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  • Análisis/ La otra cara de la moneda

    Con una estructura de costos de producción mucho más liviana y una compresión significativa de los tiempos entre las fases de exploración y producción, el gas de esquisto transformó el panorama de una industria intensiva en grandes inversiones de capital.

    El 2015 se perfila como el año de mayor crecimiento económico global desde el 2008 (3,5 por ciento), sin riesgos de inflación elevada. En estas expectativas, el factor más importante es el rol que juegan los cambios recientes en la industria de la energía.

    La irrupción a gran escala de la tecnología del gas de esquisto ha significado un reordenamiento de la industria petrolera. Con una estructura de costos de producción mucho más liviana y una compresión significativa de los tiempos entre las fases de exploración y producción, el gas de esquisto transformó el panorama de una industria intensiva en grandes inversiones de capital, a ser determinada más por la incidencia de los costos variables.

    Por otra parte, la eficiencia en el uso de la energía ha debilitado la relación entre la demanda de energía y el crecimiento económico, no solo en los países desarrollados, sino también en China.

    Mientras que la economía de Estados Unidos ha crecido 10 por ciento desde el 2007, la demanda por productos petrolíferos acabados, como gasolina y diésel, ha disminuido en 11 por ciento.

    En China, el rebalanceo del modelo económico, que pretende ser menos dependiente del sector exportador y la inversión, anclado más en el consumo, implica una menor demanda por materias primas y bienes industriales, lo cual redunda, obviamente, en menores precios del petróleo.

    Actualmente, el exceso de oferta mundial de petróleo es cercano a un millón de barriles diarios. Los contratos de futuros de petróleo de Texas (WTI), para entrega a diciembre del 2015, se negocian a 59 dólares el barril.

    Por otra parte, la caída en los precios del petróleo ha ocurrido en medio de una tendencia de fortalecimiento del dólar, y de rotación del crecimiento global, de las economías emergentes, hacia los Estados Unidos.

    Por todo lo anterior, los precios del petróleo deberían mantenerse bajos por un tiempo prolongado hasta que en el mercado se ajusten los excesos de oferta y se llegue a un nuevo precio de equilibrio a mediano plazo, que el mercado estima en 65 dólares el barril.

    ¿Todo esto qué significa para el crecimiento económico global en el 2015? Veamos:

    * Un dólar más fuerte debilita las monedas de las economías exportadoras de materias primas, lo cual, a su vez, reduce el costo de producir energía, acero y cobre.

    * Esta presión a la baja en los precios de las materias primas, refuerza, positivamente, el crecimiento de Estados Unidos.

    * Un crecimiento sostenido, sin preocupaciones latentes en materia de precios, ha ayudado a inclinar la balanza entre los miembros votantes de la Reserva Federal, por un enfoque de esperar y ser pacientes, antes de empezar a subir las tasas de fondos federales. Los mercados de bonos anticipan que, el primer aumento de la tasa de fondos federales, actualmente en un rango de 0 a 0,25 por ciento, no ocurra antes de septiembre-octubre de 2015.

    * El beneficio de la transformación de la industria petrolera para el consumidor estadounidense es equivalente a una reducción de impuestos de 100 a 125 billones de dólares, que, unido a la recuperación de los ingresos laborales, apunta a que hay buenas posibilidades de que el crecimiento económico de dicho país se acelere a 3 por ciento.

    * Para China, la caída de los precios del petróleo representa un impulso importante a su economía. Un aterrizaje suave pareciera ser el escenario de mayor probabilidad, con tasas de crecimiento entre 6,5 y 7,0 por ciento, para el 2015.

    * India, Corea e Indonesia también se benefician de la caída del precio del petróleo.

    * La Eurozona es quizás la región que más se beneficia de la caída de los precios del petróleo y la depreciación del euro, que es la otra cara de la moneda de la apreciación del dólar. Dado que el petróleo y las materias primas, se negocian en dólares, independiente del origen geográfico, el 17 por ciento de depreciación del euro, con relación al dólar, desde mediados del 2014, debería ocasionar un aumento importante en el precio de bienes y servicios importados desde Estados Unidos.

    Como ven, lo que son pésimas noticias para los países exportadores de petróleo, son magníficas para la economía global.

    Ana María Carrasquilla
    Presidenta del Fondo
    Latinoamericano de Reservas.

  • El auge energético de EE.UU. no pierde fuerza

    Nuevas técnicas de perforación y el uso de la fracturación hidráulica prolongan el 'boom' de la producción de petróleo y gas en el país
     
    Los escépticos del auge energético de Estados Unidos no se cansan de decir que la bonanza tiene los días contados porque requiere la perforación de un número cada vez mayor de pozos.
     
    No obstante, el boom ya ha durado más de lo que nadie había imaginado hace una década y todavía tiene margen para seguir creciendo. Esto se debe a que los yacimientos de crudo y gas natural se han vuelto más productivos, una tendencia hasta ahora no reconocida pero potente que debería mantener el flujo de combustibles.
     
    En 2003, la industria energética estadounidense recién empezaba a combinar las técnicas de perforación de esquisto y el posterior uso de la fracturación hidráulica, disparando toneladas de agua, químicos y arena contra las rocas.
     
    Four Sevens Oil Co. perforó el mejor pozo de gas de ese año, en el yacimiento de esquisto llamado Barnett, en Texas, según Drillinginfo, un servicio de datos de la industria que realizó un análisis encargado por The Wall Street Journal.
     
    Four Sevens utilizó lo que en ese entonces se consideraba unos exorbitantes 2,8 millones de galones de líquido y más de 100.000 kilos de arena para fracturar el yacimiento, llamado Braumbaugh, el apellido de la familia dueña de los derechos minerales.
     
    Durante su rendimiento máximo, el pozo expulsaba 5,9 millones de pies cúbicos de gas al día. "Estábamos muy contentos", dice Dick Lowe, cofundador de Four Sevens. Cuando el estado de Texas publicó los datos de producción, los competidores sintieron envidia.
     
    Hoy, sin embargo, Braumbaugh parece insignificante.
     
    Cabot Oil & Gas Corp. COG -1.40%  perforó el mejor pozo de gas en EE.UU. el año pasado, en Pensilvania. Con perforaciones horizontales más largas y fracturando el yacimiento repetidamente, Cabot inyectó 12,5 millones de galones de líquido, más de cuatro veces la cantidad que usó Four Sevens, y empleó seis millones de kilos de arena.
     
    El pozo produjo 30,3 millones de pies cúbicos al día, cinco veces el récord que había establecido Four Sevens una década antes. "Ese es un pozo realmente bueno", reconoce Lowe. "Creo que soñé con perforar uno de ese tamaño".

    La industria de crudo y gas estadounidense ya no se dedica tanto a encontrar nuevas formaciones de esquito para explotar. En cambio, se concentra en hallar maneras de sacarles el jugo a los yacimientos que ya descubrió. Y lo está logrando.
     
    Los resultados están a la vista. EE.UU. se ha convertido en el primer productor de energía del mundo, los precios del gas natural se han mantenido bajos y la producción petrolera estadounidense ha ayudado a prevenir un alza en los precios globales del crudo.
     
