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El precio Brent pronto dejara de contener petroleo del yacimiento

El precio Brent pronto dejará de contener petróleo del yacimiento que le dio su nombre

Londres. (Por Georgi Kantchev y Sarah Kent) Supo ser un gigante, un enorme yacimiento en el mar del Norte cuya importancia para el mercado mundial de petróleo quedó sintetizada al darle su nombre al principal referente global de precios: Brent.
Hoy, el campo Brent, al noreste de las remotas islas Shetland de Escocia, está casi seco. Produce alrededor de 1.000 b/d en un mercado global de 93M/b/d. Royal Dutch Shell espera la aprobación para cerrar la primera de cuatro plataformas del tamaño de la Torre Eiffel que han bombeado crudo de marca Brent de la plataforma marina durante casi 40 años.
En unos años, la referencia Brent —una métrica crucial para los precios del petróleo— no contendrá Brent en absoluto.
Conforme los campos del mar del Norte envejecen y se quedan sin crudo más rápido de lo previsto, se están acelerando los cambios en la forma en que se calcula el precio global del petróleo, lo que aumenta la atención sobre los métodos que se usan para fijarle un valor al commodity más importante del mundo.
A diferencia de la cotización de una acción de Apple Inc., por ejemplo, el precio del petróleo es menos claro. Un barril en un lugar no vale lo mismo que un barril en otro, pero las referencias como el Brent brindan un precio estable en relación al cual se puede comercializar el crudo de cualquier lugar del mundo con un valor extra o con un descuento.
Platts, el servicio de noticias e información de McGraw Hill Financial Inc. que brinda el estándar de la industria para el precio del Brent, ya hace tiempo dejó de usar sólo el crudo Brent para calcular el valor de referencia. Computa diariamente el precio de información brindada por corredores que compran y venden una mezcla de grados de otros yacimientos del mar del Norte, pero ha indicado que podría sumar más petróleo de otros lugares conforme el crudo de esa zona se agota.
Ahora, la producción del campo Brent constituye menos de 0,1% del petróleo —frente a 100% cuando se creó la referencia— que podría ser transado diariamente para crear el precio de referencia.
“Los cambios en el Brent quizás deban producirse antes”, señala Jorge Montepeque, director global de informe de mercados en Platts y uno de los arquitectos detrás del índice de referencia.
“Podríamos incorporar petróleo de África Occidental, Asia Central y —y si lo extiendes un poco— hasta de Brasil”, agrega.
La desaparición inminente del petróleo del yacimiento Brent se produce en momentos en que la referencia está bajo presión en otros frentes: la Comisión Europea continúa con una investigación antimonopolio sobre la actividad de corretaje que fija el precio, y referencias rivales de Dubai y Rusia intentan avanzar sobre territorio del Brent.
Perder el campo Brent, o incluso toda la producción del mar del Norte, podría no cambiar el nombre o la visibilidad de la referencia. El interés de los inversionistas ha crecido, y los volúmenes de futuros del Brent en la Intercontinental Exchange (ICE) de Londres se más que duplicaron desde 2009, a más de un millón de contratos diarios. La ICE ganó más de US$231 millones con el corretaje de Brent el año pasado, más del doble de los US$111 millones que obtuvo en 2009.
Expertos afirman que el Brent seguirá siendo una importante vara para las empresas y los consumidores. Las aerolíneas usan los futuros del Brent para protegerse de las fluctuaciones de los precios del crudo. La referencia es utilizada por empresas como refinerías para fijar el precio del petróleo que procesan para obtener gasolina y diésel, e influye en los precios al consumidor.
“Hay un mercado enorme basado en las distintas cotizaciones del Brent y todos se quejan de cómo se establecen —o no— pero hasta ahora nadie ha propuesto una alternativa viable o creíble”, asevera Dario Scaffardi, vicepresidente ejecutivo y gerente general de la refinería italiana Saras SRS.MI -1.02% SpA.
Descubierto en 1971, el campo Brent bombeaba alrededor de medio millón de barriles de crudo diarios durante su mejor momento. Para fines de los años 80, el Brent se consideraba la medida principal para el precio del petróleo porque era uno de los mayores yacimientos petroleros con acceso a Europa, donde las empresas privadas impulsaban la industria y no los monopolios estatales, como en Medio Oriente.
Una menor producción del mar del Norte ha significado menos negocios que involucran su crudo, lo que dificulta usar ese petróleo para establecer un precio representativo. Incluso después de que Platts agregó crudo de otros tres campos del mar del Norte, la producción de ese grupo cayó a 871.000 barriles al día en enero, comparado con 1,5 millones en el mismo mes de 2009, según datos de la consultora Energy Aspects.
El hecho de que haya menos barriles podría facilitar que un pequeño grupo de corredores malintencionados manipule el mercado.
“Como industria debemos mejorar a la hora de trabajar juntos para resolver asuntos como el Brent”, sostiene Ian Taylor, presidente ejecutivo de The Vitol Group, el mayor operador independiente de crudo del mundo. “La referencia Brent debería ser representativa del mercado físico en general y expandir la gama de crudos ayudaría a lograrlo”.
La investigación de la Comisión Europea fue motivada por preocupaciones de que el precio del petróleo fijado por organizaciones como Platts era susceptible de ser manipulado. Platts monitorea la actividad en el mercado para calcular el precio del Brent diariamente.
Otras referencias buscan sacar ventaja mientras el Brent está bajo la lupa, pero enfrentan desafíos. Una referencia rusa que usa crudo de los Urales se ha demorado por el conflicto con Ucrania. El alcance de la principal referencia de Estados Unidos, West Texas Intermediate o WTI, es limitado porque está relacionado con un centro de almacenamiento sin salida al mar en Cushing, estado de Oklahoma, y debido a la prohibición estadounidense a la exportación de petróleo.
La Bolsa Mercantil de Dubai tiene una referencia que mezcla crudo de Dubai y Omán, y es utilizada por importantes productores como Arabia Saudita, el mayor exportador mundial de petróleo. Desde su lanzamiento en 2007, sus volúmenes de corretaje han aumentado rápidamente y el año pasado subieron más de 30% frente a 2013. No obstante, siguen siendo una fracción de los del Brent.
Seth Kleinman, estratega jefe de energía de Citigroup C -0.37% en Londres, afirma que el Brent era una “referencia quebrada” sin alternativas claras.
“El Brent es como la democracia”, dice. “Es la peor opción a excepción de todas las demás”. (The Wall Street Journal)

