Título: Previsiones 2009 / Panorama petrolero
Fuente: http://www.jornada.unam.mx/2009/01/13/index.php?section=economia&article=019n1eiu
La Jornada, México
13/01/2009
Economist Intelligence Unit
Los precios del petróleo crudo han caído en picada luego de que el 11 de julio de 2008 el West Texas Intermediate (WTI) alcanzó un pico de 139 dólares por barril. El incremento de precios, que provocó que el WTI se elevara de 96 dólares por barril a finales de 2007 a su pico de mediados de julio de 2009, fue motivado por temores relacionados con el abasto a largo y corto plazos; problemas geopolíticos que gravitan sobre las preocupaciones a corto plazo y la débil producción de los países no miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que alienta temores a más largo plazo.
El mercado petrolero decidió pasar por alto los primeros signos de una desaceleración de la economía global. Los precios del petróleo reflejan también el interés de inversionistas especulativos, quienes perciben este energético como un fondo contra la debilidad del dólar estadunidense y las crecientes expectativas inflacionarias. Por otra parte, los inversionistas han visto los mercados de materias primas como una zona más o menos segura, en virtud de la debilidad que prevalece tanto en los mercados de bonos como en los de capital.
El fortalecimiento del dólar estadunidense, entre julio y diciembre de 2008, fue el catalizador que revirtió las fortunas petroleras, aunque el subsecuente caos financiero del mercado ha sido un factor más en la baja de los precios. Conforme se desplegaba la crisis financiera, las inversiones en activos sobre materias primas se elevaron, en parte como intento de cubrir pérdidas o márgenes, pero también dentro de un proceso de desapalancamiento. En octubre se había hecho evidente también que la crisis financiera presagiaba el principio de una aguda desaceleración económica internacional, con consecuencias en especial negativas para la demanda global de petróleo.
Ante el incremento de precios durante la primera mitad de 2008, la OPEP culpó a la especulación, las tensas relaciones geopolíticas y los cuellos de botella en los sistemas de refinación, y señaló que la oferta era más que suficiente para satisfacer la titubeante demanda. En contra de esa opinión, Arabia Saudita –quizás en respuesta a presiones de países consumidores– ha aumentado su producción de manera constante en alrededor de 700 mil barriles diarios (b/d) desde finales del año pasado.
En su reunión de septiembre, la OPEP reiteró su postura de que el mercado estaba bien abastecido y exigió el estricto cumplimiento de las cuotas de la organización. Esta medida representó una reducción de 520 mil b/d en la producción del cártel. Sin embargo, no pudo detener la disminución de los precios, y el 24 de octubre celebró una reunión de emergencia donde decidió reducir la producción del grupo OPEP-11 (incluido Irak) 1.5 millones b/d más a partir del primero de noviembre. (La producción de la OPEP en octubre era ya de 700 mil b/d por abajo que su pico en junio.)
A finales de noviembre había señales de que Arabia Saudita reduciría la oferta, y Emiratos Árabes Unidos y Kuwait anunciaron también medidas para disminuir el suministro. Otros países, como Angola y Nigeria, padecieron interrupciones de producción que les facilitaron el cumplimiento de sus nuevas cuotas a la baja. La OPEP se reunió nuevamente en diciembre y hay indicios de que se acordó un recorte de 2 millones b/d. Sin embargo, no es de esperarse, en un mercado a la baja, un cumplimiento muy estricto de miembros como Irán y Venezuela, que han considerado precios de petróleo más altos. Arabia Saudita tendrá que soportar el impacto de las reducciones de producción. EIU prevé que la producción saudita promedie apenas 8.25 millones de b/d durante el segundo trimestre de 2009, una caída de un millón b/d respecto del mismo periodo del año anterior.
En el tercer trimestre de 2008, la demanda global de petróleo se contrajo 0.3% sobre una base anual, según la Agencia Internacional de Energía (AIE); la demanda estadunidense descendió casi 6%. Economist Intelligence Unit prevé que el consumo global caiga 0.2 % en 2008, con una contracción de 2.9% en la demanda de la OCDE.