    Por supuesto, yacimientos más grandes y más ricos equivalen a costos más altos, lo que deja a los perforadores más vulnerables a una caída en los precios de la energía.
     
    Además, estas operaciones más agresivas crean problemas medioambientales por el mayor uso de arena y agua potable para la fracturación hidráulica. Desechar los líquidos utilizados para la fracturación también puede producir terremotos y las operaciones de mayor envergadura exigen más equipos y viajes en camión, lo que causa dolores de cabeza para las comunidades vecinas.
     
    Lo que no está en disputa es que los pozos recién perforados son mejores que los que están reemplazando.
     
    El número de plataformas de perforación en EE.UU. casi no ha registrado cambios, aunque la producción está creciendo. La Administración de Información de Energía de EE.UU. (EIA, por sus siglas en inglés) bautizó el fenómeno como "productividad perforadora" y señala que no hay señales de una desaceleración.
     
    Lynn Westfall, directora de mercados energéticos y análisis financiero de la EIA, recalca que el número de plataformas en el yacimiento de esquisto Eagle Ford en Texas "no ha cambiado desde 2012, pero la producción por pozo nuevo se ha duplicado".
     
    La innovación marca la diferencia. El gobierno estadounidense proyectó hace poco que la producción petrolera crecerá hasta 2019 para luego estancarse. Sin embargo, un segundo escenario en el informe sugirió que la tecnología de extracción seguirá mejorando, lo que permitirá que la producción de crudo siga incrementando hasta por lo menos 2040.
     
    La historia reciente de la productividad de los pozos de crudo es similar a la del gas.
     
    Headington Oil perforó en 2003 un pozo experimental en la formación de esquisto Bakken, en el estado de Montana cerca de la frontera con Dakota del Norte. La petrolera con sede en Dallas bombeó casi 326.000 galones de líquido y utilizó 290.000 kilos de arena. El pozo produjo 828 barriles al día en octubre de 2003.
     
    Pat Smith, director operativo de Headington, señala que su objetivo era fracturar hasta la última gota, pero no tenía la experiencia necesaria. EOG Resources Corp. perforó un pozo en Eagle Ford el año pasado utilizando 30 veces el líquido que empleó Headington. También usó 6,4 millones de kilos de arena. El resultado: 2.748 barriles diarios.
     
    Headington vendió en 2008 sus activos en Montana a XTO Energy Inc., hoy parte de Exxon Mobil Corp. XOM -0.03%  , por US$1.800 millones.
     
    Por RUSSELL GOLD 
     
    Fuente> WSJournal.com
     
     
  • El gas natural barato de EE.UU. da nuevo aire a la industria mexicana

    El creciente exceso de gas natural en Estados Unidos está ayudando a impulsar un auge manufacturero en México.
     
    Las exportaciones de gas natural que atraviesan la frontera entre México y EE.UU. han aumentado 11% en lo que va del año, a 2.000 millones de pies cúbicos al día, según Bentek Energy, una empresa de analítica de Denver.
     
    La cifra podría duplicarse en los próximos años, indican los especialistas. Varias empresas han anunciado planes para construir al menos siete gasoductos para transportar el gas desde la frontera en los estados de Texas y Arizona, incluyendo uno que entraría en funcionamiento a finales de mes.
     
    El flujo de gas está aliviando una escasez de energía en México, donde el combustible es caro y la demanda industrial se ha disparado en sectores como la producción eléctrica, los petroquímicos y la fabricación de automóviles, y prácticamente se ha duplicado desde 2009.
     
    Las exportaciones también están ayudando a aliviar un exceso de oferta de empresas que están perforando en áreas como la formación de esquisto Eagle Ford, en el sur de Texas.
     
    Aunque México cuenta con sus propios y abundantes recursos de esquisto, sus empresas energéticas no cuentan con los conocimientos —y, por ahora— ni el deseo de explotarlos, señalan analistas.
     
    El país ha estado satisfaciendo sus necesidades de combustible en parte con la importación de gas licuado, que puede llegar a costar el triple del gas natural que llega por gasoductos desde EE.UU.
     
    "Los mexicanos tienen un incentivo para importar gas estadounidense ya que es prácticamente regalado comparado con otras fuentes de energía", asevera Sandy Fielden, analista en RBN Energy LLC en Houston.
     
    Se prevé que México comience a producir su propio gas a medida que su industria energética —por mucho tiempo dirigida por monopolios nacionales— se abra a la competencia en los próximos años. Entretanto, sin embargo, la importación de una avalancha de gas natural barato desde EE.UU. debería moderar el escepticismo del público mexicano sobre los beneficios de la nueva política energética, más orientada al libre mercado.
     
    El Secretario de Energía de México, Pedro Joaquín Coldwell, dice que el cambio del petróleo y el diésel al gas de EE.UU. probablemente reducirá los costos de electricidad para la industria y los consumidores e impulsará la economía. México importará de EE.UU. alrededor de dos tercios del gas que necesitará en las próximas dos décadas, según proyecciones de Ixchel Castro, una analista de energía de la consultora Wood Mackenzie.
     
    Una gran fuente de demanda es la industria automotriz mexicana, que en 2013 produjo cerca de tres millones de vehículos. Varios fabricantes han inaugurado plantas en México recientemente o revelado planes para hacerlo. La más reciente es la surcoreana Kia Motors Corp. 000270.SE +0.17%  , que divulgó a fines del mes pasado sus planes para construir una planta de ensamblaje de US$1.500 millones cerca de la frontera con EE.UU.
     
    Honda Motor Co. 7267.TO +0.97%  y Mazda Motor Corp. 7261.TO +0.31%  abrieron este año plantas de producción en Guanajuato, en la zona centro norte de México. Se prevé que las fábricas que están construyendo Audi, filial de Volkswagen AG VOW3.XE -1.16%  , y una alianza entre Daimler AG DAI.XE -1.86%  y Renault-Nissan, entren en operación en 2016 y 2017, respectivamente. BMW AG BMW.XE -1.41%  ha indicado que abrirá una planta en México antes de 2019.
     
    Las nuevas operaciones ayudarán al sector automotor mexicano a producir más de cinco millones de vehículos al año antes de 2020, proyectan analistas de la consultora IHS.
     
    El sector de generación eléctrica también impulsará buena parte de la demanda, conforme las plantas reemplazan petróleo por gas para producir energía. Se proyecta que cerca de 75% del crecimiento en el consumo de gas del país provenga de la industria eléctrica entre ahora y 2027, según un informe de la Administración de Información de Energía de EE.UU., que cita a la Secretaría de Energía de México.
     
    Al mismo tiempo, ha sido difícil construir gasoductos y oleoductos en EE.UU., pues los proyectos habitualmente se topan con la resistencia de comunidades y grupos ecologistas. Esto ha llevado a las empresas estadounidenses a mirar al otro lado de la frontera.
     
    "México es un mercado muy interesante, en la actualidad y en un futuro previsible", opina Richard Wheatley, vocero de Kinder Morgan Inc., KMI +0.32%  una compañía de Houston cuyos gasoductos transportan la mayoría del gas estadounidense que ingresa a México.
     
