14 de abril de 2015

Repsol o cómo obtener beneficios al margen del precio del barril de crudo

Repsol produjo 355.000 barriles de petróleo o equivalente diarios en el primer trimestre del año, lo que supone un incremento del 3,8% con respecto al mismo periodo del ejercicio anterior, y logró el mayor margen de refino de su historia gracias a las inversiones acometidas en sus refinerías de Cartagena y Bilbao.

Estos datos aparecen recogidos en el informe trimestral de actividad remitido por la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), en el que la mejora de producción y márgenes de refino coinciden con una fuerte caída en los precios de cotización del petróleo y del gas.

El margen de refino en España se situó en el trimestre en 8,7 dólares por barril, un 123% más que los 3,9 dólares obtenidos en el mismo trimestre de 2014.

Además, el factor de actividad de la destilación en las refinerías fue del 82,6%, 8,1 puntos más que en el primer trimestre de 2014, mientras que en el caso de la actividad de conversión ascendió al 98,4%, 1,5 puntos más.

Repsol obtiene estos resultados en un trimestre en el que el precio medio del barril de crudo se situó en 53,9 dólares, un 50,2% menos que en el mismo trimestre de 2014, y en el que la cotización de referencia del gas natural, el Henry Hub, registró un descenso del 50,7%.

fuente: eleconomista.es

9 de abril de 2015

¿De qué depende el precio del petróleo?


Los 12 “cuellos de botella” que pueden desestabilizar los precios del petróleo

El 26 de marzo, el precio del Brent se disparó más de un 5% en pocas horas por miedo a que el conflicto en Yemen amenazara el estrecho de Bab el-Mandel, uno de los “cuellos de botella” del suministro global de crudo. La más ligera sospecha de amenaza contra estos puntos críticos suele catapultar los precios del petróleo.

Las recientes tensiones en Yemen han vuelto a poner de relieve la extrema fragilidad del suministro global de crudo, que depende de apenas una docena de instalaciones clave y pasos marítimos. Una dependencia de la que ya advirtió en un informe de noviembre la Administración de Información Energética de EEUU, señalando que un bloqueo temporal “puede derivar en un incremento sostenido de los precios de la energía”. En el documento, el organismo advierte de que el 64% del tráfico marítimo de crudo en 2013 se concentró en apenas siete estrechos. A esta lista conviene incluir un puñado de instalaciones clave para la producción mundial.

RUTAS MARÍTIMAS

El estrecho de Hormuz: En 2013, el 30% del tráfico marítimo global de crudo, estimado en 17 millones de barriles diarios, atravesaba este estrecho, que conecta el Golfo Pérsico con el Golfo de Omán y el mar arábigo. Más del 85% de este petróleo se destina a los mercados asiáticos.

El estrecho de Malaca: Este paso, de apenas 1,7 millas de ancho, es la ruta más corta entre oriente medio y los mercados asiáticos. En 2013 se estima que 15,2 millones de barriles diarios atravesaron este estrecho. La piratería ha descendido en estas aguas, pero aún se producen asaltos puntuales.

El canal de Suez y el oleoducto SUMED: Según cálculos de la Administración de Información Energética, el flujo combinado de este canal y del oleoducto Suez-Mediterraneo ascendió en 2013 a 4,6 millones de barriles, un 8% del transporte marítimo de productos petrolíferos. Esto representa la mayoría del crudo de las naciones del Golfo Pérsico.

Bab el-Mandeb: Este estrecho, que en las últimas semanas se ha visto amenazado por el conflicto en Yemen, es la puerta de acceso al Canal de Suez y a SUMED. En caso de bloqueo, deberían desviarse 3,8 millones de barriles diarios a través del Cabo de Buena Esperanza.

Estrechos daneses: Estos tres canales marítimos conectan el Báltico con el Mar del Norte y representan un flujo diario de 3,3 millones de barriles.

Estrechos turcos: Situado en la región del Caspio, es un punto de suministro vital para Europa. Sus aguas, por las que se transportaron 2,9 millones de barriles diarios en 2013, figuran entre las más difíciles de navegar del mundo por su peculiar geografía.

Canal de Panamá: Su importancia ha descendido en los últimos años, representando solo el 1,4% del transporte marino de crudo, ya que los grandes cargueros no pueden atravesarlo. Las operaciones de ampliación podrían elevar su importancia.

INSTALACIONES

A esta lista, algunas firmas de inversión incluyen cuatro instalaciones por su enorme valor estratégico. Cualquier contratiempo en estas plantas, puertos y oleoductos amenazaría las exportaciones de crudo del Golfo Pérsico e interrumpiría gran parte del suministro de combustible a Europa.

Abqaiq processing facility: La principal planta petrolífera de Arabia Saudí tiene una capacidad máxima de 13 millones de barriles y su impacto es vital para el suministro de crudo. En 2006 fue atacado sin éxito por al-Qaeda, una noticia que disparó los precios del crudo, pese a que el atentado fallido no dañó las instalaciones.

Puerto de Mina al-Ahmadi: A través de estas instalaciones, con una capacidad máxima de dos millones de barriles, se exporta la mayoría del crudo de Kuwait, uno de los principales productores del Golfo Pérsico.

Puerto de Al Basrah: Es la principal vía de exportaciones de crudo de Irak, con una capacidad máxima de 1,5 millones de barriles. Las tensiones en la región representan una fuente de incertidumbre.

Oleoducto Druzhba: Es el oleoducto más largo del mundo y conecta Siberia con las refinerías europeas, a las que suministra más de un millón de barriles diarios. Uno de sus tramos atraviesa Ucrania.