Para la demanda de la OCDE se pronostica una disminución adicional de casi 2% en 2009, conforme el decaído crecimiento del PIB contrarreste el impacto de los menores precios del petróleo. La demanda de la OCDE continuará deprimida en 2010. Habrá una modesta recuperación en 2011-13, a un promedio de 0.2%, a medida que una economía estadunidense más dinámica vuelva a tener un crecimiento positivo en su demanda. Esto neutralizará la tendencia a largo plazo de menor consumo de petróleo en la Unión Europea y Japón. Aunque la demanda estadunidense se recupere, permanecerá constreñida por el empleo creciente de etanol o biocombustibles para el transporte y por los esfuerzos por lograr mayor eficacia en el uso de combustibles.
EIU ha modificado a la baja su pronóstico de crecimiento de la demanda fuera de la OCDE a un índice anual promedio de 1.9% (era de 2.8%) en 2009-10, como reflejo de una perspectiva económica más débil para el mundo en desarrollo que restringirá el crecimiento en los sectores de energía y transporte.
EIU espera que en 2011-12 el crecimiento de la demanda petrolera se recupere en países no OCDE, encabezados por China, India y Medio Oriente. El crecimiento podría ser bastante sólido en India durante la segunda mitad del periodo que se pronostica, conforme el incremento del parque vehicular impulse la demanda de combustible. En consecuencia, es de esperarse que la demanda global aumente a un promedio anual de 1.8% durante el periodo 2011-13, aunque la demanda de los países no miembros de la OCDE lo hará a 3.8%.
El crecimiento de la producción petrolera de países no miembros de la OPEP será relativamente débil en el periodo 2008-10. Se prevé que la producción rusa permanezca casi sin modificación los años 2008-09, antes de aumentar en forma modesta durante el resto del periodo. Además, el declive de la producción en México y Noruega será más severo que la prevista en 2008. En resumen, EIU espera que la oferta de países no miembros de la OPEP se eleve a un promedio anual de apenas 0.5% (sin contar con que Indonesia se retire de la OPEP en 2009) en 2008-10, respaldada, en especial, por un aumento en la producción de Brasil, EU, la ex Unión Soviética y China. En 2013 podría haber un impulso significativo a la oferta no OPEP cuando se inicie la producción de campos técnicamente difíciles en Canadá y Brasil.
La producción de la OPEP será muy inferior en 2009 a consecuencia de la retención de la oferta. Sin embargo, en condiciones más propicias de mercado, la OPEP podría elevar su producción de manera bastante notable. En Arabia Saudita, un buen número de grandes proyectos grandes podrían entrar en actividad, entre ellos el campo Khurais, de 1.2 millones b/d (que se prevé comenzará a producir en 2009). La producción iraquí alcanzó 2.47 millones b/d en el segundo trimestre de 2009, pero disminuyó durante el tercer trimestre a 2.33 millones, de acuerdo con la AIE. Si no se reanudan los ataques contra las redes de distribución, Irak podría, al menos, mantener estos niveles. Nigeria, Angola, Qatar y Libia tienen también la capacidad de aumentar su producción.
Sin embargo, durante el próximo año, según las estimaciones de EIU, la OPEP se verá poco exigida. EIU presume que la producción de la OPEP comenzará a incrementarse otra vez durante el segundo semestre de 2009, cuando aparezca un pequeño déficit en el mercado y surjan esperanzas de cierta recuperación de la demanda.
En resumen, es previsible que los precios continúen presionados a la baja durante el primer trimestre de 2009 conforme los mercados se depriman ante los informes que confirmarán las condiciones de crisis en la mayor parte de la economía global. EIU espera que los precios promedien 25 d/b durante el primer trimestre.
