En los medios, Mundo

Para 2017 Japón verá los frutos de sus inversiones en el esquisto de EE.UU.

12 Feb , 2014
Bloomberg  

Según informa una nota del medio especializado en negocios Nikkei Asia Review, EE.UU. aprobó los cuatro proyectos de shale gas en los que están involucradas compañías japonesas. Esta decisión allana el camino para que la economía nipona pueda, en los próximos años, beneficiarse al recibir grandes cantidades del combustible a bajo costo.

Uno de los proyectos a los que dio luz verde el Departamento de Energía de EE.UU. es en la ciudad de Cameron, en Louisiana. Su producción prevista, cercana a los de 8 millones de toneladas de gas al año,  lo convierte en el mayor de los cuatro proyectos de shale apoyados por capital japonés en suelo norteamericano.

Japón tiene la intención de importar un total de 25 millones de toneladas de gas al año a partir de estas cuatro operaciones en Estados Unidos y un proyecto canadiense, lo que equivale a aproximadamente el 30 por ciento de su consumo anual de gas doméstico. Si todo ese gas de esquisto se utiliza para alimentar plantas de energía, la electricidad producida sería igual a la producción de más de 20 reactores nucleares, según una estimación.

Esta posibilidad abre una luz en el actual panorama energético y financiero del país oriental, obligado a gastar grandes sumas de dinero para importar energía cara, especialmente luego de la salida de funcionamiento de la central nuclear de Fukushima en 2011.

Durante el 2013, Japón importó ¥ 7 trillones en GNL, nivel que duplica a los de antes de la tragedia . Esta cifra equivale a cerca del 60 por ciento de déficit comercial récord de Japón. Y el aumento de las tarifas eléctricas ha perjudicado el gasto familiar y llevado a algunos fabricantes a trasladar la producción al extranjero. En este contexto, la provisión de shale gas barato podría impulsar el gasto de los consumidores y estimular la economía doméstica en general.

Las empresas japonesas de energía se alistan para ponerse en marcha.

Sumitomo Corp. y Tokyo Gas dijeron que han establecido un joint venture en EE.UU., ST Cove Point, que va a comprar el gas de esquisto, subcontratar para la licuación y manejar las ventas . Tokyo Gas planea comprar 1,4 millones de toneladas al año a partir de ST Cove Point para su propio uso , mientras que Sumitomo tiene la intención de llevar 800.000 toneladas anuales para la venta a Kansai Electric Power .

Por su parte, Tepco, que necesita reducir costes de forma rápida, se propone comprar 2 millones de toneladas de gas de esquisto en el 2020, una medida que se espera reduzca sus costos de combustible en alrededor de 50 millones de yenes (u$s 483 millones).

El precio promedio de importación de GNL en Japón es de u$s 16 a u$s 18 por millón de btu. Con la mayoría de las compras realizadas a través de contratos a largo plazo, en los que los precios del gas y del petróleo crudo están atados, las compañías japonesas están pagando muy por encima del precio de mercado, que ha bajado en los últimos meses debido al boom del gas de esquisto.

Según un funcionario de Tokyo Gas, sus previsiones indican que los precios bajarán todavía entre 20 y 30 por ciento más en los próximos años, lo que explica el interés de las compañías de sus país por sumarse al éxito del shale en suelo extranjero. Y adelantó, además, que la provisión de gas de esquisto mejorará su posición en el mercado. “Una vez que las importaciones de  shale gas comiencen, las empresas japonesas estarán en una posición más fuerte para negociar con los proveedores de Oriente Medio”, resaltó.

Empresas en problemas
Algunas empresas niponas que apostaron al shale están hoy enfrentando los costos de los pobres resultados y las dificultades para producir. Por ejemplo, Osaka Gas presentará una pérdida extraordinaria de alrededor de ¥ 29 mil millones este año fiscal, debido su fracasado proyecto desarrollo del gas de esquisto en Texas. La compañía no logró alcanzar las metas de producción utilizando las tecnologías hoy existentes.

