¿Y después del fracking?

[Fleischman]

Nadie espera un déficit de 34 mbd en 2025 ni la AIE advirtió eso.

[guia del desfiladero]

Fleischman escribió

Nadie espera un déficit de 34 mbd en 2025 ni la AIE advirtió eso.

Quizá leí mal el artículo de Turiel y son entre 11 y 13 mbd. Lo reviso esta noche

[jaimeguada]

Después del fracking, mas fracking (habrá que ver cuanto es extraíble económicamente y a que ritmo)

https://www.estrategiaynegocios.net/centroamericaymundo/1240284-330/texas-y-nuevo-m%C3%A9xico-con-reserva-de-petr%C3%B3leo-que-garantizar%C3%ADa-la-producci%C3%B3n

Con EEUU no me atrevo a aventurar nada.

[Julio]

En el foro de Ron Patterson han criticado mucho esta noticia. Todo proviene de un organismo estatal americano, el USSG, que ha emitido un informe diciendo que las reservas de Permian ascenderían a (cito de memoria) unos 76 Gb, es decir, 76.000 millones de barriles, más del doble de lo que se pensaba.
Las críticas vienen del lado político y técnico. Por el lado político acusan de que el USSG, antes dirigido por geólogos, ahora lo dirigen funcionarios nombrados a dedo y actúa de vocero del gobierno USA y dice lo que quiere Trump que se diga, es decir, que USA tiene recursos fósiles casi infinitos para hacer de ellos un país independiente energéticamente ad infinitum.

Por el lado técnico le han dado bastante fuerte también. Hay quien señala que esas reservas solo serían ecómicamente viables a precios por encima de 120$ barril. Otros, como Berman, dice que en su opinión esa cantidad habría que multiplicarla por 0,25 para ser realistas. Un ingeniero que trabaja en el LTO (JC Tulsa) decía que el procedimiento era el siguiente: hacen un pozo prospectivo, y en función de lo que salga multiplican para todo el condado, independientemente del tipo de roca real que se van a encontrar, lo cual es como no decir nada. Dice que el LTO es muy caprichoso y en una misma formación te encuentras pozos que dan el alma con sólo 170.000 barriles de producción total, al lado de otros que se van a 600.000. En definitiva, que le parece un brindis al sol dicho informe de reservas.

El propio Ron pone el grito en el cielo cuando en todo el mundo sólo se están encontrando anualmente del orden de 10.000.000 de barriles anuales nuevos y de repente en USA encuentran un nuevo Ghawar como quien no quiere la cosa.

En fin, esto es básicamente lo que hay.

[quark]

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[quark]

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[Dario Ruarte]

quark:

quark escribió

La ultima revisión del Permico se había hecho hace unos años cuando el petróleo estaba bastante mas barato. No han descubierto nuevos recursos sino que han decidido denominar como reservas recuperables, una cantidad mucho mayor de la revisión anterior, debido al aumento de los precios del petróleo, que hacen que sean "rentables" y recuperables, cantidades mucho mayores de petróleo.

Te aviso que no es que "hayan decidido" sino que es parte de la misma definición.

- "Recurso" es el total de existencias, pueda o no accederse a ellas.
- "Reservas" son aquella parte del recurso susceptible de ser explotada en el contexto técnico y económico.

Venezuela no incluía en "reservas" su petróleo de la cuenca amazónica hasta que en Canadá se desarrolla la tecnología para recuperar las "tar sands" (arenas asfálticas o bituminosas).

Una vez que la tecnología existen, ya lo puedes pasar a "reserva" pero, aún así puede que una parte de las reservas sigan como "recurso" hasta que el precio suba, lo que permite incluirlas.

Lo mismo ocurrió con recursos en "aguas profundas", cuando a tecnología permitió llegar a ellas, pasaron a "reservas".

Hago esta aclaración porque parece que fuera algo tramposo o voluntario pero, se trata del modo en que hemos decidido denominar las cosas (para fines contables y demás).

Lo que cambia de categoría (de recurso a reserva) son criterios TECNICOS y ECONOMICOS.

[quark]

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[guia del desfiladero]

quark escribió

Bueno, no es todo tan fácil.

Los 76 Gb son recursos. Las reservas técnicamente recuperables son 46Gb.

