Etiqueta: petróleo

  • La demanda de petróleo se incrementará en 2021

    Dubái, Agencia EFE  (I)

    Relacionadas

    La OPEP prevé que en el 2021 la demanda de petróleo crecerá en 6,5 millones de barriles por día (mbpd), equivalente a las dos terceras partes de los 9,8 millones que ha retrocedido este año por la crisis provocada por la pandemia de covid-19, aseguró el secretario general, Mohamed Barkindo.

    En lo que llevamos del 2020, “la demanda de petróleo se contrajo en 9,8 millones de bpd, pero en el 2021 se prevé que crezca en 6,5 millones de bpd”, aseguró Barkindo en una conferencia virtual en el marco de la Conferencia y Exposición Internacional de Petróleo de Abu Dabi.

    Actualmente, manifestó el Secretario general de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), la media anual de la demanda de crudo está en torno a los 90,2 mbdp, casi un10% menos que los100,1 mdbp del 2019.

    Durante los momentos más complicados del confinamiento internacional por la pandemia, había bajado hasta los 75 mbdp.

    El viceministro de Energía ruso, Pavel Sorokin, quien también participó en la conferencia, afirmó que aunque su país prevé que los pedidos de petróleo crezcan durante los próximos 10 o 15 años, “tardará unos dos o tres años en volver a alcanzar los 100 mdpd”.

    Respecto de estas expectativas de recuperación, el ministro de Energía de Emiratos Árabes Unidos (EAU), Suhail Al Mazaroul, sostuvo que cualquier relajación de la tensión entre EE.UU. y China podría hacer aumentar la demanda en los mercados petroleros.

    El ministro de Energía de Arabia Saudí, Abdul Aziz bin Salman, quien también participó en la conferencia virtual, indicó que el acuerdo alcanzado por la OPEP+ el pasado mes de abril -para estabilizar los precios del crudo y que abarcaba hasta el final de este año- podría extenderse a todo el 2022.

    En este sentido, el representante saudí se mostró abierto a modificar los recortes a la producción, incluidos en ese pacto. Podrían modificarse, si es necesario, siempre y cuando haya consenso entre los miembros del grupo.

    La OPEP+, integrada por la OPEP y 10 productores independientes, incluida Rusia, acordó la reducción de la producción tras una guerra de precios entre este país y Arabia Saudí, el mayor exportador de la Organización.

    El acuerdo preveía un recorte de cerca de 9,7 mbd de crudo hasta el 31 de julio, y una segunda fase que comprende desde el pasado 1 de agosto hasta fin de año, con una reducción de 7,7 mbd.

    Aunque los participantes del evento, delegados de los principales países productores de petróleo, reafirmaron sus compromisos para mejorar la eficiencia de sus productos y reducir las emisiones de carbono, no tienen previsto un descenso de la demanda de crudo a corto ni medio plazo.

    Ahmed Al Jaber, presidente ejecutivo de la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dabi (Adnoc), la estatal de EAU, aseguró que esperaban que esta “crecerá por encima de los 105 millones de barriles por día en el 2030 y continuará cubriendo más de la mitad de las necesidades energéticas del mundo durante muchas décadas”.

    La vacuna de Pfizer irrumpe en el mercado petrolero
    El petróleo de referencia en EE.UU. inició la semana anterior propulsado por las esperanzas de que la vacuna de la farmacéutica estadounidense Pfizer y el consorcio alemán BioNTech pueda suponer una respuesta para la pandemia de covid.

    Las dos empresas anunciaron que el producto que han desarrollado conjuntamente está listo.
    Según las compañías, los estudios clínicos realizados muestran que las personas que reciben la vacuna tienen una protección contra el coronavirus un 90% mayor que los no vacunados.
    La vacuna BNT162b2 se empezó a desarrollar en enero y comenzó en julio la fase tres de ensayos, en la que hasta ahora 43 500 personas han recibido, al menos, una de las dos inyecciones que deben aplicarse, en el plazo de dos semanas.

    “Los precios del petróleo están reaccionando de una forma violentamente positiva con el mercado, teniendo en cuenta la posibilidad de una introducción más rápida de una vacuna global”, señaló el analista Bjornar Tonhaugen, de la firma Rystad Energy. A ojos de los inversores, de acuerdo con Tonhaugen, una vacuna aseguraría que no habría más confinamientos en el mundo y permitiría la recuperación del transporte aéreo y por carretera. 

    La producción de petróleo de EE.UU. llegaría a 860 000 barriles por día el 2020. En la imagen se  observa el sitio de bombeo de crudo en un yacimiento cerca de Calgary, Canadá, en 2014. Foto: Archivo Reuters
    La producción de petróleo de EE.UU. llegaría a 860 000 barriles por día el 2020. En la imagen se observa el sitio de bombeo de crudo en un yacimiento cerca de Calgary, Canadá, en 2014. Foto: Archivo Reuters
  • ¿Es el fin de la edad de oro del petróleo?

    Julien Mivelle 
    (AFP)

    Relacionadas

    La caída de los precios del petróleo debido a las consecuencias económicas de la pandemia de covid-19 obliga a las empresas a revisar el valor de sus activos, mientras muchos expertos se preguntan si la demanda de crudo no entró en un declive irreversible.

    El gigante petrolero Royal Dutch Shell acaba de devaluar masivamente el valor de sus activos -por ejemplo los campos petroleros en Norteamérica o en Brasil- debido al impacto del virus en la demanda, dos semanas después de que su rival BP tomara una medida similar. De esa forma decenas de miles de millones de dólares han sido virtualmente borrados de sus cuentas.
    La crisis sanitaria se tradujo por un hundimiento de la demanda de crudo debido a la ralentización de la actividad económica y en especial a la casi paralización del transporte aéreo.

    Para 2020, la Agencia Internacional de Energía (AIE) apuesta por una demanda en histórica caída de 8,1 millones de barriles diarios (mbd). Para 2021, anticipa una recuperación también inédita de 5,7 mbd, aunque la demanda seguiría por debajo del nivel de 2019, debido a las incertidumbres persistentes.

    opinion columnistas editorial
    Ilustración: LÍDERES
  • Juan Carlos Bermeo: ‘La producción de crudo es estable’

    Pedro Maldonado

    (I) Editor del Semanario LÍDERES

    Relacionadas

    El gerente de Petroamazonas Juan Carlos Bermeo habla sobre la coyuntura de la industria petrolera ecuatoriana en medio de la pandemia, de la caída del precio del crudo y la rotura de dos oleoductos. Detalla los planes en los pozos de Sacha y del ITT.

