Noticia:
La mancha de petróleo del golfo de México llegó ayer por primera vez a la costa del estado de Louisiana al teñir las aguas del extremo sur de las islas Chandeleur, según el Comando Unificado, la coalición que agrupa a la Guardia Costera, British Petroleum (BP) y las autoridades federales y estatales que trabajan para frenar el derrame.
“Esta es la primera confirmación que ha recibido el Comando Unificado de que el petróleo ha tocado la costa” , dijo el suboficial de la Guardia Costera Connie Terrell en declaraciones a los medios. David Mosley, otro portavoz de la Guardia Costera, afirmó que se trata de una capa fina y añadió que el manto grueso de crudo está a unos 16 kilómetros de la costa.
La Agencia Nacional Oceánica y Atmosférica de Estados Nidos sostiene que el petróleo podría llegar a las costas de Alabama y Florida en dos o tres días.
Por lo demás, BP inició ayer los preparativos para colocar una enorme caja de acero y cemento encima de las fugas del oleoducto que escupe unos 800 mil litros diarios de petróleo al mar en la zona del golfo de México.
La caja tiene una tubería en la parte superior, a través de la que se bombearía el petróleo hacia un barco en la superficie, con capacidad para acumular hasta 128 mil de barriles de crudo (20.4 millones de litros).
De funcionar el sistema, la caja podría recolectar hasta 85% del vertido tóxico, según BP.
La estructura rectangular blanca, de algo más de doce metros de altura, se instalará a mil 500 metros de profundidad con la ayuda de una grúa y un robot submarino dirigido mediante control remoto.
La caja contenedora llegó ayer a la zona tras una lenta travesía que arrancó la pasada noche en las costas de Louisiana y terminó ayer por la mañana a 80 kilómetros en alta mar, en el lugar donde se encontraba la plataforma operada por BP que se hundió el 22 de abril, tras la explosión registrada dos días antes.
En este contexto, ayer la secretaria de Seguridad Nacional de Estados Unidos, Janet Napolitano, advirtió en una visita a Biloxi, Mississippi, que el derrame de crudo en el golfo de México puede convertirse en un desastre ecológico sin precedentes.
“También hay la posibilidad de que sea un poco menor”, dijo la funcionaria.
Napolitano se unió ayer al secretario de Comercio, Gary Locke, el gobernador de Mississippi, Haley Barbour y otros oficiales estatales y federales en rueda de prensa en la Base Aérea de Keesler en Biloxi para revisar la repuesta del gobierno ante la emergencia en el golfo. Napolitano dijo que no cree que el derrame será controlado pronto.
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viernes, 7 de mayo de 2010
jueves, 10 de diciembre de 2009
México negocia nuevas coberturas petroleras.
Noticia:
El gobierno de México blindó el precio del petróleo para 2010, ante una eventual caída en la cotización del hidrocarburo, informó la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
La dependencia dio a conocer la adquisición de opciones tipo “put” sobre el precio promedio de la mezcla mexicana de exportación a un nivel de 57 dólares por barril para el próximo año.
Para el ejercicio fiscal de 2010, el Congreso mexicano ubicó el precio del petróleo en 59 dólares por barril.
Miguel Messmacher, titular de la Unidad de Planeación Económica de la Hacienda Pública, comentó que con la cobertura petrolera y los recursos que están en el Fondo de Estabilización de Ingresos Petroleros (FEIP) se cubren los ingresos petroleros a 59 dólares por barril como aprobó el Congreso.
“Se están cubriendo todas las exportaciones netas de nuestro país”, mencionó el funcionario.
Ayer, la Secretaría de Hacienda informó que el costo de la cobertura fue de mil 172 millones de dólares, la cual va con cargo al FEIP.
“Dicha cobertura y los recursos disponibles en el FEIP para el año entrante permitirán asegurar los ingresos petroleros del gobierno federal ante el eventual escenario de que el precio del crudo se ubique por debajo del nivel previsto en la Ley de Ingresos de la Federación 2010”, detalló la dependencia en un comunicado.
Los instrumentos de cobertura para el próximo año son similares a los que se contrataron para proteger el precio del petróleo de 2009.
David Colmenares, ex titular de la Unidad de Coordinación con Entidades Federativas de la Secretaría de Hacienda, mencionó en entrevista que en las coberturas debería quedar muy claro que como se paga con ingresos de excedentes, una parte importante debería ir para las entidades federativas.
“Deben ser participables a las entidades federativas. Cuando menos 10% de la cobertura debería distribuirse a las entidades federativas, en un acto de buena fe por la Secretaría de Hacienda”, dijo el consultor
Colmenares detalló que hace algún tiempo la dependencia federal expuso que las coberturas alcanzarían una cantidad 20 veces mayor a la anunciada, “pero con la recuperación del petróleo, el diferencial bajó”.
En 2009 dieron ganancias
Hacienda informó que la cobertura petrolera que contrató el gobierno de México para 2009 generó ingresos por5 mil 85 millones de dólares, como lo adelantó ayer EL UNIVERSAL.
Los recursos fueron recibidos por el FEIP el 7 de diciembre, se convirtieron a pesos a través del Banco de México y se reflejarán en el estado de cuenta de las reservas internacionales.
En Nueva York, el secretario de Hacienda, Agustín Carstens, informó que los resultados de las coberturas petroleras de 2009 son particularmente favorables para el país.
“Como producto de esta transacción, México está recibiendo 5 mil millones de dólares, los cuales, junto con los otros elementos de nuestra estrategia de administración de riesgo, nos permitirán exitosamente enfrentar los impactos financieros extremos y verdaderos, que han afectado a la economía mexicana en 2009”, agregó el funcionario federal.
La cobertura petrolera que contrató el gobierno para 2009 ganó el premio al uso más innovador o creativo de derivados de este año que otorga la revista especializada en derivados globales Futures and Options World.
Carstens dijo que el gobierno aplicó una estrategia de finanzas públicas basada en garantizar la sostenibilidad y un manejo adecuado de la liquidez.
El gobierno de México blindó el precio del petróleo para 2010, ante una eventual caída en la cotización del hidrocarburo, informó la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
La dependencia dio a conocer la adquisición de opciones tipo “put” sobre el precio promedio de la mezcla mexicana de exportación a un nivel de 57 dólares por barril para el próximo año.
Para el ejercicio fiscal de 2010, el Congreso mexicano ubicó el precio del petróleo en 59 dólares por barril.
Miguel Messmacher, titular de la Unidad de Planeación Económica de la Hacienda Pública, comentó que con la cobertura petrolera y los recursos que están en el Fondo de Estabilización de Ingresos Petroleros (FEIP) se cubren los ingresos petroleros a 59 dólares por barril como aprobó el Congreso.
“Se están cubriendo todas las exportaciones netas de nuestro país”, mencionó el funcionario.
Ayer, la Secretaría de Hacienda informó que el costo de la cobertura fue de mil 172 millones de dólares, la cual va con cargo al FEIP.
“Dicha cobertura y los recursos disponibles en el FEIP para el año entrante permitirán asegurar los ingresos petroleros del gobierno federal ante el eventual escenario de que el precio del crudo se ubique por debajo del nivel previsto en la Ley de Ingresos de la Federación 2010”, detalló la dependencia en un comunicado.
Los instrumentos de cobertura para el próximo año son similares a los que se contrataron para proteger el precio del petróleo de 2009.
David Colmenares, ex titular de la Unidad de Coordinación con Entidades Federativas de la Secretaría de Hacienda, mencionó en entrevista que en las coberturas debería quedar muy claro que como se paga con ingresos de excedentes, una parte importante debería ir para las entidades federativas.
“Deben ser participables a las entidades federativas. Cuando menos 10% de la cobertura debería distribuirse a las entidades federativas, en un acto de buena fe por la Secretaría de Hacienda”, dijo el consultor
Colmenares detalló que hace algún tiempo la dependencia federal expuso que las coberturas alcanzarían una cantidad 20 veces mayor a la anunciada, “pero con la recuperación del petróleo, el diferencial bajó”.
En 2009 dieron ganancias
Hacienda informó que la cobertura petrolera que contrató el gobierno de México para 2009 generó ingresos por5 mil 85 millones de dólares, como lo adelantó ayer EL UNIVERSAL.
Los recursos fueron recibidos por el FEIP el 7 de diciembre, se convirtieron a pesos a través del Banco de México y se reflejarán en el estado de cuenta de las reservas internacionales.
En Nueva York, el secretario de Hacienda, Agustín Carstens, informó que los resultados de las coberturas petroleras de 2009 son particularmente favorables para el país.
“Como producto de esta transacción, México está recibiendo 5 mil millones de dólares, los cuales, junto con los otros elementos de nuestra estrategia de administración de riesgo, nos permitirán exitosamente enfrentar los impactos financieros extremos y verdaderos, que han afectado a la economía mexicana en 2009”, agregó el funcionario federal.
La cobertura petrolera que contrató el gobierno para 2009 ganó el premio al uso más innovador o creativo de derivados de este año que otorga la revista especializada en derivados globales Futures and Options World.
Carstens dijo que el gobierno aplicó una estrategia de finanzas públicas basada en garantizar la sostenibilidad y un manejo adecuado de la liquidez.
viernes, 30 de octubre de 2009
Petrolera Repsol comunica nuevos hallazgos en el Golfo de México.
Noticia:
La petrolera hispano argentina Repsol YPF ha realizado dos nuevos hallazgos de hidrocarburos en aguas profundas del Golfo de México, informó hoy la compañía.
La empresa destacó que los descubrimientos confirman el alto potencial del campo de Shenzi, que supera en 20% las expectativas de producción, donde se han realizado los hallazgos.
El consorcio descubridor está integrado por Repsol (28%) , BHP Billiton (operador con 44%) y Hess Corporation (28%) .
La compañía ha efectuado un nuevo e "importante" descubrimiento en el pozo Shenzi-G104, ya en producción, en el que se ha encontrado una nueva columna de 170 metros de hidrocarburos.
El pozo, con una profundidad total de siete mil 804 metros, empezó a producir en septiembre de este año y esta pendiente de una evaluación más extensa para determinar su potencial y futuro desarrollo.
Además, en el pozo Shenzi-8, con una profundidad total de siete mil 895 metros y perforado en noviembre de 2008, se ha hallado una columna de hidrocarburos de 30 metros, lo que demuestra un potencial adicional en la zona norte del campo.
Este nuevo hallazgo se produce en los mismos depósitos que se han desarrollado con éxito y están actualmente produciendo en el área sur del campo.
Repsol YPF subrayó que Shenzi está superando sus expectativas de producción de petróleo y gas, ya que desde la plataforma instalada allí se están produciendo 120 mil barriles de petróleo/día, 20% más de la capacidad inicialmente esperada.
La producción en Shenzi se inició en marzo de 2009 en una plataforma situada en el bloque Green Canyon 653, a 195 kilómetros de la costa de Louisiana (Estados Unidos) .
Esta plataforma se alimenta en la actualidad de diez pozos y está previsto que se amplíen hasta un total de quince pozos productores.
La compañía apuntó que en los últimos años ha impulsado significativamente su presencia en las aguas profundas del Golfo de México con la entrada en el importante proyecto de desarrollo de los megacampos de petróleo de Shenzi-Genghis Khan (una extensión de Shenzi que entro en producción en 2007) , y el reciente descubrimiento de Buckskin.
Durante los últimos tres años Repsol ha reforzado su posición en la zona, donde la compañía cuenta con 101 licencias en aguas estadounidenses, que incluyen la adjudicación de otros 16 bloques en la última ronda de licitación de esta área.
El Golfo de México es considerado por la industria petrolera como una de las zonas de aguas profundas más rentables del mundo, añadió Repsol YPF, que en los últimos dos años suma 26 hallazgos de gas y petróleo.
La exploración y producción de petróleo en el Golfo de México es uno de los diez proyectos clave del Plan Estratégico 2008-2012 de Repsol y refuerza la presencia de la compañía en países OCDE, recordó.
La petrolera hispano argentina Repsol YPF ha realizado dos nuevos hallazgos de hidrocarburos en aguas profundas del Golfo de México, informó hoy la compañía.
La empresa destacó que los descubrimientos confirman el alto potencial del campo de Shenzi, que supera en 20% las expectativas de producción, donde se han realizado los hallazgos.
El consorcio descubridor está integrado por Repsol (28%) , BHP Billiton (operador con 44%) y Hess Corporation (28%) .
La compañía ha efectuado un nuevo e "importante" descubrimiento en el pozo Shenzi-G104, ya en producción, en el que se ha encontrado una nueva columna de 170 metros de hidrocarburos.
El pozo, con una profundidad total de siete mil 804 metros, empezó a producir en septiembre de este año y esta pendiente de una evaluación más extensa para determinar su potencial y futuro desarrollo.
Además, en el pozo Shenzi-8, con una profundidad total de siete mil 895 metros y perforado en noviembre de 2008, se ha hallado una columna de hidrocarburos de 30 metros, lo que demuestra un potencial adicional en la zona norte del campo.