    Cuando empiece a operar este mes, la nueva línea Sierrita de Kinder Morgan, un gasoducto de US$200 millones y 97 kilómetros de largo, transportará unos 200 millones de pies cúbicos de gas al día desde las afueras de Tucson, Arizona, a Sasabe, Arizona, en la frontera con México. Desde allí se conectará a una red de líneas de US$1.000 millones en México que está siendo construida por IEnova, una subsidiaria de Sempra Energy. SRE -0.72%
     
    Hay planes para construir gasoductos rivales. Una empresa de San Antonio, Howard Midstream
     
    Energy Partners LLC, solicitó recientemente permiso para construir un gasoducto en el condado de Webb, Texas, que trasladará hasta 1.120 millones de pies cúbicos de gas diarios a México. Debido a que el ducto atravesará por una frontera internacional, necesita un permiso del gobierno estadounidense, pero los expertos dicen que probablemente no afrontará los retrasos que han estancado al ducto Keystone XL desde Canadá.
     
    El organismo de energía eléctrica de México, la Comisión Federal de Electricidad (CFE), busca ofertas para tres gasoductos que partirían en EE.UU.: dos en Waha, en el oeste de Texas, y el otro en la comunidad de Ehrenberg, en Arizona.
     
    La CFE también selló recientemente un acuerdo con Energy Transfer Partners ETP +0.51%  LP para proveer gas adicional de Texas a México. La empresa de Dallas ha dicho que construirá dos nuevos gasoductos para gestionar el flujo.
     
    La petrolera estatal de México, Petróleos Mexicanos, o Pemex, está supervisando la construcción de un gasoducto de US$3.200 millones llamado Los Ramones, que se extenderá desde la región de Eagle Ford Shale, en el sur de Texas, hasta Guanajuato, en el centro de México.
     
    Raphael Barreau, vicepresidente de desarrollo comercial en GDF Suez SA, GSZ.FR +0.10%  la empresa francesa que construye parte del gasoducto, indicó que debería estar operando para fines de 2015.
     
    —Laurence Iliff contribuyó a este artículo.
     
    Por Erin Ailworth
     
    Fuente: WSJournal.com
     
  • El gas shale: la ventaja de Estados Unidos

    Gillian Tett / Estados Unidos - Este invierno Jim Ratcliffe, el multimillonario fundador de Ineos, el grupo de empresas químicas, estará tratado de encender una revolución local de gas shale. Él ha ofrecido compartir 6% de los ingresos futuros con las comunidades o los dueños de las tierras si trabajan con Ineos para desarrollar la fuente de energía, mucho más que cualquier cosa que se haya ofrecido anteriormente en el Reino Unido.
     
    “Esto será revolucionario”, sostiene, explicando que copió la idea de la promesa del 6% de Estados Unidos, en donde apoyos financieros similares han ayudado a iniciar una enorme expansión de la extracción de gas shale desde 2010.
     
    Lo cierto es que la probabilidad de que esta oferta empiece a ser aceptada de manera generalizada no es muy alta: la extracción de gas shale sigue siendo un tema tan polémico en el Reino Unido que hasta la fecha en gran medida ha sido bloqueada. Pero Ratcliffe merece un aplauso por intentarlo. Para entender la razón, veamos el último informe de Panorama Económico Mundial del Fondo Monetario Internacional.
     
    Enterrado en los documentos como una barra lateral que intenta calcular el impacto de la revolución del shale en la industria estadounidense. Los resultados son aleccionadores, no sólo para los grupos industriales europeos, sino también para los contribuyentes y para los políticos.
     
    Como señala el FMI, la revolución en EU ha provocado que en ese país se reduzcan fuertemente los precios del gas natural, incluso cuando en Europa y Japón han aumentado. Esto se debe a que el gas, a diferencia del petróleo, no puede transportarse fácilmente por todo el mundo, lo que significa que los precios regionales varían ampliamente de acuerdo con la ubicación de la fuente de energía.
     
    A principios de este año un artículo publicado por la Reserva Federal de EU calculó que estas variaciones en los precios han impulsado la producción de las fábricas estadounidenses en un 3% desde 2006, mientras que el incremento en inversión aumentó el 10%, y los empleos el 2%; el impacto en las industrias ligadas específicamente a la energía fue mucho más alto. Sin embargo, el estudio del FMI sugiere que la diferencia en los costos de energía ha impulsado en un 6% las exportaciones manufactureras estadounidenses, y sostiene que por cada caída en un 10% en los precios relativos del gas natural en EU impulsará  la producción industrial de ese país un 0.7% más, comparado con Europa.
     
    A primera vista, este diferencial del 0.7% puede parecer poco importante. Pero si esta brecha se mantiene durante varios años, el impacto para la competitividad y la producción será  significativo. No solamente importan las estadísticas en productividad; lo que la revolución del gas shale también ha hecho es crear algo que el informe del FMI no menciona: una brecha psicológica transatlántica.
     
    Para muchos líderes empresariales en Estados Unidos hoy, el gas shale no solamente ha reducido los costos de energía: también ha fomentado un nuevo respeto hacia la innovación tecnológica. Piensen en ello. Hace una década parecía casi imposible imaginar que Estados Unidos pudiera romper algún día su dependencia de las importaciones de petróleo del Medio Oriente, mucho menos ver algunas de sus industrias del Rust Belt (la franja industrial del noreste norteamericano que pasa por una crisis) se volvieran competitivas.
     
    El cambio de actitud está ayudando a estimular una segundo cambio: ahora que las empresas estadounidenses disfrutan de los beneficios de menores costos de energía, un nuevo espíritu de colaboración está consolidando entre los grupos ambientalistas, políticos y de energía. Por ejemplo Colorado. Anteriormente los grupos ecologistas se oponían fervientemente a la expansión del gas shale. Pero algunos, como el Fondo de Defensa Ambiental, ahora están trabajando con el gobernador, John Hickenlooper, para encontrar maneras de lidiar con los problemas como las fugas de gas metano o la contaminación del agua. “Ahora hay un reconocimiento de que la gente tiene que trabajar unida”, observa Fred Krupp, director de EDF. “Esto se está extendiendo a otros estados”.
     
    En Europa no sucede: o no todavía. Esta semana Nick Clegg, el líder del partido Liberal Demócrata de Gran Bretaña, dio su todo apoyo al gas shale. Pero muchos políticos británicos mantienen sus sospechas del fracking, y los grupos ambientalistas se oponen ferozmente. En Francia y Alemania, la antipatía es todavía más intensa. “Hay una gran brecha (en las actitudes)”, lamenta Edmond Aphandéry, ex ministro de finanzas de Francia.
     
    La brecha refleja parcialmente las diferencias en geografía: Gran Bretaña es una isla muy poblada, y en Francia, las principales reservas de gas shale se encuentran en lugares como París o Provenza. También hay grandes diferencias en la estructura legal de la tenencia de la tierra. Pero el otro problema, al parecer, es el zeitgeist o espíritu de la época. Los líderes empresariales estadounidenses (y los votantes) tienen un incentivo para apostar por un audaz cambio tecnológico; en Europa, es más difícil soñar con sorpresas agradables.
     
