combustibles fósiles existentes. Además, los combustibles sintéticos se pueden mezclar en combustibles fósiles o pueden reemplazarlos completamente en barcos, aviones o tecnologías industriales existentes.
     
    La multinacional alemana de ingeniería y tecnología BOSCH es una firme defensora de los combustibles sintéticos. Según la compañía, alrededor de la mitad de los automóviles de gasolina o diesel que se venden ahora todavía estarán en las carreteras para 2030. Mediante el uso de combustibles sintéticos (que BOSCH dice que son completamente compatibles con los combustibles fósiles actuales), estos vehículos heredados podrán desempeñar un papel en la reducción de las emisiones de CO2.
     
    No es sorprendente que las grandes compañías petroleras como la estadounidense ExxonMobil Corp. (NYSE: XOM) y la italiana Eni S.p.A (NYSE: E), así como los fabricantes de automóviles globales como Porsche y Audi sean algunos de los mayores patrocinadores de los combustibles electrónicos (Exxon y Eni son partidarios de la Alianza eFuel de Europa).
     
    Actualmente, los e-combustibles no se producen a escala debido a un problema importante: los altos costos. La producción de combustibles sintéticos es altamente intensiva en energía, tanto que un estudio reciente del Consejo Internacional de Transporte Limpio encontró que los combustibles electrónicos podrían costar hasta € 2.80 por litro ($ 11.52 USD por galón), o 3 veces el costo actual del diesel en los EE. Además, el uso de combustibles electrónicos en un automóvil ICE requiere aproximadamente 5 veces más electricidad renovable que el funcionamiento de un vehículo eléctrico, lo que reduce su propuesta de valor como combustible de energía limpia.
     
    La primera planta comercial de e-fuel del mundo, respaldada por Porsche y con el objetivo de producir 550 millones de litros por año, se inauguró en Chile en 2021. Otras plantas planificadas incluyen Norsk e-Fuel de Noruega, que comenzará la producción en 2024 con un enfoque importante en el combustible de aviación.
     
    Afortunadamente, las grandes petroleras podrían encontrar a su caballero blanco en otra tecnología controvertida: la energía nuclear.
     
    Nuclear Diesel
     
    El uso de la energía nuclear para producir productos químicos y combustibles líquidos es una idea que se ha planteado durante mucho tiempo. De hecho, la energía nuclear está fuertemente orientada hacia procesos que requieren altas temperaturas a precios asequibles, como la producción de combustible sintético y la gasificación del carbón. Las altas temperaturas aumentan la eficiencia de generación de energía de los reactores refrigerados por gas de alta temperatura (∼50%) y abren la posibilidad de utilizar HTGR para las operaciones de proceso.
     
    Desafortunadamente, es realmente difícil desplegar la energía nuclear a un ritmo lo suficientemente rápido como para lograr nuestros objetivos climáticos gracias a la dura realidad de los proyectos de energía nuclear. Tenga en cuenta que no solo se necesita un promedio de ocho años para construir una planta de energía nuclear, sino que también el tiempo promedio entre la decisión y la puesta en marcha generalmente oscila entre 10 y 19 años. Además, los grandes obstáculos comerciales, principalmente el gran costo de capital inicial y los enormes sobrecostos (las plantas nucleares tienen la mayor frecuencia de sobrecostos de todos los proyectos de energía a escala de servicios públicos), hacen que este sea un esfuerzo aún más oneroso.
     
    Ingrese pequeños reactores nucleares modulares (SMR).
     
    Los SMR son reactores nucleares avanzados con capacidades de potencia que oscilan entre 50-300 MW (e) por unidad, en comparación con 700 + MW (e) por unidad para los reactores de energía nuclear tradicionales. Sus mayores atributos son:
     
    Modular: esto hace posible que los sistemas y componentes SMR se ensamblen de fábrica y se transporten como una unidad a un lugar para su instalación.
    Pequeño: los SMR son físicamente una fracción del tamaño de un reactor de energía nuclear convencional.
    Dada su huella más pequeña, los SMR pueden ubicarse en lugares no adecuados para plantas de energía nuclear más grandes, como las plantas de carbón retiradas. Las unidades SMR prefabricadas se pueden fabricar, enviar y luego instalar en el sitio, lo que las hace más asequibles de construir que los reactores de potencia grandes. Además, los SMR ofrecen ahorros significativos en costos y tiempo de construcción, y también se pueden implementar de manera incremental para satisfacer la creciente demanda de energía. Otra ventaja clave: los SMR tienen requisitos de combustible reducidos y se pueden reabastecer cada 3 a 7 años en comparación con entre 1 y 2 años para las plantas nucleares convencionales. De hecho, algunos SMR están diseñados para funcionar hasta 30 años sin repostar.
     
    Decenas de gobiernos, incluido el gobierno de los Estados Unidos, han comenzado a incentivar los SMR haciéndolos más atractivos para los prestamistas y las empresas de servicios públicos. En 2020, el Departamento de Comercio de los Estados Unidos lanzó un Grupo de Trabajo de Reactores Modulares Pequeños que busca acelerar el despliegue de SMR en los mercados europeos en un intento por posicionar a las empresas estadounidenses para tener éxito en esos mercados. Mientras tanto, Ghana y Kenia también están buscando desarrollar SMR para expandir sus capacidades de generación de energía.
     
    Afortunadamente para las grandes compañías petroleras y los defensores de los combustibles sintéticos, los SMR podrían ser justo lo que necesitan para finalmente hacer que los combustibles electrónicos sean competitivos con los combustibles fósiles.
     
    El Dr. Robert Hargraves, cofundador de ThorCon International, una compañía de ingeniería nuclear, ha propuesto el desarrollo del "diesel nuclear", calificándolo como un cambio de juego en la transición de energía limpia. Según el experto nuclear:
     
    "Los costos avanzados de energía de fuentes nucleares pueden ser de 3.5 centavos / kWh para electricidad o 2 centavos / kWh para calor de alta temperatura. Este costo de entrada de energía de fuente bruta para fabricar diesel nuclear es inferior a $ 1 por galón. Incluso después de agregar nuevos costos de capital de refinería y costos operativos, espero que las nuevas refinerías puedan producir diesel nuclear a precios mayoristas actuales cercanos a $ 3 por galón ".
     
    Aunque esta tesis aún no se ha probado en la industria del petróleo y el gas, ya tiene un claro precedente en la industria química: el año pasado, la compañía de ciencia de materiales Dow Inc. (NYSE: DOW) se asoció con el pequeño experto en tecnología nuclear modular, X-energy, para implementar la tecnología de reactor de gas de alta temperatura Xe-100 de X-energy en uno de los sitios de Dow en la costa del Golfo de Estados Unidos. La planta del reactor Xe-100 proporcionará calor y energía de proceso competitivos y libres de carbono a las instalaciones de Dow.
     
    "La tecnología nuclear modular pequeña avanzada será una herramienta crítica para el camino de Dow hacia las emisiones de carbono cero y nuestra capacidad para impulsar el crecimiento mediante la entrega de productos bajos en carbono a nuestros clientes", dijo Jim Fitterling, presidente y director ejecutivo de Dow.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • El déficit de inversión amenaza la transición verde de Europa

    Un asesor del presidente Biden es el último en pedir al Reino Unido y Europa que sigan los pasos de Estados Unidos y aumenten su inversión en tecnología verde.
    El Reino Unido y el resto de Europa han sido criticados repetidamente durante el último año por no implementar una legislación climática de gran alcance para respaldar sus objetivos de una transición verde. Después de la aprobación de la Ley de Reducción de la Inflación (IRA), la política climática estadounidense más ambiciosa hasta la fecha, todos esperaban que el Reino Unido y Europa anunciaran algo similar, pero la financiación para la descarbonización sigue siendo limitada debido a la falta de una política climática integral. 
     
    Este mes, tras una gira por varios países europeos, Heather Boushey, miembro del Consejo de Asesores Económicos de la Casa Blanca, pidió a los gobiernos de todo el mundo, incluido el del Reino Unido, que aumenten sus inversiones verdes. Usó a Estados Unidos como una historia de éxito, sugiriendo que la financiación pública proporcionada a través del IRA ha alentado a las empresas privadas a invertir fuertemente en descarbonización, energía verde y tecnologías relacionadas, reduciendo así la inflación. 
     
    Boushey  afirmó : "Estamos trabajando con nuestros amigos y aliados para incentivarlos a hacer lo mismo, porque todos necesitamos hacer estas inversiones". Explicó: “Este gasto público ha incentivado miles de millones de dólares en inversiones en todo el país (dólares privados, en semiconductores y energía limpia). En realidad, gran parte del dinero público ni siquiera ha salido todavía y el sector privado está entrando en acción”. 
     
    La IRA proporciona 369 mil millones de dólares en fondos de energía limpia y tecnología baja en carbono para abordar el cambio climático y apoyar una transición verde global. Boushey enfatizó la “carrera hacia la cima” en inversión climática, alentando a otros gobiernos a lanzar políticas climáticas similares. También destacó la importancia de proporcionar financiación tempranamente para garantizar la seguridad energética en el futuro y no quedarse atrás. Boushey cree que en lugar de rehuir el gasto, el gasto verde podría allanar el camino para un crecimiento económico más resiliente en el futuro. 
     
    A pesar de este enfoque de Estados Unidos, no todos ven el gasto de esta manera. Con las elecciones generales del próximo año, el Partido Laborista del Reino Unido recientemente dio marcha atrás en su promesa de gastar 33.300 millones de dólares al año en empleos e industrias verdes si llega al poder. En cambio, ha decidido demostrar su credibilidad fiscal antes de aumentar sus inversiones para 2027. En junio, la canciller en la sombra del Reino Unido, Rachel Reeves,  afirmó  : “No se puede construir ningún plan que no sea una piedra de responsabilidad económica y fiscal... Nunca actuaré rápido”. y relajado con las finanzas públicas”. 
     
    Sin embargo, un informe de agosto del Instituto de Investigación de Políticas Públicas del Reino Unido (IPPR)  afirmó : “Sin una acción gubernamental urgente, el Reino Unido permanecerá en la parrilla de salida de la carrera para capturar las industrias verdes del mañana”. El informe pide el establecimiento de un plan de inversión nacional. El IRRP sugiere un enfoque de “guarida de dragones” para apoyar las empresas verdes, con el objetivo de hacerse eco del IRA de Biden. 
     
    Simone Gasperin, miembro asociado del IPPR,  explicó : “El fondo nacional de inversión es una propuesta política para nuestro tiempo. El Reino Unido necesita financiar y coordinar proyectos estratégicos de política industrial que generen una transición neta cero a través de la prosperidad económica y la inclusión. Y añadió: “El costo de la inacción en los medios de vida de las personas será demasiado alto, mientras que existen enormes oportunidades que el gobierno puede aprovechar al invertir conjuntamente con empresas privadas”. 
    Pero no es sólo el Reino Unido el que se ha quedado atrás, ya que las grandes promesas de Europa no están respaldadas con acciones. En junio, la Comisión Europea dijo que necesitaría más de  762.400 millones de dólares al año  para cumplir sus objetivos de transición energética. Más tarde ese mes, un auditor afirmó que la UE podría correr el riesgo de no cumplir sus objetivos de cambio climático para 2030, debido a la incertidumbre sobre si se están invirtiendo fondos suficientes en la transición hacia una economía baja en carbono. 
     
    El Tribunal de Cuentas Europeo (TCE) destacó una brecha significativa en la financiación y  afirmó : “No hay señales de que se esté proporcionando suficiente financiación para alcanzar los objetivos más ambiciosos para 2030, en particular del sector privado, que se espera que contribuya de manera significativa”. Este sentimiento fue compartido por el Observatorio Europeo de Neutralidad Climática, que advirtió que las finanzas de la UE estaban "lejos de encaminarse" hacia los objetivos climáticos. Las estimaciones de la consultora McKinsey sugieren que Europa necesitará alrededor de 1,06 billones de dólares al año para cumplir con sus objetivos climáticos, incluido el logro de emisiones netas de carbono cero para 2050. Si bien superó su objetivo de reducción de emisiones del 20 por ciento para 2020, sus objetivos para 2030 están lejos. más ambicioso. 
     
    Heather Boushey es sólo la última de muchos en criticar al Reino Unido y a Europa por hacer muy poco para financiar la transición verde. A pesar de las ambiciosas promesas climáticas, Europa enfrenta un importante déficit de financiación para cumplir sus objetivos climáticos para 2030. Mientras tanto, el Reino Unido parece estar haciendo aún menos para cumplir sus promesas, y los partidos políticos van y vienen en sus estrategias de financiación. Sin un enfoque estilo IRA para la financiación verde, el Reino Unido y Europa bien podrían quedarse atrás en la carrera hacia lo verde. 
     
    Por Felicity Bradstock para Oilprice.com 
     
  • El estímulo del BCE y la caída del petróleo apuntalan a Europa

    BRUSELAS—Para los economistas de la Unión Europea, el abaratamiento del petróleo y el estímulo provisto por el Banco Central Europeo (BCE) deberían ayudar a acelerar el crecimiento de la región este año. Sin embargo, al mismo tiempo expresaron dudas de que el dinamismo continúe una vez que tales efectos se diluyan.
     
    Las proyecciones de la Comisión Europea, el brazo ejecutivo de la Unión Europea, revelan que las cicatrices que dejó la crisis de deuda de la zona euro, como el alto desempleo y el gran endeudamiento, tanto público como privado, los problemas de la banca y la debilidad de la inversión, probablemente afectarán a la región durante años. “La economía de la UE raramente se ha beneficiado de un conjunto de factores de apoyo fuertes”, indicó Marco Buti, responsable de asuntos económicos de la Comisión Europea. “Pero, ¿podrá la economía generar una expansión sostenida y equilibrada una vez que los vientos a favor se desvanezcan? La respuesta no es evidente. El legado de la crisis se seguirá sintiendo durante años”, sentenció.
     