    En lo que va del año, la industria petrolera ecuatoriana ha enfrentado problemas como la rotura de dos oleoductos y la caída del precio interna­cional de crudo. ¿Cómo está el actual momento para el sector?
    Para analizar el momento y la situación de la industria petrolera hay que mirar semanas atrás, que fueron complicadas, en las que se alinearon varios puntos. Allí estuvo un precio internacional del crudo absolutamente bajo, con niveles negativos; una pandemia mundial; y sobre todo la rotura del OCP y del Sote, que nos impidió transportar el crudo. Todo concurrió y dio como resultado una disminución drástica de la producción a 35 000 barriles por día, frente a los 420 000 barriles diarios que era lo normal. Entonces, para cualquier empresa en el mundo reducir a un 10% la producción significa un golpe económico y operacional muy duro y difícil de reponerse.

    ¿Cómo venía el plan de Petroamazanas hasta febrero o marzo y cómo cambia ahora con los hechos ocurridos?
    Veníamos cumpliendo, en algunos casos, por encima de la programación. Teníamos metas mensuales y anuales que las veníamos cumpliendo de manera estricta. Luego se complicó la situación, la rotura de los oleoductos nos obligó a parar y a reducir la producción. Esta suspensión de tareas nos llevó a hacer un diagnóstico de dónde estábamos y cómo estábamos. No nos quedamos quietos y decidimos elaborar un plan de contingencia, que incluía una serie de tareas de mantenimiento para estar listos cuando los oleoductos estén en funcionamiento. En otras condiciones, con las operaciones normales hubiera sido poco menos que imposible ejecutar el mantenimiento. Se hicieron 700 actividades de mantenimiento como líneas eléctricas, de estaciones de bombeo, limpieza de tuberías, automatización de procesos, la parte electrónica, motores, generadores… Nos enfocamos en varias áreas. En la parte eléctrica el tema es muy serio por los niveles de voltaje. Y en la automatización de bombeo también es sensible y de mucha especialización.

    Fue una tarea delicada…
    El trabajo se hizo con nuestro personal, en medio de restricciones de logística por la pandemia. Todas las actividades fueron ejecutadas con altos estándares de seguridad y se logró con cero problemas. Estas crisis son oportunidades, a nadie le gustó que esto ocurriera, pero una vez que tuvimos el problema aprovechamos para hacer las tareas y alistarnos para el reinicio de operaciones.

    ¿Tras el mantenimiento y el reinicio de operaciones, qué viene?
    Los arreglos tomaron 21 días, desde el 8 de abril. Luego empezamos a producir de manera sostenida y hoy la producción es estable en 425 000 barriles al día, superior al pronóstico que teníamos. Eso es destacable, la capacidad de reaccionar y volver a operar, superando en algunos casos los pronósticos. Hubo un plan de contingencia muy bien definido y ejecutado.

    ¿En caso de no ocurrir la rotura de los oleoductos o la pandemia, cuándo se hubiera realizado el mantenimiento tan minucioso?
    Hubiéramos tenido que hacer un mantenimiento gradual a lo largo del tiempo, con el único propósito de no suspender la producción. Por ejemplo, en determinado campo para determinado motor, y progresivamente hasta alcanzar el 100% del mantenimiento. Pero no habría sido de la intensidad que se pudo hacer en estos días.
    Ahora, ¿cuál es el camino para Petroamazonas en lo que queda del 2020 y pensando en el 2021?
    Soy optimista. Creo que si contamos con los recursos económicos suficientes, porque dependemos de las asignaciones del presupuesto que nos entrega Finanzas, podremos mantener sin duda la producción estable y llegaremos a final de año no con la proyección de inicios de año.

    Usted dice si es que se cumple el presupuesto. ¿Hay alguna posibilidad de que esto no ocurra dada la situación fiscal del país?
    No, necesariamente. Digo si es que se cumple porque todos conocemos la situación económica del país y Petroamazonas no está fuera de esa realidad. La situación es compleja
    y el Ministerio de Finanzas deberá tomar medidas y recaudos ­para no afectar a Petroamazonas y otras entidades, pero la caja fiscal tiene problemas de liquidez.

    ¿Cómo les ha impactado a ustedes estos problemas de liquidez de la caja fiscal?
    Hasta el momento no ha habido mayor afectación. Estamos dedicados a lo que sabemos y eso es producir petróleo. Lo vamos a seguir haciendo con todos nuestros planes para el resto del año. Esperamos que afines de año reconozcamos un trabajo exitoso.

    ¿En qué pozos se están enfocando para el segundo semestre?
    Tenemos planes muy claros y bien definidos, esperamos cumplir con ellos. Hay dos campos en especial: Sacha e ITT. En el primero esperamos este año perforar seis pozos en el primero y 34 en el segundo. Sacha es de alta productividad y el trabajo está orientado a obtener un pico de producción de 80 000 barriles por día, recuperando 300 millones de barriles de reservas para los próximos 15 años. En ITT, 28 pozos, 10 torres. Esto es nuestro corazón del plan. También habrá trabajos de recuperación secundaria en campos como Auca, Culebra, Chonta Sur, Shushufindi entre otros, con una producción de 23 000 barriles.

    ¿Cómo avanza el trabajo en los pozos del ITT?
    Seguimos con los planes de desarrollo, estamos ajustándonos. Ya contratamos las torres de exploración para Tambococha. En los próximos días revisaremos el proceso para la perforación en Ishpingo, seguimos adelante enmarcados dentro los requerimientos ambientales.

    Viendo el mercado mundial, las nuevas tendencias de energías renovables, para usted ¿cuál es futuro del sector petrolero?
    La pandemia ha dado muestras de que el petróleo sigue siendo clave para el país. Es una industria extractiva vital para el desarrollo del Ecuador y eso genera un compromiso muy alto para Petroamazonas. El crudo es un ‘commoditie’, nadie tiene la bola de cristal para ver el precio a futuro, pero viendo estudios es posible que cerremos el año con un precio de 25 a 30 dólares el barril. Y lo mismo el próximo. Nuestra tarea es seguir produciendo, ayudar a la caja fiscal y contribuir al país.