    Tal vez algunos pioneros audaces como Ratcliffe puedan ayudar a cambiar esto. Sería agradable tener la esperanza. Pero mientras en Europa el gas shale sea considerado por más tiempo como una mala palabra, la brecha transatlántica de productividad -y la psicología-  será mayor y se irá ampliando. Y estas son malas noticias para Europa, en un momento en que el continente necesita cada pizca de crecimiento que pueda encontrar.
     
    Hidrocarburosbolivia.com
  • El país estaría cerca de un gran hallazgo de gas

    El descubrimiento sería en el Caribe, en los bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur. Algunos analistas consideran que de hacerse realidad, el país podría solucionar el suministro de gas hasta 2025.

    Desde los primeros meses del año algunos analistas y empresarios del sector de gas señalaron que el decrecimiento de las reservas de gas debía ser tomado como un ‘campanazo’ pues el país posiblemente estaría obligado a importar gas.

    Respecto a la oferta de gas, Francisco Lloreda Mera, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (CP) señaló que en 2015 la oferta de gas sería de 1.200 millones de pies cúbicos, pero para 2018 el país se enfrentaría a un déficit de 190 millones de pies cúbicos, y para 2021 el déficit llegaría hasta los 345 millones de pies cúbicos.

    Sin embargo, existe la posibilidad de que aumente la oferta de gas en Colombia. Portafolio.co se enteró de que en el mercado de hidrocarburos corre un rumor sobre los avances en los estudios de exploración de los bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur sobre el mar Caribe.

    Según Camilo Silva, socio y analista de Valora Inversiones, todo parece indicar que el hallazgo de gas es casi seguro: “Esto sólo dejará de ser un rumor en el momento en que se anuncie, pero declaraciones del Ministro de Minas y Energía recopiladas por una emisora local permiten hacernos a la idea de que el rumor es cierto”.

    El ministro Tomás González dijo en Medellín que las compañías estadounidense Anadarko y Ecopetrol, cada uno con 50 por ciento en esta búsqueda, estarían a punto de un nuevo hallazgo del hidrocarburo.

    “Están haciendo el programa de sísmica marina más grande de la historia de la industria del petróleo en el Caribe colombiano. Porque hay una enorme confianza en que las condiciones son las correctas y el potencial está ahí, los vientos los tenemos a nuestro favor y esperamos que esa zona se convierta en un descubrimiento que pueda complementar el que se hizo cerca a la Guajira”, afirmó el jefe de la cartera de Minas.

    “Tenemos la certeza de que hay gas y de que los modelos geológicos que nos decían que ahí podía haber gas, son ciertos, porque los hay”, añadió el funcionario.

     

    Fuente: Portafolio.co

  • El propano es el nuevo ganador del auge del esquisto en EE.UU.

    El auge del esquisto en Estados Unidos, que ha reforzado el papel dominante del país en el comercio mundial de energía, ha encontrado otra expresión en la exportación de volúmenes récord de gas propano.
     
    El aumento de los precios al por mayor no ha afectado todavía a la mayoría de los consumidores estadounidenses.El aumento de los precios al por mayor no ha afectado todavía a la mayoría de los consumidores estadounidenses.Por primera vez, las compañías de petróleo y gas de EE.UU. están este año en camino de exportar más propano que los siguientes cuatro mayores exportadores combinados —Qatar, Arabia Saudita, Argelia y Nigeria, miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo que han dominado durante mucho tiempo el mercado—, de acuerdo con el proveedor de analítica IHS Inc. Según esta misma fuente, las exportaciones estadounidenses ya representan más de un tercio del total del mercado de propano transportado por vía marítima.
     
    Según la Administración de Información de Energía de EE.UU., las exportaciones de propano alcanzaron un máximo histórico de 884.000 barriles por día en febrero. Platts Analytics, un proveedor de datos de energía, considera que en mayo se fijó un nuevo récord, aunque los datos del gobierno todavía no están disponibles. Una nueva red de gasoductos, terminales de transporte y buques cisterna que duplicaron la capacidad de hace un año han hecho posible el salto de las ventas externas de propano.
     
    “Ha sido una fuente importante de inversión y una de las grandes historias de éxito”, señala Ron Logan, socio de la firma de inversión en energía Kayne Anderson Capital Advisors LP.
     
    El propano, un líquido del gas natural, es un subproducto de la perforación en busca de gas natural y de la refinación del crudo. Como el auge del esquisto generó una mayor abundancia de propano, las exportaciones se convirtieron en una solución ideal porque este combustible es mucho más fácil de embotellar y de despachar por barco que otros. En 2013, EE.UU. superó a Qatar como el mayor despachador de propano del mundo. Alrededor de la mitad de todas las exportaciones de EE.UU. está destinada a América Latina y el resto va a Europa y Asia. Sus principales mercados latinoamericanos en 2015 fueron México con 91.000 barriles diarios, Brasil con 47.000, República Dominicana con 32.000 y Panamá con 27.000, según datos de la Administración de Información de Energía de EE.UU.
     
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    La posición dominante de EE.UU. podría beneficiarse aún más con la ampliación del Canal de Panamá, que en junio completó una mejora de US$5.400 millones que permite a los grandes barcos que transportan propano hacer viajes más rápidos y más baratos a los grandes mercados asiáticos de Japón, China y Corea del Sur.
     
    Todo esto es muy positivo para los perforadores de petróleo y gas de EE.UU., afectados por una caída de los precios de las materias primas que ha llevado a decenas de quiebras. El esquisto generó tanto suministro que los productores debieron a veces pagar a sus clientes para que se lo quitaran de las manos.
     
    Ahora, los inversionistas están apostando a que los precios seguirán en alza. Las acciones de productores y transportistas de gas propano se encuentran entre las de mejor rendimiento este año.
     
    Las acciones de Range Resources Corp., una compañía de exploración y producción con operaciones en Pensilvania, crecieron 81% en lo que va del año. Las compañías de oleoductos y procesamiento Oneok Inc. y DCP Midstream Partners LP crecieron 93% y 41%, respectivamente.
     
    Las capacidades de exportación están permitiendo a los productores estadounidenses sacar provecho de la prima que los precios del gas propano ofrecen en el extranjero frente al precio doméstico. Esas ventas están así desinflando el exceso de propano que había estado aplastando los precios en el mercado interno de EE.UU.
     
    De acuerdo con el Servicio de Información de Petróleo, el precio del propano alcanzó hace poco en Europa y Japón una prima respecto de los precios en EE.UU. de alrededor de 20% y 29% respectivamente.
     
    Según Platts Analytics, en EE.UU. los precios han aumentado 78% respecto de los 29,6 centavos de dólar por galón que costaba en enero, un mínimo de 14 años. Operando en alrededor de 53 centavos por galón en Mont Belvieu, Texas—el mayor centro de intercambio de propano del país—los precios están aún babajos respecto de sus niveles históricos, pero los analistas esperan que suban aún más a medida que las ventas de propano aumenten en el extranjero y que nuevas fábricas de productos químicos empiecen a funcionar en la costa del Golfo.
     