Se espera que los precios, de alguna manera, se recuperen debido al impacto de una menor producción de la OPEP, el lento crecimiento de la oferta de los países que no pertenecen al cártel y cierta reactivación del interés de los inversionistas.
El pronóstico actual de EIU sugiere que comenzará a aparecer un pequeño déficit en el mercado, lo que estimulará un modesto repunte de los precios. En resumen, se prevé que los precios del petróleo promedien 35 d/b en 2009. La posibilidad de cierta recuperación en la demanda de países no OCDE en 2011 y nuevas preocupaciones por el suministro a largo plazo presionarán a la alza los precios en 2010 a un promedio de 50 d/b.
Fuente EIU / Traducción de texto: Jorge Anaya
Título: Retroceden petroprecios Finanzas - Martes 13 de enero (04:39 hrs.)
Fuente: http://www.elfinanciero.com.mx/ElFinanciero/Portal/cfpages/contentmgr.cfm?docId=165983&docTipo=1&orderby=docid&sortby=ASC
El Financiero, México
El Brent para entregas en febrero se cotiza en 41.89 dpb
El WTI se oferta en 42.91 dpb
La canasta de la OPEP se vende en 40.24 dólares
El Financiero en línea
Londres, 13 de enero.- El barril de petróleo tipo Brent del Mar del Norte para entregas en febrero se cotizaba en 41.89 dólares al iniciar la sesión de hoy (08:00 GMT) en el mercado electrónico Intercontinental Exchange (ICE). El Brent perdía un dólar con dos centavos (2.37 por ciento) respecto a su cierre del lunes, de 42.91 dólares por barril.
Por su parte, el crudo estadunidense West Texas Intermediate (WTI) para entregas en febrero restaba este lunes (08:00 GMT) 79 centavos de dólar (2.10 por ciento) y se cotizaba en 36.80 dólares por barril. Por su parte, la canasta de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se cotizó el lunes en 40.24 dólares, al perder 1.67 dólares (3.98 por ciento) respecto al cierre del viernes, informó este martes el cártel. (Con información de Notimex/APB)
Título: Histórica declinación de Cantarell en 2008 Negocios - Martes 13 de enero (05:08 hrs.)
Fuente: http://www.elfinanciero.com.mx/ElFinanciero/Portal/cfpages/contentmgr.cfm?docId=165986&docTipo=1&orderby=docid&sortby=ASC
El Financiero, México
Cae 41.8% respecto a 2007; la más severa desde 1990
La extracción promedio se ubicó en 1.03 mbpd
Pierde participación en la producción nacional
Por Arturo Robles
El Financiero en línea
México, 13 de enero.- La producción del activo petrolero Cantarell experimentó en 2008 la mayor caída de su historia. Registros estadísticos de la Secretaría de Energía (Sener) muestran que de enero a noviembre del año pasado, el yacimiento petrolero tuvo una producción en promedio de 1.03 millones de barriles diarios, nivel inferior en 462 mil barriles a los producidos en igual periodo de 2007.
Tal caída es 41.8 por ciento mayor a la registrada un año antes y, según los registros disponibles en la Sener, la más severa desde 1990.
La declinación del complejo energético más importante del país inició en 2005; en 2004 su producción pasó de 2.10 millones de barriles a 2.14 millones; es decir, 39 mil barriles más que los producidos de enero a noviembre de 2003.
Pese a que en 2004 se observó un aumento, éste fue el más bajo desde 2000.
Un año después se extrajeron 2.03 millones de barriles al día, nivel que significó una pérdida de 104.9 mil barriles diarios en promedio; ese comportamiento siguió en 2006 y 2007, con desplomes en promedio de 217.8 y 325.8 mil barriles al día, respectivamente.
Así, de 2004 a 2008 la pérdida del complejo ha sido de 1.11 millones de barriles diarios. Su producción es similar a la de inicios de la década de los noventa.