    CV
    Ingeniero Civil, por la Escuela Politécnica Nacional. Tiene dos postgrados en Mediación y Solución de Conflictos Ambientales y Desarrollo Sustentable. Además, tiene una maestría en Sistemas Integrados de Gestión y un curso de Diplomado en Energía y Ambiente.

    Tiene 39 años de experiencia profesional en el sector público y privado en asesoría y ejecución de proyectos, gestión ambiental y perforación, entre otros aspectos relacionados a las industrias hidrocarburífera e hidráulica.

    Fue Viceministro de Hidrocarburos, Gerente Regional del Banco del Estado, Coordinador General de la Unidad de Administración y Fiscalización del Proyecto OCP, Director Nacional de Hidrocarburos, entre otros cargos.

    Juan Carlos Bermeo. Ingeniero Civil por la Escuela Politécnica Nacional. Tiene dos postgrados en Mediación y Solución de Conflictos Ambientales y Desarrollo Sustentable. Foto: Cortesía
    Juan Carlos Bermeo. Ingeniero Civil por la Escuela Politécnica Nacional. Tiene dos postgrados en Mediación y Solución de Conflictos Ambientales y Desarrollo Sustentable. Foto: Cortesía
  • Un producto sostiene el 28,5% de las exportaciones no petroleras

    Carolina Enriquez

    Relacionadas

    Un solo producto cambió la historia de las exportaciones no petroleras de Ecuador el año pasado. Estas crecieron tanto en valor como en volumen, pero en los resultados influyeron las enormes ventas de camarón.

    Según el Banco Central del Ecuador (BCE), los envíos no petroleros aumentaron 6,4% en valor y 0,2% en volumen durante el 2019, frente al año 2018. Del total comercializado, el 28,5% correspondió al crustáceo.

    El reporte Expordata 2019, elaborado por la Federación Ecuatoriana de Exportadores (Fedexpor), muestra que las ventas de este producto crecieron 22% en valor el año pasado frente al 2018.

    “Tuvieron un importante desempeño, sobre todo por la expansión y la apertura del mercado chino. Antes primero se enviaba el producto a Vietnam y de allí a China. Ahora la comercialización es directa y eso ha posicionado al camarón”, explica Xavier Rosero, gerente técnico de Fedexpor.

    Lo destacable, comenta, es que aún con precios bajos en los mercados internacionales, se ha logrado que se reconozca la calidad, innovación y procesos de mejora de la productividad de los exportadores ecuatorianos por lo que estos han podido cobrar más.

    Las ventas de otros productos de la oferta exportable tradicional, sin embargo, no corrieron la misma suerte. El año pasado se volvieron menos dinámicas y, en determinados casos, cayeron.

    El banano, por ejemplo, está perdiendo terreno porque los competidores de Centroamérica fueron agresivos en una guerra de precios y los consumidores los prefirieron; para el atún la situación fue similar, aunque impulsada por las empresas del sudeste asiático (ver página 11). Para el cacao fue un año malo.

    La situación fue aún más grave para los productos en el segmento no tradicional. Sus envíos se redujeron en volumen y crecieron en una cantidad baja en dólares.

    Las flores, conservas de atún y elaborados en madera han tenido que enfrentar problemas de acceso a mercados por un tema de aranceles. “EE.UU., Rusia y Asia son los destinos en los que encuentran barreras arancelarias bastante altas”, indica Rosero.

    Otro segmento de productos, principalmente las manufacturas, han enfrentado la caída de sus ventas por procesos devaluatorios. David López, jefe técnico de la Cámara de Comercio de Quito, asegura que esto se ha producido con los compradores de la región: países de la Comunidad Andina, Mercosur y Centroamérica.

    “Esta caída se viene registrando desde hace tres años. Entre los afectados, por ejemplo, están los exportadores de productos de metalmecánica”, detalla.

    Un tercer grupo de productos es aquel que por cuestiones de la naturaleza enfrentó una crisis. Este es el caso de extractos y aceites, impactado por la plaga del cogollo; sus ventas cayeron más de 30%, en valor y volumen, en 2019.

    López considera que a ese factor se suma lo que impacta a la mayoría de productos, en general, que es la falta de competitividad por altos costos de producción y cargas impositivas. Esto lleva a la pérdida de mercados frente a otros competidores, más aún cuando el dólar vuelve a los productos nacionales más caros frente a los de otros destinos en el mundo.

    Para este técnico, el futuro de los envíos nacionales para este año es difícil de predecir. Sin embargo, considera que la aplicación de incentivos como el ‘draw back’ (devolución de impuestos al comercio exterior) será un impulso para las empresas exportadoras.

    Asimismo, considera importante que se consoliden acuerdos comerciales como una herramienta para contar con mercados que ofrezcan ventajas. Se debe tratar de recuperar otros ya existentes como la Unión Europea (UE).

    El año pasado las ventas a este bloque, con el que Ecuador tiene un tratado comercial, cayeron 5%. Los analistas aseguran que el problema de la guerra de precios, impulsado por las cadenas de distribución, ha afectado.

    Los envíos a la Unión Europea cayeron 14,5%

    Las exportaciones de banano crecieron 1,84% en volúmenes de cajas el 2019, con relación al año previo. El incremento no fue significativo si se compara con el 7,40% de crecimiento que hubo en el 2018. Para la Asociación de Comercialización y Exportación de Banano (Acorbanec), esto es producto de varios factores. Uno de ellos es una baja en la compras por parte de mercados importantes como la Unión Europea (UE), Cono Sur y Rusia. En el caso de la UE, donde cayó 14,5%, Richard Salazar, director del gremio, explica que la competencia ofreció precios más bajos. Otra de las variables que afectó al desempeño del sector fue una merma en la producción, que se vio afectada por inundaciones en el invierno y por el frío durante el verano, al no alcanzar la temperatura necesaria.

    Salazar indica que al momento la industria no se ha visto afectada por el coronavirus, más allá de algunos retrasos en pagos por parte de China. “El efecto lo vamos a tener entre este mes y el próximo por los contenedores represados en China”.

    Una industria con impacto en competitividad

    El 2019 fue un año “complejo” para el sector atunero, subraya Mónica Maldonado, directora ejecutiva de la Cámara Ecuatoriana de Industrias y Procesadores Atuneros (Ceipa). La industria experimentó una caída del 5,2% en la facturación por exportaciones de conservas de atún, en comparación al 2018, según cifras del Banco Central del Ecuador. Para Maldonado, el impacto se sintió en la competitividad al seguir siendo un producto “caro” de producir en el país, con altos egresos en mano de obra, insumos y créditos con altas tasas de interés (en promedio del 12%).