    Por ahora, la drástica caída en los precios del petróleo en los últimos 12 meses está dejando más dinero en los bolsillos de los consumidores. El plan del BCE para comprar cientos de miles de millones de euros en activos ha contribuido en muchas formas a apuntalar la economía. El euro se ha depreciado frente a otras divisas, lo que ha impulsado las exportaciones de la zona euro, mientas que las tasas de interés a largo plazo han bajado. El programa, asimismo, ha elevado las expectativas de inflación, que habían estado cayendo debido a las sombrías perspectivas de la economía. Además, las políticas de austeridad económica impuestas en la región han concluido, y ahora los déficits fiscales de la mayoría de los países de la UE se ciñen a las normas del bloque, dijo la CE.
     
    Los economistas de la CE proyectan un alza de 1,5% del Producto Interno Bruto este año en los 19 países que conforman la zona euro, un alza frente a la estimación previa de 1,3%. La economía de los 28 países que integran la UE, a su vez, crecería 1,8%, frente a una previsión anterior de 1,7%. La CE mantuvo sin variaciones sus previsiones para el crecimiento del próximo año en 1,9% para la zona euro y 2,1% para la UE.
     
     
    Las estimaciones divulgadas el martes también mostraron las suertes divergentes que corren los países que absorbieron la mayor parte del castigo durante la crisis de la deuda.
     
    Las economías de España e Irlanda estarían entre las de crecimiento más acelerado del bloque, mientras que las proyecciones para la economía griega fueron reducidas en un momento en que el impasse entre el gobierno y los acreedores ha mermado la confianza.
     
    La mayor parte del impulso en la región procede de Alemania, la mayor economía de Europa y la CE elevó las previsiones de crecimiento para ese país de 1,5% a 1,9%. El motor de la expansión germana será el consumo en un entorno caracterizado por el empleo, la inmigración y las bajas tasas de interés, dijo la entidad. Irlanda debería expandirse 3,6% este año, la tasa más rápida de la zona euro. La economía española crecería 2,8%. Grecia, en cambio, se expandiría 0,5%, una revisión a la baja significativa frente a una estimación previa de 2,5%.
     
    El conflicto entre el gobierno griego y sus acreedores se ha prolongado durante meses y ha estremecido a los inversionistas y las empresas. Las difíciles condiciones de financiamiento y el aumento en los retrasos en los pagos del gobierno a sus proveedores también han provocado estragos, dijo la Comisión Europea.
     
    Un crecimiento magro o nulo dificulta que Grecia alcance el significativo superávit fiscal primario, que no incluye el pago de intereses, que demandan los acreedores. A menos que la economía reanude pronto su crecimiento, el gobierno podría verse obligado a implementar nuevas medidas de austeridad para cumplir con las metas. Eso sería una medicina difícil de digerir para el gobierno de Syriza, un partido de izquierda que llegó al poder en enero con una plataforma antiausteridad. La CE, no obstante, sólo redujo su previsión de crecimiento de Grecia para 2016 de 3,6% a 2,9%. “Seguimos creyendo que existe una base genuina para un crecimiento importante en 2016, siempre y cuando las negociaciones se vuelvan a encarrilar”, aseveró Pierre Moscovici, comisionado económico de la UE.
     
    Las proyecciones sirven como un punto de partida para el análisis de la UE en los próximos meses sobre si los gobiernos deben realizar nuevos recortes de gastos o alzas de impuestos bajo el nuevo sistema de control fiscal del bloque.
     
    Francia recibió buenas noticias luego de que estuviera bajo escrutinio por resistirse a poner en marcha medidas de austeridad para reducir su déficit fiscal a menos de 3% del PIB. La Comisión Europea estima que el déficit fiscal galo ascenderá a 3,8% del PIB este año, un descenso frente a una previsión anterior de 4,1% del PIB. La mejoría es el resultado de un crecimiento más vigoroso del previsto, no de medidas de austeridad adicionales enfatizó el organismo.
     
    Fuente:The Wall Street Journa
  • El fantasma de la recesión económica en 2023 sigue presente

    Según estimaciones de la Fed y el FMI, las políticas monetarias serían causantes de la desaceleración.
     
    La alta inflación que se ha venido presentando en diferentes países del mundo, la volatilidad de la economía y la crisis bancaria podrían llevar a una recesión económica en el segundo semestre de este año.
     
    La Reserva Federal (Fed) de Estados Unidos, en sus minutas de marzo, estimó que dada su evaluación de los posibles efectos económicos de los acontecimientos recientes del sector bancario, la proyección muestra una leve recesión a partir de finales del 2023, “con una recuperación en los dos años siguientes”.
     
    En la misma línea, los miembros del Fondo Monetario Internacional (FMI), señalaron que también incluían en sus previsiones una recesión leve, en el mismo periodo previsto por la Fed.
     
    Ahora bien, la directora del FMI, Kristalina Georgieva, afirmó el jueves que el crecimiento global pronosticado para los próximos años, que rondará el 3%, nunca puede ser considerado “fabuloso”, aunque esté lejos de la recesión, según la agencia EFE.
     
    Llevando la mirada hacia los factores que pueden desencadenar en una recesión, Alejandro Useche, profesor de la Universidad del Rosario, indicó que las altas inflaciones y la soluciones de los países por atacarlas, como las altas tasas de interés, han llevado a una desaceleración de la economía.
     
    “En las últimas semanas el planeta se está enfrentando a unas situaciones muy complejas que tienen que ver con la alta volatilidad de ciertos activos financieros, pero sobretodo de graves crisis financieras de entidades que se suponía que eran fuertes. Esto está llevando a la incertidumbre a elevar los niveles de riesgo percibidos, pero al tiempo, se está entendiendo que son problemas localizados, muy diferentes a la gran crisis financiera que sucedió en el 2008”, dijo Useche.
     
    A su vez, Munir Jalil, director de investigaciones económicas de BTG Pactual, apuntó que después de una arranque positivo asociado con el potencial control de la inflación y un mejor desempeño, el FMI ha revisado a la baja el crecimiento económico de abril.
     
    “Para Latinoamérica el FMI también revisó a la baja su expectativa de crecimiento económico, debido a una menor demanda global por bienes básicos y a las políticas monetarias restrictivas que han tenido que adoptar los países para controlar la inflación”, dijo el analista.
     
    Igualmente, Theodore Kahn, director asociado de Control Risks, explicó que desde hace varios meses se anunciaba un riesgo de recesión por las subidas en las altas tasas de interés.
     
    “Esta inestabilidad parece estar contenida y una posible recesión este año sería moderada, con una recuperación rápida. Sin embargo, hay todavía riesgos desconocidos. Pueden surgir todavía otros episodios de inestabilidad bancaria y financiera”, aseguró. 
     
    Por Diana K. Rodríguez T. para Portafolio.
  • El gigante energético alemán advierte que la crisis de Europa aún no ha terminado

    A pesar de que los mercados energéticos están significativamente más tranquilos y los precios mayoristas del gas natural son mucho más bajos, Europa aún podría enfrentar picos de precios este invierno si una repentina escasez de suministro coincide con temperaturas más frías de lo normal, según una de las principales empresas de servicios públicos de Alemania, E.ON.
    “Si bien la volatilidad intradía sigue siendo alta en relación con el período anterior a la crisis energética, no se produjeron picos de precios significativos comparables con agosto de 2022 en la primera mitad de 2023”, dijo E.ON en sus resultados semestrales el miércoles.  
    “La probabilidad de que se repita la crisis del invierno pasado se ha reducido significativamente, lo que también se puede ver en el mercado a plazo”, dijo el director ejecutivo Leonhard Birnbaum a Bloomberg Television en una entrevista.
     
    “Pero tenemos que tener claro que el cambio estructural por la guerra rusa en Ucrania y la caída del gas ruso en el suministro de Europa se va a quedar y por tanto la crisis no ha terminado”, añadió.
     
    La crisis energética aún no ha terminado y la situación del suministro de energía en Europa podría deteriorarse más adelante este año, dijo el director financiero de E.ON, Marc Spieker, en la presentación de resultados del primer trimestre en mayo.
     
    Hoy, E.ON es más optimista sobre este año y el próximo invierno en comparación con el año pasado, e informó que las ganancias básicas ajustadas aumentaron un 40 % en la primera mitad de 2023 en comparación con la primera mitad de 2022, que se vio “impactada negativamente por la entorno de la industria energética”.
     
    “Después de un largo período de crisis, sentimos que los vientos en contra para nuestro negocio están disminuyendo. Vemos que nuestros mercados se recuperan cada vez más”, dijo Birnbaum , subrayando la importancia de avanzar en la transición energética.
    “La crisis nos ha hecho a todos conscientes de que la sostenibilidad, la seguridad del suministro y la asequibilidad energética siempre deben considerarse juntas. La intervención gubernamental persistente y las reformas apresuradas, como las discutidas en Europa y en muchos estados miembros durante la crisis, harían más daño que bien”, agregó Birnbaum .
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • El gigante energético noruego firma un acuerdo de gas natural por valor de 50 mil millones de euros con Alemania

    El acuerdo de suministro de gas de Equinor a 10 años y 50.000 millones de euros con SEFE aborda el 33% de la demanda industrial actual de Alemania.
    El gigante energético noruego Equinor (ex Statoil) ha firmado un acuerdo de suministro de 10 años con la empresa energética estatal alemana SEFE (Securing Energy for Europe). El acuerdo implica la entrega de 111 TWhora (10.000 millones de metros cúbicos - bcm) de gas natural al año desde el 1 de enero de 2024 hasta 2034, incluida la opción de prórroga por otros cinco años, en condiciones que reflejen los precios de mercado. Según Equinor, el acuerdo representa actualmente alrededor del 33% de la demanda industrial alemana total. Los noruegos también informaron que el período adicional de cinco años asciende a un total de 319 TWh (alrededor de 29 bcm) durante el período. Los analistas ya han estimado el valor total del acuerdo en alrededor de 50 mil millones de euros (55 mil millones de dólares).
     
    Al mismo tiempo, Equinor reiteró que ha firmado una carta de intención (LoI) no vinculante con la intención de que SEFE se convierta en un comprador a largo plazo de suministros de hidrógeno con bajas emisiones de carbono y a escala giga de Equinor a partir de 2029. y continuará hacia 2060. Según Anders Opedal, director ejecutivo de Equinor, el acuerdo es "una respuesta a la necesidad de Europa de un suministro de energía confiable a largo plazo y una ruta viable hacia la descarbonización a escala". Desde el inicio de las exportaciones de gas de Noruega en 1977, Alemania ha sido un mercado importante. Opedal afirmó también que la LOI está destinada a “explorar oportunidades para suministrar a SEFE hidrógeno bajo en carbono a escala industrial durante las próximas décadas, permitiendo a las industrias europeas y a las plantas de energía de gas flexibles acelerar la descarbonización”. Egbert Laege, director general de SEFE, afirmó que "la adquisición de gas natural de la plataforma continental noruega garantiza un suministro sostenible y preparado para el futuro para los clientes europeos y, en particular, alemanes en los sectores doméstico e industrial". 
     
    Como es sabido, la situación actual del suministro de energía en Alemania es bastante grave, debido a la pérdida del suministro de gas natural ruso y al aumento general de los precios de la energía. Los informes muestran que la base industrial y manufacturera de Alemania, la principal piedra angular de la economía del país, enfrenta graves amenazas. Algunos informes ya han indicado que la principal potencia económica de Europa podría estar enfrentando una situación de desindustrialización en los próximos años, ya que muchos gigantes industriales y productores están incluso considerando abandonar Alemania para establecerse en otros lugares. En el comunicado de Equinor y SEFE, Laege también indicó que ambas empresas comparten la ambición de acelerar la economía del hidrógeno. Indicó que la empresa de almacenamiento Astora del Grupo SEFE podría ser un elemento clave en este sentido. 
     
    Aún no está claro hasta qué punto todo esto se materializará incluso en las próximas décadas, especialmente si se considera la falta de demanda de hidrógeno verde o amoníaco, mientras que, al mismo tiempo, las nuevas materias primas ni siquiera tienen un precio establecido. . Los clientes están interesados, pero sin un indicador de precio real, con seguridad no se negociarán volúmenes reales. También es muy interesante ver cuál será el papel de este acuerdo a la luz de las discusiones en curso o posibles acuerdos sobre hidrógeno entre los noruegos y otros actores importantes, como la holandesa Gasunie. La atracción alemana podría estar limitando a otros, provocando problemas de suministro potencialmente importantes o cancelaciones o retrasos de inversiones.  
     
    Se espera que SEFE se convierta en un comprador a largo plazo de hidrógeno con bajas emisiones de carbono de Equinor en el futuro. Equinor tiene como objetivo suministrar hidrógeno bajo en carbono a SEFE a escala industrial, 5 TWh por año para 2029, incrementándolo hasta 50 TWh por año para 2050. SEFE fue creado por el gobierno alemán en 2022 después de que Berlín nacionalizara Gazprom Germania GmbH. 
     
    El acuerdo Equinor-SEFE llega en el momento adecuado, teniendo en cuenta la mayor volatilidad en los mercados europeos del gas debido a la guerra de Ucrania y la actual crisis marítima hutí del Mar Rojo. El creciente temor en el mercado sobre posibles limitaciones de suministro, ya que las principales líneas navieras han detenido su paso por el Mar Rojo después de los ataques de los hutíes de Yemen a buques presuntamente israelíes, ya ha aumentado las entregas europeas del primer mes en más de un 11%. La reacción del mercado está claramente vinculada a las declaraciones de la importante petrolera y gasista británica BP y otros de que se han suspendido los envíos de petróleo a través del Mar Rojo. Si se analiza el papel del Mar Rojo en las entregas europeas de GNL, el impacto no debería ser extremadamente severo, ya que en la actualidad sólo el 5% de las importaciones europeas de GNL provienen de Qatar. Los almacenamientos de gas europeos también están todavía muy bien abastecidos, y la mayoría de los analistas esperan que los actuales consumos invernales no alcancen ni siquiera el 50% del almacenamiento total. 
     