Los datos refieren que la participación de Cantarell en la producción total del país es de 36.6 por ciento, su nivel más bajo desde 1990, y según las estadísticas, refleja una reducción de 11.5 puntos porcentuales con relación al periodo enero-noviembre de 2007.
El desplome se aprecia de forma contundente con relación a 2004: ese año su contribución fue de 62.9 por ciento del total; es decir, observa una contracción de más de 26 puntos porcentuales.
Sobre el comportamiento en noviembre, la producción del yacimiento totalizó 862 mil barriles diarios, nivel inferior en 415.3 mil barriles a la producción de igual mes de 2007 y su menor nivel en 18 años, según consta en los registros de la Sener.
Los registros muestran que el penúltimo mes de 2008 ha sido el peor mes del activo petrolero, y según especialistas petroleros, que decidieron omitir su nombre, de no apresurar los recursos para fortalecer la infraestructura y apresurar los proyectos de rehabilitación y producción, el esquema de mayor productividad que se buscó con la reforma petrolera se podría quedar corto.
Con respecto a la pérdida del complejo Cantarell, los datos indican que se presentó una disminución en tres de los cinco pozos que lo integran, siendo el de Akal-Nohoch el que tuvo la mayor declinación, toda vez que al mes de referencia experimentó un desplome anual de 35.6 por ciento.
Este pozo contribuye con 92 por ciento de la producción del activo.
Los pozos Chac e Ixtoc también mostraron una declinación en su producción de 41.2 y 5.9 por ciento de forma anual, y aunque su producción representa 2.4 por ciento del complejo, la lectura de su productividad indica que su tendencia va a la baja. (Con información de El Financiero/APB)
Nula, la posibilidad de explorar Perdido
Noé Cruz Serrano Fuente: http://www.eluniversal.com.mx/finanzas/vi_68553.html
El Universal, México Martes 13 de enero de 2009
El impacto de la crisis y el bajo precio del crudo desincentivan
noecruz@eluniversal.com.mx
Las expectativas oficiales de que México salga a explotar el yacimiento transfronterizo de Perdido en el Golfo de México en 2015, zona clasificada como aguas profundas, no son nada alentadoras.
El impacto de la crisis internacional en el desarrollo de los nuevos proyectos es evaluada por Hacienda, así como los altos costos de producción, la escasez de mano de obra especializada, de insumos, equipos de perforación costa afuera, embarcaciones, desarrollo de ingeniería y administración de proyectos, los cuales complican la planeación y ejecución de proyectos como Perdido, Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Lakach y Burgos, entre otros.
Según un diagnósticos que Pemex ordenó a Cambridge Energy Research Associates aunado a la opinión del Comité del Consejo de la Industria norteamericana, la mayor alza de costos en la industria petrolera está en el uso de equipos de perforación costa afuera, los cuales se han elevado 373% entre 2000 y 2008.
Además, el año pasado, la Secretaría de Energía (Sener) y Pemex consideraban que los altos precios del crudo, que llegaron a alcanzar 140 dólares por barril, “incentivan emprender más proyectos petroleros”.
Pero ahora con precios que rondan los 40 dólares, no hay certeza ni sobre las inversiones ni sobre los fluctuantes costos, lo que dificulta la planeación de yacimientos como Perdido, donde México y Estados Unidos comparten el hidrocarburo.
La Sener estima que los costos de producción en aguas profundas pueden resultar superiores, porque ante el agotamiento de yacimientos de fácil acceso en el mundo, cada vez más se requiere de tecnología sofisticada y la disponibilidad de equipos con respecto al número de proyectos por desarrollar es baja, además de que hay una limitada oferta de expertos calificados.
Explica que la capacidad utilizada de estos equipos de perforación se encuentra casi al 100% y que es posible que tales equipos estén disponibles hasta 2012, razón por la cual Pemex tuvo que licitar el arrendamiento sin opción a compra de la plataforma Muralla III que será instalada en el área de Perdido del lado mexicano, tentativamente en septiembre del próximo año.
