lunes, 20 de junio de 2016

Con el petróleo cerca de 50 dólares, los resistentes productores de EEUU abren nueva página

HOUSTON.- Tras dos años asistiendo al peor desplome del precio del petróleo en una generación, los productores independientes estadounidenses de mediano y gran tamaño sobreviven e incluso atisban crecer de nuevo con el barril de crudo acercándose ahora a los 50 dólares, frustrando con su resistencia a la OPEP y a Arabia Saudí.

Que gigantes de los hidrocarburos no convencionales (shale) como Hess Corp, Apache Corp y otras 25 empresas repeliesen el intento de la OPEP de marginarles, habría sido impensable hace tan solo unos meses, cuando el petróleo se hundió a 26 dólares y se temían las quiebras.
Para recuperar cuota de mercado, la Organización de los Países Exportadores de Petróleo siguió bombeando petróleo a finales de 2014 a pesar del creciente exceso de oferta mundial. El objetivo era hacer bajar más los precios para echar del mercado a los productores con mayores costes, con el petróleo de esquisto considerado como especialmente vulnerable.
El sufrimiento fue grande. Los ingresos del sector cayeron más del 30 por ciento interanual en 2015, el número de plataformas de perforación cayó más del 70 por ciento con respecto a cuando el petróleo estaba aún por encima de los 100 dólares por barril, el valor de las acciones se desplomó en la bolsa y decenas de pequeños productores se declararon en quiebra.
Pero hasta ahora no ha quebrado ningún grupo estadounidense con producción superior a los 100.000 barriles diarios (bd). La supervivencia de estos grandes productores explica por qué la producción total de Estados Unidos sólo ha bajado un 10 por ciento desde el máximo de 9,69 millones de barriles diarios.
Su agilidad -que requirió recortar a la mitad los costes y redoblar los esfuerzos para mejorar las técnicas y extraer más petróleo de cada nuevo pozo- está permitiendo a la industria, con cautela, centrarse de nuevo en el crecimiento.
Pero esta vez, los productores estadounidenses dicen que se concentrarán en las rentabilidades del capital, tras abandonar la cultura de maximizar la producción con independencia de los costes.
La OPEP y Arabia Saudí "pensaron que se produciría una gran capitulación y daños en los productores de 'shale' como resultado del profundo declive", dijo Les Csorba, un consultor de Heidrick & Struggles que trabaja con ejecutivos del sector de petróleo y gas no convencionales. "Pero lo que sucedió fue que en realidad creó un nuevo paradigma entre los productores estadounidenses para transformar sus negocios".
La actividad compradora se ha incrementado notablemente en las últimas semanas. Devon Energy Corp encontró compradores para activos no estratégicos por más de 2.000 millones de dólares. La compañía está empleando parte de ese efectivo para impulsar su presupuesto inversor en 200 millones de dólares.
WPX Energy Inc, que gastó más en adquisiciones el año pasado que cualquier otra petrolera estadounidense, vendió 45 millones de acciones nuevas este mismo mes, planeando usar los fondos para perforar pozos nuevos en Texas.
"Somos una organización más esbelta de lo que eramos antes del desplome de precios", dijo Rick Muncrief, consejero delegado de WPX.
Verdaderamente, los costes se cercenaron en el punto álgido de la caída de precios cuando el petróleo se hundió hasta los 26 dólares por barril en febrero y "existe la percepción ahí fuera de que si los precios de las materias primas vuelven a subir, se vayan a perder esos ahorros de costes".
Sin embargo, remarcó, "ese sencillamente no es el caso"
La visión de consenso del sector es que los costes de los servicios petrolíferos -del fracking y parecidos- podrían subir de la mano del precio del crudo, aunque los avances punteros en tecnologías de arena, perforación y química deberían quedarse.
"El progreso real para nosotros ha sido en la parte del coste", dijo John Christmann, consejero delegado de Apache. "Planeamos mantener un enfoque metódico en el ciclo con el acento en las rentabilidades".
Los precios del petróleo han recuperado casi de la mitad de sus pérdidas respecto a los máximos de mediados de 2014, casi duplicándose desde los mínimos de 13 años marcados en febrero hasta superar los 51 dólares a principios de junio.
Hace un año los precios tocaron precios similares antes de hundirse y los ejecutivos petroleros confían ahora en que la historia no se repita.
"La gente ya no pierde los papeles irremediablemente", dijo Sam Xu, banquero de inversión con CohnReznick Capital Market Securities LLC. "En lugar de tratar de mantener las manos por encima del agua, ahora intentan volver al juego".

Empresa británica aprueba desarrollo de yacimiento de gas en Egipto

EL CAIRO.- La empresa British Petroleum (BP) aprobó las inversiones para el desarrollo de la primera fase del yacimiento de gas Atoll, en las aguas territoriales de Egipto, a poco más de un año de su descubrimiento. 

Según refleja hoy la prensa local de acuerdo con los planes de BP ese campo gasífero deberá entrar en funciones en el primer semestre de 2018, bombeando hacia el mercado egipcio unos 300 millones de pies cúbicos de gas al día.

Atoll, cuyo desarrollo BP decidió acelerar en noviembre de 2015, contiene un estimado de 1.5 millones de millones de pies cúbicos de gas, así como 31 millones de barriles de hidrocarburos concentrados.