    Por Cyril Widdershoven para Oilprice.com
  • El mercado mundial de GNL está reaccionando a los precios más altos del gas natural en Europa

    Los precios de referencia del gas natural de Europa y los fundamentos de la oferta y la demanda se han reflejado en los precios mundiales y asiáticos del GNL en las últimas semanas, dijo Rystad Energy en una nota el miércoles.
    Los precios en Europa han aumentado en las últimas dos semanas debido a interrupciones y mantenimiento en las plantas de procesamiento de gas en Noruega, que ahora es el mayor proveedor de gas a Europa después de que Rusia cortara las entregas a muchos clientes de la UE tras la invasión rusa de Ucrania.
    Después de semanas de caída de los precios en medio de una demanda moderada de GNL a nivel mundial y una débil demanda de la industria, los futuros del mes anterior en el centro TTF, el punto de referencia para el comercio de gas de Europa, han aumentado en los últimos días. A las 10:41 GMT del miércoles, el contrato de julio cotizaba a 42,12 dólares (38,57 euros) por megavatio-hora (MWh), que era mucho más alto que los 25 euros/MWh de hace tres semanas.
     
    Los problemas en la terminal de exportación de GNL Hammerfest de Noruega y el mantenimiento en las plantas de procesamiento de gas en Nyhamna y Kollsnes han mantenido limitados los flujos de gas, lo que lleva a precios spot más altos. El mantenimiento en el campo Oseberg costa afuera de Noruega también está reduciendo la oferta y contribuyendo a precios más altos.
     
    "Los precios de TTF parecen estar en un estado de flujo a medida que continúa reequilibrándose después de una serie de choques de suministro asociados con el gas del gasoducto noruego", escribieron los analistas de Rystad en la nota del miércoles publicada por Montel.
     
    El reciente aumento de los precios europeos ha impulsado un aumento en los precios spot de GNL de Asia.
     
    "Con la actividad en el mercado asiático del gas relativamente sin incidentes, la volatilidad de los precios es el resultado del marcador que rastrea el TTF", dijo Rystad Energy.
    El clima más cálido a medida que el hemisferio norte se dirige al verano también debería aumentar los precios del gas y el GNL con una mayor demanda de energía para la refrigeración.
     
    La semana pasada, los precios spot del GNL de Asia detuvieron una caída de semanas y se dispararon a un máximo de tres meses, según estimaciones de fuentes de la industria citadas por Reuters.
     
    El precio spot para la entrega al norte de Asia en agosto aumentó un 50% la semana pasada, en comparación con la semana anterior, a $ 13.50 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), el nivel más alto desde mediados de marzo.
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • El petróleo se amontona en Europa ante la llegada masiva de buques rebosantes de crudo de EEUU y Guyana

    La llegada masiva de petróleo coincide con la ralentización del crecimiento en Europa.
    Hace poco más de un mes, la narrativa dominante en el mercado aseguraba que había escasez de petróleo. Sin embargo, en cuestión de semanas se ha producido un giro de 180 grados que tiene su reflejo en la acumulación de inventarios de petróleo en los grandes 'hubs petroleros' del mundo, entre los que destaca Europa. A día de hoy, el problema de Europa es qué hacer con tanto petróleo. El crudo no ha parado de fluir desde EEUU o Guyana hacia el Viejo Continente, a la vez que el consumo se ha ido reduciendo ante la desaceleración económica de Europa. Ahora, el petróleo está por todas partes.
     
    El mercado petrolero europeo enfrenta un exceso de oferta debido a la escasa demanda y a una afluencia de embarques provenientes de EEUU, según publican desde la agencia Bloomberg. Europa está siendo el mayor destino regional de las exportaciones de petróleo crudo de EEUU por volumen, con 1,75 millones barriles por día, según ha publicado recientemente la Agencia de la Energía de EEUU.
     
    La agencia Bloomberg señala que además de los cargamentos de EEUU, también han aumentado los embarques desde Guyana y el Mar del Norte. A su vez, estos cargamentos están dificultando las ventas de crudo de Nigeria, uno de los principales proveedores del continente. A finales la semana pasada, más de dos quintas partes de los embarques de diciembre del país africano aún no se habían vendido.
     
    Por ejemplo, la pequeña Guyana (un país de 800.000 habitantes) está enviando el 63% de todo el petróleo que exportó en los primeros seis meses de 2023 a Europa, con un ritmo diario promedio de 215.000 barriles por día, según datos de Refinitiv Eikon citados por Reuters.
     
    Hay petróleo por todos lados
     
    Aunque los recortes de producción de la OPEP han hecho daño, la producción de petróleo creciente en otras regiones parece estar compensando de forma notable la falta de crudo del cártel. A ello hay que añadir los descubrimientos de crudo en varias partes del mundo que están rebajando las expectativas de subidas de precios a medio plazo.
     
    Estas exportaciones están llegando, sobre todo, a los Países Bajos (Rotterdam) y el Reino Unido. Muchas de estas compras de crudo se cerraron hace semanas o incluso meses. Si ahora Europa es incapaz de procesar y consumir tanto petróleo, tendrán que acumularlo.
     
    La economía se frena
     
    El deterioro del panorama económico en uno de los principales centros de consumo (Europa y Asia) del mundo se produce días antes de que la OPEP y sus aliados se reúnan para discutir qué hacer con su producción. El precio del crudo Brent, de referencia en Europa, ha caído más de un 15% desde sus máximos de finales de septiembre. No obstante, otros tipos de crudo (los más usados por las refinerías europeas) han sufrido un descenso aún mayor ante el exceso de oferta al que se enfrenta Europa.
     
    La amplia disponibilidad de suministros se ha visto reflejada en la caída de los precios. El WTI Midland, que se ha convertido en un producto base para muchas refinerías europeas, ha descendido más de 1 dólar por barril en una semana. El crudo noruego Johan Sverdrup cotiza con un descuento que alcanza hasta los tres dólares con respecto a la referencia regional, el petróleo Brent, frente a la prima de más de 2 dólares de hace apenas un mes.
     
    El exceso de oferta en el continente va a ser un dolor de cabeza para los productores de la OPEP+ (la OPEP más Rusia y sus aliados). La mayoría de los analistas esperan que Arabia Saudí y Rusia, líderes del grupo, mantengan los recortes de producción, y algunos estiman una pequeña probabilidad de que los aumenten, mientras intentan apuntalar el mercado tras la reciente caída de los precios.
     
    Lo delicado del tema ha quedado de manifiesto este miércoles, cuando las reuniones previstas para este fin de semana en Viena por el cártel se pospusieron hasta final de mes, en medio del descontento saudí con los niveles de producción de otros miembros.
     
    Según los datos de seguimiento de buques recopilados por Bloomberg, se espera que los envíos de crudo a Europa desde el Golfo de EEUU aumenten hasta los 1,95 millones de barriles diarios este mes, solo un peldaño por debajo del récord de 2,05 millones alcanzado en julio. Esos mismos datos señalaban que partir del 17 de noviembre, 52 superpetroleros iniciaban su ruta hacia EEUU para recoger petróleo y volver a distribuirlo, la cifra más alta en al menos seis años. La mayoría estaban vacíos, lo que sugiere que pretenden recoger cargamentos en EEUU que, probablemente, terminará una vez más en Europa.
     
    Por elEconomista.es
  • El presidente de Ecopetrol se reunió con empresas y entidades estatales de España

    Algunas de las entidades son Sercobe, Fundación Consejo España-Colombia, Petronor y Bbva, con quienes se conversó sobre la transición energética para Colombia.
    La compañía más grande de Colombia, Ecopetrol, informó que su presidente, Ricardo Roa, estuvo reunido con empresas y entidades estatales de España para compartir la visión de la compañía respecto al futuro energético de Colombia.
     
    En el espacio, Roa compartió los detalles de la estrategia 2040, que se alinea con el proyecto de la economía nacional por una transición energética justa.
     
    Algunas de las entidades con las que se reunió el directivo fueron Sercobe, Fundación Consejo España-Colombia, Petronor y Bbva.
     
    El pasado 11 de septiembre, Ecopetrol fue protagonista en la Bolsa de Valores de Nueva York, pues tocó la campana para conmemorar sus primeros 15 años de cotización en esta plaza bursátil.
     
    Ecopetrol empezó a cotizar en Nyse en septiembre de 2008 y hoy, la empresa tiene más de 53 millones de ADR en circulación en dicho mercado, teniendo en cuenta que cada ADR representa 20 acciones ordinarias.
     
    En los últimos 15 años, entre septiembre de 2008 y septiembre de 2023, el ADR del grupo ha caído 51,43%, si se tienen como referencia los datos de cierre de la sesión del viernes y el debut en Wall Street en 2008, cuando alcanzó un cierre de US$24,75.
     
    Por Juliana Arenales para LaRepública.
  • Europa busca reducir los riesgos de la dependencia china en energía eólica marina

    Europa ha intensificado sus esfuerzos este año para proteger sus industrias manufactureras de energía limpia y reducir la dependencia de China para su despliegue de energía renovable.  
    Varias leyes propuestas por la UE tienen como objetivo impulsar la competitividad de Europa en la cadena global de suministro de energía limpia y minimizar los riesgos para la seguridad de la infraestructura energética.    
     
    La industria eólica europea, que representa alrededor del 16% del consumo de electricidad de la UE, ha estado luchando en los últimos dos años en medio de lentos procesos de obtención de permisos, interrupciones en la cadena de suministro, aumento de costos y tasas de interés, y una mayor presión de los competidores internacionales, especialmente China. 
     
    Los riesgos de seguridad también han aumentado en la infraestructura energética marina de Europa, tras los daños sufridos por el gasoducto Balticconnector entre Estonia y Finlandia en el Mar Báltico a principios de octubre. Un barco chino estuvo  implicado  en el incidente, y la Oficina Nacional de Investigaciones de Finlandia (NBI) dijo que cree que el daño fue causado por “una fuerza externa” que era “mecánica, no una explosión” y luego reveló que un ancla grande, se creía perteneciente al barco de 169 metros de largo, se encontró cerca del oleoducto y probablemente se rompió al ser arrastrado por el fondo del mar.
     
    "Estos incidentes son alarmantes porque Occidente depende mucho de esta infraestructura marítima: oleoductos para entregar nuestros suministros de petróleo y gas, cables submarinos que transportan los datos para nuestras economías digitales modernas y energía eólica marina para impulsar la transición energética", dijo Elisabeth Braw, una Miembro asociado senior de la Red Europea de Liderazgo, escribe en el  Financial Times .  
     
    Los operadores de energía eólica deben intensificar el monitoreo de su infraestructura marina, dice Braw, señalando que Europa también necesita alentar la fabricación nacional de energía limpia para reducir la dependencia de los componentes chinos.  
     
    Durante el año pasado, la UE ha tratado de mantener la fabricación nacional en la cadena de suministro de energía verde, pero actualmente está fracasando, ya que los productos chinos de bajo costo y la Ley de Reducción de la Inflación de Estados Unidos podrían quitarle competitividad a Europa. 
     
    La asociación WindEurope, por ejemplo,  dijo  en septiembre que, a menos que la UE cambie sus políticas, podría perder la producción europea.  
     
    “Y las dificultades de la cadena de suministro eólica europea significan que los fabricantes chinos de turbinas están empezando a conseguir pedidos aquí. Ofrecen turbinas más baratas, estándares más flexibles y condiciones financieras no convencionales”, dijo WindEurope.  
     
    "Existe un riesgo muy real de que la expansión de la energía eólica se realice en China, no en Europa". 
    China también desempeña un papel enorme en la cadena de suministro global de tecnología de energía limpia, lo que presenta otro conjunto de preocupaciones de seguridad energética debido a las cadenas de suministro altamente concentradas geográficamente tanto para tecnología como para minerales críticos, como reconoce la Agencia Internacional de Energía (AIE). 
     
    Según el  pronóstico  de la agencia en World Energy Outlook, China tendrá una participación del 79% en la cadena de suministro de energía solar fotovoltaica en 2030, el 64% en energía eólica, el 68% en baterías, el 54% en productos químicos de litio y el 72% en cobalto refinado. . 
     
    En un intento por mantener la competitividad de Europa, la Comisión Europea dio a conocer el mes pasado el llamado  Plan de Acción Europeo de Energía Eólica , "para garantizar que la transición a la energía limpia vaya de la mano de la competitividad industrial y que la energía eólica siga siendo un factor europeo". historia exitosa." 
     
    Kadri Simson, comisaria europea de Energía,  afirmó  : “En dos años, Europa ha perdido su liderazgo como mayor mercado mundial de energía eólica en favor de la región de Asia Pacífico. Ahora esta tendencia empieza a ser visible también en la UE”. 
     
    “Esto sucede a medida que aumenta la presión de los competidores internacionales. Estos actores pueden aprovechar la ventaja de operar en mercados nacionales más grandes y beneficiarse de diversas formas de apoyo gubernamental”, añadió Simson. 
     
    Esta semana, el Parlamento Europeo  respaldó los planes  para impulsar la producción de tecnología neta cero en Europa. La propuesta Ley de Industria Net-Zero establece el objetivo de que Europa produzca el 40% de sus necesidades anuales de implementación en tecnologías net-zero para 2030 y capture el 25% del valor del mercado global para estas tecnologías.  
     
    El Parlamento y el Consejo de la UE ahora tienen que iniciar conversaciones sobre la forma final de la nueva ley.   
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Europa se prepara para alcanzar el objetivo de almacenamiento de gas natural antes de lo previsto

    La Unión Europea está en camino de llenar sus instalaciones de almacenamiento de gas natural antes de lo previsto, ha pronosticado Rystad Energy.
    “Teniendo en cuenta la demanda histórica y suponiendo diferentes escenarios de suministro, las instalaciones de almacenamiento podrían incluso estar llenas antes del invierno de este año, lo que provocaría que los flujos de gas deban desviarse a otros lugares”, dijo el analista senior Lu Ming Pang, citado por The National .
    La UE comenzó a llenar su almacenamiento de gas a principios de este año, pero últimamente las adiciones se han ralentizado, informó John Kemp de Reuters a principios de este mes, ya que los precios bajos estimulan una mayor demanda de los consumidores industriales.
     
    Kemp señaló que los niveles de gas almacenado a principios de junio eran un 48 % más altos que el promedio de diez años para esa época del año, después de que los niveles de almacenamiento alcanzaran dos tercios de la capacidad a fines de mayo.
     
    Sin embargo, al principio había más gas almacenado debido al invierno suave del año pasado y una demanda de gas significativamente menor debido a los precios excesivos.
     