Este nuevo hallazgo se produce en los mismos depósitos que se han desarrollado con éxito y están actualmente produciendo en el área sur del campo.
Repsol YPF subrayó que Shenzi está superando sus expectativas de producción de petróleo y gas, ya que desde la plataforma instalada allí se están produciendo 120 mil barriles de petróleo/día, 20% más de la capacidad inicialmente esperada.
La producción en Shenzi se inició en marzo de 2009 en una plataforma situada en el bloque Green Canyon 653, a 195 kilómetros de la costa de Louisiana (Estados Unidos) .
Esta plataforma se alimenta en la actualidad de diez pozos y está previsto que se amplíen hasta un total de quince pozos productores.
La compañía apuntó que en los últimos años ha impulsado significativamente su presencia en las aguas profundas del Golfo de México con la entrada en el importante proyecto de desarrollo de los megacampos de petróleo de Shenzi-Genghis Khan (una extensión de Shenzi que entro en producción en 2007) , y el reciente descubrimiento de Buckskin.
Durante los últimos tres años Repsol ha reforzado su posición en la zona, donde la compañía cuenta con 101 licencias en aguas estadounidenses, que incluyen la adjudicación de otros 16 bloques en la última ronda de licitación de esta área.
El Golfo de México es considerado por la industria petrolera como una de las zonas de aguas profundas más rentables del mundo, añadió Repsol YPF, que en los últimos dos años suma 26 hallazgos de gas y petróleo.
La exploración y producción de petróleo en el Golfo de México es uno de los diez proyectos clave del Plan Estratégico 2008-2012 de Repsol y refuerza la presencia de la compañía en países OCDE, recordó.
lunes, 17 de agosto de 2009
Calderón busca alianza con petrolera de Brasil.
Noticia:
Ante la urgencia de hallar mecanismos para reactivar a Pemex, “así sea a largo plazo”, el presidente Felipe Calderón Hinojosa anunció que su gobierno buscará una alianza o acuerdo de cooperación con Petrobras, para ampliar las capacidades productivas de la paraestatal mexicana.
En el segundo día de su visita de Estado por Brasil, Calderón Hinojosa estuvo en las instalaciones de la empresa petrolera del país sudamericano, donde recibió una explicación de la operación y el estado financiero de Petrobras que pretende duplicar su producción de hidrocarburos en menos de 20 años.
Con un video en tercera dimensión, el mandatario mexicano —acompañado por los secretarios de Energía, Georgina Kessel; y de Economía, Gerardo Ruiz, así como la canciller Patricia Espinosa— recibió información de la construcción de cinco nuevas refinerías que están en curso gracias al esquema de transformación que tuvo Petrobras en los años 80-90.
En un breve mensaje, Calderón reconoció que Pemex se ha ido rezagando y en lugar de crecer, la producción petrolera ha caído en 600 mil barriles “provocando un golpe muy importante a las finanzas públicas”.
“Mi interés, verdaderamente, es que concretemos pronto un acuerdo de cooperación, un convenio de cooperación, una alianza entre Petrobras y Pemex. Pero, sobre todo, una alianza entre Brasil y México para ampliar las capacidades productivas de ambos países para beneficio de nuestros pueblos y, también, para beneficio de la región”.
Calderón viajó acompañado por los presidentes del PRI, Beatriz Paredes, y del Panal, Jorge Kahwagi, y a su llegada a Brasilia, por la tarde, se unieron a la comitiva los presidentes del PAN, César Nava, y del Verde Ecologista, Jorge Emilio González, quienes hicieron el recorrido con el mandatario por la compañía petrolera brasileña.
Búsqueda de liderazgo
Calderón Hinojosa sostuvo que lo más importante, “así sea en el largo plazo”, es hallar los mecanismos tecnológicos, operacionales, financieros y de estructura corporativa de Petróleos Mexicanos que permitan que sea nuevamente una de las empresas más importantes y grandes del mundo.
Pemex “tiene desafíos enormes enfrente, y oportunidades también que los mexicanos debemos aprovechar”, dijo.
A Calderón se le explicó que Petrobras ha explorado y perforado a 10 mil pies de profundidad, mientras que en México sólo se ha llegado a 3 mil. “No deja de ser paradójico el ver que esta perforación récord de Petrobras la haya logrado en el golfo de México, y nosotros teniendo, precisamente, ahí el golfo, que es nuestro, estemos todavía pendientes de desarrollar no sólo la tecnología, sino la capacidad organizativa y operacional”.
Ante la urgencia de hallar mecanismos para reactivar a Pemex, “así sea a largo plazo”, el presidente Felipe Calderón Hinojosa anunció que su gobierno buscará una alianza o acuerdo de cooperación con Petrobras, para ampliar las capacidades productivas de la paraestatal mexicana.
En el segundo día de su visita de Estado por Brasil, Calderón Hinojosa estuvo en las instalaciones de la empresa petrolera del país sudamericano, donde recibió una explicación de la operación y el estado financiero de Petrobras que pretende duplicar su producción de hidrocarburos en menos de 20 años.
Con un video en tercera dimensión, el mandatario mexicano —acompañado por los secretarios de Energía, Georgina Kessel; y de Economía, Gerardo Ruiz, así como la canciller Patricia Espinosa— recibió información de la construcción de cinco nuevas refinerías que están en curso gracias al esquema de transformación que tuvo Petrobras en los años 80-90.
En un breve mensaje, Calderón reconoció que Pemex se ha ido rezagando y en lugar de crecer, la producción petrolera ha caído en 600 mil barriles “provocando un golpe muy importante a las finanzas públicas”.
“Mi interés, verdaderamente, es que concretemos pronto un acuerdo de cooperación, un convenio de cooperación, una alianza entre Petrobras y Pemex. Pero, sobre todo, una alianza entre Brasil y México para ampliar las capacidades productivas de ambos países para beneficio de nuestros pueblos y, también, para beneficio de la región”.
Calderón viajó acompañado por los presidentes del PRI, Beatriz Paredes, y del Panal, Jorge Kahwagi, y a su llegada a Brasilia, por la tarde, se unieron a la comitiva los presidentes del PAN, César Nava, y del Verde Ecologista, Jorge Emilio González, quienes hicieron el recorrido con el mandatario por la compañía petrolera brasileña.
Búsqueda de liderazgo
Calderón Hinojosa sostuvo que lo más importante, “así sea en el largo plazo”, es hallar los mecanismos tecnológicos, operacionales, financieros y de estructura corporativa de Petróleos Mexicanos que permitan que sea nuevamente una de las empresas más importantes y grandes del mundo.
Pemex “tiene desafíos enormes enfrente, y oportunidades también que los mexicanos debemos aprovechar”, dijo.
A Calderón se le explicó que Petrobras ha explorado y perforado a 10 mil pies de profundidad, mientras que en México sólo se ha llegado a 3 mil. “No deja de ser paradójico el ver que esta perforación récord de Petrobras la haya logrado en el golfo de México, y nosotros teniendo, precisamente, ahí el golfo, que es nuestro, estemos todavía pendientes de desarrollar no sólo la tecnología, sino la capacidad organizativa y operacional”.
martes, 14 de julio de 2009
OPEP pronostica crecimiento en demanda petrolera en 2010.
Noticia:
La OPEP pronostica un leve repunte de la demanda petrolera para 2010 después de dos años consecutivos de bajas en el consumo energético, según se desprende del último informe mensual del mercado del crudo, divulgado hoy en Viena.
Los analistas de la Organización de Países Exportadores de Petróleo apuntan que la demanda de crudo subirá el año próximo en 0.5 millones de barriles diarios (mb/d) hasta un promedio de 84.34 mb/d.
Para este año, la organización petrolera mantiene prácticamente sin cambios su estimación de demanda petrolera en los 83.84 mb/d, un descenso de 1.6 mb/d.
Aun así, la demanda del 2010, si bien vuelve a subir, estará muy por debajo del pico alcanzado en el 2007 cuando se consumían 85.8 mb/d, unos 300 mil barriles más que en el pasado 2008, ya afectado por la actual crisis financiera y económica global.
La OPEP asegura en su estudio que el crecimiento de la demanda petrolera provendrá el año próximo en gran medida de los países emergentes, con China e India a la cabeza, pero también de las economías de Oriente Medio y América Latina.
Para los países industrializados, miembros de la Organización de Cooperación y Desarrollo Económico (OCDE), el grupo prevé para el 2010 una nueva contracción de la demanda de 0.3 mb/d tras el fuerte descenso de este año, pronosticado en 1.8 mb/d.
Los expertos de la OPEP prevén que la demanda aumente en 0.2 mb/d en Estados Unidos, la principal economía y mayor consumidor energético del mundo, tras bajar 0.7 mb/d este año.
"El ritmo de la recuperación económica global sigue siendo el mayor riesgo para los pronósticos para el año próximo", señala la OPEP en su informe.
En cuanto al pronóstico económico, la OPEP habla de una contracción coyuntural de 1.4 por ciento este año y de un crecimiento de 2.3% el año próximo, liderado por China (7.5%) e India (6.5%).
"La continuidad y la eficacia de los esfuerzos de estímulo de los Gobiernos será crucial para las expectativas de crecimiento económico en 2009 y 2010", concluyen los analistas de la OPEP.
La demanda de crudo de los doce países miembros de la organización se estabilizará este año en torno a los 28.5 mb/d, unos 2.3 mb/d menos que el año pasado.
Para el 2010, los expertos de la OPEP prevén un nuevo descenso anual (el tercero consecutivo) de la demanda de su crudo hasta una media de 28.1 mb/d.
En cuanto al precio del petróleo, la OPEP destaca que la cesta de referencia (con un tipo de crudo por cada país miembro) aumentó 20% a lo largo de junio pasado, hasta una media de 68.36 dólares por barril.
Eso se debió al "considerable optimismo" sobre las perspectivas de una pronta recuperación de la economía mundial y las fluctuaciones del dólar, lo que impulsó el precio por encima de los 70 dólares poco antes del inicio de la temporada estival, la de mayor consumo de gasolina en Estados Unidos y Europa.
Sin embargo, los recientes pronósticos más modestos y el creciente aumento del desempleo han causado una nueva bajada del precio del crudo, hasta un nivel inferior a 60 dólares por barril.
El precio de la llamada "cesta OPEP" se situó este lunes en 59.66 dólares por barril, informó hoy el secretariado de la OPEP en Viena.
La OPEP pronostica un leve repunte de la demanda petrolera para 2010 después de dos años consecutivos de bajas en el consumo energético, según se desprende del último informe mensual del mercado del crudo, divulgado hoy en Viena.
Los analistas de la Organización de Países Exportadores de Petróleo apuntan que la demanda de crudo subirá el año próximo en 0.5 millones de barriles diarios (mb/d) hasta un promedio de 84.34 mb/d.
Para este año, la organización petrolera mantiene prácticamente sin cambios su estimación de demanda petrolera en los 83.84 mb/d, un descenso de 1.6 mb/d.
Aun así, la demanda del 2010, si bien vuelve a subir, estará muy por debajo del pico alcanzado en el 2007 cuando se consumían 85.8 mb/d, unos 300 mil barriles más que en el pasado 2008, ya afectado por la actual crisis financiera y económica global.
La OPEP asegura en su estudio que el crecimiento de la demanda petrolera provendrá el año próximo en gran medida de los países emergentes, con China e India a la cabeza, pero también de las economías de Oriente Medio y América Latina.
Para los países industrializados, miembros de la Organización de Cooperación y Desarrollo Económico (OCDE), el grupo prevé para el 2010 una nueva contracción de la demanda de 0.3 mb/d tras el fuerte descenso de este año, pronosticado en 1.8 mb/d.
Los expertos de la OPEP prevén que la demanda aumente en 0.2 mb/d en Estados Unidos, la principal economía y mayor consumidor energético del mundo, tras bajar 0.7 mb/d este año.
"El ritmo de la recuperación económica global sigue siendo el mayor riesgo para los pronósticos para el año próximo", señala la OPEP en su informe.
En cuanto al pronóstico económico, la OPEP habla de una contracción coyuntural de 1.4 por ciento este año y de un crecimiento de 2.3% el año próximo, liderado por China (7.5%) e India (6.5%).
"La continuidad y la eficacia de los esfuerzos de estímulo de los Gobiernos será crucial para las expectativas de crecimiento económico en 2009 y 2010", concluyen los analistas de la OPEP.
La demanda de crudo de los doce países miembros de la organización se estabilizará este año en torno a los 28.5 mb/d, unos 2.3 mb/d menos que el año pasado.
Para el 2010, los expertos de la OPEP prevén un nuevo descenso anual (el tercero consecutivo) de la demanda de su crudo hasta una media de 28.1 mb/d.
En cuanto al precio del petróleo, la OPEP destaca que la cesta de referencia (con un tipo de crudo por cada país miembro) aumentó 20% a lo largo de junio pasado, hasta una media de 68.36 dólares por barril.