En cuanto a la forma de calcular, es cierto que extrapolan los pozos conocidos, pero han perforado tantos que conocen perfectamente las zonas dulces y las que no lo son. Un pozo dulce tiene una recuperación de 400.000 barriles mientras uno normal solo llega a los 100.000. Pero la extrapolación la realizan conociendo la cantidad extraíble en cada zona.

El Permico es enorme y es como un gran manto de petróleo. El shale oil es un esquema ponzi, pero el que esta detrás es el propio gobierno americano. Los pozos dulces están rozando la rentabilidad mientras los otros pozos necesitarían precios bastante por encima de 100$ el barril para ser rentables. Si el dólar sigue siendo aceptado como moneda de curso legal, extraerán hasta la ultima gota de petróleo. Por si no os habéis dado cuenta, deben mas de 21 billones de dólares. Pueden emitir otro billón de dólares mas  y prestar el dinero que sea necesario para la extracción completa.

No creo que lleguen a conseguirlo porque la crisis monetaria llegara mucho antes, pero desde luego, lo intentaran.

Saludos.

21 billones de $ deben los USA???? y todavía siguen metiéndose en embolados como si nada pasase?

[quark]

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[quark]

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[Maestro Toñito]

Después del fracking vendrá más fracking, o acaso alguien se cree que esto va a ser algo solo exclusivo de EE.UU? Todo el sur de Brasil y norte de Argentina lo dejarán como un queso y hasta se adentrarán en el amazonas si hace falta, y en Rusia hay fracking para aburrir, toda siberia hasta los confines del pacifico... pero de momento no les hace falta ya que Rusia no ha llegado a su pico y consume muchisimo menos de lo que produce, y otros tantos paises también empezarán a utilizar este método, como se puede observar en el mapa hay muchisimas zonas por explotar.

[guia del desfiladero]

¿Entonces nos cargamos el planeta en 10 años?. Ya se ha advertido incluso ante de katowice que para salvarlo hay que dejar el combustible que queda bajo tierra, si encima el que se va a extraer es por fracking todavía peor.

[Andarríos]

Bueno, yo creo que casi ningún país se va a atrever a extraer petróleo por fracking hasta conocer las últimas consecuencuas del fenómeno yankee. Yo mantengo el optimismo de que no será una opción viable cuando se hunda su producción aunque, cuando eso ocurra, tendremos muchos problemas de los que preocuparnos.

Los que tampoco pierden el optimismo son los yankees. Su pronóstico hasta enero es doblemente sorprendente, primero porque el precio del barril está en caída libre, y segundo porque siempre se reduce su producción en invierno, incluso en el Pérmico. Además de que en noviembre se supone que se han alcanzado los 3,6 mb/d que saturarían los oleoductos, con dudosas consecuencias...

[Colombo]

Nuevos datos sugieren una desaceleración impactante en el ShaleOil.

Los ejecutivos del ShaleOil de EE. UU. a menudo se jactan de precios de equilibrio gasto-beneficio bajos, lo que asegura a los inversores su capacidad para operar a un nivel alto incluso cuando los precios del petróleo caen. Pero los nuevos datos sugieren que la industria se desaceleró dramáticamente en el cuarto trimestre de 2018 en respuesta a la caída de los precios del petróleo.

Una encuesta del Banco de la Reserva Federal de Dallas encontró que la actividad del esquisto pisó los frenos en el cuarto trimestre.

    "El índice de actividad comercial, la medida más amplia de la encuesta de las condiciones que enfrentan las firmas de energía del Distrito 11, siguió siendo positivo, pero casi no, pasando de 43.3 en el tercer trimestre a 2.3 en el cuarto", informó la Reserva Federal de Dallas el 3 de enero.

La lectura 2.3 es solo ligeramente positiva: cero significaría que la actividad comercial de las empresas energéticas de Texas se mantuvo estable en comparación con el trimestre anterior. Una lectura negativa significaría una contracción en la actividad.

La desaceleración fue cierta para múltiples segmentos dentro del petróleo y el gas. Por ejemplo, el índice de producción de petróleo cayó de 34.8 en el tercer trimestre a 29.1 en el cuarto. El índice de producción de gas natural a 24.8 en el cuarto trimestre, por debajo de 35.5 en el trimestre anterior.