    Otra variable que les afectó, añade Maldonado, fue la caída del precio del atún como materia prima. “Nuestros principales competidores (Tailandia, Filipinas, Indonesia) tienen una materia prima más económica y eso nos impacta porque la U.E. no nos escoge a nosotros”. Uno de los pedidos de la industria es la devolución del ‘Drawback’, que aún requiere de asignación presupuestaria y la definición de requisitos para acceder a esos fondos.

    Caída del precio internacional afecta al sector

    La industria camaronera fue la que tuvo el mejor desempeño durante el 2019 dentro del grupo de exportaciones no petroleras. Según datos del Banco Central del Ecuador, tuvo un alza del 26% en volumen de ventas, en comparación al 2018. Sin embargo, en facturación fue menor: 21,6%. José Antonio Camposano, presidente ejecutivo de la Cámara Nacional de Acuacultura, explica que si bien el país “hace esfuerzos” por exportar más, la facturación no crece al mismo ritmo por la tendencia a la baja del precio internacional del camarón desde 2014.

    Por su parte, el incremento en volúmenes de libras de camarón exportadas responde a una mayor productividad por hectárea, derivado de las inversiones privadas en áreas como la genética y la nutrición, detalla Camposano.

    Dos de cada tres libras de camarón que produce el país se exportan a China. Al momento se está reajustando la logística por los efectos del coronavirus en ese y otros mercados. “El impacto lo veremos en las estadísticas de febrero”.

    Gremio advierte una pérdida de competitividad

    En el 2019 la metalmecánica tuvo una caída del 18% en la facturación de sus exportaciones, tomando en cuenta algunos de sus rubros principales, como son la fundición de hierro y acero y los bienes de capital, explica Guillermo Pavón, director general de la Federación Ecuatoriana de Industrias del Metal (Fedimetal). La disminución la atribuye a diversos factores como la recesión económica mundial y situaciones particulares del Ecuador, que impactan en una pérdida de competitividad. “El problema que advertimos es la falta de oportunidades para mejorar las condiciones y el desarrollo de la industria”, que exporta entre el 12% y el 15% de su producción, señala Pavón.

    Al ser un sector amplio y diverso, hay distintas realidades. Por ejemplo, en productos eléctricos las exportaciones tuvieron un crecimiento cercano al 30%, mientras tanto en bienes de capital hubo una disminución aproximada del 52%.

    Para el representante del sector es necesaria una política pública orientada al crecimiento de la industria nacional.

    China, EE.UU. y Vietman lideran la lista de países a los cuales Ecuador exporta camarón.  El año pasado aumentaron las ventas de este crustáceo en 40 países, incluyendo siete nuevos. Foto: Archivo / LÍDERES
    China, EE.UU. y Vietman lideran la lista de países a los cuales Ecuador exporta camarón. El año pasado aumentaron las ventas de este crustáceo en 40 países, incluyendo siete nuevos. Foto: Archivo / LÍDERES
  • El petróleo y Oriente Medio

    Memo de la semana

    La semana pasada, la tensión en Oriente Medio se elevó de manera dramática tras los ataques que sufrieron instalaciones petroleras de Arabia Saudita.

    Hubo momentos de mucho nerviosismo, marcados por declaraciones políticas de distintos actores y los mercados lo sintieron. El precio del crudo se elevó, aunque con el paso de los días la calma retornó lentamente y las cifras de la materia prima disminuyeron.

    Al parecer, la sensatez se está imponiendo. Oriente Medio ha sido históricamente una región volátil y allí se encuentran, de manera paradójica, las mayores reservas de petróleo del mundo. Es por lo tanto una zona que siempre merecerá atención.

    Lo ocurrido en Arabia Saudita deja al menos dos lecciones. Los posibles nuevos conflictos que surjan en la zona afectarán a todo el planeta, mientras el petróleo y sus derivados prevalezcan como insumos básicos del desarrollo económico. El segundo aprendizaje tiene que ver, nuevamente, con la utilización y aprovechamiento de nuevas energías. Son grandes lecciones que debemos tener en cuenta.

    opinion columnistas editorial
    Ilustración: LÍDERES
  • EE.UU., Arabia Saudita y Rusia lideran el mapa global petrolero

    Redacción Quito

    y agencias (I) redaccion@revistalideres.ec

    Relacionadas

    Los ataques que sufrió la petrolera Aramco, en Arabia Saudita, el pasado 14 de septiembre del 2019, aún tienen conmocionado a Oriente Medio y todas las miradas se encuentran en las reservas petroleras de esa región.

    Ese día, instalaciones petroleras del gigante saudita Aramco fueron blanco de un ataque con drones. La industria petrolera contuvo la respiración durante varios días y se esperaba lo peor: un ataque de Arabia Saudita a Irán, país al que el reino árabe señaló en principio como responsable.

    La producción de Arabia Saudita se redujo y los mercados reaccionaron enseguida. El lunes 16 de septiembre, 48 horas después del incidente, el precio del petróleo se disparó más de 10%.

    El crudo WTI aumentó hasta USD 60,71, mientras que el Brent del mar del Norte avanzó un 11,77%, a USD 67,31. El pasado viernes 20 de septiembre el WTI cerró en USD 58,09, tras una semana llena de tensiones. El Brent del Norte lo hizo en 64,28.

    También se supo que en las instalaciones de Aramco hubo cuatro explosiones y varios incendios, pero no se registraron heridos. Según las autoridades sauditas, 18 drones y siete misiles fueron usados en los ataques.

    Declaraciones de funcionarios de EE.UU. e Irán calmaron los ánimos. El secretario de Estado norteamericano, Mike Pompeo, declaró que su país prefiere una “solución pacífica” a la crisis desa­tada por los ataques.

    Estados Unidos o Arabia Saudita desencadenarían “una guerra total” si deciden atacar a Irán, advirtió por su parte el ministro de Relaciones Exteriores iraní, Mohamad Javad Zarif, en una entrevista difundida por la cadena de televisión estadounidense CNN.