Eso se debió al "considerable optimismo" sobre las perspectivas de una pronta recuperación de la economía mundial y las fluctuaciones del dólar, lo que impulsó el precio por encima de los 70 dólares poco antes del inicio de la temporada estival, la de mayor consumo de gasolina en Estados Unidos y Europa.
Sin embargo, los recientes pronósticos más modestos y el creciente aumento del desempleo han causado una nueva bajada del precio del crudo, hasta un nivel inferior a 60 dólares por barril.
El precio de la llamada "cesta OPEP" se situó este lunes en 59.66 dólares por barril, informó hoy el secretariado de la OPEP en Viena.
lunes, 29 de junio de 2009
AIE rebaja previsión de consumo mundial de petróleo al 2014.
Noticia:
La Agencia Internacional de la Energía (AIE) ha corregido a la baja sus perspectivas de consumo mundial de petróleo de aquí a 2014, lo que implicará el retraso de las tensiones en el aprovisionamiento de crudo, que en este periodo no deberán alcanzar el nivel de 2008.
En su informe anual sobre el medio plazo presentado hoy, la AIE aventura que en ningún caso se repetirá la situación de 2008, cuando la capacidad de producción de petróleo era sólo de 3.1% superior a la demanda, lo que contribuyó mucho a que el barril de crudo llegara a máximos históricos en torno a los 150 dólares.
No obstante, augura que después del bajón del consumo que se está produciendo este año, -la demanda quedará en 83.21 millones de barriles diarios tras 85.76 millones de 2008- las cifras deberán recuperarse lentamente, y con ellas volverá a disminuir el porcentaje de producción excedentaria.
Los autores del estudio trabajan con dos escenarios sobre el comportamiento del mercado petrolero para el periodo 2008-2014, uno que estima un crecimiento del Producto Interior Bruto (PIB) mundial de 5% anual y otro de 3%, como ilustración del fuerte grado de incertidumbre que persiste sobre la recuperación de la economía mundial.
En función de uno u otro escenario, la demanda mundial de petróleo en el periodo 2008-2014 evolucionará entre una caída anual de 0.2% y un ascenso de 0.6%, en cualquier caso muy por debajo de la progresión que la AIE calculaba en su informe precedente (1.6% anual más).
En términos brutos, el consumo de crudo estará en 2014 entre 84.92 y 88.99 millones de barriles diarios.
La oferta también se ralentizará, en particular por la disminución de las capacidades de extracción de los países que no pertenecen a la OPEP (en unos 400 mil barriles diarios).
Al final, los volúmenes excedentarios (la diferencia entre la oferta y la demanda) llegará a un máximo del 8 por ciento en 2010 y empezará a caer en los siguientes ejercicios y podría situarse en 2014 en 3.8% en el escenario más positivo para la economía mundial.
No obstante, en el segundo escenario, esa capacidad excedentaria se recuperaría en la última parte del periodo de estudio y se situaría en 8.2%.
La AIE, que no hace previsiones sobre los precios, utiliza como hipótesis de trabajo los datos del mercado de futuros tal y como estaban a finales del pasado mes de abril, lo que significa que, en términos reales, el barril de petróleo, que estuvo a una media de 100.1 dólares, tocará suelo en 2009 con 48.5 dólares y luego empezará a subir progresivamente hasta 61.2 dólares en 2014.
La Agencia Internacional de la Energía (AIE) ha corregido a la baja sus perspectivas de consumo mundial de petróleo de aquí a 2014, lo que implicará el retraso de las tensiones en el aprovisionamiento de crudo, que en este periodo no deberán alcanzar el nivel de 2008.
En su informe anual sobre el medio plazo presentado hoy, la AIE aventura que en ningún caso se repetirá la situación de 2008, cuando la capacidad de producción de petróleo era sólo de 3.1% superior a la demanda, lo que contribuyó mucho a que el barril de crudo llegara a máximos históricos en torno a los 150 dólares.
No obstante, augura que después del bajón del consumo que se está produciendo este año, -la demanda quedará en 83.21 millones de barriles diarios tras 85.76 millones de 2008- las cifras deberán recuperarse lentamente, y con ellas volverá a disminuir el porcentaje de producción excedentaria.
Los autores del estudio trabajan con dos escenarios sobre el comportamiento del mercado petrolero para el periodo 2008-2014, uno que estima un crecimiento del Producto Interior Bruto (PIB) mundial de 5% anual y otro de 3%, como ilustración del fuerte grado de incertidumbre que persiste sobre la recuperación de la economía mundial.
En función de uno u otro escenario, la demanda mundial de petróleo en el periodo 2008-2014 evolucionará entre una caída anual de 0.2% y un ascenso de 0.6%, en cualquier caso muy por debajo de la progresión que la AIE calculaba en su informe precedente (1.6% anual más).
En términos brutos, el consumo de crudo estará en 2014 entre 84.92 y 88.99 millones de barriles diarios.
La oferta también se ralentizará, en particular por la disminución de las capacidades de extracción de los países que no pertenecen a la OPEP (en unos 400 mil barriles diarios).
Al final, los volúmenes excedentarios (la diferencia entre la oferta y la demanda) llegará a un máximo del 8 por ciento en 2010 y empezará a caer en los siguientes ejercicios y podría situarse en 2014 en 3.8% en el escenario más positivo para la economía mundial.
No obstante, en el segundo escenario, esa capacidad excedentaria se recuperaría en la última parte del periodo de estudio y se situaría en 8.2%.
La AIE, que no hace previsiones sobre los precios, utiliza como hipótesis de trabajo los datos del mercado de futuros tal y como estaban a finales del pasado mes de abril, lo que significa que, en términos reales, el barril de petróleo, que estuvo a una media de 100.1 dólares, tocará suelo en 2009 con 48.5 dólares y luego empezará a subir progresivamente hasta 61.2 dólares en 2014.
Demanda petrolera estadounidense cae 6.56% abril.
Noticia:
La demanda petrolera de Estados Unidos estuvo en abril 216 mil barriles por día (bpd) por encima de lo estimado inicialmente, pero cayó mil 297 millones de bpd frente al mismo mes del año pasado, dijo el lunes la Administración de Información de Energía.
La demanda de petróleo del país norteamericano fue revisada 1.18% al alza frente a la previsión inicial de 18 mil 255 millones de bpd, pero se redujo 6.56% contra los 19 mil 768 millones de bpd de abril del 2008, precisó la EIA (por su sigla en inglés).
La demanda petrolera de Estados Unidos estuvo en abril 216 mil barriles por día (bpd) por encima de lo estimado inicialmente, pero cayó mil 297 millones de bpd frente al mismo mes del año pasado, dijo el lunes la Administración de Información de Energía.
La demanda de petróleo del país norteamericano fue revisada 1.18% al alza frente a la previsión inicial de 18 mil 255 millones de bpd, pero se redujo 6.56% contra los 19 mil 768 millones de bpd de abril del 2008, precisó la EIA (por su sigla en inglés).
sábado, 13 de junio de 2009
México, con la peor caída en crudo del mundo: BP.
Noticia:
La petrolera multinacional British Petroleum (BP) reveló que México registró la caída de producción de petróleo crudo más importante en el mundo durante 2008.
En su tradicional informe anual BP Statistical Review of World Energy June 2009, señala que ningún país productor, ni independiente ni miembro de la Organización de los Países Productores de Petróleo (OPEP), tuvo una caída tan pronunciada como la de nuestra nación, calculada en 310 mil barriles diarios en promedio.
El desplome productivo de México en 2008 fue de tal magnitud que equivale a lo que en conjunto dejaron de producir Estados Unidos, Rusia y el Reino Unido en el mismo año (298 mil barriles diarios).
Ante este escenario, Carlos Morales Gil, director de Pemex Exploración y Producción, dijo que “no se debe tomar muy en serio el informe de British Petroleum; hay años en los que le toca a otros países y hoy nos tocó a nosotros, pero estamos tratando de revertir esa tendencia. Vamos a recuperarnos”.
El informe de British Petroleum, considerado una de las principales referencias estadística del mundo, evidencia que la caída de la producción en la región de América del Norte, que incluye a Estados Unidos, Canadá y México, fue de 507 mil barriles, de los cuales 61.1% correspondieron únicamente a la pérdida de dinamismo de la actividad productiva de Pemex.
La mayor caída en 17 años
Respecto de los países productores independientes (que operan fuera de los lineamientos de la OPEP) que experimentaron una reducción en sus niveles de producción de alrededor de 610 mil barriles por día en conjunto, México contribuyó con la mitad.
Se trata, indica el documento que dio a conocer la empresa, de la mayor caída registrada por estos países desde 1992.
Canadá reportó una reducción de su producción de 82 mil barriles diarios y Estados Unidos de 111 mil barriles por día en 2008.
Del listado presentado por BP, sólo Nigeria tuvo una de las principales caídas de la producción del mundo, estimada en 186 mil barriles por día, muy por debajo de lo que México reportó.
De acuerdo con la petrolera inglesa, de la región de Centro y Sudamérica las mayores caídas las registraron países como Trinidad y Tobago, Argentina y Venezuela con -5.0%, -2.6% y -1.9%, que representan volúmenes de apenas 5 mil barriles diarios, 17 mil y 47 mil barriles por día, respectivamente.
En Europa, hubo economías que reportaron pérdida de dinamismo de sus industrias petroleras de hasta 10.9%, como fue el caso de Italia, aunque ello le representó dejar de producir 12 mil barriles diarios; o en países netamente productores como Noruega cuya caída fue de 101 mil barriles; Rusia registró una caída de 93 mil barriles, y el Reino Unido de 94 mil barriles diarios.
Los países del Medio Oriente que reportaron reducción en sus volúmenes de producción fueron Irán, Siria y Yemen, con volúmenes que oscilaron entre 3 mil barriles y 40 mil barriles diarios.
El documento, que empezó a circular este miércoles en su portal de internet (www.bp.com), asegura que parte del problema en la caída de la producción de algunos países petroleros se explica por el menor consumo ante la pérdida de dinamismo de la economía mundial por la crisis financiera.
Sin embargo, en México el problema radica en la declinación natural de los principales yacimiento de donde se extrae el crudo y el gas que se utiliza para cubrir la demanda interna y exportar los excedentes, como el otro sexto campo productor mas importantes del mundo, Cantarell.
La petrolera multinacional British Petroleum (BP) reveló que México registró la caída de producción de petróleo crudo más importante en el mundo durante 2008.
En su tradicional informe anual BP Statistical Review of World Energy June 2009, señala que ningún país productor, ni independiente ni miembro de la Organización de los Países Productores de Petróleo (OPEP), tuvo una caída tan pronunciada como la de nuestra nación, calculada en 310 mil barriles diarios en promedio.
El desplome productivo de México en 2008 fue de tal magnitud que equivale a lo que en conjunto dejaron de producir Estados Unidos, Rusia y el Reino Unido en el mismo año (298 mil barriles diarios).
Ante este escenario, Carlos Morales Gil, director de Pemex Exploración y Producción, dijo que “no se debe tomar muy en serio el informe de British Petroleum; hay años en los que le toca a otros países y hoy nos tocó a nosotros, pero estamos tratando de revertir esa tendencia. Vamos a recuperarnos”.
El informe de British Petroleum, considerado una de las principales referencias estadística del mundo, evidencia que la caída de la producción en la región de América del Norte, que incluye a Estados Unidos, Canadá y México, fue de 507 mil barriles, de los cuales 61.1% correspondieron únicamente a la pérdida de dinamismo de la actividad productiva de Pemex.
La mayor caída en 17 años
Respecto de los países productores independientes (que operan fuera de los lineamientos de la OPEP) que experimentaron una reducción en sus niveles de producción de alrededor de 610 mil barriles por día en conjunto, México contribuyó con la mitad.
Se trata, indica el documento que dio a conocer la empresa, de la mayor caída registrada por estos países desde 1992.
Canadá reportó una reducción de su producción de 82 mil barriles diarios y Estados Unidos de 111 mil barriles por día en 2008.
Del listado presentado por BP, sólo Nigeria tuvo una de las principales caídas de la producción del mundo, estimada en 186 mil barriles por día, muy por debajo de lo que México reportó.
De acuerdo con la petrolera inglesa, de la región de Centro y Sudamérica las mayores caídas las registraron países como Trinidad y Tobago, Argentina y Venezuela con -5.0%, -2.6% y -1.9%, que representan volúmenes de apenas 5 mil barriles diarios, 17 mil y 47 mil barriles por día, respectivamente.
En Europa, hubo economías que reportaron pérdida de dinamismo de sus industrias petroleras de hasta 10.9%, como fue el caso de Italia, aunque ello le representó dejar de producir 12 mil barriles diarios; o en países netamente productores como Noruega cuya caída fue de 101 mil barriles; Rusia registró una caída de 93 mil barriles, y el Reino Unido de 94 mil barriles diarios.