    Según Rystad Energy, el 25 de junio, el almacenamiento de gas europeo estaba lleno en un 76 %, en comparación con el 56 % del año anterior. La Unión Europea tiene como objetivo un nivel de llenado del 90% para el 1 de noviembre.
     
    Mientras tanto, los precios han ido en aumento durante la mayor parte de este mes, principalmente debido a las interrupciones de la producción en Noruega debido al mantenimiento de los campos. En lo que va de mes, los precios del gas en la UE han sumado un 38%, señaló The National.
    Esta semana, los precios de referencia subieron aún más, alcanzando los 3.575 dólares por megavatio-hora, ya que las previsiones meteorológicas sugieren que la mayor parte del noroeste de Europa, los mayores consumidores de gas, experimentarán un comienzo del verano más caluroso de lo habitual, que continuará al menos hasta mediados de julio.
     
    Sin embargo, la demanda general de gas en Europa sigue siendo moderada en comparación con el promedio de cinco años, ya que las economías se ralentizan y las industrias no han cambiado al gas a pesar de los precios mucho más bajos en comparación con los récords observados el verano pasado.
     
    “La ola de calor aumentará el consumo de electricidad esta semana, pero la demanda de energía de Europa sigue siendo moderada en 2023, a pesar de los precios más bajos”, escribieron los analistas de BloombergNEF en una nota a  principios  de esta semana.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • La carrera por dominar el sector del GNL está creando un mercado de compradores

    En febrero de 2021, Qatar presentó un plan para asegurar su dominio en las exportaciones de gas natural licuado durante al menos dos décadas. Qatar, que ya es el principal exportador mundial de GNL, conmocionó al mundo con el anuncio de que expandiría  su producción en más del 50 %  a 126 millones de toneladas al año hasta 2027. Al hacerlo, Qatar se aseguró esencialmente de que ninguna otra nación pudiera aspirar a igualar su producción, estableciendo así el dominio en el sector en el futuro previsible. Ahora, los líderes qataríes muy bien pueden estar lamentando ese movimiento. 
    No hace falta decir que muchas cosas han cambiado desde 2021. La pandemia se prolongó más de lo que casi nadie podría haber predicho, causando efectos dominó masivos en prácticamente todos los sectores económicos del planeta. Y luego, cuando las perspectivas económicas ya eran  tan nebulosas como nunca antes , y los sectores energéticos experimentaban una volatilidad extrema mientras intentaban igualar los niveles impredecibles de oferta y demanda en un contexto sin precedentes, Rusia, el  segundo mayor  exportador de líquidos de petróleo y gas natural en el mundo después de que Arabia Saudita invadiera Ucrania. El resultado fue el caos. Las amenazas de sanciones energéticas se convirtieron en una guerra energética total, el sector energético europeo entró en crisis y la  geopolítica cambió para siempre. 
     
    Ahora, Qatar está atrapado con grandes cantidades de GNL y un mercado cambiante que podría no querer sus productos. El problema no es la baja demanda, ni mucho menos. El problema es que nadie quiere firmar un acuerdo a largo plazo que bloquee los precios del GNL cuando el mercado es tan volátil, y tantos otros grandes productores de energía están haciendo sus propios planes energéticos ambiciosos. “El mundo necesita GNL ahora, pero no tanto desde mediados de la década, cuando es probable que el inicio de los proyectos coincida con los de EE. UU. y varios otros lugares”, informó recientemente  Bloomberg . Y Doha insiste en términos de contrato particularmente estrictos con plazos largos, que actualmente están asustando a los posibles compradores. 
     
    Y Qatar no está solo con sus proyectos masivos de GNL y un futuro incierto para los posibles compradores. La realidad es que es un mercado de compradores de GNL en este momento. Además de la producción masiva de GNL de Qatar, se están realizando proyectos masivos de miles de millones de dólares para impulsar la producción en Australia, y Estados Unidos está en camino de  recuperar  su posición como el principal exportador de GNL del mundo, superando a Australia y Qatar. Una vez que todos estos proyectos importantes entren en funcionamiento aproximadamente al mismo tiempo durante la próxima década, el mercado se inundará con gas natural barato y abundante, y estos tres grandes (EE. UU., Australia y Qatar) probablemente tendrán que mantener sus precios relativamente bajo para seguir siendo competitivos entre sí. 
     
    Todos estos superproductores de GNL están aumentando la producción con la expectativa de que la sed de gas natural de los mercados asiáticos sea prácticamente insaciable en las próximas décadas. A medida que las principales economías, incluidas China e India, continúan expandiéndose y luchan por mantener la seguridad energética ante el aumento de la demanda, se enfrentan a lo que se conoce como el  trilema energético : cómo garantizar un suministro seguro y confiable de energía y al mismo tiempo mantener los precios de la energía asequibles y minimizar las externalidades ambientales negativas. 
     
    Se espera que el gas natural sea clave para equilibrar el trilema a escala global. Si bien es un combustible fósil no renovable, el gas natural es considerablemente más bajo en emisiones de carbono que el petróleo y el carbón. También es relativamente barato, abundante y tiene una importante infraestructura existente para respaldar su crecimiento en la combinación energética global. Por lo tanto, el gas natural licuado, la forma más transportable del combustible, se considera un paso fundamental entre los combustibles fósiles más sucios y las energías de cero emisiones en el camino global hacia la descarbonización. De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía , “dado el tiempo que toma construir nuevas energías renovables e implementar mejoras de eficiencia energética, [el gas natural] representa una ganancia potencial rápida para la reducción de emisiones”. 
     
    Sin embargo, con tantos países subiéndose al carro de la producción de GNL, existe una gran preocupación sobre si la demanda de gas durante la transición energética mundial realmente se mantendrá al día con el aumento de la oferta. También hay preocupaciones de los ambientalistas que sostienen que no tenemos tiempo para incluir una fase de "trampolín" entre la quema de carbón y la infraestructura de energía renovable, argumentando que las naciones en desarrollo deben saltarse esta fase. Pero los proyectos actuales en curso en Qatar, Australia y los EE. UU. aseguran que el gas natural dominará muchas mezclas energéticas nacionales durante las próximas dos décadas, ya que es casi seguro que será asequible, abundante y lo suficientemente cercano a la sostenibilidad como para obtener la luz verde de los líderes políticos. 
     
    Por Haley Zaremba para Oilprice.com
  • La guerra, el invierno y los desafíos de la cadena de suministro amenazan la estabilidad de los precios del gas en Europa

    Noviembre en Europa suele ser el comienzo de la temporada de calefacción propiamente dicha. Incluso con un verano prolongado y un comienzo suave del otoño, a finales de noviembre las temperaturas invernales bajan y la calefacción aumenta. Y los precios de la gasolina empiezan a subir.
    El año pasado, Europa tuvo suerte con un invierno más suave de lo habitual. Este año, las cosas se ven diferentes. Por ahora, las cavernas de almacenamiento de gas de Europa están llenas hasta el borde gracias a un flujo constante de GNL estadounidense. Pero ahora que ha comenzado la temporada de mayor consumo, la demanda aumentará, al igual que la demanda en Asia. Y a pesar de la amplia oferta de GNL a nivel mundial, los precios aún podrían dispararse, potencialmente mucho.
     
    La amplia oferta antes mencionada ha sido la razón por la que los precios del GNL se han suavizado en las últimas semanas. Sin embargo, la vulnerabilidad del mercado (especialmente del mercado europeo) ante cualquier suceso que pueda influir en los precios quedó muy clara a principios de esta semana cuando los precios de referencia europeos se dispararon después de que se conoció la noticia de que los hutíes se habían apoderado de un buque de carga en el Mar Rojo.
     
    El barco estaba vinculado a una compañía israelí y, debido a esto, fue ampliamente visto como una señal de una posible escalada de la guerra en Medio Oriente. La reacción de Israel fue culpar a Irán por la incautación, mientras que Irán negó cualquier participación. Ambas partes utilizaron un lenguaje fuerte en sus respectivas declaraciones.
     
    Tras la noticia, los precios del gas en Europa aumentaron aproximadamente un 3%, mientras que los precios del gas en Estados Unidos incluso bajaron un poco, lo que  pone de relieve  una vez más la diferencia fundamental entre ser un productor autosuficiente de un producto básico y depender de las importaciones.
     
    Sin embargo, incluso con un mayor riesgo geopolítico en Medio Oriente, algunos en la industria del comercio de gas creen que es poco probable que los precios del GNL suban mucho más, según S&P Global. El servicio Commodity Insights de la compañía  informó  esta semana que algunos comerciantes señalan el suministro como la razón del impacto limitado de las noticias sobre el transporte marítimo en los precios del GNL.
     
    Otros, sin embargo, señalan que las noticias sobre transporte marítimo se han vuelto muy importantes para todo tipo de productos ahora que el movimiento a través del Canal de Panamá ha sido restringido, y se percibe que el movimiento a través del Canal de Suez se ha vuelto más riesgoso debido a la guerra entre Israel y Hamas.
     
    La situación del Canal de Panamá, resultado de una sequía prolongada que ha reducido los niveles de agua en el canal, ya ha hecho subir las tarifas de flete para todos los buques. No toda la carga de GNL estadounidense pasa por el Canal de Panamá, pero los envíos a Asia sí lo pasan. Sin embargo, con las nuevas restricciones en vigor, algunos, como los compradores surcoreanos, han optado por sustituir la ruta del Canal de Panamá por una que pasa por el Canal de Suez. Con la incautación del barco en el Mar Rojo, algunos compradores también pueden ponerse nerviosos por esta ruta.
    Mientras tanto, otros compradores asiáticos de GNL estadounidense también están  buscando  rutas alternativas, ya que el movimiento limitado en el punto clave entre América del Norte y del Sur no parece que se vaya a resolver rápidamente. Esto también aumentaría las tarifas de flete, incluso si el suministro de GNL en sí mismo es abundante.
     
    Hablando de suministro, puede que sea abundante, pero como demostró la interrupción del suministro en Freeport el año pasado, esta abundancia está a un corte de distancia de una interrupción y un aumento de precios. El pasado mes de junio, Freeport LNG  sufrió  una explosión que cerró la instalación por el resto del año. Sólo reabrió sus puertas en febrero de este año. Freeport había representado una décima parte de las importaciones europeas de GNL antes de la explosión y jugó un papel importante en el aumento del precio del gas en verano.
     
    Con la llegada de las temperaturas invernales, los precios del gas podrían subir más, al menos en Europa, simplemente por el aumento de la demanda y a pesar del almacenamiento completo: las retiradas de este almacenamiento ya han comenzado, como es habitual  en  esta época del año. Los precios globales pueden ser más resistentes, pero el riesgo de alza persiste debido a los desafíos del transporte marítimo y al mayor riesgo de perturbación en Medio Oriente.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
     
  • La UE no logra ponerse de acuerdo sobre las reformas energéticas

    La Unión Europea no logró ponerse de acuerdo sobre las reformas propuestas a su mercado energético después de una propuesta de último minuto del presidente rotativo Suecia sobre la extensión del apoyo estatal a la energía del carbón.
    El resultado de la reunión del lunes era esperado ya que los miembros de la UE tienen actitudes marcadamente diferentes hacia el carbón y su importancia en las combinaciones energéticas nacionales.
     
    "Para algunos de nosotros, la seguridad significa mercados de capacidad", dijo la ministra de Energía de Polonia, Anna Moskwa, citada por Reuters.
     
    Polonia genera alrededor del 70% de su electricidad a partir del carbón. También está aumentando la capacidad de generación nuclear para diversificarse.
     
    Sin embargo, la UE también tenía diferencias en el apoyo estatal a la energía eólica, solar y nuclear, informó Reuters. Algunos países, entre ellos Alemania, los Países Bajos y Austria, se opusieron a la idea de ofrecer contratos de precio fijo no solo a los generadores de energía eólica y solar, sino también a los generadores de energía nuclear y de otro tipo.
     
    Francia, por otro lado, está muy a favor de esta idea, que era de esperar dada su enorme capacidad nuclear, que genera alrededor de dos tercios de su electricidad.
     
    "Esto podría llevar a distorsiones del mercado, ya que grandes partes de los mercados podrían volverse inflexibles, y también a una distorsión de la igualdad de condiciones con respecto a los precios en Europa", dijo el ministro de Economía de Alemania, Robert Habeck.
    Por otro lado, la restricción de los contratos de precio fijo solo a ciertos generadores de energía "pone en peligro el objetivo de seguridad del suministro y de proteger a los consumidores", dijo la ministra de Energía francesa, Agnes Pannier-Runacher.
     
    La reforma del mercado eléctrico de la UE tiene como objetivo disociar el precio de la electricidad en toda la Unión Europea del precio del gas natural y, en cambio, vincularlo al precio de la electricidad generada por instalaciones eólicas y solares.
     
    La idea es fijar los precios a largo plazo bajo acuerdos de compra de energía con empresas y los llamados contratos por diferencia con el gobierno para evitar el aumento que los europeos vieron el año pasado.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • La Unión Europea había desarrollado el primer combustible ecológico de la historia: ahora, los ecologistas están en pie de guerra para prohibirlo

    La Unión Europea utiliza desde hace un tiempo atrás el primer combustible ecológico de la historia, pero ahora quieren sacarlo de la escena. Si te sorprendió el combustible que se puede plantar, lo que está sucediendo con este te dejará sin palabras. En total, son treinta las organizaciones no gubernamentales las que le están implorando a Bruselas que se termine con esta iniciativa.
    Entre las “demandantes” están Transporte & Environment (T&E), WWF, Oxfam y Birdlife, quienes solicitan a la Comisión Europea que saque de manera progresiva el apoyo a un combustible que genera deforestación.
     
    La situación es crítica y necesitan que cambie cuanto antes. Solicitan a Bruselas que actúe lo antes posible. La CE todavía tiene una última oportunidad de hacerlo antes de las elecciones de junio.
     
    El combustible que solicitan que salga son los biocombustibles de soja.
     