Última actualización en Viernes, 27 Marzo 2015 11:38

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Pemex recibe la primera inversion privada de BlackRock y First Reserve

Pemex recibe la primera inversión privada de BlackRock y First Reserve

México. (Por Laurence Iliff) La estatal Petróleos Mexicanos consiguió su primer gran inversión desde que una reforma energética abrió el sector a la participación privada. La estadounidense BlackRock Inc. BLK -0.49% y First Reserve Corp. aportarán cerca de US$900 millones por una participación de 45% en un proyecto de gasoducto que llevará gas natural de Estados Unidos al centro de México, informaron las empresas el jueves.
La inversión y otros acuerdos similares que negocia Pemex ayudarán a aliviar los efectos de los recortes presupuestarios de US$4.000 millones que se tienen planeados este año en la firma debido a la caída en los precios del petróleo, dijeron funcionarios de Pemex.
También marca el comienzo de una nueva era para la petrolera, después de casi ocho décadas en las que disfrutó del monopolio estatal en todo desde la exploración en alta mar a las ventas de gasolina.
“Esto es un hito”, dijo José Manuel Carrera, director de PMI, la unidad internacional de Pemex. “Es la primera implementación material de la reforma energética en México. Este es el inicio de lo que creo que será una larga serie de inversiones por parte de este y otros inversionistas”, dijo en una entrevista.
El proyecto es crucial para la industria manufacturera de México, su sector económico más dinámico. Las importaciones de gas natural barato de EE.UU. forman parte de un ambicioso esfuerzo por reducir los costos de manufactura y electricidad e impulsar la competitividad de las exportaciones mexicanas frente a las de rivales globales que carecen de tal acceso. México es el cuarto mayor exportador de autos después de Alemania, Japón y Corea del Sur.
BlackRock, el mayor gestor de fondos del mundo, es el principal inversionista en el acuerdo. La inversión le da a la firma y a First Reserve un acuerdo de transporte de gas por 25 años en el gasoducto Los Ramones II, el cual se extenderá por 692 kilómetros en dos secciones desde el norte al centro de México, con una capacidad de 1.400 millones de pies cúbicos al día, los cuales tendrían como destino las ensambladoras de autos y las plantas de energía.
La construcción ya se encuentra en curso y se prevé que el gasoducto esté terminado a finales de 2016. El proyecto fue el resultado directo de años de escasez crítica de gas natural, a medida que los gasoductos estadounidenses no lograron satisfacer la creciente demanda de combustible de la industria mexicana, mientras que Pemex se concentraba en la rentable producción petrolera.
Pemex ya ha inaugurado secciones independientes del gasoducto, no incluidas en el acuerdo con las firmas de capital privado para llevar al gas natural del sur de Texas al norte de México. Pemex administra toda la red nacional de gasoductos y ya tiene bajo contrato toda la capacidad de Los Ramones II.
El acuerdo con Pemex es el primer proyecto de infraestructura de BlackRock en México, a medida que busca hacer crecer ese negocio de manera global, dijeron funcionarios de la firma.
“Cuando miramos las necesidades principales de nuestros clientes globalmente, incluyendo los planes de pensión, compañías de seguros y fondos soberanos, ellos están buscando inversiones a largo plazo”, dijo Armando Senra, director de BlackRock Latin America & Iberia. “Así que fortalecer nuestra plataforma de infraestructura es una prioridad para la firma”.