Los países del Medio Oriente que reportaron reducción en sus volúmenes de producción fueron Irán, Siria y Yemen, con volúmenes que oscilaron entre 3 mil barriles y 40 mil barriles diarios.
El documento, que empezó a circular este miércoles en su portal de internet (www.bp.com), asegura que parte del problema en la caída de la producción de algunos países petroleros se explica por el menor consumo ante la pérdida de dinamismo de la economía mundial por la crisis financiera.
Sin embargo, en México el problema radica en la declinación natural de los principales yacimiento de donde se extrae el crudo y el gas que se utiliza para cubrir la demanda interna y exportar los excedentes, como el otro sexto campo productor mas importantes del mundo, Cantarell.
lunes, 8 de junio de 2009
JP Morgan eleva previsión precio petróleo en EU.
Noticia:
JP Morgan elevó su previsión sobre los precios del petróleo estadounidense en el cuarto trimestre a 65 dólares el barril, frente a los más de 55 dólares que había estimado en mayo, ante las expectativas de una recuperación económica y factores estacionales.
JP Morgan también revisó su pronóstico para fines del próximo año a 70 dólares el barril, desde los 60 dólares estimados en su más reciente reporte mensual sobre el mercado energético.
"El dólar es el principal factor que ha impulsado al mercado", dijo Lawrence Eagles, director mundial de materias primas de JP Morgan en una conferencia de petróleo y gas en Asia.
El lunes, el dólar extendía sus ganancias frente a una cesta de monedas tras haber registrado el viernes su mayor avance diario en más de cinco meses luego de que datos mostraron que el ritmo de la pérdida de empleos en Estados Unidos se desaceleró en mayo, lo que generó expectativas de un alza de las tasas de interés.
Un dólar más fuerte encarece a las materias primas como el petróleo para los tenedores de otras monedas.
El crudo estadounidense ha duplicado su valor desde que se desplomó a un mínimo cercano a los 30 dólares el barril a mediados de diciembre, pero aún está lejos del récord de más de 147 dólares alcanzado en julio del año pasado.
El petróleo estadounidense operaba a 67,57 dólares el barril a las 1140 GMT.
Eagles explicó que estas previsiones toman en cuenta riesgos significativos tanto alcistas como bajistas, entre ellos los aún abundantes inventarios petroleros y la incertidumbre económica.
"Si los pronósticos económicos son correctos, y estamos saliendo de la recesión, el camino del petróleo será más bien al alza", precisó.
"Aún sin una recuperación rápida (...) en la segunda mitad del año es probable que veamos una demanda de entre 1.5 y 3 millones de barriles (por día), mayor a la del actual punto del ciclo. El riesgo es alcista", agregó.
Comentario:
Dólar y petróleo al alza. Muestra de una recuperación económica.
JP Morgan elevó su previsión sobre los precios del petróleo estadounidense en el cuarto trimestre a 65 dólares el barril, frente a los más de 55 dólares que había estimado en mayo, ante las expectativas de una recuperación económica y factores estacionales.
JP Morgan también revisó su pronóstico para fines del próximo año a 70 dólares el barril, desde los 60 dólares estimados en su más reciente reporte mensual sobre el mercado energético.
"El dólar es el principal factor que ha impulsado al mercado", dijo Lawrence Eagles, director mundial de materias primas de JP Morgan en una conferencia de petróleo y gas en Asia.
El lunes, el dólar extendía sus ganancias frente a una cesta de monedas tras haber registrado el viernes su mayor avance diario en más de cinco meses luego de que datos mostraron que el ritmo de la pérdida de empleos en Estados Unidos se desaceleró en mayo, lo que generó expectativas de un alza de las tasas de interés.
Un dólar más fuerte encarece a las materias primas como el petróleo para los tenedores de otras monedas.
El crudo estadounidense ha duplicado su valor desde que se desplomó a un mínimo cercano a los 30 dólares el barril a mediados de diciembre, pero aún está lejos del récord de más de 147 dólares alcanzado en julio del año pasado.
El petróleo estadounidense operaba a 67,57 dólares el barril a las 1140 GMT.
Eagles explicó que estas previsiones toman en cuenta riesgos significativos tanto alcistas como bajistas, entre ellos los aún abundantes inventarios petroleros y la incertidumbre económica.
"Si los pronósticos económicos son correctos, y estamos saliendo de la recesión, el camino del petróleo será más bien al alza", precisó.
"Aún sin una recuperación rápida (...) en la segunda mitad del año es probable que veamos una demanda de entre 1.5 y 3 millones de barriles (por día), mayor a la del actual punto del ciclo. El riesgo es alcista", agregó.
Comentario:
Dólar y petróleo al alza. Muestra de una recuperación económica.
viernes, 29 de mayo de 2009
Círculo Polar Ártico oculta riqueza de petróleo y gas natural.
Noticia:
La plataforma del Círculo Polar Ártico podría ocultar yacimientos de gas natural y petróleo mayores de lo que se había calculado hasta ahora, señalaron científicos estadounidenses en un informe publicado hoy en la revista Science.
Según los investigadores del Instituto Geológico de Estados Unidos (USGS), la región probablemente contiene un 30% del gas natural no descubierto en el mundo.
Asimismo, la zona albergaría un 13% de todo el petróleo del planeta aún no descubierto, agregan.
El USGS había calculado hasta ahora que en el Ártico podría haber unos 90 mil millones de barriles de petróleo, pero el nuevo estudio, basado en los análisis de las rocas sedimentarias, revela que esas existencias podrían ser de entre 40 mil y 160 mil millones de barriles, según los científicos.
Las reservas, tanto de petróleo como de gas, estarían a menos de 500 metros del agua y la zona constituye una de las pocas que quedan en el mundo todavía accesibles a la exploración.
Sin embargo, los científicos advirtieron de que en términos generales la cantidad es relativamente pequeña comparada con las reservas comprobadas de los principales países exportadores.
"Esto no significa que se va a producir algún cambio global en el equilibrio mundial del petróleo", indicó Donald Gautier, geólogo de USGS, que realizó los estudios con la colaboración de un equipo internacional de científicos.
Por otra parte, indicó que el descubrimiento podría ser especialmente importante para las naciones que limitan con el Círculo Polar Ártico: Canadá, Dinamarca (a través de Groenlandia) , Noruega, Rusia y Estados Unidos.
La exploración en las aguas del Ártico está en sus primeras etapas y empresas como ExxonMobil y otras compañías petroleras ya han comenzado a trabajar en algunas regiones como el de Marzo de Barents, el delta del Mackenzie y la cuenca de Sverdrup, así como frente a las costas de Alaska.
"Tiene sentido diversificar las fuentes de petróleo y gas debido a que Estados Unidos es uno de los grandes consumidores", señaló Alan Jeffers, un portavoz de ExxonMobil, a la cadena de televisión CNN.
Pese a que Estados Unidos es uno de los grandes productores de hidrocarburos en el mundo, el país debe importar más del 60% de los combustibles que necesita para alimentar su gigantesco aparato industrial y automotor.
"Creemos que esa energía se necesita para atender las necesidades del país y ayudaría a mejorar la seguridad energética y los suministros", agregó.
Comentario:
Se preocupan más por el petróleo que por desarrollar fuentes alternativas.
La plataforma del Círculo Polar Ártico podría ocultar yacimientos de gas natural y petróleo mayores de lo que se había calculado hasta ahora, señalaron científicos estadounidenses en un informe publicado hoy en la revista Science.
Según los investigadores del Instituto Geológico de Estados Unidos (USGS), la región probablemente contiene un 30% del gas natural no descubierto en el mundo.
Asimismo, la zona albergaría un 13% de todo el petróleo del planeta aún no descubierto, agregan.
El USGS había calculado hasta ahora que en el Ártico podría haber unos 90 mil millones de barriles de petróleo, pero el nuevo estudio, basado en los análisis de las rocas sedimentarias, revela que esas existencias podrían ser de entre 40 mil y 160 mil millones de barriles, según los científicos.
Las reservas, tanto de petróleo como de gas, estarían a menos de 500 metros del agua y la zona constituye una de las pocas que quedan en el mundo todavía accesibles a la exploración.
Sin embargo, los científicos advirtieron de que en términos generales la cantidad es relativamente pequeña comparada con las reservas comprobadas de los principales países exportadores.
"Esto no significa que se va a producir algún cambio global en el equilibrio mundial del petróleo", indicó Donald Gautier, geólogo de USGS, que realizó los estudios con la colaboración de un equipo internacional de científicos.
Por otra parte, indicó que el descubrimiento podría ser especialmente importante para las naciones que limitan con el Círculo Polar Ártico: Canadá, Dinamarca (a través de Groenlandia) , Noruega, Rusia y Estados Unidos.
La exploración en las aguas del Ártico está en sus primeras etapas y empresas como ExxonMobil y otras compañías petroleras ya han comenzado a trabajar en algunas regiones como el de Marzo de Barents, el delta del Mackenzie y la cuenca de Sverdrup, así como frente a las costas de Alaska.
"Tiene sentido diversificar las fuentes de petróleo y gas debido a que Estados Unidos es uno de los grandes consumidores", señaló Alan Jeffers, un portavoz de ExxonMobil, a la cadena de televisión CNN.
Pese a que Estados Unidos es uno de los grandes productores de hidrocarburos en el mundo, el país debe importar más del 60% de los combustibles que necesita para alimentar su gigantesco aparato industrial y automotor.
"Creemos que esa energía se necesita para atender las necesidades del país y ayudaría a mejorar la seguridad energética y los suministros", agregó.
Comentario:
Se preocupan más por el petróleo que por desarrollar fuentes alternativas.
lunes, 30 de marzo de 2009
Weatherford, de EU, gana contrato por 646 mdd en Chicontepec.
Noticia:
La empresa estadounidense Weatherford se ganó un contrato valorado en más de 646 millones de dólares para perforar y terminar 500 pozos petroleros en Chicontepec, al este de México, informó hoy Petróleos Mexicanos (Pemex) .
La compañía Pemex Exploración y Producción (PEP) , filial de Pemex, consideró que Weatherford México presentó "la mejor propuesta técnica y económica" en la licitación internacional, a la que concurrieron 24 empresas, de las que siete resultaron finalistas.
La empresa tiene entre el 15 de abril próximo y el 14 de julio de 2012 (mil 187 días) para terminar las obras, detalló la petrolera mexicana en un comunicado.
Pemex pretende relanzar sus proyectos energéticos en Chicontepec, zona ubicada entre los estados de Veracruz y Puebla, para en los próximos años extraer de ahí entre 600 mil y 700 mil barriles diarios de crudo.
Ese área de México atesora el 39% de las reservas totales de hidrocarburos del país, "que en volumen representan 17.700 millones de barriles" de petróleo crudo equivalente.
Con el fallo anunciado hoy ya han sido licitados contratos de Pemex por valor de 7 mil 350 millones de dólares en lo que va de 2009.
El plan de exploración petrolera de la Chicontepec forma parte del Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012, impulsado por el presidente de México, Felipe Calderón.
Con sede en Tabasco, sureste del país, Weatherford de México es filial de la compañía texana Weatherford International, fabricante de equipos para exploraciones petroleras.
Comentario:
Todo por el desarrollo de México.
La empresa estadounidense Weatherford se ganó un contrato valorado en más de 646 millones de dólares para perforar y terminar 500 pozos petroleros en Chicontepec, al este de México, informó hoy Petróleos Mexicanos (Pemex) .
La compañía Pemex Exploración y Producción (PEP) , filial de Pemex, consideró que Weatherford México presentó "la mejor propuesta técnica y económica" en la licitación internacional, a la que concurrieron 24 empresas, de las que siete resultaron finalistas.
La empresa tiene entre el 15 de abril próximo y el 14 de julio de 2012 (mil 187 días) para terminar las obras, detalló la petrolera mexicana en un comunicado.
Pemex pretende relanzar sus proyectos energéticos en Chicontepec, zona ubicada entre los estados de Veracruz y Puebla, para en los próximos años extraer de ahí entre 600 mil y 700 mil barriles diarios de crudo.
Ese área de México atesora el 39% de las reservas totales de hidrocarburos del país, "que en volumen representan 17.700 millones de barriles" de petróleo crudo equivalente.
Con el fallo anunciado hoy ya han sido licitados contratos de Pemex por valor de 7 mil 350 millones de dólares en lo que va de 2009.
El plan de exploración petrolera de la Chicontepec forma parte del Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012, impulsado por el presidente de México, Felipe Calderón.
Con sede en Tabasco, sureste del país, Weatherford de México es filial de la compañía texana Weatherford International, fabricante de equipos para exploraciones petroleras.
Comentario:
Todo por el desarrollo de México.
lunes, 9 de marzo de 2009
Noruega quiere ir por crudo en el Golfo.
Noticia:
La empresa petrolera noruega StatoilHydro tiene interés en participar en alianza con Petróleos Mexicanos (Pemex) en la explotación de los yacimientos transfronterizos que México comparte con Estados Unidos en los límites marítimos, en la región conocida como Perdido.