    El mapa petrolero global tiene hoy en día tres actores principales. Estados Unidos lidera la producción mundial de crudo, gracias a la tecnología de ‘fracking’. El país produce 15,3 millones de barriles al día y registra una producción casi un 17% más en el 2018, frente al año anterior.

    El ‘fracking’ o también llamada fracturación hidráulica permite extraer el gas de esquisto, un tipo de hidrocarburo no convencional que se encuentra literalmente atrapado en capas de roca y a gran profundidad. La industria del petróleo de Estados Unidos empezó a usar a gran escala esta tecnología a principios de este siglo, lo que le permitió aumentar su producción y situarse como el primer productor mundial, según un reporte de la BBC.

    El segundo productor de petróleo es Arabia Saudita, aliado de EE.UU., que mantiene desde hace años un enfrentamiento abierto con su poderoso vecino Irán. El reino coloca hasta 12,2 millones de barriles de crudo al día. Los principales clientes de Arabia Saudita son China, Japón e India.

    El tercer lugar en el podio de productores de crudo es Rusia, con 11,4 millones de barriles diarios. Este país y Arabia Saudita estrecharon sus relaciones luego de que en julio la OPEP, liderada por Rusia, aprobara la reducción de la oferta petrolera global durante nueve meses para mantener más alto el precio del barril de crudo. El acuerdo aún está vigente.

    ¿Qué se puede esperar en los siguientes días y semanas? Fernando Santos, exministro de Energía de Ecuador, tiene una teoría: “El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, ya está pensando en su reelección en el 2020 y no le conviene tener una gasolina cara”. Por eso, añade Santos, la tensión irá bajando en Oriente Medio y las posibilidades de un conflicto militar disminuirán con el pasar de los días.

    Para este experto, Arabia Saudita e Irán son dos gigantes petroleros y lo que importa es que hasta el momento ha primado la sensatez, lo que se ha reflejado en los mercados. Lo ocurrido, asegura Santos, también deja lección para los consumidores. “Estos no pueden depender tanto del petróleo. Las medidas de reemplazo de crudo, como los vehículos eléctricos, las energías solar y eólica van a tener un gran impulso”.

    El mundo, en general, está dándose cuenta de que no se puede depender de una materia b que está en una región políticamente muy volátil, añade Santos.

    Las opciones son utilizar las reservas o producir más

    AFP (I)

    Para hacer frente a la subida del precio del barril existen varias opciones, como utilizar las llamadas reservas estratégicas o aumentar la producción.

    ¿Qué son las reservas estratégicas? La Agencia Internacional de la Energía (AIE), formada principalmente por Estados europeos y americanos, obliga a sus miembros a tener reservas de al menos el equivalente a 90 días de importaciones netas de petróleo (calculadas en referencia al año anterior).

    El cumplimiento de esta obligación lo supervisa directamente el Estado o empresas privadas. En junio del 2019, las reservas francesas correspondían por ejemplo a 111 días de importaciones netas, según la agencia.

    La AIE indicó está “supervisando de cerca la situación en Arabia Saudita” y afirmó que “por el momento los mercados están bien abastecidos con numerosas reservas comerciales”.
    Fuera de la AIE, China -primer país importador de petróleo y gran consumidor de energía- tiene reservas petroleras estratégicas equivalentes a 40 o 50 días de importaciones netas, según una cifra citada en marzo por los medios oficiales chinos.

    ¿Cuándo se recurrirá a las reservas? “Hasta que no se precisen los daños (a las instalaciones sauditas) será difícil evaluar exactamente la posibilidad” de recurrir a las reservas estratégicas, apunta Bob McNally, director de la consultora Rapidan Energy, citado por la agencia Bloomberg.

    La agencia Standard and Poor’s prevé una reducción de la producción saudita en 3 millones de barriles al día durante un mes.

    El país produjo una media de 9,77 millones de barriles al día en agosto y exportó de media 7 millones de barriles al día, según S&P. Por el momento, “la administración Trump busca tranquilizar a los mercados, asegurando que Estados Unidos y sus socios dentro de la AIE están dispuestos a actuar”, apunta McNally.

    Aumentar la producción

    La OPEP, liderada por Arabia Saudita, tenía en agosto capacidades excedentarias de 3,21 millones de barriles al día pero en la mayoría (2,27 mbd) están en Arabia Saudita, según la AIE.

    Kuwait y Emiratos Árabes Unidos podrían suplir la falta de petróleo saudita pero no hay garantías de que sea suficiente.

    Otra incógnita es la capacidad o la voluntad de Rusia, el segundo exportador mundial de petróleo, de aumentar su producción. Para eso haría falta que Rusia, que no es miembro de la OPEP, renuncie a su acuerdo en vigor con el cartel para reducir la producción.

    Estados Unidos podría aumentar su propia oferta, en particular la de sus hidrocarburos de esquisto. Pero esta opción tiene sus límites porque su petróleo es ligero y no puede sustituir a los petróleos pesados de Oriente Medio.

    Una panorámica de las instalaciones de la refinería de Exxon Mobile en Channahon, Illinois. Estados Unidos produce actualmente 15,3 millones de barriles al día. Foto: EFE
    Una panorámica de las instalaciones de la refinería de Exxon Mobile en Channahon, Illinois. Estados Unidos produce actualmente 15,3 millones de barriles al día. Foto: EFE
  • Fondo petrolero noruego ganó más de USD 100 000 millones en los primeros seis meses

    Agencia EFE

    Relacionadas

    El Fondo de Pensiones Global del Estado noruego, que invierte los ingresos del gas y petróleo en el extranjero, ganó 994 622 millones de coronas (USD 112 157 millones) hasta junio, según el balance presentado este miércoles 23 de agosto de 2019. 

    Ese resultado contrasta con la pérdida de 3 410 millones de coronas noruegas (USD 384 millones) registrada en el mismo periodo del año pasado, debido a un primer trimestre negativo.

    El considerado el mayor fondo soberano del mundo ganó 256 000 millones de coronas (28 867 millones de euros) entre abril y junio, gracias a que sus inversiones dieron un rendimiento medio del 3%.

    El resultado se produjo en un período con oscilaciones marcado por la guerra comercial entre Estados Unidos y China y con una caída en los indicadores industriales que motivó un menor beneficio en los mercados emergentes, destacó en un comunicado el banco público Norges Bank Investment Management (NBIM), encargado de gestionar el fondo.