Argentina, En los medios

Desde Quito a Kuala Lumpur, grandes jugadores quieren poner pie en Vaca Muerta

28 Ene , 2014  

El CEO de YPF, Miguel Galuccio, arrancó el 2014 con una agenda agitada. Mientras se espera que el mes próximo mes se firme el entendimiento con Repsol, el entrerriano viajará mañana, miércoles, a Kuala Lumpur, donde tiene pautado un encuentro con Tan Sri Dato’ Shamsul Azhar Abbas, líder de Petronas.

La mayor compañía petrolera malaya, y una de las cinco más grandes del segmento en el mundo, estaría interesada cerrar en 2014 un acuerdo de inversión con YPF en la producción de petróleo y gas no convencional proveniente de la formación neuquina Vaca Muerta.

YPF aspira a que el convenio con Petronas se parezca al de Chevron. El encuentro es la continuación de una sucesión de viajes y reuniones que comenzó Miguel Galuccio a fines de marzo pasado.

Desde el Ecuador
Por otra parte, estos días también se conoció el interés de Petroamazonas en la joya argentina que reside bajo el suelo patagónico. El Gerente General de la compañía ecuatoriana, Oswaldo Madrid, expresó que se encuentra interesado en conocer de cerca la operación de YPF en la gigantesca formación de esquisto de Vaca Muerta y “eventualmente” asociarse al proyecto.

La idea es ir estrechando los nexos entre las dos empresas y buscar las oportunidades de desarrollos conjuntos. Tenemos que explorarlo aún”, dijo Madrid, tras reunirse con Sergio Affronti, vicepresidente de Servicios Compartidos de YPF.

Asimismo, el directivo ecuatoriano enfatizó que “el petróleo y el gas de esquisto es actualmente uno de los potenciales más grandes que existen a nivel mundial para la provisión de energía. De manera que esto siempre va a significar un motivo de interés para Petroamazonas, de conocer cómo se está planificando el desarrollo de estos proyectos en Argentina”.

En los medios, Mundo

Gracias al shale, EE.UU. alcanzó su déficit comercial más bajo desde 2009

10 Ene , 2014
Clare Connaghan  

Muchos analistas financieros han argumentado desde hace tiempo que la creciente producción de energía de los Estados Unidos repercutiría en algún momento en beneficios para el dólar. Ahora, después de algunos datos económicos revelados esta semana, algunos creen que este efecto positivo ya está empezando a hacerse notar.

“La revolución del petróleo de esquisto en EE.UU. que se ha estado desarrollando en silencio detrás de escena ya ha comenzado a ejercer una influencia directa en los mercados de divisas, en beneficio del dólar estadounidense”, señalaron los analistas de estrategia monetaria de UBS Gareth Berry y Geoffrey Yu, en una nota a clientes .

Datos publicados este martes mostraron que un sector energético local en auge ayudó a que el déficit comercial de EE.UU. se estrechara en noviembre hasta los u$s 34.250 millones, el guarismo más bajo desde finales de 2009.

“Es cierto que queda un largo camino desde los días de gloria de la década de 1980 y principios de 1990 , pero el paso en la dirección correcta fue suficiente para provocar un poco de compra de dólares el martes”, dijo el equipo de UBS.

Esto es poco probable que esto sea sólo un destello momentáneo .

“El dólar se beneficiará de la revolución energética con el tiempo”, aseguró Kit Juckes, estratega macro de Societe Generale en Londres. “La situación mundial de la moneda de reserva, sumada a una menor dependencia de los inversores extranjeros, aumentará el valor de la moneda en los próximos cinco años”, explicó.

La producción de crudo en suelo norteamericano es 64 % más grande que hace cinco años, según la Administración de Información de Energía de EE.UU. Al mismo tiempo, la sed de los Estados Unidos de  combustibles derivados del petróleo se ha estancado a medida que los vehículos han vuelto más eficientes. Como resultado, las refinerías locales están enviando cantidades cada vez mayores de diesel, gasolina y combustible para aviones a Europa y América Latina.