Mónica Boe, consejera del Americas Country Analysis de la empresa petrolera noruega, señaló que StatoilHydro mantiene una fuerte posición financiera, razón por la cual “queremos analizar de cerca proyectos atractivos, de calidad y de largo plazo, 20 o 30 años cuando menos; de ahí que tengamos interés en entrar a México como socios, pero en proyectos competitivos a nivel internacional”.
Dejó entrever el interés de asociarse con Pemex en yacimientos transfronterizos, los cuales quedaron fuera del marco legal de la reforma y abren la posibilidad de alcanzar alianzas estratégicas con la petrolera mexicana.
“Esto va a depender de las negociaciones entre los gobiernos de México y Estados Unidos, y por ahí podría darse la oportunidad de que capital y tecnología de aguas profundas noruego pueda ser utilizada en la explotación de esos recursos energéticos”.
Actualmente, México tiene identificados al menos seis prospectos en esa región que pudieran tener una cantidad importante de hidrocarburos: Magnanimo-1, Alaminos-1, Maximino-1; Chachiquin-1, Pep-1 y Afotica-1.
Apenas este martes 3 de marzo Pemex dio a conocer que, derivado de la reforma energética aprobada en el cuarto trimestre de 2008, se encuentran en proceso de elaboración los primeros contratos incentivados para la exploración en aguas profundas y en Chicontepec.
Al mismo tiempo, empresas noruegas prestadoras de servicios y de tecnología están dispuestas a arrebatarle parte del mercado de proveeduría de Pemex, con un valor anual de 400 mil millones de pesos, a las compañías Halliburton y Schlumberger, las cuales tienen establecido en México un duopolio en esta materia.
De acuerdo con el ministro de Energía de Noruega, Terje Riis-Johansen, Pemex es considerado entre la comunidad de países petroleros del mundo, como Noruega, como “un buen comprador de bienes y servicios”.
El funcionario reconoció la importancia de México como país petrolero, “pero tenemos acuerdos más importantes en naciones como Brasil o Angola, donde si podemos asociarnos y obtener mayores utilidades”.
“La única posibilidad de invertir en la industria petrolera mexicana es mediante una asociación estratégica con Pemex”, enfatizó el ministro o, en su caso, promover que las empresas noruegas proveedoras de StatoilHydro puedan convertirse también en proveedoras de Pemex.
Al respecto, el príncipe heredero del Reino Unido de Noruega, Haakon Magnus, anunció que una delegación de 164 personas, entre ellas representantes de 85 empresas de este país, visitará México el próximo 15 de marzo para fortalecer las relaciones bilaterales, comerciales y petroleras entre ambos países.
Junto con su esposa, la princesa Mette-Mariet, visitarán Veracruz y Ciudad del Carmen, Campeche, y aprovecharán su estancia en suelo azteca para promover la participación de compañías noruegas relacionadas con la industria petrolera, especialmente en el ramo de la proveeduría.
Martha Bárcena Coqui, embajadora de México en el país nórdico, confirmo la visita y el interés de empresas noruegas en el ámbito de proveeduría del sector petrolero, sobre todo “en el área de aguas profundas”.
Explicó que empresas como StatoilHydro están a la espera de que se definan los contratos de desempeño para saber hasta dónde pueden llegar en su colaboración con México.
Advirtió a los inversionistas noruegos que si quieren ser proveedores “deben establecerse en México, mexicanizarse ya, porque si tardan cinco años o más, será demasiado tarde, porque Halliburton y Schlumberger seguirán teniendo más acceso a este mercado, sin visos de competencia”.
Comentario:
Se tendrá que superar la oposición política a las alianzas con Pemex.
La empresa petrolera noruega StatoilHydro tiene interés en participar en alianza con Petróleos Mexicanos (Pemex) en la explotación de los yacimientos transfronterizos que México comparte con Estados Unidos en los límites marítimos, en la región conocida como Perdido.
Mónica Boe, consejera del Americas Country Analysis de la empresa petrolera noruega, señaló que StatoilHydro mantiene una fuerte posición financiera, razón por la cual “queremos analizar de cerca proyectos atractivos, de calidad y de largo plazo, 20 o 30 años cuando menos; de ahí que tengamos interés en entrar a México como socios, pero en proyectos competitivos a nivel internacional”.
Dejó entrever el interés de asociarse con Pemex en yacimientos transfronterizos, los cuales quedaron fuera del marco legal de la reforma y abren la posibilidad de alcanzar alianzas estratégicas con la petrolera mexicana.
“Esto va a depender de las negociaciones entre los gobiernos de México y Estados Unidos, y por ahí podría darse la oportunidad de que capital y tecnología de aguas profundas noruego pueda ser utilizada en la explotación de esos recursos energéticos”.
Actualmente, México tiene identificados al menos seis prospectos en esa región que pudieran tener una cantidad importante de hidrocarburos: Magnanimo-1, Alaminos-1, Maximino-1; Chachiquin-1, Pep-1 y Afotica-1.
Apenas este martes 3 de marzo Pemex dio a conocer que, derivado de la reforma energética aprobada en el cuarto trimestre de 2008, se encuentran en proceso de elaboración los primeros contratos incentivados para la exploración en aguas profundas y en Chicontepec.
Al mismo tiempo, empresas noruegas prestadoras de servicios y de tecnología están dispuestas a arrebatarle parte del mercado de proveeduría de Pemex, con un valor anual de 400 mil millones de pesos, a las compañías Halliburton y Schlumberger, las cuales tienen establecido en México un duopolio en esta materia.
De acuerdo con el ministro de Energía de Noruega, Terje Riis-Johansen, Pemex es considerado entre la comunidad de países petroleros del mundo, como Noruega, como “un buen comprador de bienes y servicios”.
El funcionario reconoció la importancia de México como país petrolero, “pero tenemos acuerdos más importantes en naciones como Brasil o Angola, donde si podemos asociarnos y obtener mayores utilidades”.
“La única posibilidad de invertir en la industria petrolera mexicana es mediante una asociación estratégica con Pemex”, enfatizó el ministro o, en su caso, promover que las empresas noruegas proveedoras de StatoilHydro puedan convertirse también en proveedoras de Pemex.
Al respecto, el príncipe heredero del Reino Unido de Noruega, Haakon Magnus, anunció que una delegación de 164 personas, entre ellas representantes de 85 empresas de este país, visitará México el próximo 15 de marzo para fortalecer las relaciones bilaterales, comerciales y petroleras entre ambos países.
Junto con su esposa, la princesa Mette-Mariet, visitarán Veracruz y Ciudad del Carmen, Campeche, y aprovecharán su estancia en suelo azteca para promover la participación de compañías noruegas relacionadas con la industria petrolera, especialmente en el ramo de la proveeduría.
Martha Bárcena Coqui, embajadora de México en el país nórdico, confirmo la visita y el interés de empresas noruegas en el ámbito de proveeduría del sector petrolero, sobre todo “en el área de aguas profundas”.
Explicó que empresas como StatoilHydro están a la espera de que se definan los contratos de desempeño para saber hasta dónde pueden llegar en su colaboración con México.
Advirtió a los inversionistas noruegos que si quieren ser proveedores “deben establecerse en México, mexicanizarse ya, porque si tardan cinco años o más, será demasiado tarde, porque Halliburton y Schlumberger seguirán teniendo más acceso a este mercado, sin visos de competencia”.
Comentario:
Se tendrá que superar la oposición política a las alianzas con Pemex.
Obama quiere el petróleo de Lula.
Noticia:
Brasil y EE UU mantienen contactos informales con el objetivo de cerrar un futuro acuerdo comercial que aumente el flujo de petróleo y derivados desde el gigante suramericano hacia su vecino del norte. La recién estrenada Administración de Barack Obama ya ha dejado clara su voluntad de incrementar considerablemente las importaciones de crudo brasileño. De concretarse el pacto comercial, algo que hoy por hoy parece muy probable y que depende únicamente de Brasil, la consecuencia más directa sería el desplazamiento de Venezuela del mercado energético estadounidense, donde actualmente consigue colocar entre el 40% y el 70% de su producción petrolífera.
Varias fuentes diplomáticas y gubernamentales de Brasilia han confirmado a EL PAÍS el interés del Gobierno de Luiz Inácio Lula da Silva en aumentar la presencia brasileña en el mercado norteamericano de hidrocarburos, aunque ello implique una colisión frontal con los intereses venezolanos. Todo ello dependerá de la cantidad de crudo que la compañía estatal brasileña Petrobras consiga bombear en los próximos años de los pozos perforados frente a los litorales de los Estados de Río de Janeiro y São Paulo, así como del marco jurídico que Washington y Brasilia suscriban.
Desde Brasilia se insiste en que el primer objetivo del Gobierno es abastecer totalmente su mercado interno y dejar de depender de las importaciones de crudo. Una vez que alcance esta meta, Petrobras entrará en la pelea a cara de perro por los mercados mundiales de hidrocarburos y sus derivados. Por su cercanía geográfica y la fluidez del diálogo político que ya se ha establecido con su nuevo presidente, EE UU se convierte en el gran comprador natural del oro negro brasileño.
Del total de las importaciones norteamericanas de hidrocarburos, el 11% proviene de Venezuela. La empresa estatal venezolana PDVSA no sólo vende a EE UU petróleo pesado y extra pesado, sino que también mantiene sus propias refinerías en suelo estadounidense y una amplia red de estaciones de servicio que distribuye sus derivados. Para Washington, una relación comercial estable con Venezuela en el terreno energético es importante. Sin embargo, y pese a sus frecuentes amenazas de cerrar el grifo del crudo, para el régimen de Chávez la venta de petróleo a su enemigo número uno se ha convertido en una cuestión de vida o muerte ya que le supone una caja diaria de unos 80 millones de dólares (64 millones de euros).
Es este contexto el Gobierno de Washington tiene el ojo puesto desde hace meses en las recién descubiertas megabolsas brasileñas de crudo. Según los estudios preliminares realizados por Petrobras, se encuentran frente a las costas de Brasil, en la capa denominada presal, es decir, bajo una gruesa capa de sal que puede alcanzar los dos kilómetros de espesor. Es de una calidad excelente. Se trata de petróleo ligero, que en comparación con el pesado y el extrapesado (los extraídos en Venezuela), requiere menos trabajo e inversión para ser refinado y transformado en derivados.
Fuentes diplomáticas brasileñas recuerdan que el Departamento de Defensa norteamericano decidió reactivar el pasado julio su Cuarta Flota para el Caribe y América del Sur, compuesta inicialmente por 11 buques, entre ellos un portaviones y un submarino nuclear. "Esta decisión no es casual. Ahora más que nunca estamos en el radar de los estadounidenses, ya que existe una cierta preocupación en algunos sectores de ese Gobierno por lo que suceda en esta zona de producción petrolífera", apunta una fuente cercana al presidente brasileño.
Las mismas fuentes señalan que, para EE UU, Venezuela es un motivo de preocupación más que de sosiego o estabilidad regional. Obama mira al Gobierno de Brasilia como su aliado natural en Suramérica. Brasil es un país políticamente estable, de gran potencial económico, con una inmensa riqueza natural y humana. "Si Brasil continúa en su línea de fortalecimiento institucional, respeto a los principios de la democracia y al medio ambiente, seguridad jurídica y disminución de la desigualdad social, seremos un país productor de petróleo único en el mundo. Y esto es muy atractivo para EE UU", asegura una fuente gubernamental brasileña experta en política energética.
Aunque aún se desconocen las reservas exactas, sí se sabe que el petróleo hallado en el litoral brasileño es abundante: si se cumplen las previsiones, Brasil pasará a ser el octavo o noveno productor del planeta. Además, su transporte hasta EE UU es casi tan sencillo como desde las costas venezolanas. "Washington entiende que las reservas del presal son la salvación de su dependencia de Venezuela", se insiste en Brasilia.
Para Petrobras, la viabilidad del pacto comercial dependerá de las cantidades de crudo que se logren extraer. La previsión es que haya petróleo para exportar no sólo a EE UU, sino a otros países del mundo que ya han mostrado interés, como China y Japón.
Brasil insiste en que está más interesado en la venta de derivados, como gasolina, ya que le resultará mucho más rentable que la venta de barriles de crudo. Esto explica que Lula haya decidido apostar por una gran inyección de capital en Petrobras para la construcción de cuatro nuevas refinerías y la ampliación de otras tantas que ya existen. Brasil aumentó sus exportaciones de petróleo y derivados en casi un 10% en 2008, y el 40% de esas ventas fueron a parar a EE UU. El negocio está en marcha.
Comentario:
Mientras Brasil y Estados Unidos se dedican a hacer negocios, Venezuela desperdicia su tiempo enfrentándose con todo mundo.