    El NBIM resaltó que en el tramo final del trimestre el mercado bursátil se recuperó por las perspectivas de una política monetaria más expansiva en los mercados desarrollados.

    Comparado con el resultado del primer parcial del año, el mayor beneficio logrado en un trimestre en la historia del fondo, la ganancia cayó un 65 %, pero subió un 53 % si se coteja con los datos obtenidos entre abril y junio de 2018.

    Las inversiones en acciones, que suponen el 69,3% del total, obtuvieron un rendimiento medio del 3%, mientras que las de renta fija, un 28% de la cartera del fondo, lograron un 3,1%; y las del sector inmobiliario, un 0,8%.

    El fondo aumentó en el segundo trimestre su inversión en bonos públicos estadounidenses, británicos y españoles.

    La inversión en renta fija española, que asciende a 56 086 millones de coronas noruegas (USD 6 325 millones), se ha convertido en la quinta cartera más grande en esa partida, por detrás de EEUU, Japón, Alemania y el Reino Unido.

    El fondo petrolero noruego tenía a 30 de junio pasado un valor de 9,2 billones de coronas (unos USD 103412 millones).

    El Gobierno noruego anunció el pasado marzo que el fondo dejará de invertir en empresas dedicadas a la exploración y producción de petróleo y gas para reducir el riesgo agregado del precio del crudo en su economía.

    El Parlamento noruego aprobó tres meses después un plan que supone la desinversión de cerca de USD 13 000 millones en empresas de crudo, gas y extracción de carbón, mientras que destinará unos USD 20 000 millones a compañías de renovables.

    El considerado el mayor fondo soberano del mundo ganó 256 000 millones de coronas (28 867 millones de euros) entre abril y junio, gracias a que sus inversiones dieron un rendimiento medio del 3%.
    Imagen referencial. El considerado el mayor fondo soberano del mundo ganó 256 000 millones de coronas (28 867 millones de euros) entre abril y junio, gracias a que sus inversiones dieron un rendimiento medio del 3%. Foto: Pixabay
  • Álvaro Ríos Roca: ‘El gas natural es el complemento ideal’

    Mayra Pacheco

    Redactora (I)

    Relacionadas

    Alvaro Ríos Roca es el socio director principal de la Consultora Gas Energy Latin America participó en una ronda sobre Energía en Quito. En su ponencia explicó que este combustible que es más económico y menos contaminante con relación a los derivados del petróleo.

    ¿Por qué se recomienda incluir gas natural dentro de la matriz energética de un país?

    El gas natural es el recurso energético mundial más abundante, es el combustible fósil más limpio y es un complemento perfecto para la energía hidráulica (agua) y otras fuentes que son intermitentes. Cuando no llueve no hay generación hidroeléctrica, cuando no hay sol se afecta a la generación fotovoltaica (solar). Lo mismo ocurre con la energía eólica cuando no existe suficiente viento. Por esto, el gas natural es un complemento ideal cuando se emplea estas fuentes renovables.

    ¿Por qué si el gas natural es un combustible fósil es menos contaminante?

    Porque con relación al diésel, gasolina y fuel oil emite de cuatro a seis veces menos dióxido de carbono (CO2) a la atmósfera. Además, su costo es menor al de los derivados de petróleo, dependiendo del lugar su precio puede ser entre un 10 y 50% más barato.

    ¿Cuál es la demanda de este recurso en los países de América Latina?

    El uso de gas natural es fuerte en la mayoría de la región. Excepto en Ecuador, que no ha optado aún por este recurso; y Paraguay, que se apoya en dos enormes represas hidroeléctricas, incluso vende a Argentina y Brasil. Entonces, no requiere gas natural para generar energía. Incluso en Centroamérica, que no tiene gas natural, están importando, por ejemplo, en Panamá.

    ¿En qué porcentaje se usa este recurso energético en los países de la región?

    En general, los países de Latinoamérica emplean entre un 20% y 50% de gas natural dentro de su matriz de producción de energía. En cambio, en Ecuador no llega ni al 1% o 2%. Es tremendamente bajo.

    ¿Cuáles son los principales países que producen y exportan gas natural en América?

    Bolivia, Argentina, Trinidad y Tobago, y los Estados Unidos. Este último país se ha vuelto un gran exportador de gas natural, por el famoso gas de esquisto.

    ¿Cuál es el escenario para Ecuador, que tiene una producción de 30 millones de pies cúbicos de gas natural, pero su demanda es mayor?

    Ecuador no debe perder el ímpetu de seguir buscando gas natural, pero se debe considerar que este es un país petrolero y parte de sus ingresos económicos depende de esta actividad. Por lo tanto, los recursos de Petroecuador, Petroamazonas se van a seguir volcando al petróleo, porque la búsqueda de gas natural puede demandar de mucho tiempo y dinero. No es que no lo haga más, pero la prioridad inmediata es seguir encontrando y produciendo petróleo, porque se vive de eso. Mientras tanto, el gas natural quizá no lo encuentren o no haya unas cuencas de gas natural costa afuera cerca del campo Amistad.

    ¿Qué sugiere ante esto?

    Es importante que el Gobierno actual promueva, como lo está haciendo, que el gas natural venga desde afuera y desplace a los derivados del petróleo. Esta es la apuesta que han hecho todos los países que no cuentan con este recurso, como Chile, Panamá.

    ¿Qué beneficios generará la incorporación de gas natural a la matriz energética de Ecuador?

    Esto permitirá que los costos de la generación de la energía eléctrica sean mejores, porque por ahora se emplea derivados de petróleo, en cierto porcentaje. También para los industriales se optimizarán estos valores, si deciden incorporar el gas natural en sus procesos.

    Pero el sector que más consume derivados de petróleo es el automotor…

    El gran enfoque del gas natural no es el transporte. El gas natural es para generar energía eléctrica y para el sector industrial, esos son sus dos grandes usos. Muchos países como Argentina, Bolivia y Colombia han hecho redes de gas para el uso doméstico, pero aquí como el GLP (gas licuado de petróleo) está subsidiado no se va a poder introducir este recurso en este segmento, si el GLP es tan barato no se podrá desplazar.

    ¿Y en el caso de que se elimine el subsidio al GLP?

    Cuando eso ocurra el gas natural podría entrar al sector doméstico, pero ahí se requiere una red de gas, ya no se usaría bombonas. Pero mi recomendación es que Ecuador se concentre en los sectores eléctrico, industrial y en ciertos comercios grandes. Es decir, hoteles, centros comerciales.