    “Se ha demostrado que el biodiésel a base de soja emite el doble de CO2 que el gasóleo fósil al que sustituye, si se tienen en cuenta la deforestación indirecta. Tanto la soja como el aceite de palma ya han sido identificados como motores significativos de la deforestación y están cubiertos por el recientemente adoptado Reglamento de la UE sobre deforestación”, advierten.
     
    La Unión Europea recibe una petición inusual: piden que salga de circulación este combustible ecológico
    La Comisión Europea está a tiempo de incluir el aceite de soja y el de palma en la sección de materias primas de uso indirecto de la tierra (ILUC) en la Directiva sobre energías renovables (DER). Así lo advierten las asociaciones unidas por esta causa en un comunicado en el que rechazan seguir utilizando este producto como biocombustible.
     
    Recuerdan que el Parlamento Europeo solicitó la eliminación inmediata del aceite de soja y de palma durante las negociaciones de la DER de 2023.
     
    “La Comisión Europea se enfrenta actualmente a una fuerte presión comercial por parte de los países productores de soja. Pero los datos científicos deberían guiar el proceso de toma de decisiones. La eliminación progresiva de las materias primas de alto riesgo ILUC es compatible con las normas de la OMC, sobre la base de la protección del medio ambiente”, aportan.
     
    La Unión Europea ¿obligada a tomar una decisión?
    Según la opinión de las organizaciones ya nombradas, las disputas comerciales no deberían interponerse en el compromiso de la UE de salvaguardar la integridad climática. “La UE tomó la decisión correcta cuando clasificó el aceite de palma como materia prima de alto riesgo ILUC en 2019, a pesar de la inmensa presión comercial de los países productores de palma. Ahora puede hacer lo mismo con los biocombustibles de soja”, sostienen.
     
    Por esta razón, han enviado una carta a la Comisión solicitando que “garantice la coherencia de las políticas y evite que la DER actúe como un resquicio para la entrada en la UE de productos impulsados por la deforestación”.
     
    El Parlamento Europeo ha pedido una eliminación gradual inmediata del aceite de soja y de palma en sus negociaciones, mientras que otros estados miembros de la Unión Europea (como Francia, Dinamarca, Bélgica y Los Países Bajos) ya han iniciado esta eliminación por voluntad propia.
     
    La UE clasificó el aceite de palma como una materia prima con alto riesgo de ILUC en 2019. “Ahora tiene el poder de hacer lo mismo con los biocombustibles de soja”, señalan.
     
    La Unión Europea es noticia: solicitan la salida de este combustible ecológico
    En estos momentos, los biocombustibles de soja y palma suponen apenas un tercio del volumen de materia prima del biodiésel de la UE, pero contribuyen con dos tercios de las emisiones de CO2 del biodiésel en la Unión Europea. Además, el biodiesel de soja está creciendo muy rápido en la UE. Entre 2015 y 2022, el consumo de biodiesel de soja se quintuplicó.
     
    En unos meses sabremos si finalmente la Unión Europea ha puesto solución a la situación de este combustible ecológico antes de las elecciones. Mientras tanto, siguen llegando proyectos alineados con la transición energética como el combustible ecológico para aviones en la UE para 2050.
     
    Por Ecoticias.com
  • La volatilidad del precio del petróleo solo se volverá más extrema

    Las preocupaciones sobre la economía y los nuevos nervios del sector bancario han hecho que los comerciantes de petróleo se apresuren a salir y reduzcan sus apuestas alcistas en el petróleo crudo nuevamente. 
    A medida que más especuladores abandonan el mercado, con el interés abierto en los futuros de petróleo crudo de EE. UU. en su nivel más bajo en tres años, los precios se establecen para una volatilidad más extrema. 
    El crudo WTI , el índice de referencia de EE. UU., experimentó la mayor caída en la posición larga neta, la diferencia entre las apuestas alcistas y bajistas, en seis semanas hasta el 2 de mayo, según mostraron datos de la Comisión de Comercio de Futuros de Productos Básicos de EE. UU. (CFTC) el viernes.   
     
    La gran caída anterior en las apuestas alcistas tuvo lugar justo antes de principios de abril, cuando el grupo OPEP+ sorprendió al mercado petrolero al anunciar recortes adicionales en la producción entre mayo y diciembre de 2023 para garantizar la “estabilidad del mercado”.
     
    El movimiento de la OPEP+ quemó a los vendedores en corto , siguiendo con la promesa proverbial del ministro de Energía de Arabia Saudita, el príncipe Abdulaziz bin Salman, de 2020: "Me aseguraré de que quien apueste en este mercado se sienta como un demonio".  
     
    Después de que se anunciaran los recortes de producción, los precios se dispararon durante dos semanas hasta mediados de abril, antes de que el sentimiento negativo sobre la economía y la decepcionante recuperación china se hicieran cargo nuevamente y los precios volvieran a bajar a los bajos 70 dólares. El crudo WTI incluso cayó por debajo de los 70 dólares el barril la semana pasada. 
     
    Los especuladores han sido sorprendidos constantemente con la guardia baja en los últimos dos meses, y muchos ahora han optado por mantenerse alejados. Según los analistas, el menor interés abierto y la liquidez en el mercado harán que las oscilaciones de precios sean aún más extremas. 
     
    “En resumen, el mercado del petróleo necesita más jugadores en el campo”, dijo a Bloomberg Michael Tran, director gerente de RBC Capital Markets .
     
    Pero en la semana hasta el 2 de mayo, los administradores de dinero recortaron sus posiciones largas y agregaron posiciones cortas, recortando sus apuestas alcistas netas en contratos de opciones y  futuros de crudo WTI y crudo Brent , según mostraron los datos de las bolsas.
     
    Impulsadas por las fuertes ventas de energía, las apuestas alcistas en los principales futuros de materias primas se desplomaron en un tercio en la última semana de informes al nivel más bajo desde junio de 2020, señaló Ole Hansen, director de estrategia de materias primas de Saxo Bank . El Brent, el WTI y el gasóleo europeo, el sustituto del diésel, fueron los más afectados por las ventas.  
    La ruptura técnica a la baja obligó a los especuladores a recortar su posición larga neta en crudo WTI en 36.000 lotes y en Brent en 69.000 lotes en la semana hasta el 2 de mayo. La posición larga neta combinada en los dos contratos de opciones y futuros de petróleo crudo más importantes se redujo drásticamente en una cuarta parte, mientras que la posición corta neta en futuros de gasóleo de ICE siguió aumentando hasta alcanzar un nuevo máximo en más de siete años. 
     
    "Un período de pesadilla de dos meses para los comerciantes de impulso continuó en la semana hasta el 2 de mayo", comentó Hansen . 
     
    “Durante un período de ocho semanas, el mercado del petróleo crudo experimentó una crisis bancaria, un recorte de la OPEP provocó un aumento y el enfoque posterior en el cierre de la brecha y nuevas preocupaciones sobre la demanda”, agregó. 
     
    Los especuladores han respondido vendiendo 393.000 lotes y comprando 213.000 lotes, la mayoría de ellos a niveles no rentables, según el director de estrategia de materias primas de Saxo Bank.
     
    La economía de EE. UU., el ritmo de la recuperación china y la próxima reunión de la OPEP+ a principios de junio seguirán impulsando los mercados petroleros, mientras que nuevas corridas bancarias podrían deteriorar rápidamente la confianza nuevamente en las próximas semanas. 
     
    La semana pasada surgieron informes, cuando los precios del petróleo volvieron a caer , de que la OPEP+ celebraría su reunión del 4 de junio en persona. La última vez que los ministros de la OPEP+ se reunieron en persona en Viena fue en octubre de 2022, cuando la alianza anunció recortes en la producción de petróleo desde noviembre de 2022 hasta diciembre de 2023.  
     
    Mientras tanto, los especuladores y los comerciantes de impulso podrían tener más cuidado con las apuestas en el mercado del petróleo, lo que dejaría los precios expuestos a cambios bruscos en cualquier dirección.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com 
  • Las exportaciones rusas de petróleo crudo continúan cayendo

    Las exportaciones de crudo de Rusia por mar continuaron cayendo la semana pasada.
    Las exportaciones de petróleo crudo de Rusia por mar continuaron cayendo la semana pasada y ahora están muy por debajo de los niveles de febrero y casi 1,5 millones de barriles por día (bpd) por debajo del pico reciente a fines de abril, según mostraron el martes los datos de seguimiento de petroleros monitoreados por Bloomberg.  
     
    Los envíos de crudo de Rusia se desplomaron en 311.000 bpd a 2,73 millones de bpd en la semana hasta el 23 de julio, ya que las exportaciones de los puertos occidentales en el Mar Báltico y el Mar Negro se desplomaron a 1,17 millones de bpd, 625.000 bpd menos que la semana anterior, según los datos informados por Julian Lee de Bloomberg.
     
    Los envíos de crudo desde el puerto de Kozmino en el Lejano Oriente de Rusia, desde donde el viaje a los principales clientes de China e India es mucho más corto, aumentaron en la semana hasta el 23 de julio, pero no pudieron compensar la caída en picado de los volúmenes de exportación de crudo de Novorossiysk en el Mar Negro y Primorsk y Ust-Luga en el Mar Báltico.
     
    Entonces, en la semana al 23 de julio, las exportaciones de crudo ruso a nivel nacional por mar, en 2,73 millones de bpd, fueron 1,48 millones de bpd más bajas que el pico observado en la última semana de abril, según datos de Bloomberg.
     
    Los datos de seguimiento de petroleros ya comenzaron a mostrar en las últimas semanas que las exportaciones de petróleo crudo por vía marítima de Rusia estaban disminuyendo desde los máximos observados en abril y mayo.  
     
    La semana pasada, los envíos de crudo ruso  cayeron a un mínimo de seis meses  en las cuatro semanas hasta el 16 de julio.
     
    Los datos de esta semana compilados por Bloomberg sugieren que los envíos se desplomaron aún más en la semana siguiente al 23 de julio.
    A principios de julio, Rusia dijo que reduciría  sus exportaciones de crudo  en 500.000 bpd en agosto en un intento por garantizar un mercado equilibrado, y la reducción de las exportaciones provendría de un recorte adicional de 500.000 bpd en la producción de petróleo.
     
    Los datos de seguimiento de buques sugieren que Rusia ha comenzado a reducir el suministro al mercado, lo que, combinado con el recorte de la producción saudita de 1 millón de bpd en julio y agosto, ajustaría los equilibrios del mercado.
     
    Por Tom Kool para Oilprice.com
     
     
  • Los 10 descubrimientos de petróleo y gas más increíbles de todos los tiempos

    Muchos creen que el inicio de la industria del crudo se marcó en Estados Unidos con el descubrimiento del pozo de Titusville, en Pensilvania, en la década de 1860. De hecho, hubo varios descubrimientos clave de petróleo en Azerbaiyán una década antes.
    #1 Ciudad Negra
    En 1846 se perforó un pozo petrolífero en lo que hoy es la capital de Azerbaiyán, Bakú. En aquella época, Azerbaiyán formaba parte del Imperio Ruso y el petróleo se descubrió en Bakú en la década de 1820. Con el tiempo, Bakú adquirió el sobrenombre de Ciudad Negra por su riqueza petrolífera.
    En la actualidad, Azerbaiyán posee reservas de petróleo estimadas en unos 7.000 millones de barriles y produce más de 800.000 bpd. La mayor parte se exporta, ya que el consumo interno del país es relativamente menor debido a su tamaño.
     
    #2 Los inicios del petróleo estadounidense
    En 1859, un hombre llamado Edwin Drake perforó el primer pozo petrolífero de Estados Unidos. Según fuentes históricas, también fue el primer pozo que se perforó en lugar de excavar, ya que hasta entonces se extraía el petróleo que se filtraba en el suelo.
     
    El Oil Creek de Titusville, Pensilvania, marcó el inicio oficial de la industria petrolera estadounidense. El primer pozo tenía menos de 70 pies de profundidad y desencadenó una fiebre del oro que acabaría convirtiendo a Estados Unidos en el mayor productor mundial de petróleo.
     
    #3 Manantiales de petróleo
    Los primeros resultados de la nueva fiebre del oro -la fiebre del oro negro- se produjeron pocos años después del descubrimiento de Drake en Pensilvania. Cuatro meses después del descubrimiento, otro caballero aventurero, Lyne Taliaferro Barret, empezó a buscar petróleo en la parte oriental de Texas, en una zona llamada Oil Springs.
     
    Como ocurre a veces, el momento no fue el mejor. Barret aún no había descubierto petróleo cuando los trabajos en el pozo tuvieron que interrumpirse por motivos como la Guerra Civil y la secesión de Texas de la Unión. Los trabajos se reanudaron tras el fin de la Guerra Civil y Barret descubrió petróleo en 1866. Este fue el primer pozo petrolífero de Texas.
     
    #4 La era de los pozos
    Si hay un descubrimiento posiblemente más famoso que esos dos primeros pozos petrolíferos de Estados Unidos, ése sería Spindletop: el primer "gusher". No se ha creado un nombre más apropiado para uno de los mayores descubrimientos de petróleo del mundo.
     
    Un géiser de crudo brotó de Spindletop Hill, en Texas, el 10 de enero de 1901, y el pozo acabó produciendo la asombrosa cifra de 100.000 barriles diarios, un ritmo no precisamente habitual en aquella época. Si el descubrimiento de Oil Springs marcó el inicio del petróleo en Texas, Spindletop le dio el empujón que acabó convirtiéndolo en la industria que es hoy.
     
    #5 Petróleo en Oriente Medio
    El primer pozo petrolífero de Oriente Próximo no se descubrió, como cabría esperar, en Arabia Saudí. Eso llegó más tarde. El petróleo se descubrió por primera vez en Persia, el actual Irán, gracias a un británico, William Knox D'Arcy, que había obtenido una concesión de 60 años del gobierno iraní.
     
     D'Arcy financió la operación, que comenzó en 1903, mientras que la perforación corrió a cargo de George Bernard Reynolds, un ya destacado ingeniero petrolero. El yacimiento de Masjed Soleiman se descubrió en 1908 y alcanzó su máxima producción en 1928.
     
    Sorprendentemente, el yacimiento sigue produciendo a día de hoy, pero se espera que 2023 sea su último año. El descubrimiento llevó a la creación de lo que hoy conocemos como BP, una de las mayores petroleras del mundo.
     