Brasil y EE UU mantienen contactos informales con el objetivo de cerrar un futuro acuerdo comercial que aumente el flujo de petróleo y derivados desde el gigante suramericano hacia su vecino del norte. La recién estrenada Administración de Barack Obama ya ha dejado clara su voluntad de incrementar considerablemente las importaciones de crudo brasileño. De concretarse el pacto comercial, algo que hoy por hoy parece muy probable y que depende únicamente de Brasil, la consecuencia más directa sería el desplazamiento de Venezuela del mercado energético estadounidense, donde actualmente consigue colocar entre el 40% y el 70% de su producción petrolífera.
Varias fuentes diplomáticas y gubernamentales de Brasilia han confirmado a EL PAÍS el interés del Gobierno de Luiz Inácio Lula da Silva en aumentar la presencia brasileña en el mercado norteamericano de hidrocarburos, aunque ello implique una colisión frontal con los intereses venezolanos. Todo ello dependerá de la cantidad de crudo que la compañía estatal brasileña Petrobras consiga bombear en los próximos años de los pozos perforados frente a los litorales de los Estados de Río de Janeiro y São Paulo, así como del marco jurídico que Washington y Brasilia suscriban.
Desde Brasilia se insiste en que el primer objetivo del Gobierno es abastecer totalmente su mercado interno y dejar de depender de las importaciones de crudo. Una vez que alcance esta meta, Petrobras entrará en la pelea a cara de perro por los mercados mundiales de hidrocarburos y sus derivados. Por su cercanía geográfica y la fluidez del diálogo político que ya se ha establecido con su nuevo presidente, EE UU se convierte en el gran comprador natural del oro negro brasileño.
Del total de las importaciones norteamericanas de hidrocarburos, el 11% proviene de Venezuela. La empresa estatal venezolana PDVSA no sólo vende a EE UU petróleo pesado y extra pesado, sino que también mantiene sus propias refinerías en suelo estadounidense y una amplia red de estaciones de servicio que distribuye sus derivados. Para Washington, una relación comercial estable con Venezuela en el terreno energético es importante. Sin embargo, y pese a sus frecuentes amenazas de cerrar el grifo del crudo, para el régimen de Chávez la venta de petróleo a su enemigo número uno se ha convertido en una cuestión de vida o muerte ya que le supone una caja diaria de unos 80 millones de dólares (64 millones de euros).
Es este contexto el Gobierno de Washington tiene el ojo puesto desde hace meses en las recién descubiertas megabolsas brasileñas de crudo. Según los estudios preliminares realizados por Petrobras, se encuentran frente a las costas de Brasil, en la capa denominada presal, es decir, bajo una gruesa capa de sal que puede alcanzar los dos kilómetros de espesor. Es de una calidad excelente. Se trata de petróleo ligero, que en comparación con el pesado y el extrapesado (los extraídos en Venezuela), requiere menos trabajo e inversión para ser refinado y transformado en derivados.
Fuentes diplomáticas brasileñas recuerdan que el Departamento de Defensa norteamericano decidió reactivar el pasado julio su Cuarta Flota para el Caribe y América del Sur, compuesta inicialmente por 11 buques, entre ellos un portaviones y un submarino nuclear. "Esta decisión no es casual. Ahora más que nunca estamos en el radar de los estadounidenses, ya que existe una cierta preocupación en algunos sectores de ese Gobierno por lo que suceda en esta zona de producción petrolífera", apunta una fuente cercana al presidente brasileño.
Las mismas fuentes señalan que, para EE UU, Venezuela es un motivo de preocupación más que de sosiego o estabilidad regional. Obama mira al Gobierno de Brasilia como su aliado natural en Suramérica. Brasil es un país políticamente estable, de gran potencial económico, con una inmensa riqueza natural y humana. "Si Brasil continúa en su línea de fortalecimiento institucional, respeto a los principios de la democracia y al medio ambiente, seguridad jurídica y disminución de la desigualdad social, seremos un país productor de petróleo único en el mundo. Y esto es muy atractivo para EE UU", asegura una fuente gubernamental brasileña experta en política energética.
Aunque aún se desconocen las reservas exactas, sí se sabe que el petróleo hallado en el litoral brasileño es abundante: si se cumplen las previsiones, Brasil pasará a ser el octavo o noveno productor del planeta. Además, su transporte hasta EE UU es casi tan sencillo como desde las costas venezolanas. "Washington entiende que las reservas del presal son la salvación de su dependencia de Venezuela", se insiste en Brasilia.
Para Petrobras, la viabilidad del pacto comercial dependerá de las cantidades de crudo que se logren extraer. La previsión es que haya petróleo para exportar no sólo a EE UU, sino a otros países del mundo que ya han mostrado interés, como China y Japón.
Brasil insiste en que está más interesado en la venta de derivados, como gasolina, ya que le resultará mucho más rentable que la venta de barriles de crudo. Esto explica que Lula haya decidido apostar por una gran inyección de capital en Petrobras para la construcción de cuatro nuevas refinerías y la ampliación de otras tantas que ya existen. Brasil aumentó sus exportaciones de petróleo y derivados en casi un 10% en 2008, y el 40% de esas ventas fueron a parar a EE UU. El negocio está en marcha.
Comentario:
Mientras Brasil y Estados Unidos se dedican a hacer negocios, Venezuela desperdicia su tiempo enfrentándose con todo mundo.
miércoles, 18 de febrero de 2009
Chicontepec será licitado en 8 tramos.
Noticia:
Con el fin de aprovechar ventajas operativas y técnicas, Petróleos Mexicanos (Pemex) dividió el yacimiento de Chicontepec en ocho áreas que serán licitadas próximamente.
La paraestatal señaló que los sectores se licitarán luego de que se conozca cuántas reservas probadas tiene cada uno.
Este diario publicó ayer que la veta ubicada en el norte de Veracruz, en los límites con Puebla, tiene reservas posibles por 139 mil millones de barriles de hidrocarburos, lo cual podría ubicar a México como la tercera nación con mayores reservas probadas del mundo.
Sin embargo, de acuerdo con Pemex, la mayoría del crudo tendrá que quedarse en el subsuelo porque aún no existe la tecnología para extraerlo.
Aún así, diputados federales de PRI y PRD dijeron que la Ley de Pemex permite la adquisición de tecnologías para la extracción de las reservas de Chicontepec; coincidieron en que el hallazgo da tranquilidad al Estado.
El priísta José Ascención Orihuela, integrante de la Comisión de Energía, afirmó que los recientes cambios a la ley dan al Estado herramientas suficientes para conseguir la tecnología necesaria.
El perredista Juan Guerra adelantó que estarán pendientes del manejo de Chicontepec, pues “en Pemex aún hay mucha corrupción”.
Por su parte, el dirigente panista, Germán Martínez, mencionó que de haberse aprobado la propuesta original del presidente Felipe Calderón sobre energía se podría sacar de Chicontepec el petróleo.
Comentario:
Los partidos de oposición en lugar de bloquear el desarrollo de Pemex, deberían de coadyuvar. Rechazan iniciativas que promueven la explotación petrolera que tanto necesita el país.
Con el fin de aprovechar ventajas operativas y técnicas, Petróleos Mexicanos (Pemex) dividió el yacimiento de Chicontepec en ocho áreas que serán licitadas próximamente.
La paraestatal señaló que los sectores se licitarán luego de que se conozca cuántas reservas probadas tiene cada uno.
Este diario publicó ayer que la veta ubicada en el norte de Veracruz, en los límites con Puebla, tiene reservas posibles por 139 mil millones de barriles de hidrocarburos, lo cual podría ubicar a México como la tercera nación con mayores reservas probadas del mundo.
Sin embargo, de acuerdo con Pemex, la mayoría del crudo tendrá que quedarse en el subsuelo porque aún no existe la tecnología para extraerlo.
Aún así, diputados federales de PRI y PRD dijeron que la Ley de Pemex permite la adquisición de tecnologías para la extracción de las reservas de Chicontepec; coincidieron en que el hallazgo da tranquilidad al Estado.
El priísta José Ascención Orihuela, integrante de la Comisión de Energía, afirmó que los recientes cambios a la ley dan al Estado herramientas suficientes para conseguir la tecnología necesaria.
El perredista Juan Guerra adelantó que estarán pendientes del manejo de Chicontepec, pues “en Pemex aún hay mucha corrupción”.
Por su parte, el dirigente panista, Germán Martínez, mencionó que de haberse aprobado la propuesta original del presidente Felipe Calderón sobre energía se podría sacar de Chicontepec el petróleo.
Comentario:
Los partidos de oposición en lugar de bloquear el desarrollo de Pemex, deberían de coadyuvar. Rechazan iniciativas que promueven la explotación petrolera que tanto necesita el país.
martes, 17 de febrero de 2009
Precios del crudo bajan a 37 dólares.
Noticia:
Las deprimentes noticias económicas mundiales arrastraron consigo a los precios del petróleo y los llevaron a los 37 dólares el martes, luego que las expectativas de nuevos recortes de producción de la OPEP se vieron eclipsadas por el aumento de los inventarios.
Al mediodía en Europa el crudo liviano de bajo contenido sulfuroso para entrega en marzo bajaba 47 centavos a 37.04 dólares por barril en las operaciones electrónicas de la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex) . El viernes el contrato cerró en 37.51 dólares.
El contrato subió 11 centavos el lunes en las operaciones asiáticas y europeas, mientras los mercados de Estados Unidos estuvieron cerrados por el feriado del día de los Presidentes.
"Ya todos deben tener claro ahora que el crudo en la Nymex no se puede comerciar", dijo el analista de combustibles Stephen Schork, en su publicación Schork Report. "En este momento es como una lotería".
Los recortes de producción de la OPEP han ayudado a frenar la caída de los precios. Varios gobiernos de la Organización de Países Exportadores de Petróleo han dicho que durante su reunión del mes próximo podrían agregar hasta 4.2 millones de barriles al día en recortes a los ya anunciados durante su encuentro de septiembre.
"Si los precios están entre los 30 y los 39 dólares antes de la reunión de la OPEP, podríamos ver recortes más profundos", afirmó Victor Shum, analista en energéticos de la firma Purvin & Gertz en Singapur.
En otras cotizaciones de la bolsa Nymex, los contratos a futuro de la gasolina subían 1 centavo a 1.21 dólares por galón. El combustible de calefacción bajaba 4 centavos a 1.26 dólares por galón, mientras el gas natural para entrega en marzo caía 16 centavos a 4.29 dólares por cada mil pies cúbicos.
En el mercado ICE de Londres la mezcla Brent del Mar del Norte para marzo subía 26 centavos a 43.54 dólares.
Comentario:
Frente a esta baja en los precios del petróleo, ¿qué harán los países que dependen casi en su totalidad del hidrocarburo?
Las deprimentes noticias económicas mundiales arrastraron consigo a los precios del petróleo y los llevaron a los 37 dólares el martes, luego que las expectativas de nuevos recortes de producción de la OPEP se vieron eclipsadas por el aumento de los inventarios.
Al mediodía en Europa el crudo liviano de bajo contenido sulfuroso para entrega en marzo bajaba 47 centavos a 37.04 dólares por barril en las operaciones electrónicas de la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex) . El viernes el contrato cerró en 37.51 dólares.
El contrato subió 11 centavos el lunes en las operaciones asiáticas y europeas, mientras los mercados de Estados Unidos estuvieron cerrados por el feriado del día de los Presidentes.
"Ya todos deben tener claro ahora que el crudo en la Nymex no se puede comerciar", dijo el analista de combustibles Stephen Schork, en su publicación Schork Report. "En este momento es como una lotería".
Los recortes de producción de la OPEP han ayudado a frenar la caída de los precios. Varios gobiernos de la Organización de Países Exportadores de Petróleo han dicho que durante su reunión del mes próximo podrían agregar hasta 4.2 millones de barriles al día en recortes a los ya anunciados durante su encuentro de septiembre.
"Si los precios están entre los 30 y los 39 dólares antes de la reunión de la OPEP, podríamos ver recortes más profundos", afirmó Victor Shum, analista en energéticos de la firma Purvin & Gertz en Singapur.
En otras cotizaciones de la bolsa Nymex, los contratos a futuro de la gasolina subían 1 centavo a 1.21 dólares por galón. El combustible de calefacción bajaba 4 centavos a 1.26 dólares por galón, mientras el gas natural para entrega en marzo caía 16 centavos a 4.29 dólares por cada mil pies cúbicos.
En el mercado ICE de Londres la mezcla Brent del Mar del Norte para marzo subía 26 centavos a 43.54 dólares.
Comentario:
Frente a esta baja en los precios del petróleo, ¿qué harán los países que dependen casi en su totalidad del hidrocarburo?
Riqueza petrolera hasta 2080.
Noticia:
El hombre encargado de buscar petróleo y gas en México, Carlos Morales Gil, aseguró que las empresas De Goyler & McNaughton, Netherland & Sewell y Ryder Scott certificaron un volumen original de reservas en el Paleocanal de Chicontepec por 139 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
El director de Pemex Exploración y Producción (PEP) explicó en entrevista con EL UNIVERSAL que son volúmenes de hidrocarburos certificados, “no es un número que yo haya inventado”.