La reforma energética de México, que involucró una enmienda constitucional en 2013 para abrir los sectores de energía y electricidad, aceleró el interés en la infraestructura mexicana, dijo Jim Barry, director global de inversiones en infraestructura de BlackRock.
Para Pemex, el acuerdo provee un alivio financiero en momentos en que los precios del crudo han bajado y la producción se ha reducido. La compañía dijo a mediados de marzo que la producción de petróleo para 2015 podría caer a 2,3 millones de barriles al día —100.000 menos que el promedio del año pasado— debido a los recortes presupuestarios. Sin embargo, las alianzas con las firmas privadas podrían prevenir ese descenso, ya que absorberían el golpe a su presupuesto de inversión, dijeron funcionarios.
Pemex ya ha formado sociedades para la producción de electricidad usando el calor y vapor de sus procesos industriales, lo que se conoce como cogeneración. Pero tuvo que cancelar trabajos de refinación para remover sulfuros de combustibles debido a los recortes de su presupuesto. Encontrar socios podría cambiar ese panorama, dicen funcionarios. (The Wall Street Journal)

Última actualización en Viernes, 27 Marzo 2015 11:36

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Respuesta de Yacyreta

Respuesta de Yacyretá

"Estamos solucionando los problemas que heredamos del neoliberalismo", dijo el titular de Yacyretá.
El Director Ejecutivo de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), Oscar Thomas, informó que la represa aporta al Sistema Interconectado Nyacyretaaacional la generación de energía comprometida, del orden de los 20.000 GWh/año, con normalidad, mientras se cumple el Plan de mantenimiento.
Oscar Thomas, respondió a una nota publicada en el diario Clarín, en la que se afirma que "Yacyretá admitió problemas en sus turbinas", y afirmó que "estamos terminando de solucionar los problemas que dejaron quienes decidieron paralizar” la represa.
"Yacyretá comenzó a producir energía a partir de 1994, operando sus turbinas con un salto de 16 metros, o sea 7 metros por debajo del salto de operación de diseño. Esta decisión del gobierno neoliberal de los ´90 de operar su embalse a cota reducida de 76 metros, respecto del proyectado de 83 metros, produjo, desde el origen, problemas en las turbinas, como lo testimonian los registros de la prensa nacional y provincial”, explicó Thomas.
El funcionario añadió al respecto que "al alcanzar la cota de 83 metros en el 2011, se disminuyó el nivel de vibraciones de la central, pero quedó como secuela la pérdida de vida útil de los componentes metálicos fijos y móviles de las turbinas”.
El titular de la EBY reseñó que “el primer paso, necesario para corregir los efectos de operar de forma técnicamente inadecuada, era lograr la Cota 83, para lo cual se puso en marcha el Plan de Terminación de Yacyretá, un conjunto de más de 2.000 obras que permitirían elevar el nivel del embalse”.
En ese sentido, detalló que "luego de desarrollar las protecciones costeras imprescindibles para elevar el embalse, este objetivo se alcanzó en febrero de 2011, cuando se logró la masa hídrica adecuada para el funcionamiento de las turbinas".
Explicó que "logrando esto, se realizó un diagnóstico de funcionamiento y estado de materiales y se puso en marcha en 2012 el Plan de Mantenimiento Integral para renovar la vida útil de las turbinas para un período adicional de 30 años, que -remarcó- se desarrolla con normalidad y sin afectar la capacidad de generación que requiere el Sistema Interconectado Nacional, del orden de los 20.000 GWh/año, que se cumple de acuerdo a lo programado”. (El Pregón Energético)