De acuerdo con un estudio realizado por BNP Paribas el año pasado, la combinación de aumento de las exportaciones y caída de las importaciones de petróleo podría beneficiar la tasa de cambio de equilibrio fundamental del dólar en hasta un 16 % en un horizonte de 10 años.

En los medios, Mundo

Director general de Pemex dijo que México debe apostar más al gas natural

16 Dic , 2013
Redacción ShS  

Luego de la aprobación de la histórica reforma energética mexicana, el Director general de la petrolera estatal Pemex, Emilio Lozoya Austin, se refirió a la situación actual de la industria en su país y apuntó que se debe avanzar más en la explotación de gas natural para favorecer al sector.

“Por lo tanto dentro de Pemex hay una alegría por esta reforma, hay un reto muy importante pero Pemex va a estar a la altura de lo que la sociedad mexicana espera”, explicó el directivo en declaraciones radiales.

Lozoya Austin consideró que “en los nuevos yacimientos debería de haber una cancha pareja y eso es lo que se ha planteado al Congreso”. Asimismo, apuntó que “hay una gran receptividad de que Pemex tiene que enfrentar la misma carga fiscal en esos nuevos yacimientos que cualquier empresa privada”. 

Lozoya Austin aseguró Pemex tiene la capacidad para competir con las grandes empresas del mundo en algunos tipos de yacimientos, en términos de su capacidad exploratoria y de producción, en particular en aguas someras.

Pero reconoció, Pemex requiere ayuda “para aguas profundas, para rocas que son más difíciles como Chicontepec y también se podría trabajar muy bien con nuevas tecnologías en los campos maduros”. 

El directivo opinó que en México se debe de replicar una historia de éxito como la de Estados Unidos donde “han incrementado la oferta de gas natural a partir del shale gas o gas de lutitas de una forma dramática, se han creado millones de empleos y para eso se requieren cientos o miles de empresas que estén como jugadores tomando riesgo geológico e invirtiendo en el sector”. 

Emilio Lozoya coincidió en que se advierte que EU será autosuficiente, el regreso de Irán y el reposicionamiento de Libia. “Pemex advierte estos factores como una posibilidad real y creo que México y Pemex será parte de esto, debe apostarle a una mayor utilización del gas natural como insumo energético”.

“México debe de ver al gas natural como un gran instrumento para la competitividad en nuestra industrial y para que los hogares paguen menos por su factura de luz”, concluyó.

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En los medios, Mundo

Jorge Castro destacó en “Clarín” el impacto trascendental de la reforma mexicana

15 Dic , 2013
Jorge Castro  

En la edición de este domingo de Clarín, el experto en política internacional y presidente del Instituto de Planeamiento Estratégico de Argentina, Jorge Castro, analizó los efectos de la reforma en sector energético mexicano y el impacto de la apertura a la iniciativa privada.

Destacó el valor fundamental de la nueva legislación para el mercado petrolero mundial y las posibles consecuencias de la apertura al mundo de las enormes reservas de petróleo convencional y no convencional que guarda el subsuelo de México. Transcribimos aquí la nota:

En México, un acuerdo petrolero trascendente

En la era de la globalización, las grandes decisiones de la política económica doméstica se transforman en la textura de las líneas fundamentales de la política internacional. El miércoles a la noche, el Senado mexicano aprobó la desregulación petrolera y abrió a la inversión transnacional reservas probadas que equivalen a la producción de Kuwait, y no comprobadas -sobre todo shale gas/shale oil- que continúan a las de EE.UU., las primeras del mundo.

Este cambio representa por su importancia geopolítica un acontecimiento de similar o mayor relevancia a la fundación del NAFTA (Tratado de Libre Comercio EE.UU./Canadá/México) en 1994. El Centro Woodrow Wilson estima que la desregulación mexicanatiene un significado semejante a la explosión de shale gas/shale oil en EE.UU., solo que de mayor impacto por la diferencia de tamaño relativo entre los dos países.