Pero aun cuando la producción se mantuvo, la actividad de perforación indicó que se estaba produciendo una desaceleración más pronunciada. El índice de utilización de equipos por parte de las empresas de servicios petroleros disminuyó considerablemente en el cuarto trimestre, pasando de 43 puntos en el tercer trimestre a solo 1,6 en el cuarto, cayendo hasta el punto en que casi no hubo crecimiento en todos los trimestres.

Mientras tanto, el empleo también se ha visto afectado. El índice de empleo cayó de 31.7 a 17.5, lo que sugiere una "moderación en el empleo y el crecimiento de las horas de trabajo en el cuarto trimestre", escribió la Fed de Dallas. Las condiciones laborales en los servicios petroleros fueron particularmente afectadas.

Los datos dan peso a los comentarios realizados por las principales empresas de servicios petroleros desde hace varios meses. Schlumberger y Halliburton advirtieron en el tercer trimestre del año pasado que las compañías de esquisto estaban desacelerando la actividad de perforación. Las restricciones de la tubería, los problemas de productividad del pozo y el "agotamiento presupuestario" llevaron a condiciones de perforación más débiles. Los comentarios fueron notables en ese momento y recibieron cobertura de la prensa, pero los precios del petróleo aún eran altos y seguían subiendo, al igual que la producción de esquisto. El desplome de los precios del petróleo y el empeoramiento de la desaceleración en el sector de esquisto dan nueva luz a estos comentarios.


¿Qúe significa todo esto? Si los productores de petróleo no están contratando empresas de servicios ni implementando equipos, eso sugiere que son mas sensibles a los precios. La caída en los precios del petróleo forzó recortes en la actividad de perforación. Las empresas de servicios petroleros, en particular, son las más afectadas por la desaceleración. Los ejecutivos de las empresas de servicios petroleros dijeron a la Fed de Dallas que sus márgenes operativos disminuyeron en el trimestre.

De hecho, aproximadamente el 53 por ciento de los ejecutivos de petróleo y gas que respondieron a la encuesta de la Fed de Dallas dijeron que la reciente caída en los precios del petróleo los llevó a "reducir las expectativas de gasto de capital" en 2019. Otro 15 por ciento dijo que aún era demasiado temprano para tomar una decisión sobre cambios de capex. Solo el 31 por ciento de los ejecutivos petroleros que respondieron a la encuesta de la Fed dijo que la caída del precio del petróleo no afectaría sus planes de gasto.

La cuenta de plataformas petrolíferas subió durante gran parte de 2018, pero comenzó a estabilizarse en el tercer trimestre. El conteo de plataformas, que se ubicó en 885 en la última semana de diciembre, apenas se ha movido desde fines de octubre, cuando los precios comenzaron a caer.



La recesión aún está en sus inicios. Pasan varios meses antes de que el conteo de plataformas realmente comience a responder a los principales movimientos de precios. Lo mismo se aplica a una serie de otros datos: niveles de producción, inventarios y decisiones de capex.

En otras palabras, algunos datos ya conocidos sugieren que la industria del esquisto de EE. UU. podría tener dificultades si el WTI se mantiene por debajo de los 50 dólares por barril. Pero cuanto más se mantenga el WTI bajo, más probable es que veamos una desaceleración más amplia.

[Colombo]

Gulfport promete recompras de acciones después de la demanda de fondos de cobertura.


BOSTON: La empresa de gas natural y petróleo Gulfport Energy Corp dijo que recompraría $ 400 millones de acciones el jueves, solo unas horas después de una demanda pública al efecto del inversionista de fondos de cobertura Firefly Value Partners.

Después del cierre de la bolsa, Gulfport, con sede en la ciudad de Oklahoma, anunció planes para recomprar acciones por un valor de $ 400 millones en los próximos dos años y dijo que compró acciones por un valor de $ 90 millones en las últimas semanas de 2018.

"Quiero subrayar nuestro compromiso de mejorar aún más el valor para los accionistas con un programa de recompra de acciones de $ 400 millones recién autorizado que se ejecutará en los próximos 24 meses", dijo en un comunicado David Wood, quien fue nombrado director ejecutivo a fines del año pasado.

El jueves por la mañana, el fondo de cobertura Firefly, con sede en Nueva York, dijo que quería que Gulfport, que tiene una capitalización de mercado de $ 1,500 millones, compre $ 500 millones de acciones.