 

Última actualización en Jueves, 26 Marzo 2015 11:39

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El precio Brent pronto dejara de contener petróleo del yacimiento que le dio su nombre

El precio Brent pronto dejará de contener petróleo del yacimiento que le dio su nombre

Londres. (Por Georgi Kantchev y Sarah Kent) Supo ser un gigante, un enorme yacimiento en el mar del Norte cuya importancia para el mercado mundial de petróleo quedó sintetizada al darle su nombre al principal referente global de precios: Brent.
Hoy, el campo Brent, al noreste de las remotas islas Shetland de Escocia, está casi seco. Produce alrededor de 1.000 b/d en un mercado global de 93M/b/d. Royal Dutch Shell espera la aprobación para cerrar la primera de cuatro plataformas del tamaño de la Torre Eiffel que han bombeado crudo de marca Brent de la plataforma marina durante casi 40 años.
En unos años, la referencia Brent —una métrica crucial para los precios del petróleo— no contendrá Brent en absoluto.
Conforme los campos del mar del Norte envejecen y se quedan sin crudo más rápido de lo previsto, se están acelerando los cambios en la forma en que se calcula el precio global del petróleo, lo que aumenta la atención sobre los métodos que se usan para fijarle un valor al commodity más importante del mundo.
A diferencia de la cotización de una acción de Apple Inc., por ejemplo, el precio del petróleo es menos claro. Un barril en un lugar no vale lo mismo que un barril en otro, pero las referencias como el Brent brindan un precio estable en relación al cual se puede comercializar el crudo de cualquier lugar del mundo con un valor extra o con un descuento.
Platts, el servicio de noticias e información de McGraw Hill Financial Inc. que brinda el estándar de la industria para el precio del Brent, ya hace tiempo dejó de usar sólo el crudo Brent para calcular el valor de referencia. Computa diariamente el precio de información brindada por corredores que compran y venden una mezcla de grados de otros yacimientos del mar del Norte, pero ha indicado que podría sumar más petróleo de otros lugares conforme el crudo de esa zona se agota.
Ahora, la producción del campo Brent constituye menos de 0,1% del petróleo —frente a 100% cuando se creó la referencia— que podría ser transado diariamente para crear el precio de referencia.
“Los cambios en el Brent quizás deban producirse antes”, señala Jorge Montepeque, director global de informe de mercados en Platts y uno de los arquitectos detrás del índice de referencia.
“Podríamos incorporar petróleo de África Occidental, Asia Central y —y si lo extiendes un poco— hasta de Brasil”, agrega.
La desaparición inminente del petróleo del yacimiento Brent se produce en momentos en que la referencia está bajo presión en otros frentes: la Comisión Europea continúa con una investigación antimonopolio sobre la actividad de corretaje que fija el precio, y referencias rivales de Dubai y Rusia intentan avanzar sobre territorio del Brent.
Perder el campo Brent, o incluso toda la producción del mar del Norte, podría no cambiar el nombre o la visibilidad de la referencia. El interés de los inversionistas ha crecido, y los volúmenes de futuros del Brent en la Intercontinental Exchange (ICE) de Londres se más que duplicaron desde 2009, a más de un millón de contratos diarios. La ICE ganó más de US$231 millones con el corretaje de Brent el año pasado, más del doble de los US$111 millones que obtuvo en 2009.
Expertos afirman que el Brent seguirá siendo una importante vara para las empresas y los consumidores. Las aerolíneas usan los futuros del Brent para protegerse de las fluctuaciones de los precios del crudo. La referencia es utilizada por empresas como refinerías para fijar el precio del petróleo que procesan para obtener gasolina y diésel, e influye en los precios al consumidor.
“Hay un mercado enorme basado en las distintas cotizaciones del Brent y todos se quejan de cómo se establecen —o no— pero hasta ahora nadie ha propuesto una alternativa viable o creíble”, asevera Dario Scaffardi, vicepresidente ejecutivo y gerente general de la refinería italiana Saras SRS.MI -1.02% SpA.
Descubierto en 1971, el campo Brent bombeaba alrededor de medio millón de barriles de crudo diarios durante su mejor momento. Para fines de los años 80, el Brent se consideraba la medida principal para el precio del petróleo porque era uno de los mayores yacimientos petroleros con acceso a Europa, donde las empresas privadas impulsaban la industria y no los monopolios estatales, como en Medio Oriente.
Una menor producción del mar del Norte ha significado menos negocios que involucran su crudo, lo que dificulta usar ese petróleo para establecer un precio representativo. Incluso después de que Platts agregó crudo de otros tres campos del mar del Norte, la producción de ese grupo cayó a 871.000 barriles al día en enero, comparado con 1,5 millones en el mismo mes de 2009, según datos de la consultora Energy Aspects.
El hecho de que haya menos barriles podría facilitar que un pequeño grupo de corredores malintencionados manipule el mercado.
“Como industria debemos mejorar a la hora de trabajar juntos para resolver asuntos como el Brent”, sostiene Ian Taylor, presidente ejecutivo de The Vitol Group, el mayor operador independiente de crudo del mundo. “La referencia Brent debería ser representativa del mercado físico en general y expandir la gama de crudos ayudaría a lograrlo”.
La investigación de la Comisión Europea fue motivada por preocupaciones de que el precio del petróleo fijado por organizaciones como Platts era susceptible de ser manipulado. Platts monitorea la actividad en el mercado para calcular el precio del Brent diariamente.
Otras referencias buscan sacar ventaja mientras el Brent está bajo la lupa, pero enfrentan desafíos. Una referencia rusa que usa crudo de los Urales se ha demorado por el conflicto con Ucrania. El alcance de la principal referencia de Estados Unidos, West Texas Intermediate o WTI, es limitado porque está relacionado con un centro de almacenamiento sin salida al mar en Cushing, estado de Oklahoma, y debido a la prohibición estadounidense a la exportación de petróleo.
La Bolsa Mercantil de Dubai tiene una referencia que mezcla crudo de Dubai y Omán, y es utilizada por importantes productores como Arabia Saudita, el mayor exportador mundial de petróleo. Desde su lanzamiento en 2007, sus volúmenes de corretaje han aumentado rápidamente y el año pasado subieron más de 30% frente a 2013. No obstante, siguen siendo una fracción de los del Brent.
Seth Kleinman, estratega jefe de energía de Citigroup C -0.37% en Londres, afirma que el Brent era una “referencia quebrada” sin alternativas claras.
“El Brent es como la democracia”, dice. “Es la peor opción a excepción de todas las demás”. (The Wall Street Journal)