Aclaró que de esa cantidad de hidrocarburos sólo podrán extraerse, con la tecnología disponible, alrededor de 18 mil millones de barriles en los próximos 30 años.
Pero ¿qué va a pasar con los restantes 118 mil millones de barriles?, se le cuestionó. “Se van a quedar ahí, porque en este momento no existe ningún tipo de tecnología que nos permita extraer ese recurso”, contestó.
Probablemente, añadió, con el paso del tiempo surja algún tecnólogo que nos ofrezca la posibilidad de “exprimir” al máximo Chicontepec.
Aunque los recursos certificados en los 29 campos que integran el activo requieren inversiones para ser desarrollados y adquieran la categoría de reservas económicamente explotables, en términos únicamente de volumen son equivalentes a la mitad de las reservas probadas de Arabia Saudita, a 78% de las reservas de Canadá e iguales a las de Irán, primeros tres países con el mayor volumen de reservas petroleras del mundo y 3.8 veces mayor a Cantarell.
¿Es real la posibilidad de poder extraer del activo 18 mil millones de barriles en 30 años? Definitivamente, dijo, y es “un compromiso que asumo como director, es un compromiso de la organización, de PEP, que tenemos con la sociedad, con los dueños de ese petróleo que nos han dado la confianza, el mandato de ser quienes extraigamos ese recurso, dentro de la racionalidad técnica”.
“Confiamos que el yacimiento descubierto en 1926 se pueda desarrollar, porque sabíamos que ahí hay petróleo, y ahora sólo requerimos paciencia de la sociedad, del gobierno, tiempo de aprendizaje, trabajo y continuidad, no nos podemos desesperar... Teníamos información del enorme potencial, pero la certificación de De Goyler & McNaughton, Netherland & Sewell y Ryder Scott nos ayuda a determinar el volumen original de reservas de Chicontepec, que se define como la cantidad que se estima existe inicialmente en un yacimiento”, dijo.
El programa de extracción de Pemex plantea concentrar recursos financieros y tecnológicos en la llamadas reservas probables de este yacimiento que cubre una extensión de 3 mil 875 kilómetros cuadrados en una zona que comparten los estados de Veracruz y Puebla y abarca 14 municipios.
De acuerdo con las certificaciones realizadas por las empresas especialistas contratadas por Pemex, las reservas de crudo que se esperan recuperar a través de pozos nuevos en áreas no perforadas, o donde se requiere una inversión relativamente grande, ascienden al primero de enero de 2008 a 6 mil 261 millones de barriles.
Las correspondientes a gas, en su equivalente a barriles, ascienden a 14 mil 335 millones.
Aseguró que el esquema contempla perforar poco más de 17 mil pozos en los 29 campos de Chicontepec, para un promedio de mil por año. “Lo que buscamos es prolongar el periodo de vida de los pozos y del mismo yacimiento”.
Actualmente cada pozo puede ser productivo por cuatro 0 cinco años, “pero intentamos con nuevas tecnologías alargar su vida útil”.
Nos hemos planteado, agregó, una producción por pozo de 100 barriles diarios; “si lo logramos, va a ser todo un éxito”, toda vez que otra de las dificultades que presente Chicontepec es que no se trata de un gran yacimiento como Cantarell, sino de cientos, de miles de pequeñas cavernas que pueden estar separadas entre sí por metros o kilómetros, lo que nos obliga a la perforación masiva.
Además, aseguró que se ha logrado reducir significativamente el tiempo de perforación; “inicialmente lo estábamos haciendo en 60 días, hoy la empresa Schlumberger ha logrado bajarlo a 8 días, lo que nos permitirá en su momento reducir costos significativamente al igual que los costos de producción en este proyecto que actualmente oscilan entre 11.5 y 12.5 dólares por barril”.
“Queremos también prolongar el periodo de vida de Chicontepec, que originalmente está previsto para 2033, aunque creo que con nuevos equipos, tecnologías, el aprendizaje necesario y paciencia podremos ver a un Chicontepec produciendo en el 2060 o 2080, si es que el petróleo va a tener algún tipo de valor para los que vivan en esos años”.
Adelantó que preparan el nuevo modelo de contratos que utilizarán en Chicontepec, que permiten incentivar a las empresas e incorporar nuevas tecnologías a lo largo del desarrollo del mismo.
Comentario:
¡Desde 1926 se descubrió ese yacimiento de petróleo y desde entonces no se ha hecho nada! ¿en qué clase de país vivimos?
El hombre encargado de buscar petróleo y gas en México, Carlos Morales Gil, aseguró que las empresas De Goyler & McNaughton, Netherland & Sewell y Ryder Scott certificaron un volumen original de reservas en el Paleocanal de Chicontepec por 139 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
El director de Pemex Exploración y Producción (PEP) explicó en entrevista con EL UNIVERSAL que son volúmenes de hidrocarburos certificados, “no es un número que yo haya inventado”.
Aclaró que de esa cantidad de hidrocarburos sólo podrán extraerse, con la tecnología disponible, alrededor de 18 mil millones de barriles en los próximos 30 años.
Pero ¿qué va a pasar con los restantes 118 mil millones de barriles?, se le cuestionó. “Se van a quedar ahí, porque en este momento no existe ningún tipo de tecnología que nos permita extraer ese recurso”, contestó.
Probablemente, añadió, con el paso del tiempo surja algún tecnólogo que nos ofrezca la posibilidad de “exprimir” al máximo Chicontepec.
Aunque los recursos certificados en los 29 campos que integran el activo requieren inversiones para ser desarrollados y adquieran la categoría de reservas económicamente explotables, en términos únicamente de volumen son equivalentes a la mitad de las reservas probadas de Arabia Saudita, a 78% de las reservas de Canadá e iguales a las de Irán, primeros tres países con el mayor volumen de reservas petroleras del mundo y 3.8 veces mayor a Cantarell.
¿Es real la posibilidad de poder extraer del activo 18 mil millones de barriles en 30 años? Definitivamente, dijo, y es “un compromiso que asumo como director, es un compromiso de la organización, de PEP, que tenemos con la sociedad, con los dueños de ese petróleo que nos han dado la confianza, el mandato de ser quienes extraigamos ese recurso, dentro de la racionalidad técnica”.
“Confiamos que el yacimiento descubierto en 1926 se pueda desarrollar, porque sabíamos que ahí hay petróleo, y ahora sólo requerimos paciencia de la sociedad, del gobierno, tiempo de aprendizaje, trabajo y continuidad, no nos podemos desesperar... Teníamos información del enorme potencial, pero la certificación de De Goyler & McNaughton, Netherland & Sewell y Ryder Scott nos ayuda a determinar el volumen original de reservas de Chicontepec, que se define como la cantidad que se estima existe inicialmente en un yacimiento”, dijo.
El programa de extracción de Pemex plantea concentrar recursos financieros y tecnológicos en la llamadas reservas probables de este yacimiento que cubre una extensión de 3 mil 875 kilómetros cuadrados en una zona que comparten los estados de Veracruz y Puebla y abarca 14 municipios.
De acuerdo con las certificaciones realizadas por las empresas especialistas contratadas por Pemex, las reservas de crudo que se esperan recuperar a través de pozos nuevos en áreas no perforadas, o donde se requiere una inversión relativamente grande, ascienden al primero de enero de 2008 a 6 mil 261 millones de barriles.
Las correspondientes a gas, en su equivalente a barriles, ascienden a 14 mil 335 millones.
Aseguró que el esquema contempla perforar poco más de 17 mil pozos en los 29 campos de Chicontepec, para un promedio de mil por año. “Lo que buscamos es prolongar el periodo de vida de los pozos y del mismo yacimiento”.
Actualmente cada pozo puede ser productivo por cuatro 0 cinco años, “pero intentamos con nuevas tecnologías alargar su vida útil”.
Nos hemos planteado, agregó, una producción por pozo de 100 barriles diarios; “si lo logramos, va a ser todo un éxito”, toda vez que otra de las dificultades que presente Chicontepec es que no se trata de un gran yacimiento como Cantarell, sino de cientos, de miles de pequeñas cavernas que pueden estar separadas entre sí por metros o kilómetros, lo que nos obliga a la perforación masiva.
Además, aseguró que se ha logrado reducir significativamente el tiempo de perforación; “inicialmente lo estábamos haciendo en 60 días, hoy la empresa Schlumberger ha logrado bajarlo a 8 días, lo que nos permitirá en su momento reducir costos significativamente al igual que los costos de producción en este proyecto que actualmente oscilan entre 11.5 y 12.5 dólares por barril”.
“Queremos también prolongar el periodo de vida de Chicontepec, que originalmente está previsto para 2033, aunque creo que con nuevos equipos, tecnologías, el aprendizaje necesario y paciencia podremos ver a un Chicontepec produciendo en el 2060 o 2080, si es que el petróleo va a tener algún tipo de valor para los que vivan en esos años”.
Adelantó que preparan el nuevo modelo de contratos que utilizarán en Chicontepec, que permiten incentivar a las empresas e incorporar nuevas tecnologías a lo largo del desarrollo del mismo.
Comentario:
¡Desde 1926 se descubrió ese yacimiento de petróleo y desde entonces no se ha hecho nada! ¿en qué clase de país vivimos?
México encuentra reserva histórica de petróleo.
Noticia:
Empresas internacionales certificaron a México la existencia de 139 mil millones de barriles de petróleo en la zona de Chicontepec, un yacimiento histórico para el país pero que no podrá ser explotado en el presente, informó Petróleos Mexicanos (Pemex).
Carlos Morales Gil, director de Pemex Exploración y Producción (PEP), dijo en entrevista que asume el compromiso de extraer de esa área —que se localiza entre los estados de Puebla y Veracruz— sólo 18 mil millones de barriles de petróleo y gas en los próximos 30 años, “porque en este momento no existe ningún tipo de tecnología que nos permita sacar del subsuelo los hidrocarburos”.
El mayor yacimiento petrolero mexicano en la historia ha sido Cantarell, con una reserva original de 36 mil millones de barriles. Chicontepec tiene, entonces, 3.8 veces lo que Cantarell, veta de crudo que generó el “boom” petrolero de México de los últimos años.
La tecnología para extraer los hidrocarburos en Chicontepec no se tiene en México, pero tampoco en el extranjero. Se estima que para el año 2040, es decir, dentro de 31 años, el país podría desarrollar la infraestructura para sacar del subsuelo esta enorme riqueza.
Este hallazgo colocaría a México en un tercer lugar entre los países petroleros del mundo, sólo después de Arabia Saudita y de Canadá, y por arriba de Irán e Irak.
El volumen de recursos certificado por las empresas De Goyler & McNaughton, Netherland & Sewell y Ryder Scott es comparable, en términos de cantidad, con la mitad de las reservas probadas de Arabia Saudita, y con 78% de las reservas de Canadá.
Morales Gil explicó que en el esquema de producción en Chicontepec está prevista la perforación de más de 17 mil pozos, en los 29 campos existentes, a un promedio de mil por año.
Añadió que una de las dificultades a las que se enfrentarán es que no se trata de un gran yacimiento como Cantarell, “sino de cientos, de miles de pequeñas cavernas que pueden estar separadas entre sí por metros o kilómetros, lo que obligará a la perforación masiva”.
Por esa razón, continuó, la meta es producir 100 barriles diarios de petróleo por pozo. “Si lo logramos, va a ser todo un éxito”.
Debido a la dificultad del subsuelo y a la dureza de la roca se desarrollan en la zona tecnologías experimentales como la perforación horizontal y multilateral de los pozos.
El modelo de contrato que regirá en Chicontepec se encuentra en fase de diseño, señaló Morales Gil, y se sustentará en la posibilidad de otorgar incentivos a las empresas que obtengan las licitaciones, además de la posibilidad de ir incorporando nuevas tecnologías a lo largo del desarrollo del contrato.
Comentario:
Pero hay voces que se niegan a que haya participación privada en Pemex. Entonces, ¿quién extraerá ese petróleo?
Empresas internacionales certificaron a México la existencia de 139 mil millones de barriles de petróleo en la zona de Chicontepec, un yacimiento histórico para el país pero que no podrá ser explotado en el presente, informó Petróleos Mexicanos (Pemex).
Carlos Morales Gil, director de Pemex Exploración y Producción (PEP), dijo en entrevista que asume el compromiso de extraer de esa área —que se localiza entre los estados de Puebla y Veracruz— sólo 18 mil millones de barriles de petróleo y gas en los próximos 30 años, “porque en este momento no existe ningún tipo de tecnología que nos permita sacar del subsuelo los hidrocarburos”.
El mayor yacimiento petrolero mexicano en la historia ha sido Cantarell, con una reserva original de 36 mil millones de barriles. Chicontepec tiene, entonces, 3.8 veces lo que Cantarell, veta de crudo que generó el “boom” petrolero de México de los últimos años.