Firefly, que posee el 8,1 por ciento de Gulfport, dijo en una carta pública que una recompra de acciones tan grande podría traducirse en una duplicación del precio de las acciones de Gulfport.

Criticó cómo Gulfport había asignado el capital y se quejó de que los miembros de la junta actual podrían no estar comprometidos a impulsar las mejoras.

En su declaración anunciando la recompra de acciones, Gulfport no se refirió a Firefly ni abordó sus quejas.

Pero por la tarde, cuando la junta de ocho miembros de Gulfport terminó su reunión, la gerencia y los directores presentaron un plan que, según algunos analistas, podrían neutralizar las solicitudes del fondo de cobertura.

Firefly declinó hacer comentarios sobre la declaración de Gulfport.

Gulfport también pronosticó un flujo de efectivo libre de más de $ 100 millones este año y dijo que los gastos de capital de este año serían entre $ 565 millones y $ 600 millones y se pagarán con el flujo de efectivo.

El año pasado, Gulfport había autorizado $ 200 millones en recompras.

En su crítica a la compañía y a su junta directiva, Firefly dijo que los directores "no parecen estar dispuestos a arreglar la estrategia de asignación de capital de la compañía y recuperar la confianza de los inversores". Agregó que podría ser el momento de agregar un accionista a la junta que podría impulsar al grupo para impulsar estos cambios.

"Proponemos un plan de acción que creemos le permite a Gulfport crear al menos $ 9 por acción de valor para los accionistas (más del 100 por ciento de la capitalización actual del mercado) en los próximos 12 meses", dijo la carta de Firefly. El aumento de los precios de los productos básicos haría que el impacto de las recompras de acciones sea aún mayor.

Las acciones de la compañía, que cerraron a 8,82 dólares el jueves, cayeron un 32 por ciento en el último año.

Esta es la época del año en que los inversionistas que están presionando por un cambio tradicionalmente escriben cartas públicas a compañías que detallan sus quejas. Más tarde, pueden realizar un concurso ejecutivo para colocar a los recién llegados en el cuadro de dirección.

Firefly ha invertido en Gulfport desde 2013 y ha habido conversaciones privadas, reconoció el fondo de cobertura.

Hubo confusión en la compañía a fines del año pasado. En diciembre, designó a Wood como CEO para reemplazar a Michael Moore, quien renunció luego de acusaciones de haber abusado del avión alquilado de la compañía y de una tarjeta de crédito de la compañía.
.......
...............los fondos de inversión reclaman que continue la recompra de acciones de las empresas de fracking para continuar el esquema Ponzi. ¿De donde saldrá el dinero?, de la venta de petróleo no.

[Julio]

Interesante y larga entrevista de Chris Masterson a Art Berman el geólogo.

Dejo un link, y para los que tengan el inglés a nivel medio, como el que suscribe, viene la transcrpición de la misma, bastante más sencilla y más con un traductor tipo Deep L.
Como digo es larguísima, pero pongo traducido un pasaje que me ha llamdo mucho la atención y que dice mucho sobre el milagro shale.

https://www.peakprosperity.com/podcast/114710/art-berman-exposing-false-promise-shale-oil


Sí, muy probablemente Chris, así que hay dos componentes fundamentales para entender este problema. La primera es, cuando una compañía dice y le dice al Wall Street Journal, que nuestro promedio es de 750.000 barriles de petróleo equivalente. Bien, bueno, cuando dicen promedio, quiero decir que la siguiente pregunta que tienes que hacer es, ¿promedio de qué? ¿Es ese realmente el promedio de todos sus pozos o es ese el promedio de 20 pozos en una parte particularmente buena del juego, y eso le dirá eso? En serio, no quiero creer que están mintiendo, y por lo tanto, creo que la afirmación es cierta sobre un cierto número de pozos, pero cuando miro a los pozos de cualquier compañía, miro a todos los pozos que han perforado desde hace tal vez cuatro años. Omito todos los pozos que ocurren en la historia antigua hasta hace 10 años cuando supuestamente no sabían lo que estaban haciendo o lo que sea. Sólo estoy observando los recientes esfuerzos de buena fe, y no hay manera de que esos números funcionen con los números que se indican. Eso es lo que se llama "escoger la cereza". Es el número uno y no hay manera de que un escritor o analista independiente del Wall Street Journal pueda saber eso o incluso saber la pregunta correcta que hacer.