    ¿Cuál es la alternativa para el sector del transporte?

    En Bolivia, Argentina, Colombia, Perú hay automotores que funcionan con gas natural. Pero no sugiero que se lo haga, porque vienen los vehículos eléctricos. Más adelante, los fabricantes dejarán de ensamblar autos que funcionan con diésel o gasolinas, por eso no creo que sea recomendable, considerando que Ecuador tiene un déficit en la producción de gas natural.

    Considerando que el campo Amistad está en declinación, ¿qué opción tiene Ecuador de incluir gas natural?

    Ecuador tiene dos fuentes para su posible abastecimiento, uno desde el norte de Perú y el otro importar GNL (gas natural licuado) como lo hace Chile, Panamá o El Salvador. Esto puede venir en camiones. Pero en Ecuador no hay infraestructura.

    El país tiene el campo de gas natural Amistad y una planta de licuefacción en Bajo Alto. ¿Esto no es suficiente?

    Lo más difícil del gas natural es la infraestructura. Se requiere instalar una planta de almacenaje de GNL y los usuarios finales deben contar con plantas de regasificación. Para esto se debe apoyar en la empresa privada.

    ¿Cuándo se debe incluir el gas natural en la matriz energética de Ecuador?

    Hay que hacerlo ya, Ecuador lleva 15, 20 años tarde en la incorporación de gas natural, precisamente porque tenían la esperanza de que había Amistad, pero se ha confirmado que este campo no da más y está en declinación, por lo que no tendrán gas natural.

    El Gobierno mantiene conversaciones con empresas radicadas en Perú para abastecerse de este recurso.

    Perú tiene cuatro o cinco campos productores con reservas que tienen potencial, pero no tienen mercado. Y si el país vecino no vende estos recursos a Ecuador, se va a quedar con estos recursos bajo la tierra, porque el mercado del norte de Perú es muy pequeño.

    El Ministerio de Energía informó que se buscan otras opciones, porque Perú no tiene recursos para exportar

    Lo que sucede es que se estaba haciendo un negocio entre Estados, pero considero esto se debe dejar a las empresas que tienen gas natural para que abran mercado en el Ecuador y así se logre desplazar el uso de los derivados de petróleo, que son más costosos. Esto es más viable porque los negocios de Estado a Estado son muy complicados.

    Fue secretario ejecutivo de Organización Latinoamérica de Energía (Olade) entre 2006 y 2007. Estuvo al frente del Ministerio de Minas e Hidrocarburos de Bolivia entre 2003 y 2004. También se ha desempeñado como docente de la Universidad Privada Boliviana
    Álvaro Ríos Roca fue secretario ejecutivo de Organización Latinoamérica de Energía (Olade) entre 2006 y 2007. Estuvo al frente del Ministerio de Minas e Hidrocarburos de Bolivia entre 2003 y 2004. También se ha desempeñado como docente de la Universidad Privada Boliviana (UPB). Foto: Galo Paguay / LÍDERES
  • La industria petrolera ya aprovecha el gas asociado

    Mayra Pacheco

    Redactora (I)

    Relacionadas

    Apagar las llamas de los mecheros en los que se quema el gas asociado, que se extrae junto con el crudo en los campos petroleros, es una de las metas de la empresa pública Petroamazonas.

    En lugar de quemar este producto, la petrolera estatal promueve el uso del gas asociado. Este recurso se destina, actualmente, para la generación de energía eléctrica. Más adelante, está planificado emplear como derivado para la flota de transporte pesado de esta empresa y de otros automotores; y construir un gasoducto virtual.

    Con estas iniciativas se reducirá, a la vez, el consumo del diésel, que es importado. Este derivado se emplea tradicionalmente en este sector para dotar de electricidad a diferentes áreas y para el transporte, principalmente.

    El año anterior, por ejemplo, el sector petrolero consumió 2,7 millones de barriles de diésel en sus procesos, según el Informe Estadístico enero-diciembre 2018 de la empresa pública Petroecuador.

    Para cambiar este escenario, el propósito en este año es reducir en un 90% el consumo de diésel en las operaciones que tiene Petroamazonas, detalla su gerente general, Álex Galárraga. “En el 2020 queremos que el consumo de este derivado llegue a cero”.

    Petroamazonas aporta con el 78% del crudo a la producción nacional. Bombea 419 707 barriles diarios, según el último reporte, del 31 de enero de 2018.

    Para reducir el consumo de diésel este año se impulsarán nuevas licitaciones para construir más instalaciones de generación de energía. Los resultados del primero de estos procesos se conocerán en mayo de este año.

    Esto permitirá aprovechar 80 millones de pies cúbicos adicionales de gas asociado y de crudo. Con esto, la petrolera estatal dispondrá de una capacidad de hasta 26 megavatios (MW) extras.

    Más adelante, en coordinación con la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec), se movilizarán dos turbinas de generación desde Machala, provincia de El Oro, al campo Shushufindi, ubicado en la provincia en Sucumbíos.

    Estos equipos funcionarán también con gas asociado. Ambos aportarán con 14 MW. Está planificado que estos dos procesos concluyan en este 2019.

    Hasta diciembre de 2018, la firma tenía una potencia nominal instalada de 231,8 MW, usando como fuentes gas asociado y crudo.

    Esto representa 29 mil millones de pies cúbicos estándar de gas asociado aprovechados para la generación de energía eléctrica en los campos que opera la empresa Petroamazonas.

    Este sistema se ha implementado ya en el bloque Sacha, ubicado en la provincia Francisco de Orellana. En esta área, a partir de diciembre pasado, se empezaron a apagar las estructuras metálicas que se utilizaban para quemar el gas asociado.

    Ahora en lugar producir una llama con el gas, este derivado se canaliza a través de tuberías. Esto alimenta unos generadores, que están dentro de unos contenedores verdes, y así se obtiene energía para desarrollar las diferentes actividades que exige esta industria.

    Aparte de Sacha, Cuyabeno opera también ya con este sistema. En Shushufindi se espera bajar el consumo de diésel en la generación de este año. Luego seguirán con otros campos: Oso Yuralpa, Auca y más.

    En Sacha está planificado construir una nueva instalación de generación con gas asociado de 8 MW para abastecer a otras áreas.