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    El aumento de los precios al por mayor no ha afectado todavía a la mayoría de los consumidores estadounidenses. Según la Autoridad de Investigación y Desarrollo de Energía del estado de Nueva York, en mayo (los datos disponibles más recientes), los precios al por menor promediaron en ese estado US$2,24 por galón, 10% menos que el año anterior.
     
    El aumento de los precios se hará sentir probablemente en los seis millones de hogares rurales de EE.UU., que en su mayoría usan tanques de propano para la calefacción.
     
    El alza de precios ha perjudicado a algunas empresas. Cuando el precio era muy bajo, Dow Chemical Co. construyó plantas alimentadas a propano. Otros fabricantes de químicos, incluyendo Ascend Performance Materials Operations LLC, retrasaron sus planes para construir plantas en base a propano debido al aumento de los costos de construcción y a los mayores costos de la materia prima.
     
    “El propano aumentará de precio más rápidamente que todos los demás hidrocarburos”, dijo Rusty Braziel, un ex operador de propano que dirige la consultora RBN Energy. “Desde el punto de vista de las empresas químicas, no es tan buena noticia”.
     
    Algunos analistas señalan que los propietarios de ductos y los transportistas podrían haberse ya excedido en sus expansiones y que si quieren ganar nuevos negocios tendrán que bajar sus tarifas.
     
    Tudor, Pickering, Holt & Co., un banco de inversión especializado en energía dijo que el auge del negocio de la infraestructura de exportación era “un poco como el baloncesto juvenil, con un montón de trofeos de participación pero pocos ganadores”.
     
    Las tarifas diarias de transporte han caído hasta un mínimo de US$20.000, muy por debajo de los US$120.000 o menos que costaba el verano pasado, a medida que docenas de nuevos buques cisterna son bautizados, según el banco de inversión de Houston.
     
    Por Ryan Dezember y Timothy Puko
     
    Fuente:WSJournal.com
  • El shale de EE.UU. amenazará a la Opep

    Viena – La Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) podría lograr que sus miembros acuerden seguir restringiendo la producción de petróleo esta semana, pero será una victoria pírrica. La mayor amenaza para la posición dominante del grupo de 13 miembros es el shale estadounidense.

    En noviembre de 2014, la Opep decidió mantener altos los niveles de producción con la esperanza de que podría mantener su participación de mercado. Pero esa ya era una tarea difícil en un principio, y desde entonces los productores de shale de los Estados Unidos se han vuelto aún más eficientes.

    En el momento en que la Opep invirtió el rumbo en noviembre de 2016, haciendo subir los precios del petróleo nada menos que 10%, el shale ya había ganado terreno. Hay áreas en los enormes yacimientos de shale de Eagle Ford y la cuenca Pérmica, en Texas, donde los productores pueden alcanzar el equilibrio incluso a precios tan bajos como US$34 el barril, según Bloomberg Intelligence.

    Los analistas ahora dicen que la producción de shale de los Estados Unidos crecerá aún más rápido de lo esperado. Macquarie Group estima que la producción aumentará 1,4 millones de barriles diarios hasta diciembre, frente a una estimación de crecimiento anterior de 0,9 millones de barriles por día. JPMorgan Chase & Co. duplicó su pronóstico, y prevé un aumento de 800.000 barriles por día para el mismo período.

    A medida que los productores miembros de la Opep y los que no integran el grupo (en particular, Rusia) recortan la producción, los productores estadounidenses de shale buscan llenar ese vacío. Su aumento de la producción equivale a cerca de la mitad de los recortes de la Opep y a dos veces los recortes de Rusia, según un informe que se difundió.

    Fuente: Larepublica.co/ Bloomberg

  • Fracking: ¿sí o no?: el tema entra al debate en Latinoamérica y Europa

    La polémica por el gas de esquisto mediante fracking está en el aire. Las palabras claves son emisiones, agua, cambio climático, independencia energética. Comisión Europea y Eurolat se pronuncian pronto al respecto.
     
    Esta controvertida técnica fue el tema de 16 recomendaciones (no vinculantes) a los países de la Unión Europea en enero de 2014.Esta controvertida técnica fue el tema de 16 recomendaciones (no vinculantes) a los países de la Unión Europea en enero de 2014.En el panorama de la extracción de gas de los yacimientos de esquisto, el intenso uso del agua y su repercusión en el entorno natural y las poblaciones son el ángulo del análisis de dos informes y un documental presentados esta semana en una conferencia en el Parlamento Europeo. Ante la perspectiva de que más países europeos y latinoamericanos opten por el fracking, el tema está en el aire.
     
    Esta controvertida técnica –que fractura la roca con alto uso de químicos y agua y con emisiones de gas metano- fue el tema de 16 recomendaciones (no vinculantes) a los países de la Unión Europea en enero de 2014. Dieciocho meses tienen los Estados miembros de la UE para implementarlas.
     
    Especial atención merece la que prevé la realización previa de estudios de referencia sobre el impacto en el flujo de las aguas superficiales y subterráneas.
     
    Hasta ahora, según informa a DW Antoine Simon, de Friends of the Earth Europe, los países europeos han hecho de ellas una lectura muy individual.
     
    “Polonia ha decidido que sólo para las perforaciones a más de 5.000 metros de profundidad debe hacer un estudio de impacto preliminar”, dice Antoine. Según informa la plataforma europea Ecologistas en Acción esto se debió a que empresas extractivas presionan por una relajación legislativa.
     
    Oportunidades y desafíos. Cabe resaltar que, reconociendo el derecho a los Estados a determinar las condiciones de explotación de sus recursos energéticos, la primera de las recomendaciones europeas condiciona la explotación a “preservar, proteger y mejorar la calidad del medio ambiente”.
     
    La extracción de las reservas de este recurso abre perspectivas económicas y energéticas codiciadas. Para muchos países europeos donde se han detectado yacimientos representaría una holgura energética considerable.
     
    Pero los datos hablan en contra de su bondad ambiental: por cada fracturación se usan 23 millones de litros de agua mensualmente. Entre un 90 y un 95% de esta agua no puede ser reutilizada. Dado que los yacimientos se encuentran en zonas donde el recurso agua no abunda, “el estrés hídrico va de la mano con la extracción de este hidrocarburo no convencional”, explicaTianyi Luo, especialista del World Resources Institute (WRI).
     
    Argentina, un ejemplo. El informe de WRI pinta entre amarillo pálido y rojo intenso el estrés hídrico.En América Latina amarillo tiene Colombia, naranja muy intenso Paraguay, rojo intenso México, naranja Argentina.
     
    “Hay que tener en cuenta los verdaderos costos del fracking”, explica a DW Juliette Renaud, productora del documental Fracking Patagonia, basado en la extracción del gran yacimiento de Vaca Muerta.
     
    “Las comunidades no son consultadas, su territorio es destruido; la contaminación del agua y del suelo impacta su salud y sus actividades productivas tradicionales. Europa debe aprender del caso de Argentina y no dejar que las empresas capturen el poder político para hacer las leyes a su favor y no a favor del interés público”.
     