En la exploración y explotación de los yacimientos de gas de Egipto BP enfrenta la competencia, que en algunos sectores resulta en colaboración, con la italiana ENI, que en el 2015 descubrió en la costa norte de Egipto el campo gasífero Zohr, el mayor de todo el mar Mediterráneo.

ENI planea comenzar a extraer de forma industrial el gas desde Zohr para fines de 2017.

Sin embargo, mientras la explotación de esos yacimientos no esté en plena marcha, la industria egipcia seguirá dependiendo en buena medida de las importaciones.

La víspera se anunció que para satisfacer las necesidades energéticas nacionales, principalmente para la generación de electricidad, la empresa estatal de gas de Egipto (EGAS) importará en 2017 el contenido de entre 110 y 120 buques de gas líquido.

La española 'Técnicas Reunidas' puja por construir una refinería en Omán para IPIC por 5.400 millones


MADRID.- La empresa 'Técnicas Reunidas' prepara una oferta para construir la refinería petroquímica de Duqm, en Omán. La ingeniería española se ha aliado con la firma surcoreana Daewoo Engineering & Construction para luchar por este macrocontrato, que se divide en dos paquetes y que tiene un presupuesto conjunto de más de 6.000 millones de dólares (casi 5.400 millones de euros al cambio actual).

El proyecto está promovido por la Compañía de la Refinería e Industrias Petroquímicas de Duqm (DRPIC), que está participada al 50 por ciento por las petroleras Oman Oil e International Petroleum Investment Company (IPIC), la firma de Abu Dhabi propietaria de la española Cepsa.
La ingeniería que controla la familia Lladó presentará una propuesta en las próximas semanas, según señalan fuentes conocedoras del proceso. Técnicas Reunidas y Daewoo conforman uno de los siete consorcios preseleccionados por DRPIC.
Además de la alianza hispano-coreana, también figuran en esta lista los consorcios que integran la holandesa CB&I BV y la taiwanesa Taiwan's CTCI Corp; las surcoreanas Daelim Industrial y Hyundai; la estadounidense Fluor y su filial Fluor Transworld Services; la japonesa JGC, la surcoreana GS Engineering & Construction y la italiana Saipem; la británica Petrofac, y Sharjah, de Emiratos Árabes Unidos; la surcoreana Samsung y la japonesa Chiyoda; y, en solitario, la surcoreana SK Engineering & Construction.
El proyecto se divide en dos grandes contratos. Por un lado, el referido al equipamiento y estructuras para las instalaciones de procesamiento de crudo, de mayor volumen y, por otro, la construcción de edificios, tanques y servicios relacionados.
La adjudicación está prevista para finales de 2016 o principios de 2017. La nueva refinería de Duqm, uno de los mayores proyectos en marcha en Oriente Medio, tendrá una capacidad de 230.000 barriles diarios. Con ello, el país confía en abrir una nueva vía para el crecimiento de su economía, en un contexto en el que la rebaja en los últimos dos años de los precios del petróleo ha golpeado a Oriente Medio. Omán es el mayor productor de crudo no perteneciente a la Organización de Productores y Exportadores de Petróleo (OPEP) del Golfo Pérsico.
Con esta refinería, que será una de las mayores del mundo de este tipo, Omán quiere convertir Duqm, situada en la Gobernación suroriental de Al Wusta, en uno de sus principales focos económicos. No en vano, las autoridades locales esperan que este proyecto coloque en el mapa mundial la ciudad y así atraiga a nuevas industrias a la zona. La localización de Duqm dota al proyecto de un destacado acceso al mar y en consecuencia de una ventaja competitiva en tanto que se sitúa entre las principales rutas de transporte en el Océano Índico y el Mar Arábigo.
Para Técnicas Reunidas, ganar alguno de los dos contratos en liza reforzaría sustancialmente su presencia en Omán. El grupo que dirige Juan Lladó ya ha trabajado en el país, donde tiene oficina propia. En 2011, la compañía española se adjudicó el diseño del proyecto de remodelación y aumento de capacidad de las instalaciones de compresión del campo de gas de Saih Rawl, valorado en 550 millones de dólares (490 millones de euros). El año pasado, en alianza con la ingeniería pública Ineco, ganó el contrato para diseñar la red ferroviaria del país por más de 500 millones, aunque el proyecto está en entredicho en la actualidad.
Al cierre del primer trimestre, la cartera de negocio de Técnicas Reunidas ascendía a 12.037 millones de euros, un 42% superior a los 8.454 millones que registraba un año antes. En la actualidad, el 95 por ciento de la cartera de Técnicas Reunidas corresponde a proyectos de petróleo y gas, mientras que la división de energía acapara el 5% restante.
Técnicas Reunidas tiene en Oriente Medio su principal foco de actividad. No en vano, más del 60 por ciento de la cartera actual se concentra en esta región, donde está desarrollando proyectos de la magnitud de las refinerías de Al Zour, en Kuwait (la mayor del mundo), y de Jazan, en Arabia Saudí.
La multinacional española mantiene, por tanto, su apuesta por Oriente Medio, a pesar de las dificultades que han atravesado algunas economías de la zona por la contracción del precio del crudo. En este sentido, en la actualidad, la compañía puja, entre otros procesos, por la adjudicación por parte de Saudi Aramco del proyecto para modernizar la refinería de Ras Tanura, en Arabia Saudí, con un presupuesto estimado de 2.000 millones de dólares (cerca de 1.800 millones de euros al cambio actual).