    Otro proyecto en el que se quiere enfocar la firma es en el uso de gas asociado como combustible para la flota vehicular de Petroamazonas y más adelante para otros automotores pesados, que transitan en las vías del Oriente.

    Para lograr esto, el derivado deberá ser sometido a un proceso especial, que permita entregar el producto a las estaciones de servicio, que se instalarán en la troncal amazónica. Ahí se abastecerán a los camiones y camionetas de la firma estatal, inicialmente.

    Esto, según Galárraga, permitirá ahorrar alrededor de USD 5 millones al año, porque ya no se consumirá diésel o extra.

    “Aparte de reducir el consumo de diésel, nuestra proyección es no emplear diésel nuevamente para la industria petrolera”, explica el funcionario.

    La implementación de este proyecto se encuentra en análisis.

    El proyecto denominado gasoducto virtual cuenta, en cambio, con la cooperación técnica y económica del Banco Mundial. Con este organismo, Petroamazonas busca aprovechar el gas asociado que se produce en bajos volúmenes para trasladarlos a una estación y generar energía.

    Estos proyectos contribuyen también a reducir las emisiones de gases al ambiente.

    Además, están en línea con la iniciativa Cero quema regular de gas para el 2030, planteada por la Organización de las Naciones Unidas y BM. Ecuador se sumó a la iniciativa el 23 de enero pasado.

    El campo Sacha cuenta, actualmente, con tres generadores de energía eléctrica que funcionan con gas asociado. Estos equipos se encuentran dentro de unos contenedores verdes.
    El campo Sacha cuenta, actualmente, con tres generadores de energía eléctrica que funcionan con gas asociado. Estos equipos se encuentran dentro de unos contenedores verdes. Foto: Patricio Terán / Líderes
  • Nanotecnología en el petróleo

    Carolina Enriquez

    Hacer de una crisis una oportunidad. Bajo esa filosofía se puso en marcha hace cuatro años la firma de servicios petroleros Dynadrill.

    El negocio nació del sueño de cinco socios, todos con experiencia en multinacionales, que buscaban ofrecer soluciones innovadoras para el sector. Con una inversión inicial de USD 700 000 compraron la compañía que estaba en manos extranjeras y cuyo origen se remonta al 2007.

    Juan Carlos Santamaria, gerente de Desarrollo de Negocio, explica que la línea de trabajo es diagnosticar, reparar, rehabilitar o incrementar la producción de pozos petroleros. “Somos un doctor de pozos”, comenta.

    Los socios se enorgullecen del trabajo hecho cuando recuerdan que la empresa se consolidó en plena crisis por la caída del precio del crudo en el 2015. Los socios aprovecharon la salida de dos de las cuatro multinacionales de servicios petroleros que operaban en Ecuador; la investigación científica fue clave para ellos.

    Los dos servicios estrella, de los 15 que tienen, son el resultado de análisis hechos tanto por ingenieros como personal en laboratorios. El primero de ellos es a través de fluidos de complementación con nanotecnología.

    A través de disolventes y ácidos especiales, además de agua, se limpia la roca taponada para extraer el crudo. “Innovamos. Alcanzamos profundidades o zonas que no se logran con un fluido normal. Limpiamos la formación completamente al disminuir el tamaño de la partícula del líquido. Hemos tenido buenos resultados” .

    El segundo servicio destacado es la “pesca”. Se trata de la recuperación de un pozo que está parcialmente perdido porque dentro de él cayeron componentes, tuberías, herramientas, etc.; se recuperan dichos elementos y se puede volver a operar con total normalidad.

    Desde el área de Operaciones de Petroamazonas se explica que la recuperación de pozos por Dynadrill es de casi el 100%. La compañía estatal trabaja con la privada desde el 2014. “Hemos tenido resultados buenos, que nos han ayudado a optimizar las operaciones. Han adaptado sus herramientas a las condiciones operativas de nuestros pozos petroleros. Además, brindan el soporte técnico requerido”, asegura Petroamazonas.

    Dynadrill ofrece sus servicios a siete clientes, entre operadoras petroleras y consorcios. Los socios aseguran que, actualmente, existe un déficit en la dotación de servicios petroleros por lo que buscan que se desarrolle tecnología y que los dólares invertidos en eso se queden en Ecuador.

    Esta firma no quiere crecer sola. Los socios están convencidos que el desarrollo productivo se logra a través de encadenamientos productivos, por lo que están trabajando con emprendimientos que ya proveen de materiales para la industria petrolera. Se dejó de importar ciertos artículos y ahora se usan los de fabricación nacional.

    “Con el apoyo de la Cámara de la Pequeña Industria de Pichincha (Capeipi) logramos generar un consorcio de empresas nacionales petroleras. Pichincha tiene unas 1 200 compañías con infraestructura para dar servicios. En los próximos años nuestra idea es que estas firmas den un giro y provean de bienes para el sector petrolero. Ahora, principalmente, se importa”, explica Freddy Delgado, otro de los socios de la empresa.

    En el consorcio está Preindec, que fabrica partes y componentes de moto y ahora, además, hace protectores de cable. También se encuentra Arpón, que diseña y arma herramientas para ‘pesca’ u Overtech, que desarrolla productos químicos.

    Patricio Llerena, gerente técnico de esta última empresa, explica que provén a Dynadrill desde sus inicios. “El desarrollo se hizo en base a la experiencia de ambas empresas. La firma de servicios los aplicó (químicos) directamente en sus operaciones. Son productos especializados. Desde que iniciamos les hemos entregado, aproximadamente, 50 toneladas”, .

    A partir de enero Dynadrill comenzará a ofrecer nuevos servicios como registros eléctricos o llaves hidráulicas. También hay otras metas.

    “Queremos consolidarnos en un grupo de empresas, complementarias entre sí. Queremos manejar campos. Nosotros sabemos la forma de recuperar y perforar pozos, pero debemos juntarnos”, señala Santamaria.

    A mediano plazo se busca exportar servicios. Hay oportunidades en países de la región entre los que están Colombia, Perú y México.

    En la imagen algunos de los integrantes del departamento de Ingeniería de ‘Coiled Tubing’.  Ellos trabajan con la maquinaria de la compañía. Fotos: cortesía Dynadrill
    En la imagen algunos de los integrantes del departamento de Ingeniería de ‘Coiled Tubing’. Ellos trabajan con la maquinaria de la compañía. Fotos: cortesía Dynadrill