    Algunas opiniones. “Pertenece al pasado y deberíamos prohibirla”, opina Ignazio Corrao, europarlamentario italiano del Movimiento Cinco Estrellas. “En las energías renovables deberíamos concentrar nuestros esfuerzos”, recalca Molly Scott Catto, europarlamentaria inglesa de la bancada ecologista.
     
    “La extracción masiva de este gas y petróleo de esquisto alejaría definitivamente a Europa de su objetivo de haber logrado reemplazar hasta 2050 entre un 80% y 90% de energías fósiles”, recuerda Jude Kirton-Darling, europarlamentaria inglesa de la bancada socialista y también miembro de la Asamblea Eurolat.
     
    En su opinión, tanto Europa como los países América Latina y el Caribe deberían optar por una moratoria general hasta que no haya un marco legal vinculante que regule oportunidades y desafíos del gas de esquisto.
     
     
    Por: Deutsche Welle
     
     
  • Más de 22 millones de vehículos en el mundo utilizan Gas Propano como fuente de energía.

    “Los países en desarrollo, para garantizar la sostenibilidad energética, deben diversificar la canasta energética de tal manera que  los usuarios puedan seleccionar la opción que mejor les convenga. En Colombia, la política pública sectorial, debe abrir espacio a varias fuentes de energía y no privilegiar a dos o tres por encima de otras posibilidades igualmente eficientes y de bajo costo”, Evamaría Uribe, Presidente de GASNOVA
     
    El GLP o gas propano, como se le conoce popularmente, es un excelente combustible para motores. Por esto es uno de los carburantes con mayor crecimiento en el mundo. Se habla de cifras de más de 22 millones de vehículos en el mundo que lo utilizan como fuente de energía.
     
    Bogotá D.C., 05 de agosto de 2014. Ante las preguntas que empiezan a surgir alrededor del futuro energético del país, sustentadas principalmente por las proyecciones en la producción de petróleo, surge como una solución a corto y mediano plazo el fortalecimiento de la industria del gas combustible en el país.
     
    Colombia empezará a tener excedentes en la producción de Gas Propano a partir de 2017, lo cual abre la necesidad de crear una mayor demanda sobre este hidrocarburo, allanando el terreno para un mayor consumo de combustibles limpios en el país, a precios muy económicos.
     
    Es preciso superar desbalances en la política energética del país, promoviendo la igualdad de trato entre los diversos energéticos que compiten en el mercado.
     
    En Colombia, el gas propano se ha limitado a los usos domésticos como cocinar, calentar, o ambientar. Pero ahora el panorama muestra que ante los previsibles incrementos de oferta de este hidrocarburo, tanto en Colombia como a nivel mundial,  se abre una gran oportunidad para el país en materia energética. No en vano, en los países más avanzados del mundo es usado como combustible para desarrolllos agroindustriales e industriales y para movilizar automóviles, flotas comerciales y de taxis, motonaves y barcos medianos, entre otros.
     
    GASNOVA, Unión de Empresas Colombianas de Gas Propano, ha enumerado cuatro (4) grandes retos al Gobierno Central para estimular el desarrollo del Gas Propano en el país, como un complemento indispensable para los próximos años.
     
    1.     Ampliar a todo el país el subsidio al consumo de GLP a los usuarios de los estratos 1 y 2. Desde mayo pasado más de 22000 familias en 4  departamentos se han beneficiado con subsidios al Gas propano. Los usuarios que consumen gas propano, derivan ese derecho de lo previsto por la ley 142 de 1992, ley de servicios públicos domiciliarios. Los usuarios residenciales más pobres del país son los que más consumen gas propano y tienen derecho a recibir subsidios, tal como también lo reciben los usuarios pobres de los estratos 1 y 2 que consumen gas natural y electricidad.
     
    2.     Incluir expresamente el “Plan de subsidios al Consumo del GLP” en el Proyecto de Ley de Presupuesto para la vigencia fiscal del 2015, con el fin de garantizar este beneficio para las poblaciones vulnerables del país. El Plan Piloto actual se podría ampliar para incluir sitios de gran importancia social para el país como es el caso de los departamentos y poblaciones de la Costa Pacífica, en particular, Chocó, Buenaventura, Cauca y Nariño y los departamentos limítrofes con Venezuela, Ecuador, Panamá y Brasil.
     
    3.     Igualdad de trato tributario y arancelario entre energéticos que compiten en el mercado. El gas natural y la electricidad, tanto nacional como importados, están excluidos de IVA para todos los usos. El gas propano, no, pero si debe estar en pie de igualdad con estos dos energéticos.
     
    4.     Aprobación del Proyecto de Ley para promover el autogás y otros usos del GLP en la industria, agroindustria y generación de electricidad, lo cual permite a los colombianos disponer de una nueva opción, económica y ambientalmente amigable, para suplir sus necesidades de energía.
     
    Estas iniciativas se presentan como requisitos fundamentales para garantizar la sostenibilidad energética del país en los próximos años, para lo cual todo el sector de hidrocarburos debe buscar los caminos para ampliar la oferta energética y así poder llegar a todos los rincones del país y satisfacer las necesidades de todos los ciudadanos.
     
     
  • No se han recibido solicitudes de licencia para 'fracking'

    El director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, Fernando Iregui Mejía, confirmó que a su entidad aún no han llegado peticiones para iniciar el proceso de exploración de gas y petróleo esquisto, para el que se utiliza la técnica de estimulación hidráulica (fracking).
     
    En una rueda de prensa en la que se explicaron los alcances del borrador de modificaciones para el decreto 2820 del 2010, que cambia el proceso de licenciamiento ambiental para reducir los tiempos de respuesta de la autoridad, el directivo precisó que para solicitar una licencia se debe hacer un estudio de impacto ambiental, un proceso que puede tardar entre seis y ocho meses.
     
    Portafolio pudo establecer que las empresas como Ecopetrol y Exxon Mobil ya conformaron equipos internos para estudiar las normas para no convencionales e iniciar la recolección de información para los estudios de impacto ambiental.
     
    Por su parte, el Ministro de Ambiente, Gabriel Vallejo, aseguró que el nuevo decreto que regulará las licencias ambientales no reducirá el rigor para analizar las solicitudes y no necesariamente implicará que se aumente el número de licencias aprobadas.
     
    CAMBIOS EN EL PROCESO
     
    El Ministro de Ambiente sostuvo que serán dos cambios básicos que se darán en el proceso de licenciamiento ambiental, en cuanto entre en vigencia el decreto: por un lado se eliminará la solicitud de información a cuenta gotas a las empresas, de tal forma que todo lo deban presentar en un solo trámite.
     
    Por otro lado, se rechazarán los estudios de impacto ambiental que no sean de buena calidad. Esto teniendo en cuenta que 48 por ciento de estos documentos deben ser devueltos por que no cumplen con los requerimientos que exige la norma.
     
    Actualmente, hay 100 licencias en trámite para proyectos de hidrocarburos y 8 para proyectos mineros.
    Entre enero y septiembre se han radicado 73 peticiones para proyectos de minería, infraestructura, hidrocarburos y energía.
     