Última actualización en Viernes, 27 Marzo 2015 11:35

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Desmienten informacion de Clarín

Desmienten información de Clarín sobre una supuesta detención del servicio en la central nuclear Atucha I

La empresa Nucleoeléctrica Argentina (NASA) informó que se trata de tareas vinculadas con la extensión de la vida útil de la central, que estaban programadas.
La empresa Nucleoeléctrica Argentina (NASA) desmintió una nota publicada por el diario Clarín en la que se afirma que “Atucha I detuvo su producción“, e informó que se trata de tareas vinculadas con la extensión de la vida útil de la central, que estaban programadas.
"Como parte de su programa de extensión de vida, aprobado por la ley 26.566, la Central Nuclear Presidente Juan Domingo Perón (Ex Atucha I) tendrá una parada programada para cambiar el sistema de generación diésel de emergencia, reemplazándolo por uno completamente nuevo", precisó un comunicado de NASA.
En tal sentido, también se aclara en el texto que "en todo momento los plazos para llevar adelante estas tareas fueron establecidos en 14 semanas, sin que haya existido modificación alguna como plantea el diario".
Por último, se destaca que "no se trata de una parada técnica sino de extensión de vida que permitirá incrementar la vida útil de la central para que siga operando de acuerdo a las últimas normas internacionales".
El diario Clarín publicó que "Atucha l tenía prevista una parada de mantenimiento estacional para el pasado 7 de marzo, pero que por la ola de calor que duró hasta el pasado viernes, el Gobierno cambió los planes", y agregó además que "el parate de Atucha I fue reprogramado para que arranque esta semana", afirmaciones que fueron desmentidas por Nueleoeléctrica Argentina. (Telam)

Última actualización en Jueves, 26 Marzo 2015 11:37

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