    #6 El auge del reino del desierto
    Tres décadas después del descubrimiento del yacimiento de Masjed Soleiman, los ingenieros estadounidenses de Standard Oil encontraron petróleo en la desértica península conocida como Arabia Saudí. Era 1938 y nadie sabía que estaba naciendo una nueva estrella.
     
    El descubrimiento de Dhahran resultó ser el mayor de la historia hasta ese momento y lo cambió todo, no sólo para Arabia Saudí, sino para el mundo. De ser un pueblo mayoritariamente nómada y despreocupado por los asuntos mundiales, el país se convirtió en el mayor productor de petróleo del mundo y mantuvo esa corona durante décadas.
     
    Al mismo tiempo, el descubrimiento de Dhahran supuso un paso más en el camino de Oriente Medio para convertirse en el principal proveedor de petróleo del mundo. Le siguieron descubrimientos de petróleo en Irak, Kuwait y los EAU, algunos de los cuales siguen siendo a día de hoy los mayores yacimientos de la historia.
     
    #7 La joya petrolera sudamericana
    El yacimiento costero de Bolívar fue descubierto en 1917 por Shell y sigue siendo uno de los mayores del mundo. En 1958, el yacimiento producía más de 1,4 millones de barriles diarios y sus reservas se estimaban en 11.100 millones de barriles.
     
    El yacimiento fue la primera inmersión en la cuenca de Maracaibo, una enorme reserva de petróleo situada en gran parte bajo el lago Maracaibo de Venezuela. Este yacimiento contiene una parte sustancial de las reservas totales de petróleo de Venezuela, que son las mayores del mundo.
     
    #8 Los últimos grandes
    La mayoría de los grandes descubrimientos de yacimientos petrolíferos del mundo se realizaron antes de finales de los años ochenta. Desde entonces, los descubrimientos de yacimientos enormes han sido insignificantes en términos numéricos. De hecho, el único descubrimiento petrolífero realmente grande de los últimos 30 años fue el yacimiento de Kashagan, en la sección kazaja del mar Caspio. El yacimiento tiene una capacidad máxima de producción de 380.000 bpd, que se alcanzó en 2019. Su desarrollo no ha estado exento de problemas, sobrecostes y retrasos, pero sigue aportando una parte sustancial de la producción de petróleo de Kazajistán.
     
    #9 Guyana y el futuro
    El auge de Guyana como nuevo yacimiento petrolífero se remonta a la época de los grandes descubrimientos. Se calcula que Exxon y Hess han explotado 11.000 millones de barriles de reservas de petróleo en el bloque Stabroeck, y siguen encontrando petróleo allí.
     
    La producción actual de Guyana es de 360.000 bpd, el doble que hace menos de dos años. Para 2030, se prevé que la producción supere los 1,6 millones de barriles diarios.
     
    Descubrimientos de petróleo FAQ
    ¿Cuál ha sido el mayor descubrimiento de petróleo?
    El mayor descubrimiento de petróleo hasta la fecha es el yacimiento de Ghawar, situado en el este de Arabia Saudí. Se calcula que contiene hasta 75.000 millones de barriles de reservas de petróleo y lleva en producción desde 1951. Sin embargo, cabe señalar que nuevos descubrimientos y avances tecnológicos podrían superarlo en el futuro.
     
    ¿Cuál fue el primer gran descubrimiento de petróleo?
    El primer gran descubrimiento de petróleo del mundo tuvo lugar en Pensilvania (Estados Unidos) en 1859. Este descubrimiento, conocido como el Pozo Drake, produjo unos 25 barriles al día e introdujo al mundo el potencial del petróleo como fuente de energía. Desencadenó el primer boom del petróleo en Estados Unidos y fue precursor de la industria petrolera mundial.
     
    ¿Quién descubrió el petróleo por primera vez en el mundo?
    Es difícil atribuir el primer descubrimiento de petróleo en el mundo a una sola persona o cultura, ya que el petróleo se conoce y se utiliza con diversos fines desde hace miles de años. Los antiguos sumerios, por ejemplo, utilizaban el asfalto para impermeabilizar sus barcos, y las filtraciones de petróleo se empleaban con fines medicinales en el antiguo Egipto y China. Sin embargo, se considera que la industria petrolera moderna se originó a mediados del siglo XIX, con el primer pozo petrolífero comercial perforado por Edwin Drake en Pensilvania (Estados Unidos) en 1859.
     
    ¿Cuál es la mayor profundidad a la que se ha encontrado petróleo?
    El pozo petrolífero más profundo del mundo es el pozo Z-44 Chayvo, situado en la isla rusa de Sajalín. Fue perforado por Exxon Neftegas Limited en 2005 y tiene una profundidad de 12,376 kilómetros. Se conoce como pozo de "alcance extendido" u "horizontal" porque se extiende horizontalmente más de 11 kilómetros (6,8 millas) bajo el lecho marino. El petróleo se encuentra en la zona del proyecto Sajalín-1, en el mar de Ojotsk, cerca de la costa de Siberia.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • Los precios del gas natural en Europa caen después de una semana volátil

    Los precios de referencia del gas natural en Europa cayeron por segundo día consecutivo el martes en medio de una tibia demanda industrial y cómodos inventarios.
    Los futuros de primer mes en el centro TTF, el punto de referencia para el comercio de gas en Europa, cayeron un 5,6% a $ 31,64 ( 29,295 euros ) por megavatio-hora (MWh) a las 10:37 a.m. GMT del martes.   
     
    Los precios extendieron las pérdidas del lunes luego de un aumento la semana pasada, que fue provocado por problemas de suministro con el mantenimiento en los campos de gas noruegos y una terminal de importación de GNL de Francia. La semana pasada, los precios del gas en Europa fueron volátiles debido a los cortes de suministro y al clima más cálido en algunas partes de Europa, lo que aumentó la demanda de refrigeración.
     
    Los precios europeos ahora son mucho más bajos que el récord de agosto de 2022 de más de $ 324 (300 euros) por MWh.
     
    Pero la demanda de gas industrial sigue siendo débil, a pesar de los precios más bajos del gas natural en dos años. Se estima que la demanda de gas natural de Europa ha caído un 9,7% en mayo respecto al año anterior, ya que las industrias se están desacelerando y las principales economías entran en recesión.
     
    Este año, los precios han bajado a los  niveles anteriores a la crisis energética  que comenzó en el otoño de 2021 y alcanzó su punto máximo en 2022 después de la invasión rusa de Ucrania. Sin embargo, los precios más bajos en alrededor de dos años no han estimulado el consumo de gas porque las industrias y las economías en Europa se están desacelerando.
     
    Alemania y la Eurozona ahora están oficialmente en recesión, lo que apunta a una demanda industrial potencialmente débil en el futuro.
    Otro factor bajista es el alto nivel de gas almacenado para esta época del año, en comparación con el promedio de cinco años.
     
    A partir del 11 de junio, los sitios de almacenamiento en toda la UE estaban llenos en un 72 % en promedio, según datos de Gas Infrastructure Europe.
     
    Citigroup espera que los precios del gas en Europa y Asia promedien un 50% por debajo de los niveles actuales en el tercer trimestre, debido a la tibia demanda y la resistente oferta, dijeron los analistas del banco la semana pasada.   
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Los precios del petróleo suben a medida que se prolongan las conversaciones sobre el techo de la deuda

    Los precios del petróleo subieron marginalmente en la sesión de negociación del lunes debido a la creciente creencia de que EE. UU. evitará un incumplimiento. El petróleo crudo Nymex para el mes anterior (CL1:COM) para entrega en junio subió un 0,65 % a $72,17/bbl a las 12:15 horas, hora del este, mientras que el crudo Brent para el mes anterior de julio (CO1:COM) ganó 0,21 para cotizar a un 1,9 % en la semana a $75,71 /bbl.
    La semana pasada, ambos índices de referencia del petróleo ganaron ~2%, marcando su primer aumento en cinco semanas, luego de que los incendios forestales cerraran grandes cantidades de suministro de crudo en Alberta, Canadá. El sector energético canadiense se tambalea después del cierre de al menos 145.000 equivalentes de petróleo por día (boepd) en la provincia rica en petróleo de Alberta debido a los incendios forestales hace más de una semana.
    Los incendios sin precedentes han obligado a decenas de miles de habitantes de Alberta a evacuar sus hogares.
     
    Más de media docena de empresas canadienses de petróleo y gas, incluidas Paramount Resources (OTCPK:PRMRF), Crescent Point Energy Corp. (NYSE:CPG), Vermilion Energy Inc. (NYSE:VET), Pipestone Energy Corp. (OTCPK:BKBEF), Kiwetinohk Energy Corp. (TSX:KEC:CA), Tourmaline Oil Corp. (OTCPK:TRMLF) y Cenovus Energy Inc. (NYSE:CVE) se han visto afectados por los casi 80 incendios que se están produciendo actualmente en la provincia.
     
    A corto plazo, se espera que el alza del petróleo siga siendo limitada gracias a las preocupaciones sobre una recesión que se avecina, así como a las preocupaciones sobre si la economía de China puede proporcionar evidencia de una recuperación más amplia y resistente.
     
    Afortunadamente, la perspectiva a largo plazo es más brillante con Francisco Blanch, jefe de investigación de materias primas de Bank of America, quien dice que los precios recuperarán el nivel de $ 80/bbl en la segunda mitad del año en curso y podrían llegar a $ 90 debido a un déficit de oferta cada vez mayor causado por Los recortes de producción de la OPEP y la baja oferta del esquisto estadounidense.
    " La demanda eventualmente cambiará y mejorará un poco en los mercados desarrollados, [y] comenzará a empujar los inventarios a la baja nuevamente hacia fines de año y hasta 2024, y eso es lo que lo eleva en términos de precios", dijo Blanch .
     
    Es un sentimiento compartido por la Agencia Internacional de Energía (AIE), que advirtió sobre una inminente escasez en el segundo semestre, cuando se espera que la demanda eclipse la oferta en casi 2 millones de barriles por día (bpd).
     
    " Espero mucha volatilidad en los próximos días y un repunte en los precios del crudo a medida que se alcance un acuerdo para elevar el techo de la deuda", dijo a Reuters Vandana Hari, fundadora del proveedor de análisis del mercado petrolero Vanda Insights.
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
     
  • Los precios europeos del gas natural están fijados para una sexta pérdida semanal consecutiva

    La baja demanda de gas natural ha enviado los precios de referencia del gas de Europa hacia una sexta pérdida semanal consecutiva, la racha más larga de pérdidas semanales desde 2020. 
    Los futuros del próximo mes en el hub TTF, el punto de referencia para el comercio de gas en Europa, cayeron un 3,7% a $36,80 ( 33,80 euros ) por megavatio-hora (MWh) a las 12:27 p. m. GMT del viernes.   
    La menor demanda de energía en medio de un clima templado de primavera en la mayor parte de Europa está deprimiendo los precios del gas, mientras que los cómodos inventarios de gas aún no han generado prisa por llenar los sitios de almacenamiento antes del próximo invierno.
     
    A partir del 10 de mayo, los sitios de almacenamiento en toda la UE estaban llenos en un 62,48 %, según  datos  de Gas Infrastructure Europe.
     
    Los precios más bajos del gas han comenzado a conducir a un mayor cambio de carbón a gas, pero la demanda, sin embargo, se silencia con el bajo consumo de los hogares.
     
    Los precios de referencia del gas en Europa se han reducido a la mitad desde principios de año y ahora son solo una décima parte del récord de más de $ 326 (300 euros) por MWh de agosto de 2022.
     
    Los precios al contado del GNL para entrega al norte de Asia en junio también se han desplomado en las últimas semanas y bajaron por tercera semana consecutiva el viernes, en medio de una demanda débil y altos inventarios en importadores asiáticos clave. Los precios en Asia, a 10,50 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) esta semana, se desplomaron un 4,5% respecto a la semana anterior, según estimaciones de fuentes de la industria citadas por Reuters . Los precios al contado del GNL en Asia ahora son los más bajos desde finales de mayo de 2021.
    A pesar de la actual pausa en la demanda y los precios del gas natural en Europa y Asia, los gobiernos y la industria advierten que Europa no debe ser complaciente y que la crisis energética aún no ha terminado.
     
    La crisis energética aún no ha terminado , y la situación del suministro de energía en Europa podría deteriorarse a finales de este año, dijo esta semana una de las principales empresas de servicios públicos de Alemania, E.On.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com
     
  • Los precios europeos del gas natural se desploman a medida que aumenta el suministro noruego

    Los precios de referencia del gas natural de Europa extendieron las pérdidas de la semana pasada para caer casi un 3% al mediodía en Europa el lunes después de un prolongado período de mantenimiento en una ruta clave de suministro de gas noruego que terminó este fin de semana.
    Los futuros del mes anterior en el centro TTF, el punto de referencia para el comercio de gas de Europa, se negociaron a $ 28.32 (25.22 euros) por megavatio-hora (MWh) a las 11:57 a.m. GMT del lunes, un 2.84% menos en el día.
    La semana pasada, los precios del gas de Europa registraron su mayor pérdida semanal para este año, 22%, ya que el suministro de gas noruego aumentó tras el final del mantenimiento regular en el gigantesco campo de gas Troll y varias otras plantas de procesamiento de gas en Noruega.
     
    Durante el mes pasado, el mantenimiento en algunas instalaciones tuvo que extenderse más allá de la fecha de finalización original, lo que causó volatilidad en el mercado del gas debido a la incertidumbre sobre el suministro noruego.
     
    Pero los trabajos de mantenimiento en la planta de procesamiento de gas de Nyhamna terminaron el sábado según lo planeado después de que el trabajo tomó más de un mes más de lo que se pensaba originalmente.
     
    Como resultado, las exportaciones de gas de Noruega aumentaron el lunes en 60 millones de metros cúbicos por día (mcm / d) a 318 mcm / d, según datos de Refinitiv Eikon citados por Reuters.
     