La otra pieza son todos estos estimados últimos recuperos, los EURs se expresan en algo llamado BOE, barriles de petróleo equivalente. Vale, qué demonios, pensé que un barril de petróleo era un barril de petróleo, bueno, no. Tienes petróleo y tienes gas que se producen en general al mismo tiempo y tienes suerte porque el gas es lo que eleva el petróleo a la superficie. ¿Cómo se convierte 1.000 pies cúbicos de gas en un barril de petróleo? Vale, ahí está la pregunta. El problema que tenemos es que la conversión se hace en base a la equivalencia de energía, y por lo tanto resulta ser una relación de seis a uno, 6,000 pies cúbicos de gas resulta ser alrededor de un barril de petróleo. El problema es que un barril de petróleo vale algo así como 20 veces un MCF por mil pies cúbicos de gas.

Así que, si estás trabajando en una proporción de seis y es 20 o 25, bueno, te estás dando un gran impulso, especialmente en una obra que tiene mucho gas, y el Permian Basin tiene mucho gas con él, y el esquisto Eagle Ford tiene mucho gas con él. Sólo en esa simple conversión usted termina con un aumento artificial de hasta un 35% en el aspecto de valor del EUR. Ahora, no me malinterpreten, esto es perfectamente legal hacerlo de esta manera, pero es engañoso ya que todos salen porque, como ustedes han dicho, la economía se basa en el cálculo, es decir, lo están basando en el precio de un barril de petróleo, y no en un MCF. Si estás inflando un tercio del flujo de valor en un tercio, bueno, eso se convierte en una diferencia muy significativa. Esas son las dos áreas principales en las que están escogiendo lo que están diciendo que es el promedio, y no están convirtiendo el gas -o el gas de petróleo- en petróleo sobre una base de valor; y esas dos cosas te meten en un mundo de problemas.

[Al_bd]

Muchas gracias Julio por el enlace. LLevo un rato con ella y es muy interesante.
A destacar que empieza comentando, como pones en el párrafo, la famosa noticia de WSJ sobre la sobre estimación en la producción de fracking.

Un saludo

[Fleischman]

Coño, barriles de petróleo en términos de energía, en lugar de en volumen...  Ahora la trampa está en el precio.

Cuando se descubra que tampoco hay trampa en el precio, no nos gustará el color...

[Colombo]

...Mas madera....

[hector77]

ja ja ja este video ya lo habia reportado alguna vez, creo (no se si copiando la iniciativa de otro forero)

Por cierto, Julio, gracias por la traduccion. Prefiero leer en castellano. ¡¡Andale con el gas y la legalidad del procedimiento¡¡¡

[Julio]

Fleischman escribió

Coño, barriles de petróleo en términos de energía, en lugar de en volumen...  Ahora la trampa está en el precio.

Cuando se descubra que tampoco hay trampa en el precio, no nos gustará el color...

Si te parece poca trampa decir que un pozo produce 700.000 barriles de petróleo a lo largo de su vida y luego resulta que realmente son unos 455.000 de petróleo como tal y el resto es gas que posiblemente lo acabes quemando al aire libre para cobrar impuestos como si esos 245.000 restantes hubiera sido también petróleo...

Lo del precio es un timo a los inversores. Lo del gas es un timo a las estadísticas.

[hector77]

Por cierto, Paal Kibsgaard, el presidente de la mayor empresa del mundo de servicios a industrias del Petroleo, Schlumberger Limited, afirma que este año la cosa no va a ir bien en el shale oil norteamericano

Dejo que los expertos discutais lo que se comenta en el articulo con motivo de la "earnings call" de su empresa
Recientito

Warning Signs Flash For U.S. Shale

[jaimeguada]

De momento la semana pasada, en los informes de "estimado semanal" hablaban de un nuevo record de 11.900.000 barriles diarios.

Esta semana como el lunes fue fiesta en EEUU, no salen los datos hasta hoy. A ver si vemos los 12 millones.

[Colombo]

Las refinerías de EE. UU. que enfrentan un exceso de gasolina reciben un nuevo golpe de Venezuela.