    La modificación al decreto sigue en discusión y ya ha recibido 800 comentarios de 71 entidades, gremios y personas. Aún se desconoce cuándo vaya a ser firmada dicha norma.​
     
     
    Fuente:portafolio.co
  • Optimismo de EE.UU. es impulsado por el aumento del gas de esquisto

    La extracción de este combustible ha liderado una revolución energética en Estados Unidos, pese a que en Europa este método aún no es visto con buenos ojos.
     
    Para muchos líderes empresariales de Estados Unidos hoy en día, el gas de esquisto no sólo ha reducido el costo de la energía, sino que ha impulsado un nuevo respeto por la innovación tecnológica.
     
    Durante este invierno, Jim Ratcliffe, el multimillonario británico que fundó Ineos, el grupo de químicos, está intentando crear una revolución local de gas de esquisto. Ha ofrecido compartir el 6% de los ingresos futuros con las comunidades o con los terratenientes si trabajan con Ineos para desarrollar la fuente de energía. Es mucho más de lo que cualquiera ha ofrecido antes en el Reino Unido.
     
    “Todo esto cambiará las reglas de juego”, argumenta, explicando que copió de Estados Unidos la idea de una promesa de 6%, en la que entregas de dinero similares han ayudado a que se dé una dramática expansión de la extracción de gas de esquisto desde 2010.
     
    En realidad, las probabilidades de que esta oferta se acepte ampliamente no son altas. El extraer gas de esquisto sigue siendo tan controversial en el Reino Unido, que hasta ahora ha sido en gran medida bloqueado. No obstante, Ratcliffe se merece un aplauso por intentarlo. Para entender por qué, veamos el último informe del Panorama Económico Mundial, que publicó esta semana el Fondo Monetario Internacional (FMI).
     
    En un lugar recóndito del documento hay una barra lateral en la que se intenta calcular el impacto que tuvo la revolución de esquisto en la industria de Estados Unidos. Los resultados son apabullantes, no sólo para los grupos industriales de Europa, sino también para los políticos y los contribuyentes.
     
    Como señala el FMI, la revolución en Estados Unidos ha hecho que los precios del gas natural caigan dramáticamente, incluso al tiempo que aumentan en Europa y Japón. Esto es porque el gas, a diferencia del petróleo, no puede transportarse fácilmente de un lugar a otro del mundo, lo cual quiere decir que los precios varían mucho según la fuente de energía y el lugar.
     
    A principios de este año un documento publicado por la Reserva Federal de Estados Unidos calculó que estas variaciones de precio habían aumentado la producción de las manufactureras estadounidenses por un 3% desde 2006, mientras la inversión aumentó 10% y los empleos 2%. Fue mucho más alto el impacto sobre las industrias ligadas a la energía. No obstante, la investigación del FMI insinúa que la diferencia en los costos de la energía ha generado un aumento de 6% en las exportaciones de manufacturas de Estados Unidos y argumenta que cada caída de 10% en el precio relativo del gas natural en ese país impulsará la producción industrial un 0,7% adicional, en comparación con la de Europa.
     
    En una primera mirada, la diferencia de 0,7% puede no parecer tan importante. No obstante, si se mantiene durante varios años, el impacto para la competitividad y la producción será significativo. Lo que importa no son sólo las estadísticas de la productividad. Lo que también ha generado la revolución del gas de esquisto es crear algo que el informe del FMI no menciona: un vacío trasatlántico en psicología.
     
    Para muchos líderes empresariales de Estados Unidos hoy en día, el gas de esquisto no sólo ha reducido el costo de la energía, sino que ha impulsado un nuevo respeto por la innovación tecnológica. Piénsenlo. Hace una década parecía casi imposible que Estados Unidos pudiese romper su dependencia hacia las importaciones de petróleo del Medio Oriente y menos aún ver cómo algunas industrias del antiguo cinturón empresarial recuperan su competitividad.
    El cambio en las actitudes está ayudando a generar una segunda transformación: al tiempo que las empresas estadounidenses disfrutan de los beneficios de costos más bajos de energía, un nuevo espíritu de colaboración está invadiendo a los ambientalistas, políticos y grupos de energía. Veamos el ejemplo de Colorado.
     
    Antes, los grupos ambientalistas se oponían mucho a la expansión del gas de esquisto. Sin embargo algunos, como el Fondo de Defensa del Medio Ambiente, ahora trabajan con John Hickenlooper, el gobernador, para encontrar formas de lidiar con temas como los escapes del gas metano o la contaminación del agua. “Ahora se reconoce que la gente debe trabajar junta”, observa Fred Krupp, el director de EDF.
     
    No es tanto así en Europa. Al menos no aún. Esta semana, Nick Clegg, el líder del Partido Liberal Demócrata de Gran Bretaña, apoyó el gas de esquisto. No obstante, muchos políticos siguen teniendo muchas sospechas con respecto al fracking y los grupos ambientalistas están muy opuestos. En Francia y Alemania la antipatía es todavía mayor. Esta diferencia en parte es reflejo de lo distintas que son las geografías. Gran Bretaña es una isla muy poblada y las grandes reservas de esquisto de Francia están en París y Provenza.
     
     
    ELESPECTADOR.COM
  • Primer hallazgo de gas en aguas del Caribe

    Es el primero en esta zona. La compañía operadora es Petrobras.
     
    Ecopetrol S.A. anunció en un comunicado el descubrimiento de gas en el pozo exploratorio Orca-1, localizado 40 kilómetros al norte de la costa de la Guajira.
     
    El pozo Orca-1 fue perforado en el Bloque Tayrona y tiene como empresa operadora a Petrobras, con una participación de 40%, en asociación con Ecopetrol (30%) y Repsol (30%). El bloque Tayrona fue el primer contrato otorgado en el 2004 por la Agencia Nacional de Hidrocarburos para la exploración en el Caribe Colombiano.
    "Petrobras dará continuidad a las operaciones previstas, con el objetivo de continuar evaluando el descubrimiento", señaló la empresa en un comunicado.​
     
    El pozo alcanzó la profundidad esperada de 4.243 metros, con una lámina de agua de 674 metros. La perforación del pozo finalizó en septiembre y se confirmó una acumulación de gas natural a una profundidad de 3.657 metros.
     
    “Los resultados arrojados por Orca-1 confirman el potencial de hidrocarburos en esta cuenca frontera colombiana y prueban a su vez la capacidad del sistema petrolífero en la parte profunda de la cuenca offshore”, asegura la petrolera en un comunicado.
     
    Una vez concluida esta fase de operación exploratoria y de pruebas iniciales, se realizará la etapa de profundización de estudios técnicos con el objetivo de determinar el potencial gasífero del descubrimiento.
     
    Actualmente, Ecopetrol participa como socio en 13 bloques costa afuera en el Caribe colombiano. Se tiene prevista una campaña de perforación en esta cuenca, que incluye dos pozos en 2015 y entre dos y tres pozos más en 2016 con sus socios.
     