WEST TEXAS

Cushing: Aunque en EEUU no existe un “cuello de botella” global, el precio de su crudo de referencia, el West Texas, se calcula en gran parte por entregas físicas por lo que se ve muy influido por la variación semanal de los inventarios petrolíferos. La mayoría de estas reservas se encuentran almacenadas en Cushing, una localidad de Oklahoma con menos de 8.000 habitantes, cuyas instalaciones tienen una capacidad superior a los 70 millones de barriles. Durante la crisis, factores técnicos llevaron al límite de su capacidad estos inventarios, hundiendo artificialmente el precio del West Texas, ya que el mercado entendía erróneamente que existía un exceso de producción. Este es el principal motivo por el que los traders han dejado de usar el West Texas como referencia, en favor del Brent, de menor calidad pero cuyo precio “justo” se calcula por contratos negociados y no por entregas físicas.

fuente: invertia.com

24 de marzo de 2015

Euskadi y el fracking


Lo de Pasaia en 2012 fue la oficialización del fin de la dependencia al carbón. La gran central térmica gestionada por Iberdrola echaba la persiana tras cinco décadas de vida y Euskadi dejaba atrás un santo y seña de la revolución industrial original para embarcarse definitivamente, a manos llenas, en la apuesta por las renovables y, sobre todo, por el gas. Esa es la fuente que sustenta la estrategia energética vasca del siglo XXI. Sin embargo, en los últimos tiempos, la hoja de ruta diseñada por el Gobierno Vasco se ha visto empañada por el interés en experimentar con una técnica de extracción que ha despertado demasiados interrogantes: el fracking.

A estas alturas, con la polémica generada, hasta el más neófito en la materia sabe que se trata de sacar gas pizarra o esquisto atrapado en materiales arcillosos entre los 400 y 5.000 metros de profundidad y que esa es la principal diferencia respecto al gas convencional, que se encuentra en bolsas subterráneas. Para extraerlo, es necesario perforar un pozo en forma de ele, primero verticalmente, hasta llegar a la capa de pizarra y luego de forma horizontal, realizando pequeñas explosiones controladas que provocan fracturas en las rocas. Es entonces cuando se inyectan miles de metros cúbicos de agua, arena y aditivos químicos a altísima presión para favorecer todavía más esa ruptura y así liberar el gas. La reacción es la evidente: este sube a la superficie, junto al agua y los residuos químicos, y ya arriba se procede a su separación y se recupera el hidrocarburo.

Suena complejo. Y lo es. Por algo las empresas del sector que iniciaron esta revolución silenciosa hace una década al otro lado del océano han tenido que reiterar su juramento de extremar las precauciones. Y, aun así, no ha sido suficiente para aplacar los recelos que suscita el riesgo de contaminación de acuíferos o de filtraciones de gas metano a esos mismos acuíferos o a las aguas residuales y de acentuación de movimientos sísmicos.

Son los peligros de los que hablan también aquí los detractores de la fracturación hidráulica y que les llevaron a movilizarse hasta recoger las firmas suficientes -100.000, aunque fueron más- para poner en marcha una Iniciativa Legislativa Popular (ILP) con la que forzar al Parlamento a paralizar ad eternum los planes previstos y declarar Euskadi un territorio libre de fracking.

Una propuesta que todos los grupos políticos aceptaron debatir y que ahora se encuentra en suspenso porque, antes de proseguir con la tramitación, el PNV propuso -con la abstención del PSE, la negativa de Bildu y la ausencia del PP- convocar primero a expertos para que hablen sobre esta materia. Desde el mandato de los socialistas en el Gobierno de Patxi López y ahora con los jeltzales, la apuesta por el gas como alternativa energética y el deseo de probar métodos no convencionales, siempre que los técnicos lo recomienden y la protección medioambiental lo permita, ha sido clara.

Lo dicen fuentes del Ente Vasco de la Energía (EVE), sociedad pública dependiente del Gobierno Vasco y accionista a su vez al 100% de la Sociedad de Hidrocarburos de Euskadi, nacida para promover la exploración y explotación de hidrocarburos. El camino marcado es ese, siempre que las pruebas de inspección “garanticen seguridad y rentabilidad”.

Y, según estas mismas fuentes, el trabajo realizado por los técnicos bajo las órdenes institucionales, desde “la buena fe y con absoluta profesionalidad e independencia”, ha demostrado que “no existen riesgos que temer” en la primera fase, que será la que determinaría si merece la pena proceder con la segunda.

Cierto es, no obstante, que las pretensiones iniciales del Gobierno Vasco, cuando se llegaron a presentar ante el Ministerio de Industria 16 solicitudes de autorización para perforar sondeos exploratorios, han ido relajándose. El escenario ahora es el que contó la semana pasada la consejera de Desarrollo Económico y Competitividad, Arantza Tapia. En lo que respecta al País Vasco -el área que maneja Shesa traspasa nuestras fronteras-, sigue la tramitación ambiental para realizar dos: en Enara-1 y Enara-2, dentro del municipio de Gasteiz, en la zona del acuífero de Subijana, delimitada por el Plan de Ordenación de Recursos Naturales de los Montes de Vitoria.

Tras años de estudios, el EVE anunció que había llegado a la conclusión de que podía haber un rico yacimiento de gas no convencional en el subsuelo de Araba. Las prisas, no obstante, son relativas. Aunque desde el EVE reconocen que la apuesta por el fracking es inequívoca en lo que se refiere a la exploración para conocer el subsuelo, se encuentra a la espera de las evaluaciones técnicas y de impacto medioambiental cuyos plazos dilatan el proceso.

fuente: noticiasdegipuzkoa.com