Los productores de gasolina de Estados Unidos pueden funcionar, pero no pueden esconderse de una bajada de los márgenes de ganancias que las sanciones contra el crudo venezolano solo empeorarán, dijeron analistas.

Se espera que los refinadores más grandes de EE. UU. reporten ganancias sólidas en el cuarto trimestre gracias a las ganancias del procesamiento de diesel en un momento de economía fuerte en EE. UU., así como a una caída de alrededor del 40 por ciento en los precios del crudo. Pero se espera que todo eso cambie este año a medida que aumenten las reservas de gasolina, y la escasez de crudo pesado de Venezuela no facilitará el trabajo de los refinadores.

"Realmente es el primer trimestre la principal preocupación entre los inversores en este momento", dijo Matthew Blair, analista de Tudor Pickering Holt & Co., el jueves en una entrevista telefónica. "Hemos perdido algunos de esos diferenciales en crudos, los diésel han bajado un poco y la gasolina es muy débil".

La diferencia entre los precios de referencia de la gasolina y los futuros del petróleo, una indicación de cuán rentable es para los refinadores producir combustible para motores, cayó a tan solo $ 5.693 el barril el jueves, el más estrecho desde octubre de 2013. La demanda de gasolina en los Estados Unidos se ha estancado en los últimos dos años, mientras que la producción ha aumentado. Los refinadores se han centrado en beneficiarse de una mejor demanda de diesel en una fuerte economía de los Estados Unidos.

Pero la combinación de un auge del shale, que contribuye con un petróleo más liviano, junto con los recortes de producción de la OPEP y Canadá, lo que significa menos petróleo pesado, complica el problema. Esto se debe a que el petróleo liviano produce más gasolina que el diesel, por lo que los productores de combustible buscan aumentar la producción de diesel, se está acumulando exceso de gasolina. Al mismo tiempo, la escasez de crudo pesado hace que sea más caro y menos lucrativo de procesar.

Agregue a eso la posibilidad de que Estados Unidos aplique sanciones al petróleo de Venezuela, que también es pesado, y que los refinadores se encuentren en apuros.

'Alquiler económico'

Algunos refinadores están cerrando o reduciendo las velocidades en los craqueadores catalíticos de fluidos (FCC), unidades clave en la producción de gasolina. Dadas las perspectivas bajistas para el combustible, es posible que más sigan su ejemplo, Alex Beard, jefe de petróleo de Glencore Plc, en el Foro Económico Mundial en Davos, Suiza, el jueves.

Ninguno de los FCC de PBF Energy Inc. está funcionando a plena capacidad debido a los débiles márgenes de la gasolina, dijo a principios de este mes el presidente ejecutivo Thomas Nimbley. Y Citgo Petroleum Corp. cerró una pequeña FCC en su refinería de Corpus Christi, Texas, según una persona familiarizada con el asunto.

"El desajuste de la calidad del crudo crecerá aún más", dijo Paola Rodríguez-Masiu, analista de Rystad Energy, en un informe. “Venezuela es muy importante para los mercados petroleros, no tanto por los grandes volúmenes, sino por la calidad de su crudo. Las sanciones convertirían a los refinadores de la Costa del Golfo en Estados Unidos en el mayor perdedor ".

Los refinadores se verían obligados a pagar por el crudo pesado de otras naciones e incurrir en mayores costos de envío para llevar esos barriles a casa, según los analistas de Simmons Energy dirigidos por Blake Fernández. Cada aumento de $ 1 por barril en los costos reduciría un 8 por ciento de las ganancias de PBF Energy Inc. y un 1 por ciento de Valero Energy Inc., escribieron en una nota a los clientes el viernes.

"Los refinadores probablemente incurrirían en mayores costos de transporte para acceder a alternativas" al petróleo venezolano, escribieron los analistas de Simmons. "Algunas rentas económicas probablemente se perderían".

..................
...........................despues del fracking el cracking y las ganancias de proceso. Rebañando el plato.

[Colombo]

....Item mas : El petróleo de  Venezuela parece distinguirse por producir una cantidad de "ganancias de proceso" significativamente mayor.