     
     
    Fuente: Portafolio.co
     
     
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  • Shale gas proveniente desde EE.UU. ingresará a Chile sin arancel

    A su regreso de la gira a Estados Unidos, junto al ministro de Energía Máximo Pacheco, el gerente general de la ENAP, Marcelo Tokman, ratificó que Chile podrá recibir shale gas proveniente del país norteamericano a fines de 2015 o principio de 2016 y que éste ingresará sin arancel, con el consiguiente beneficio económico.
     
    El shale gas, también conocido como gas de esquisto, gas de pizarra o gas de lutita, es un hidrocarburo en estado gaseoso que se encuentra formaciones rocosas sedimentarias y profundas donde abunda el esquisto, las lutitas o las argilitas que son ricas en materia orgánica.
     
    BG, proveedor de GNL (gas natural licuado) de ENAP, Metrogas y Endesa, y que tiene contratada la capacidad del primer tren de licuefacción del Terminal de Sabine Pass, ubicado en Louisiana, EE.UU., estará en condiciones de entregar el combustible una vez que éste entre en operación a fines de 2015 o principio de 2016.
     
    Tokman agregó que, en términos de seguridad de suministro, ésta es una buena noticia para el país, ya que permitirá al país diversificar el origen y la procedencia del GNL que se importa.
     
    El gerente general de la empresa informó también que se avanzó en el proceso de negociación entre ENAP y una de las empresas petroleras líderes a nivel mundial para concretar un acuerdo técnico con el objetivo de dimensionar el potencial de hidrocarburos no convencionales en el área de Magallanes.
     
    autor:Nación.cl
  • Sólo cuatro de 46 países con petróleo y gas no convencional lo explotan a nivel comercial

    La Administración de Información de Energía de los Estados Unidos anunció la incorporación de Chad, Kazakhstan, Oman, y los Emiratos Arabes Unidos a su lista de seguimiento de los recursos hidrocarburíferos de shale o esquisto, con lo cual suman 46 los países que cuentan con recursos técnicamente recuperables.
     
    El informe de la AIE resaltó, no obstante, que del conjunto de reservas no convencionales conocidas en el mundo, sólo cuatro países producen hidrocarburos de estas fuentes a escala comercial: Estados Unidos, Canadá, China y Argentina, con su principal formación en la Cuenca Neuquina (Vaca Muerta) y en la cuenca del Golfo de San Jorge, en Chubut y Santa Cruz.
     
    En su evaluación de los recursos no convencionales, el organismo estadounidense precisó que al sumar a Chad, Kazajstán, Omán y los Emiratos Árabes Unidos al grupo que hasta hoy integraban 42 países generó un aumento del 13 por ciento en la estimación global de recursos de esquisto bituminoso y el 4 por ciento de aumento para el gas de esquisto.
     
    Para definir las nuevas incorporaciones, se analizaron un total de 26 formaciones dentro de 11 cuencas ubicadas en estos 4 países, y aunque las mismas contienen un volumen significativo de recursos técnicamente recuperables, el estado previo de exploración de los nuevos recursos hace que "aún no sean económicamente recuperables".
     
    El informe analizó que la posibilidad de que los nuevos recursos sean económicamente recuperables en el futuro dependerá de los precios del petróleo crudo y del mercado de gas natural, así como los gastos operativos y de capital y la productividad.
     
    Dentro de cada uno de los cuatro países ya existe una industria de hidrocarburos convencionales desarrollada y con la infraestructura que conecta las cuencas a los mercados globales.
     
    Con la nueva evaluación publicada por la Administración de Información de Energía, las estimaciones de recursos de shale en todo el mundo técnicamente recuperables ascienden a 419 millones de barriles de recursos de petróleo no convencional y 7.576 billones de pies cúbicos de los recursos de gas shale.
     
    Sin embargo, sólo Estados Unidos, Canadá, China y Argentina están produciendo en la actualidad petróleo y gas natural no convencionales a escala comercial, de los cuales el primero de ellos solamente proporciona 4,4 millones de barriles diarios de shale oil que representan más del 90 por ciento de la producción mundial de este recurso, y 42 millones de pies cúbicos o más del 89 por ciento de la producción de gas natural de esquisto global.
     
    Fuente: Hidrocarburosbolivia.com
  • Un crudo a US$50 pone a prueba la teoría de la ‘banda de esquisto’

    LONDRES (EFE Dow Jones)—El hecho de que los precios del petróleo vuelvan a estar en torno a los US$50 por barril pone a prueba la idea de la “banda de esquisto”, acuñada en mayo de 2015 por Olivier Jakob, director gerente de la consultora Petromatrix.

    Jakob dijo en entonces que las tendencias de producción de crudo de Estados Unidos estarían determinadas por dos referencias de precios: US$45 por barril, por debajo del cual el petróleo producido en las formaciones de esquisto se reduciría, y US$65 por barril, precio por encima del cual se pondría en marcha una “producción masiva” de esquisto.

    En el medio estaba la banda del esquisto, un rango en el que la oferta se mantendría fundamentalmente estable, según la teoría de Jakob.

    Sin embargo, los acontecimientos no han sucedido exactamente así, ya que los productores han mantenido el grifo abierto cuando los precios han llegado a niveles más bajos de lo que muchos consideraban posible. Jakob ha revisado a la baja sus proyecciones de la banda de esquisto a entre US$40 y US$60.

    “Creo que el principio no ha cambiado y que hemos visto pruebas en el recuento de plataformas de que el petróleo de EE.UU. es bastante sensible”, señaló.

    El número de plataformas de perforación de petróleo en el país norteamericano se redujo en 158 desde principios de diciembre hasta mediados de marzo, cuando el West Texas Intermediate (WTI), la referencia para precios del petróleo en EE.UU., se negociaba por debajo de US$40 el barril, según la firma de servicios petroleros Baker Hughes. Además, la producción de crudo estadounidense se redujo en 78.000 barriles por día, de acuerdo con la Administración de Información de Energía del país. El petróleo de esquisto comprende aproximadamente la mitad de la producción de petróleo en EE.UU.

    Los precios del petróleo habían estado al alza hasta la semana pasada. El crudo Brent, la referencia internacional, rompió la barrera de los US$50 el barril la semana pasada por primera vez desde principios de julio, y el WTI estaba amenazando con hacerlo también. El martes, sin embargo, los precios tendían a la baja. En la tarde de Londres, el crudo Brent rondaba los US$48,79 por barril en la Bolsa de Futuros de Europa, mientras que el crudo estadounidense abría la sesión en Nueva York en US$47,35 el barril.

    En medio de todo, los operadores se han vuelto más optimistas sobre un equilibrio de la demanda y la oferta.

    Por lo tanto, los límites superiores de la banda de esquisto parecen estar listos para una prueba. Después de que los precios superaron la barrera de los US$50 por barril en julio, el número de plataformas de perforación en EE.UU. ha aumentado en 33 a 374, de acuerdo con Baker Hughes.

    En julio de 2014, cuando los precios del crudo Brent estaban por encima de US$100 dólares por barril, el número de plataformas petroleras de perforación en actividad se situó en 1.562.

    Fuente: wsj / NEANDA SALVATERRA