La tecnología para extraer los hidrocarburos en Chicontepec no se tiene en México, pero tampoco en el extranjero. Se estima que para el año 2040, es decir, dentro de 31 años, el país podría desarrollar la infraestructura para sacar del subsuelo esta enorme riqueza.
Este hallazgo colocaría a México en un tercer lugar entre los países petroleros del mundo, sólo después de Arabia Saudita y de Canadá, y por arriba de Irán e Irak.
El volumen de recursos certificado por las empresas De Goyler & McNaughton, Netherland & Sewell y Ryder Scott es comparable, en términos de cantidad, con la mitad de las reservas probadas de Arabia Saudita, y con 78% de las reservas de Canadá.
Morales Gil explicó que en el esquema de producción en Chicontepec está prevista la perforación de más de 17 mil pozos, en los 29 campos existentes, a un promedio de mil por año.
Añadió que una de las dificultades a las que se enfrentarán es que no se trata de un gran yacimiento como Cantarell, “sino de cientos, de miles de pequeñas cavernas que pueden estar separadas entre sí por metros o kilómetros, lo que obligará a la perforación masiva”.
Por esa razón, continuó, la meta es producir 100 barriles diarios de petróleo por pozo. “Si lo logramos, va a ser todo un éxito”.
Debido a la dificultad del subsuelo y a la dureza de la roca se desarrollan en la zona tecnologías experimentales como la perforación horizontal y multilateral de los pozos.
El modelo de contrato que regirá en Chicontepec se encuentra en fase de diseño, señaló Morales Gil, y se sustentará en la posibilidad de otorgar incentivos a las empresas que obtengan las licitaciones, además de la posibilidad de ir incorporando nuevas tecnologías a lo largo del desarrollo del contrato.
Comentario:
Pero hay voces que se niegan a que haya participación privada en Pemex. Entonces, ¿quién extraerá ese petróleo?
jueves, 5 de febrero de 2009
Descubren amplio yacimiento en el Golfo de México.
Noticia:
La empresa Chevron, una de las petroleras que se ha aventurado a explorar con moderna tecnología las profundidades del Golfo de México, anunció hoy que descubrió un gran yacimiento de crudo.
De acuerdo con Chevron, el petróleo fue localizado a unos 306 kilómetros al sureste de Houston, en aguas de dos mil 100 metros de profundidad, el cual se suma a los hallazgos hechos por otras empresas esta semana.
Explicó que se encontró una columna de 90 metros crudo en una formación rocosa de entre 24 y 65 millones de años, conocida como la Baja Tertiary.
Chevron informó este jueves sobre el descubrimiento de un yacimiento de petróleo, que podría rivalizar con uno de 500 millones de barriles de crudo localizado por esa compañía en 2004.
Este descubrimiento, junto con el realizado en 2004 a unos 70 kilómetros del lugar, demuestran que los expertos han encontrado la forma de "abrir" una formación que era inalcanzable antes y que podría contener en conjunto hasta 15 mil millones de barriles de crudo, señaló la compañía.
El hallazgo de Chevron se da un día después de que la compañía Anadarko Petroleum anunciara su segundo descubrimiento esta semana de petróleo en el Golfo de México.
Anadarko informó haber localizado columnas de petróleo de entre 30 y 90 metros en formaciones ubicadas a unos 300 kilómetros al sur de Nueva Orleans.
"Ha sido una semana bastante extraordinaria", dijo John Christiansen, vocero de la compañía petrolera con sede en Houston. "El tener estos recursos en Estados Unidos, producido por
estadunidenses, es algo bueno", señaló.
Por su parte, la italiana ENI, reportó también haber hecho un nuevo descubrimiento de petróleo esta semana en el Golfo de México.
Tanto Chevron como Anadarko realizan las exploraciones en asociación con otras compañías petroleras para compartir costos y riesgos, además de tecnologías.
Chevron tiene como socios en su descubrimiento a las compañías Maersk Oil America y Samson Offshore Co.
Anadarko, por su parte, mantiene sociedad con la italiana Eni y con las estadunidenses Mariner Energy y Cobalt International.
Comentario:
Mientras las empresas petroleras de otros países descubren nuevos yacimientos de petróleo, nuestro país está en espera de no se que. ¿Tal vez un milagro?
La empresa Chevron, una de las petroleras que se ha aventurado a explorar con moderna tecnología las profundidades del Golfo de México, anunció hoy que descubrió un gran yacimiento de crudo.
De acuerdo con Chevron, el petróleo fue localizado a unos 306 kilómetros al sureste de Houston, en aguas de dos mil 100 metros de profundidad, el cual se suma a los hallazgos hechos por otras empresas esta semana.
Explicó que se encontró una columna de 90 metros crudo en una formación rocosa de entre 24 y 65 millones de años, conocida como la Baja Tertiary.
Chevron informó este jueves sobre el descubrimiento de un yacimiento de petróleo, que podría rivalizar con uno de 500 millones de barriles de crudo localizado por esa compañía en 2004.
Este descubrimiento, junto con el realizado en 2004 a unos 70 kilómetros del lugar, demuestran que los expertos han encontrado la forma de "abrir" una formación que era inalcanzable antes y que podría contener en conjunto hasta 15 mil millones de barriles de crudo, señaló la compañía.
El hallazgo de Chevron se da un día después de que la compañía Anadarko Petroleum anunciara su segundo descubrimiento esta semana de petróleo en el Golfo de México.
Anadarko informó haber localizado columnas de petróleo de entre 30 y 90 metros en formaciones ubicadas a unos 300 kilómetros al sur de Nueva Orleans.
"Ha sido una semana bastante extraordinaria", dijo John Christiansen, vocero de la compañía petrolera con sede en Houston. "El tener estos recursos en Estados Unidos, producido por
estadunidenses, es algo bueno", señaló.
Por su parte, la italiana ENI, reportó también haber hecho un nuevo descubrimiento de petróleo esta semana en el Golfo de México.
Tanto Chevron como Anadarko realizan las exploraciones en asociación con otras compañías petroleras para compartir costos y riesgos, además de tecnologías.
Chevron tiene como socios en su descubrimiento a las compañías Maersk Oil America y Samson Offshore Co.
Anadarko, por su parte, mantiene sociedad con la italiana Eni y con las estadunidenses Mariner Energy y Cobalt International.
Comentario:
Mientras las empresas petroleras de otros países descubren nuevos yacimientos de petróleo, nuestro país está en espera de no se que. ¿Tal vez un milagro?
lunes, 26 de enero de 2009
Invieten 1.5 mmdd en buques petroleros.
Noticia:
Con una inversión de mil 500 millones de dólares en un plazo de cinco años, la empresa Oceanografía, enfocada a la industria petrolera en yacimientos marinos, busca situarse como el principal proveedor de servicios para Pemex.
Desde 2008 arrancó el proyecto, el cual continúa con la llegada de Don Amado, un buque de 90 millones de dólares que detonará la construcción de grandes embarcaciones. “Esta es la primera de cuatro y será una cada año; a finales de 2009 llegará la segunda y así consecutivamente hasta 2011 con una inversión similar por cada uno”, dijo Amado Yáñez Correa, director general de Oceanografía.
“Confiamos consolidarnos como la número uno dentro de este contexto en la zona de Campeche y tener como principal cliente a Pemex”, detalló en el marco del abanderamiento del buque Don Amado que se realizó en esta ciudad.
Explicó que el buque tiene capacidad de alojamiento de 250 personas a bordo, helipuerto y grúa con capacidad para izar 300 toneladas a un radio de 20 metros de distancia, y puede usarse para buceo, construcción, mantenimiento e inspección, lo que generará 500 empleos directos y 100 indirectos.
Hermilo Escobedo, director comercial de la firma, dijo que su principal cliente es Pemex a quien brindan servicio con su flota de 33 embarcaciones.
En torno a la búsqueda de crudo en aguas profundas del golfo de México, detalló que contemplan participar con servicios adicionales al de exploración.
“Quizá fuimos los primeros al pensar en aguas profundas sin saber si lo haría Pemex o no, pero sabíamos que era la siguiente frontera y bajo especulación se construyeron ciertos barcos que hoy pueden ser beneficiosos para ello”, detalló.
Este tipo de buques, que en el mercado mundial se rentan en 170 mil dólares y en México en 120 mil dólares; cumplen los requerimientos para trabajar en aguas profundas con ciertas limitantes.
Comentario:
¡Imagínense la tecnología que debe tener esta empresa! Pero nuestro flamante "presidente de caricatura" se opone a la inversión privada.
Con una inversión de mil 500 millones de dólares en un plazo de cinco años, la empresa Oceanografía, enfocada a la industria petrolera en yacimientos marinos, busca situarse como el principal proveedor de servicios para Pemex.
Desde 2008 arrancó el proyecto, el cual continúa con la llegada de Don Amado, un buque de 90 millones de dólares que detonará la construcción de grandes embarcaciones. “Esta es la primera de cuatro y será una cada año; a finales de 2009 llegará la segunda y así consecutivamente hasta 2011 con una inversión similar por cada uno”, dijo Amado Yáñez Correa, director general de Oceanografía.
“Confiamos consolidarnos como la número uno dentro de este contexto en la zona de Campeche y tener como principal cliente a Pemex”, detalló en el marco del abanderamiento del buque Don Amado que se realizó en esta ciudad.
Explicó que el buque tiene capacidad de alojamiento de 250 personas a bordo, helipuerto y grúa con capacidad para izar 300 toneladas a un radio de 20 metros de distancia, y puede usarse para buceo, construcción, mantenimiento e inspección, lo que generará 500 empleos directos y 100 indirectos.
Hermilo Escobedo, director comercial de la firma, dijo que su principal cliente es Pemex a quien brindan servicio con su flota de 33 embarcaciones.
En torno a la búsqueda de crudo en aguas profundas del golfo de México, detalló que contemplan participar con servicios adicionales al de exploración.
“Quizá fuimos los primeros al pensar en aguas profundas sin saber si lo haría Pemex o no, pero sabíamos que era la siguiente frontera y bajo especulación se construyeron ciertos barcos que hoy pueden ser beneficiosos para ello”, detalló.
Este tipo de buques, que en el mercado mundial se rentan en 170 mil dólares y en México en 120 mil dólares; cumplen los requerimientos para trabajar en aguas profundas con ciertas limitantes.
Comentario:
¡Imagínense la tecnología que debe tener esta empresa! Pero nuestro flamante "presidente de caricatura" se opone a la inversión privada.
sábado, 24 de enero de 2009
Chicontepec, se cae expectativa petrolera.
Noticia:
El proyecto en el cual Petróleos Mexicanos (Pemex) había colocado sus mayores esperanzas para ayudar a elevar la producción de crudo resultó con expectativas menores a las previstas.
En un año, el yacimiento de Chicontepec, en el norte de Veracruz, redujo a la mitad sus pronósticos de producción, principalmente por la complejidad “técnica y de ejecución” para perforar en esa zona montañosa, de acuerdo con informes de la petrolera.
Antes de abril de 2008, se estimaba que en el periodo 2009-2017 la zona produciría 867 mil barriles diarios; sin embargo, la estimación más reciente hecha este mes prevé una producción de sólo 443 mil barriles diarios.
En su iniciativa de reforma energética, el propio presidente Felipe Calderón había asegurado que “los yacimientos de Chicontepec se caracterizan por su bajo contenido de hidrocarburos, baja permeabilidad y baja presión, por lo que la productividad de los pozos es reducida”.
A finales de 2008 el proyecto se reactivó, pero Pemex está consciente de los riesgos, entre ellos que no se cuente con tecnología eficaz para reducir costos, la escasez de personal especializado en geociencias, que la producción sea menor y que la calidad de hidrocarburos no sea óptima.
Comentario:
Es inevitable buscar nuevos yacimientos petroleros.
El proyecto en el cual Petróleos Mexicanos (Pemex) había colocado sus mayores esperanzas para ayudar a elevar la producción de crudo resultó con expectativas menores a las previstas.
En un año, el yacimiento de Chicontepec, en el norte de Veracruz, redujo a la mitad sus pronósticos de producción, principalmente por la complejidad “técnica y de ejecución” para perforar en esa zona montañosa, de acuerdo con informes de la petrolera.
Antes de abril de 2008, se estimaba que en el periodo 2009-2017 la zona produciría 867 mil barriles diarios; sin embargo, la estimación más reciente hecha este mes prevé una producción de sólo 443 mil barriles diarios.
En su iniciativa de reforma energética, el propio presidente Felipe Calderón había asegurado que “los yacimientos de Chicontepec se caracterizan por su bajo contenido de hidrocarburos, baja permeabilidad y baja presión, por lo que la productividad de los pozos es reducida”.
A finales de 2008 el proyecto se reactivó, pero Pemex está consciente de los riesgos, entre ellos que no se cuente con tecnología eficaz para reducir costos, la escasez de personal especializado en geociencias, que la producción sea menor y que la calidad de hidrocarburos no sea óptima.
Comentario:
Es inevitable buscar nuevos yacimientos petroleros.
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