[quark]

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[jaimeguada]

Que buen blog y que gráfica interactiva tan excelente de Permian.

https://shaleprofile.com/blog/

[Colombo]

Interesante noticia que informa sobre una característica poco conocida de algunas empresas de fracking, probablemente las mas rentables, y es que operan "verticalmente" en el sector energético : disponen de activos propios en yacimientos, refinerías y distribución de productos refinados. De este modo eliminan gastos de intermediación. Sin embargo su negocio no es auto-suficiente y depende críticamente del petróleo pesado que necesitan para hacer un "blending" con el ShaleOil lo bastante decente como para ser procesado en sus propias refinerias.

El CEO de Imperial Oil Ltd (TSX: IMO) en guerra con el gobierno de Alberta.

A principios de febrero, Rich Kruger, CEO de Imperial Oil (TSX: IMO) (NYSE: IMO), decidió amonestar públicamente al gobierno de Alberta. Mirando el modelo de negocios de la compañía, no es difícil ver por qué está tan molesto.

El incidente comenzó en el otoño de 2018, cuando los precios del petróleo canadiense cayeron en picado debido a una guerra de precios. El problema fue el exceso de oferta. Durante las semanas previas al colapso de los precios, las compañías petroleras locales estaban generando entre un 10 y un 15% más de petróleo del que podía manejar la capacidad del oleoducto existente. Esto provocó que los competidores ofertaran agresivamente para colocar su producción a refinerías y regiones de precios más altos.

A veces, los precios del crudo en Alberta se negociaban con un descuento del 50% respecto a los puntos de referencia de los Estados Unidos.

En diciembre, el gobierno forzó un corte obligatorio de 325,000 barriles por día. Los precios se recuperaron rápidamente, pero el movimiento dejó a muchos productores amargados, especialmente a Imperial Oil.

Echemos un vistazo a por qué el CEO de Imperial Oil está tan molesto.

No todos estan enojados

Después de que se anunciaran los recortes, muchos operadores locales se mostraron complacidos. Tome MEG Energy, por ejemplo. Antes de los recortes, su director ejecutivo dijo que estaba luchando por “poder averiguar cómo podríamos minimizar, minimizar al máximo nuestros gastos de capital”. Los recortes en la producción ayudaron a apuntalar los precios de venta deprimidos, reduciendo la probabilidad de que MEG Energy tuviera que despedir personal antes de Navidad.

¿Por qué la diferencia de opiniones entre el CEO de cada empresa? Se trata de la exposición.

MEG Energy es un productor de arenas petrolíferas puras, lo que significa que bombea petróleo y lo vende en el mercado abierto. Esto lo hace completamente vulnerable a la volatilidad de los precios. Especialmente durante un exceso de petróleo, MEG Energy está sobreexpuesta, ya que debe pagar a los refinadores tarifas cada vez más onerosas para refinar y enviar su producción.

Debido a que posee sus propios activos de refinería, Imperial no tiene este problema. En el último trimestre, la compañía generó 393,000 barriles por día de petróleo. Mientras tanto, su negocio de refinería pudo procesar 388,000 barriles por día, casi toda la producción de la compañía. Además, Imperial Oil opera estaciones de servicio que venden 516,000 barriles por día.

Esta integración vertical le da a Imperial Oil una gran ventaja, ya que hay menos intermediarios para aumentar los precios durante una crisis. La compañía posee casi toda la cadena de valor.

Esto es por lo qué Imperial Oil está furioso

Esta ventaja competitiva se debilitó como resultado de los recortes obligatorios de Alberta. El CEO de Imperial Oil calificó la medida de "drástica y dramática manipulación en el mercado", destacando que el envío de crudo por ferrocarril ahora era económicamente imposible.

Antes de los cortes, se enviaban cerca de 170,000 barriles por día por ferrocarril. En enero, eso cayó a 90,000 barriles por día. En febrero, la compañía anticipa el envío de “cero” o cerca de cero barriles de esta manera.

Este impacto es enorme para Imperial Oil, ya que representa una de las únicas partes de la cadena de valor que no controla fuertemente: el transporte. Si el costo del envío de crudo por ferrocarril aumenta, Imperial perderá.

Es importante destacar que la compañía reveló recientemente que planea gastar $ 800 millones para su proyecto masivo de arenas petrolíferas de Aspen. Sin embargo, los mayores costos del ferrocarril pueden hacer que demore parte del gasto.