    Noruega es ahora el mayor proveedor de gas de Europa después de que Rusia cortara el suministro de gasoductos a la mayoría de sus clientes de la UE después de la invasión de Ucrania.
    El retorno al suministro regular de gas noruego al Reino Unido y Europa continental ha calmado el mercado de futuros de gas en los últimos días, a pesar de la prolongada ola de calor en el sur y centro de Europa con temperaturas por encima de los niveles normales y alcanzando niveles récord.
     
    A pesar de la mayor demanda de refrigeración, la demanda de gas natural en Europa sigue siendo moderada, también debido a una demanda más débil de actividades industriales.
     
    Las reservas también son elevadas, dando más confianza a los gobiernos antes del invierno. A partir del 15 de julio, los sitios de almacenamiento de gas en toda la UE estaban llenos en un 80%, según datos de Gas Infrastructure Europe.
     
    Por Charles Kennedy para Oilprice.com
  • McKinsey: Europa debe reducir la demanda de gas para compensar la escasez de suministro

    Europa ha logrado reducir  el consumo de gas natural  por encima de los objetivos establecidos el verano pasado, pero es posible que tenga que reducir mucho más la demanda este año y en los próximos años para compensar la falta de suministro de gas por gasoducto ruso, evitar la escasez y equilibrar el mercado de gases.   
    Frente al bajo suministro ruso y, para muchos países de la UE, cero suministros de Rusia, Europa compensó la disminución en 2022 al reducir el consumo en 57 bcm, dijo McKinsey & Company en un análisis  esta  semana. 
    Con más reducciones de la demanda y nuevas fuentes de suministro de gas natural, Europa podría mantener el equilibrio durante los próximos años, estiman los analistas de McKinsey. 
     
    “Sin embargo, varios factores podrían crear un escenario de bajo suministro y Europa tendría que reducir su consumo desde los niveles de 2022 en otros 55 bcm en 2023 para estabilizar el mercado”, según la consultora. 
     
    Los impulsores que podrían conducir a un menor suministro a Europa incluyen un aumento en la demanda asiática de GNL después de un deslucido 2022, una interrupción total del pequeño gasoducto ruso que aún fluye a Europa y un invierno normal en comparación con el invierno más suave de lo habitual de 2022/2023. 
     
    “En los próximos años, es posible que Europa deba mantener e intensificar los esfuerzos para reducir la demanda de gas para gestionar el impacto en el suministro de la guerra en curso en Ucrania, lo que puede requerir un conjunto de acciones difíciles, pero factibles”, escribieron los analistas de McKinsey. 
     
    “Sin embargo, aunque se espera que el suministro y la demanda de energía de Europa se equilibren, todavía existe incertidumbre, ya que los precios volátiles y las interrupciones del suministro representan un riesgo para todos los sectores de la economía, y es posible que Europa deba prepararse para sortear estos riesgos”. 
     
    Entre agosto de 2022 y marzo de 2023, la UE superó su objetivo de reducción del consumo de gas, según  mostraron los datos de Eurostat  la semana pasada. 
     
    El consumo de gas natural de la UE se redujo un 17,7 % en el período de agosto de 2022 a marzo de 2023, en comparación con el consumo medio de gas de los mismos meses entre 2017 y 2022. El ahorro fue superior al objetivo del 15 % fijado el verano pasado. 
     
    Solo este año, el consumo ha estado constantemente por debajo del promedio 2017-2022 de los meses respectivos, con una reducción de la demanda del 19% en enero, 14,7% en febrero y 17,1% en marzo, según datos de Eurostat. 
    Los esfuerzos conscientes para reducir la demanda, un invierno más suave y la destrucción de la demanda en la industria han ayudado a Europa a evitar una gran escasez de gas que los gobiernos temían antes del invierno. 
     
    En el futuro, Europa debe continuar con las medidas de ahorro de gasolina porque la demanda en Asia podría aumentar y el invierno de 2023/2024 puede no ser tan suave como el que acaba de terminar. 
     
    El almacenamiento de gas de la UE estaba lleno en un 58 % el 24 de abril y ha ido en aumento en las últimas semanas, según  datos  de Gas Infrastructure Europe. 
     
    El clima invernal más cálido y la demanda moderada de GNL de Asia ayudaron a Europa a llenar los sitios de almacenamiento a niveles adecuados antes de la temporada de calefacción 2022/2023 y terminar esa temporada con inventarios muy por encima de los promedios históricos.
     
    La UE  acaba de lanzar  un proceso único para que las empresas europeas registren sus necesidades de compra de gas a través del mecanismo AggregateEU ​​para prepararse para las compras conjuntas de gas a nivel de la UE, con los primeros acuerdos de compra esperados antes del verano. 
     
    “Este es un hito clave para que la UE se prepare para el próximo invierno recargando su almacenamiento de gas de manera coordinada y oportuna, utilizando su poder de mercado colectivo para negociar mejores precios con proveedores internacionales”, dijo la Comisión Europea el martes. 
     
    Asia está ayudando a Europa en lo que va del año. La demanda asiática continúa siendo débil a pesar de los precios al contado más bajos del GNL, que  continúan rondando  los mínimos de dos años. 
     
    Sin embargo, no hay garantías de que la demanda asiática se mantenga baja durante el verano y antes de la próxima temporada de calefacción de invierno. Con la reapertura de China, la demanda de gas y GNL podría recuperarse, aumentando la competencia entre Asia y Europa por el suministro al contado, dicen los analistas.  
     
    Como los temores de una crisis de gas no se materializaron el invierno pasado, lo que hizo bajar los precios del gas natural en Europa, Europa no debería contar con otro invierno más cálido de lo habitual y menos competencia de Asia mientras se prepara para el invierno de 2023/2024. En un mercado con una competencia más fuerte de Asia para el suministro de GNL, los precios actuales del gas en Europa  pueden no ser suficientes  para seguir atrayendo cargas al contado.   
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com 
  • Por qué los precios del petróleo se están desplomando a pesar de la caída de los inventarios

    Los precios del petróleo han perdido últimamente su impulso hacia adelante, y tanto el crudo Brent como el WTI se desplomaron esta semana. Se observa una tendencia bastante desconcertante en los mercados del petróleo: hay una gran desconexión entre los datos de inventario y los precios del petróleo.
    Los inventarios de petróleo crudo han caído por debajo del promedio de cinco años por primera vez este año. La semana pasada, la demanda implícita de gasolina aumentó en 992 mil barriles por día (kb/d) w/w a un máximo de 15 meses de 9.511 mb/d, tomando el aumento interanual del mes hasta la fecha. A pesar de estos datos de inventario positivos, los precios del WTI han disminuido de $83,26 por barril el 12 de abril a $68,85 el 3 de mayo, mientras que los precios del Brent han disminuido de $87,33 a $72,54 por barril durante el período.
     
    Normalmente, los inventarios de EE. UU. y los precios del petróleo tienen una fuerte relación inversa, con la caída de los inventarios empujando los precios al alza, mientras que el aumento de los inventarios tiene el efecto contrario. Sin embargo, los grandes retiros de inventario en las últimas dos semanas no han logrado evitar caídas significativas de precios. Como han señalado los analistas de materias primas de Standard Chartered, estas dislocaciones tienden a ser temporales y se producen en momentos en que los precios se mueven principalmente por otros fundamentos del mercado petrolero, expectativas, mercados de activos más amplios y flujos financieros. En este caso, el optimismo reciente con respecto a los recortes de producción de la OPEP+ no ha logrado contrarrestar las preocupaciones sobre la demanda vinculada a un contexto económico debilitado y una Reserva Federal agresiva que lleva a que los precios del petróleo permanezcan dentro del rango. Además, hay informes de que los envíos de crudo ruso siguen siendo fuertes.a pesar de las sanciones y embargos: Reuters informó que las cargas de petróleo de abril desde los puertos occidentales de Rusia están en camino de alcanzar su nivel más alto desde 2019 con más de 2,4 millones de bbl/día.
     
    Afortunadamente, una muestra representativa de Wall Street todavía piensa que el sector energético sigue siendo bueno a largo plazo.
     
    Goldman Sachs ha aconsejado a los inversores que compren acciones de energía y minería, diciendo que los dos sectores están posicionados para beneficiarse del crecimiento económico en China. El estratega de materias primas de GS ha pronosticado que el petróleo crudo Brent y WTI subirá un 23 % y cotizará cerca de $100 y $95 por barril durante los próximos 12 meses de negociación, una perspectiva que respalda su visión alcista de las ganancias en el sector energético.
     
    " La energía cotiza a una valoración con descuento y sigue siendo nuestra sobreponderación cíclica preferida. También recomendamos a los inversores poseer acciones mineras, que están impulsadas por el crecimiento de China a través del aumento de los precios de los metales ", declaró el banco de inversión en una nota a los clientes.
     
    De hecho, las acciones de energía siguen siendo muy baratas, tanto en términos absolutos como históricos.
     
    El sector de la energía es el más barato de los 11 sectores del mercado estadounidense, con una relación PE actual de 6,7 . En comparación, el siguiente sector más barato es el de materiales básicos con una valoración PE de 10,6, mientras que el sector financiero es el tercero más barato con un valor PE de 14,1. Desde cierta perspectiva, la relación PE promedio del S&P 500 actualmente se ubica en 22.2. Por lo tanto, podemos ver que las acciones de petróleo y gas siguen siendo muy baratas incluso después del aumento masivo del año pasado, gracias en gran parte a años de bajo rendimiento.
    Rosenberg analizó los índices de PE por acciones de energía al observar datos históricos desde 1990 y descubrió que, en promedio, el sector se ubica históricamente en su percentil 27. En contraste, el S&P 500 se ubica en su percentil 71 a pesar de la profunda liquidación del año pasado.
     
    Aún mejor, la perspectiva para el sector energético sigue siendo brillante. Según un informe de investigación de Moody's , las ganancias de la industria se estabilizarán en general en 2023, aunque estarán ligeramente por debajo de los niveles alcanzados en 2022.
     
    Los analistas señalan que los precios de las materias primas han disminuido desde niveles muy altos a principios de 2022, pero han pronosticado que es probable que los precios se mantengan cíclicamente fuertes hasta 2023. Esto, combinado con un crecimiento modesto en los volúmenes, respaldará una fuerte generación de flujo de efectivo para los productores de petróleo y gas. . Moody's estima que el EBITDA del sector energético de EE. UU. para 2022 será de $623 mil millones, pero caerá a $585 mil millones en 2023. 
     
    Los analistas dicen que el bajo gasto de capital, la creciente incertidumbre sobre la expansión de los suministros futuros y la alta prima de riesgo geopolítico, sin embargo, seguirán respaldando los precios del petróleo cíclicamente altos.
     
    En otras palabras, simplemente no hay mejores lugares para que las personas que invierten en el mercado de valores de EE. UU. estacionen su dinero si buscan un crecimiento de ganancias serio . 
     
    Déficit de mercado
     
    Pero la principal razón para ser optimista con respecto al sector es que es probable que el actual superávit de petróleo se transforme en un déficit a medida que avanzan los trimestres.
     
    Los precios del petróleo solo se han mantenido a flote desde las grandes ganancias iniciales del impactante anuncio, y las preocupaciones sobre la demanda global y los riesgos de recesión siguen pesando sobre los mercados petroleros. De hecho, los precios del petróleo apenas se han movido incluso después de que los datos de la EIA mostraran que las reservas de crudo de EE. UU. han estado cayendo, mientras que Arabia Saudita aumentará sus precios de venta oficiales para todas las ventas de petróleo a clientes asiáticos a partir de mayo.
     
    Pero StanChart ha pronosticado que los recortes de la OPEP+ eventualmente eliminarán el excedente que se había acumulado en los mercados petroleros mundiales. Según los analistas, un gran excedente de petróleo comenzó a acumularse a fines de 2022 y se extendió al primer trimestre del año en curso. Los analistas estiman que los inventarios actuales de petróleo son 200 millones de barriles más que a principios de 2022 y unos buenos 268 millones de barriles más que el mínimo de junio de 2022. 
     
    Sin embargo, ahora son optimistas de que la acumulación de los últimos dos trimestres desaparecerá en noviembre si se mantienen los recortes durante todo el año. En un escenario algo menos alcista, se logrará lo mismo a finales de año si se revierten los recortes actuales hacia octubre. 
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com
  • Rusia está perdiendo la batalla energética

    “Rusia ha perdido la batalla energética”, dijo Fatih Birol, director ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía (AIE), al periódico francés  Liberation  en marzo, un año después de que Rusia invadiera Ucrania. 
    En el año y medio transcurrido desde que Putin ordenó el ingreso de tropas en Ucrania y cortó el suministro de gas natural a través de gasoductos a muchos clientes de la UE, Europa ha logrado reemplazar gran parte del gas canalizado con importaciones de GNL y ha prohibido las importaciones de crudo y productos derivados del petróleo rusos. 
    Estados Unidos ha dado un paso al frente para llenar parte del vacío en el suministro de petróleo y gas dejado por Rusia. Fue un gran vacío, y los productores de petróleo estadounidenses y los exportadores de GNL han estado felices de llenarlo. 
     
    “Los flujos comerciales se han invertido y los exportadores estadounidenses y de Oriente Medio son los principales beneficiarios”, dijo al  Financial Times Amrita Sen, jefa de investigación de la consultora Energy Aspects. 
     
    Rusia pierde el mercado energético europeo 
     
    Desde la invasión de Ucrania, Rusia ha perdido a Europa como cliente energético y ahora queda reducida a China e India para vender su crudo. China e India son los importadores de petróleo crudo más grandes y terceros del mundo, respectivamente, por lo que los mercados potenciales de China e India para el crudo ruso son enormes. Sin embargo, es posible que ya hayamos visto un pico de importaciones de petróleo crudo indio desde Rusia, dicen los analistas. 
     
    Europa, por su parte, está comprando más petróleo y gas a los Estados Unidos y está firmando acuerdos de suministro de GNL a largo plazo con los exportadores estadounidenses, acuerdos que no fueron tan "bienvenidos" en Europa hace apenas dos años, cuando los objetivos climáticos eran la prioridad de los países desarrollados. prioridades energéticas de las naciones. 
     
    El gas ruso no está sancionado ni embargado en ninguna parte, pero algunos compradores en el norte de Asia pueden haber desconfiado de depender demasiado del GNL ruso. 
     