En total, es razonable que el CEO de Imperial Oil esté molesto, pero para la región de Alberta en su conjunto, los recortes fueron necesarios. Para fines de 2019, se espera que finalice la reducción, y 2020 debería ver las condiciones operativas normalizadas. El CEO de Imperial Oil está enojado, pero los inversionistas que miran hacia 2020 y más allá no deberían ser molestados.

[Colombo]

...algo pasa en Alberta (Canadá)....

Actividad de hidrofracturación provocó temblor en Alberta

La actividad de fractura por perforación practicada en la extracción petrolera recibió un freno, al menos transitorio, en Alberta.

El ente regulador de la energía a nivel provincial ordenó a una empresa la suspensión de las actividades de fractura, luego que un sismo fue percibido en dos localidades del centro-sur del territorio.

El temblor, que afectó las poblaciones de Red Deer y Sylvan Lake, ubicadas a mitad de camino entre Calgary y Edmonton, los dos centros urbanos más importantes de Alberta, tuvo una magnitud de 4,6 grados.

La empresa en cuestión, Vesta Energy Ltd, deberá entregar toda la información referida a la actividad sísmica en la zona desde abril último.

Las autoridades esperan con particular interés los registros relacionados directamente con la actividad de la perforación hidráulica.

Si bien no fueron reportados daños materiales como consecuencia del temblor, la comunidad de Sylvan Lake denunció que en momentos del fenómeno hubo una suspensión del suministro eléctrico.

La empresa reconoció haber recibido la orden para suspender la actividad, conocida generalmente como “fraking” por su nombre en inglés, en las zonas afectadas y aclaró que los trabajos fueron paralizados inmediatamente, cuando sus dispositivos de monitoreo detectaron un evento sísmico el 4 de marzo.

En su texto, Vesta declaró que “la seguridad del público, empleados y contratistas” es un interés supremo de la empresa, al tiempo que dijo estar colaborando con el ente regulador para establecer las condiciones que permitan poner fin a la interdicción de sus operaciones.

Un procedimiento discutido

La técnica de hidrofracturación se encuentra ampliamente difundida en la industria de los hidrocarburos, especialmente en referencia a la extracción de petróleo y gas.

Mediante la perforación de un pozo a gran profundidad, se inyecta agua a alta presión, para quebrar la roca que se halla en las capas más bajas del suelo, pudiendo así acceder al hidrocarburo presente en el sitio y que sería inalcanzable mediante los procedimientos tradicionales.

Las denuncias contra esta forma de explotación se han ido sumando con el paso de los años.

Por un lado, tal como acaba de suceder en Alberta, se señala a esta actividad de perforación como una técnica que favorece la actividad sísmica.

Por otro lado, numerosas entidades ambientales alertan sobre los riesgos de contaminación que la misma implica, ya que al producir la “rotura” del suelo se generan condiciones para una fuga no controlada de los hidrocarburos presentes, que podrían contaminar la tierra y las recursos de agua cercanos.

Además, ya que la actividad incluye una tarea de evaporación de líquidos residuales, existe la posibilidad de producir una contaminación de la atmósfera y de aumentar la presencia de gases de efecto invernadero.

Los riesgos para la salud humana son motivo de preocupación.

Las sustancias utilizadas en el procedimiento pueden estar ligadas a la aparición de casos de cáncer, alteraciones hormonales e, incluso, casos de infertilidad.

La industria rechaza la críticas

De su lado, la industria se muestra reacia a aceptar las miradas negativas que se dirigen hacia la actividad, alegando que los riesgos de fugas accidentales son menores y que los casos de temblores causados por la actividad son aislados.

La Asociación Canadiense de Productores de Petróleo elaboró una serie de guías para las empresas del sector que realizan hidrofracturación, en los siguientes puntos:

Hidroperforación - Recomendaciones

    Divulgación de los fluidos aditivos usados en la actividad de fractura.
    Evaluación de los riesgos que implica el uso de sustancias aditivas.
    Transporte, manipulación, depósito y eliminación de fluidos.
    Evaluación, monitoreo, mitigación y respuesta a las anomalías sísmicas.
    Pruebas sobre aguas subterráneas
    Medición y reutilización de fuentes de agua
    Construcción de pozos y garantías de calidad.