    Antes de la guerra y los embargos sobre su petróleo, Rusia representaba casi el 40% de todas las importaciones europeas de crudo, productos refinados y gas natural. Actualmente, la UE no importa crudo ruso, excepto Bulgaria, debido a una excepción de la UE hasta 2024. El suministro de gas natural a través de gasoductos desde Rusia ahora representa menos del 10 % del suministro de gas de la UE, frente a casi el 40 % antes de Rusia. invasión de Ucrania. 
     
    El mayor proveedor de gas de Europa ahora es el principal productor de petróleo y gas de Europa Occidental, Noruega, un aliado cercano de la UE y miembro fundador de la OTAN.   
     
    Algunos clientes asiáticos pueden estar acercándose a los límites para la energía de Rusia
     
    A medida que Europa se aleja de los combustibles fósiles rusos, los clientes asiáticos, China e India, se han convertido en los principales clientes del crudo de Rusia. Las importaciones de petróleo de India desde Rusia  continuaron aumentando  en la primera mitad de 2023 a medida que las exportaciones de crudo ruso más barato encuentran cada vez más compradores en el tercer mayor importador de petróleo crudo del mundo. 
    Más de un año desde que comenzó la guerra, India ha pasado de ser un comprador marginal de crudo ruso a ser el mercado más importante para el petróleo de Moscú junto con China. Las refinerías indias, que no cumplen con el límite de precios del G7 y buscan compras oportunistas baratas, se han apoderado de muchos de los cargamentos de los Urales rusos, que solían ir al noroeste de Europa antes del embargo de la UE.
     
    Pero India puede haber visto el pico de las importaciones de crudo ruso, debido a las limitaciones de infraestructura y la necesidad de mantener buenas relaciones comerciales con otros proveedores de crudo, según analistas de Kpler. 
     
    “India buscará continuar con las importaciones de crudo ruso, pero tal vez haya alcanzado su límite, lo que obstaculiza cualquier barril adicional”, dijo a  CNBC Janiv Shah, analista senior de Rystad Energy,  esta semana. 
     
    En gas natural, Asia parece tener compras spot limitadas de GNL de Rusia, ya que se estima que los principales compradores en el norte de Asia han reducido las importaciones de proyectos de exportación rusos al nivel más bajo  en dos años . Los compradores buscan diversificarse y evitar posibles problemas futuros con pagos y entregas, según  Bloomberg . 
     
    Los exportadores de petróleo y gas de EE. UU. ganan   
     
    A medida que los compradores en Europa se retiraron del petróleo ruso, las exportaciones de petróleo crudo de EE. UU. a Europa aumentaron y se espera que continúen aumentando. 
     
    El año pasado, Europa ocupó el segundo lugar después de Asia en términos de compras de petróleo crudo de EE. UU. Las importaciones europeas de crudo desde Estados Unidos promediaron 1,51 millones de barriles por día (bpd) en 2022, lo que representa el 42 % de las exportaciones de crudo estadounidense, apenas por debajo del 43 % de las exportaciones estadounidenses que se dirigieron a Asia, según datos de la  EIA .
     
    “Las sanciones de la UE implementadas en diciembre de 2022 que prohíben todas las importaciones marítimas de petróleo de Rusia a Europa hacen probable que la demanda de crudo estadounidense continúe en 2023”, dijo la EIA a principios de este año.  
     
    “Estados Unidos salió adelante con el aumento de las exportaciones de petróleo y gas y un nuevo plan multimillonario ordenado por el Congreso para ganar en tecnología limpia”, dijo a FT Amy Myers Jaffe, profesora de investigación de la Universidad de Nueva York y experta en energía. 
     
    En el mercado de GNL, Europa y China están en una competencia cada vez más intensa para firmar  acuerdos de suministro a largo plazo  con los desarrolladores y exportadores de GNL de EE. UU. 
     
    La contratación de GNL a largo plazo ha visto una serie de acuerdos en los últimos meses, incluso de compradores en Europa, donde la seguridad energética ha ocupado un lugar central a expensas de las preocupaciones sobre las emisiones de las importaciones de gas natural. 
     
    Para los desarrolladores y exportadores de GNL de EE. UU., más acuerdos de compra a largo plazo con Europa y Asia significan más oportunidades para que los proyectos contraten volúmenes futuros de las instalaciones de exportación planificadas y respaldan las decisiones de financiación e inversión final para una mayor cantidad de terminales de exportación de GNL de EE. UU.  
     
    Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
  • Se avecina un déficit de suministro de petróleo, y a los comerciantes no podría importarles menos

    Cuando Arabia Saudita anunció en la reunión de la OPEP de junio que reduciría su producción de petróleo en 1 millón de barriles diarios, los comerciantes básicamente lo ignoraron.
    Cuando anunció que extendería estos recortes hasta agosto, con Rusia diciendo que reduciría sus exportaciones de petróleo en medio millón de barriles diarios, los comerciantes también lo ignoraron. 
     
    Los analistas han estado advirtiendo que se avecinaba una escasez de oferta, pero nuevamente, los actores del mercado han ignorado en gran medida estas advertencias. Ahora, las señales de advertencia parpadean con más fuerza.
     
    La Agencia Internacional de Energía, que no es una gran fanática de la demanda de petróleo, dijo a principios de esta semana que, a pesar de la recuperación desigual de China, la demanda de crudo a escala mundial fue lo suficientemente resistente como para conducir a una oferta más limitada en la segunda mitad del año. 
     
    "Incluso en un crecimiento económico lento, la demanda de China y otros países en desarrollo es fuerte",  dijo  a Reuters el jefe de la AIE, Fatih Birol, y agregó que "junto con los recortes de producción provenientes de países productores clave, todavía creemos que podemos ver escasez en el mercado en la segunda mitad de este año".
     
    La AIE ha estado diciendo que la oferta se reducirá en la segunda mitad del año durante meses. También lo ha hecho la OPEP. Y ayer también lo hizo la Administración de Información de Energía de EE.UU.
     
    En su Informe de energía a corto plazo, la EIA  prevé  que la demanda de petróleo superará la oferta a nivel mundial en la segunda mitad del año. Además, la EIA espera que la oferta prolongue su caída durante los próximos cinco trimestres.
     
    El último en pronosticar un mercado en déficit fue Standard Chartered. En la última edición de su Hoja de ruta de productos básicos, el banco dijo que esperaba que la demanda de petróleo siguiera aumentando durante los próximos meses, alcanzando un máximo histórico en agosto. Como resultado, es probable que los precios se disparen.
     
    StanChart notó un cambio importante en lo que impulsará los niveles de suministro de petróleo en los próximos meses. Por ahora, el principal impulsor ha sido la acción por parte de las naciones productoras de petróleo. En otras palabras, el control de la oferta ha sido clave. En la segunda mitad del año, sin embargo, el banco espera que la demanda tome la delantera.
     
    Eso no es todo, tampoco. El mercado mundial del petróleo ya está en déficit, según los analistas de Standard Chartered. Ese déficit se situó en torno a 1 millón de barriles diarios en junio, y este mes se ve en el mismo nivel.
    En agosto, sin embargo, se prevé que esa brecha de 1 millón de bpd se amplíe a 2,8 millones de barriles diarios en agosto. Luego se reducirá un poco a 2,4 millones de bpd en septiembre, dijo StanChart.
     
    Sin duda, será interesante observar cómo responden los comerciantes a todas estas advertencias sobre un suministro de petróleo más ajustado. También será interesante ver cuánto tiempo continuarán ignorándolos mientras permanecen enfocados en factores macro.
     
    Para ser justos, cuando la OPEP y la AIE hicieron sus últimos pronósticos a principios de esta semana, los comerciantes reaccionaron volviéndose alcistas y los precios subieron más. Sin embargo, como tantas veces este año, aún podrían retroceder ante cualquier informe que diga que la recuperación posterior a la pandemia de China está tomando más tiempo de lo esperado o que la inflación de EE. UU. sigue siendo más alta de lo que la Fed se siente cómoda.
     
    De hecho, la Oficina de Estadísticas Laborales  publicará  las últimas cifras mensuales de precios al consumidor de junio más tarde hoy. Los analistas esperan que la inflación se haya desacelerado a nivel mensual del 4% al 3,1%, pero que se haya mantenido mucho más alta a nivel anual, con una diferencia del 5,3%. Si estas cifras son confirmadas por el informe oficial, es probable que el último repunte del precio del petróleo desaparezca con bastante rapidez.
     
    Al mercado tampoco parece importarle demasiado lo que los analistas energéticos denominan reducción de existencias. Amrita Sen de Energy Aspects  escribió  en un artículo de opinión para el Financial Times este mes que los comerciantes físicos de petróleo han estado vendiendo su inventario debido a los costos más altos de mantenerlo. Y los costos más altos se deben a la ola de aumento de tasas de los bancos centrales. 
     
    "En los últimos meses, el petróleo se ha negociado como una materia prima 'muéstrame', es decir, los comerciantes parecen haber preferido esperar a que se produzcan déficits en lugar de tomar una posición sobre la base de los déficits proyectados", escribieron los analistas de Standard Chartered en su hoja de ruta de materias primas. . "Creemos que el punto en el que los fundamentos significativamente más ajustados deberían mostrarse claramente ahora es inminente".
     
    Sin duda se ve de esa manera. Por un lado, está Arabia Saudita recortando la producción, lo que demuestra que la OPEP no se da por vencida con los precios más altos, independientemente de la reacción del mercado a sus acciones hasta el momento. También está Rusia y los primeros signos de disminución de los volúmenes de exportación, según  informó  Bloomberg el martes.
     
    Por otro lado, hay muchos informes de demanda de varias agencias, pero más recientemente, la AIE y la EIA, que enfatizan la resiliencia de la demanda de petróleo frente a varios desafíos, como el aumento de los precios al consumidor en mercados clave y un ahora crónico preocuparse por una recesión mundial.
     
    En ese contexto, la volatilidad de los precios no solo aumenta, sino que también se inclina al alza. Y el impacto podría ser bastante importante debido al estado de preparación de muchos actores del mercado que observan el panorama macroeconómico e ignoran los fundamentos.
     
    Por Irina Slav para Oilprice.com
  • Se mueven las apuestas por la votación para la presidencia de Enel la próxima semana

    Paolo Scaroni ha sido criticado por inversionistas extranjeros, incluso por el manejo de la crisis energética por parte de la UE y sus sanciones contra el Kremlin.
    Un fondo petrolero noruego votará en contra del nombramiento de Paolo Scaroni en la junta de accionistas de la próxima semana y apoyará a Marco Mazzucchelli, presentado por Londres.
     
    El fondo anunció que rechazará la candidatura de Roma a la presidencia de Enel, en un desaire público al Gobierno de Giorgia Meloni antes de la junta de accionistas de la eléctrica estatal.
     
    El mayor fondo soberano del mundo, que posee una participación de 2,2% en Enel, dijo que votaría en contra de Paolo Scaroni en la junta general del próximo 10 de mayo. En su lugar, apoyará a Marco Mazzucchelli, el candidato presentado por el fondo de cobertura con sede en Londres, Covalis.
     
    La pelea es un acto simbólico de desafío, ya que el estado italiano es el mayor accionista de Enel con una participación de 23%, lo que significa que el nombramiento de Scaroni probablemente pasará. Pero es poco común que el fondo estatal noruego, normalmente conservador, respalde públicamente a un activista sobre la gestión de una empresa, y en particular sobre una propuesta del gobierno.
     
    Quién es Paolo Scaroni
    El hombre de 76 años es un aliado cercano del ex primer ministro Silvio Berlusconi y es un elemento fijo de la vida empresarial italiana. Como director ejecutivo de Eni durante nueve años, ha sido fundamental en la expansión del grupo petrolero en Rusia.
     
    Scaroni sido criticado por inversionistas extranjeros, incluso por criticar el manejo de la crisis energética por parte de la UE y sus sanciones contra el Kremlin. En septiembre dijo que las restricciones beneficiarían a los grandes exportadores de petróleo “como Noruega y Estados Unidos, lo que me hierve la sangre”. Además, fue presidente ejecutivo de Enel hace dos décadas.
     
    El "tóxico" proceso
    El mes pasado, Covalis, que tiene una participación de 1% en Enel y está dirigida por Zach Mecelis, nacido en Lituania, presentó una lista alternativa de candidatos para la junta directiva de Enel, diciendo que "el proceso de selección carecía de transparencia".
     
    Mecelis dijo que quería que terminara el proceso “tóxico” porque entorpecía la valoración bursátil de la empresa. “Los accionistas deberían poder elegir. Es una cuestión de gobernabilidad y transparencia”, agregó. Los asesores proxy Glass Lewis y Frontis también respaldaron el fondo de cobertura. Mazzucchelli estaba mejor ubicado que Scaroni para contrarrestar la influencia del director ejecutivo en el directorio, dijo Glass Lewis.
     
    Mondrian Investment Partners, que posee una participación de 1,7% en Enel, también respaldó a Covalis y dijo que estaba "preocupado" por las elecciones de Roma y "decepcionado" por la falta de transparencia. El fondo noruego también respaldará una lista alternativa de directores, aunque no la de Covalis. Decidió ponerse del lado de los miembros de la junta presentados por Assogestioni, el organismo comercial de la industria de fondos nacional. En Italia, los accionistas minoritarios obtienen tres puestos en el directorio de nueve.
     
    El asesor de representación ISS, que dijo que algunos de los candidatos a directores propuestos “carecían de habilidades y experiencia relevantes”, también aconsejó a los accionistas que respaldaran la lista de Assogestioni. El candidato a director ejecutivo respaldado por el estado es Flavio Cattaneo, vicepresidente del operador ferroviario de alta velocidad Italo y exjefe del operador de red Terna y del grupo de telecomunicaciones Telecom Italia.
     
    Covalis, que no propuso un director ejecutivo, sugirió que podría elegir uno diferente si su resolución gana la próxima semana. Impulsó la especulación sobre si el jefe saliente, Francesco Starace, podría quedarse más tiempo. Starace, quien se ha desempeñado como jefe de Enel desde 2014, reiteró el jueves que no estaba disponible para cumplir otro mandato.
     
    Por Diario Financiero para LaRepública.