Las reservas probadas, probables y posibles de México ascienden a 45.000 millones de barriles de petróleo y superan los 500 billones de metros cúbicos de gas; y su plena explotación provocaría una caída de 40%/50% en el costo de la energía y correlativamente en los valores de la producción industria l. Eagle Ford (Texas) es el mayor yacimiento de shale gas de EE.UU.; 40% de esos recursos están en territorio estadounidense, mientras los restantes se despliegan en el subsuelo mexicano.

En un período de 3/5 años las perforaciones al Sur del Río Grande pueden tener una magnitud semejante a las del territorio situado en la Rivera Norte (unos 30.000 pozos), con igual resultado. La Agencia Internacional de Energía (AIE) amplió este año sus previsiones de alza de la demanda mundial de petróleo y las llevó a 1,2 millones de barriles diarios (b/d), con un consumo global de 91,2 millones de b/d y un auge previsto para 2014 de 10% / 15%.

Esta vez el incremento de la demanda global no proviene de los países emergentes, sino de EE.UU., debido al auge excepcional de la producción petroquímica y al crecimiento récord del parque automotor.

La demanda petrolera norteamericana trepó en septiembre a 900.000 b/d, la mayor tasa de expansión de los últimos 10 años. Por eso el precio del crudo (West Texas) aumentó 5% en la última semana (US$ 98,07) y la brecha con el Brent (Europa/resto del mundo) tiende a cerrarse, a pesar de que sus valores son los más elevados desde 2010.

El Departamento de Energía advierte que la producción de shale gas en EE.UU. aumentaría 70% en 2017 (500.000 b/d); y que de ese total, 200.000 b/d corresponderían a Eagle Ford (Texas), un incremento de 100%.

La desregulación mexicana implica que Norteamérica alcanzaría el autoabastecimiento energético en 2020, o quizás antes. También que este cambio de la ecuación energética y estratégica mundial, al ir acompañado por un boom de inversión y de oferta petrolera, tiende a bajar los precios de la energía en el mercado global, quizás 20% o 30%. La desregulación petrolera es obra directa del presidente Enrique Peña Nieto, que ha logrado realizar este acontecimiento centralde la historia de México en el primer año de gobierno.

“El signo del estadista es que reconoce al destino mientras pasa, y se sube a su estela sin dudar”, dice Bismarck. La traducción contemporánea de “destino” es comprensión de las tendencias de fondo de la economía mundial. La política internacional, en la fase de globalización del capitalismo, no es solo predominio de los contenidos económicos, sino también que su acento decisivo, en términos estratégicos, está colocado en las opciones domésticas (particularmente económicas) que fijan los principios, prácticas y prioridades de su acción externa. Por caso, la más importante decisión de política internacional tomada por el gobierno de la República Popular China en las últimas semanas son los lineamientos de reforma doméstica resueltos por el Tercer Plenario del 18° Comité Central del PCch.

Argentina, En los medios

De Vido afirmó en China que Vaca Muerta cubriría 135 años de energía para Argentina

10 Dic , 2013
Redacción ShS  

En su misión comercial a China junto con el ministro de Economía, el ministro de Planificación y Obras Públicas argentino, Julio De Vido, destacó que las reservas de shale gas y shale oil de Vaca Muerta permitirían cubrir la demanda energética nacional durante 135 años.

El funcionario exhortó a los empresarios chinos a participar de los desafíos argentinos. “Necesitamos que las inversiones de China nos ayuden a generar más competitividad y mayor productividad”, dijo.

“Las inversiones a las que los invitamos son muy atractivas, y los beneficios permiten el repago de las inversiones y del financiamiento. El Estado brindará las herramientas en cuanto avales y garantías para lograr la mayor cantidad de oferentes”, agregó.

Según informó la agencia de noticias Télam, el ministro seguirá en la jornada de hoy manteniendo reuniones con empresarios del país asiático.

En el día de ayer, De Vido brindó una entrevista con un canal de TV de Estados Unidos donde defendió con énfasis el acuerdo entre YPF y Chevron. “Es un acuerdo de empresa a empresa en condiciones de igualdad y de ventaja, de ganar-ganar para las dos partes”, señaló.

En este encuentro, el ministro consideró que el acuerdo simboliza para Argentina “avanzar en el autoabastecimiento energético, en función de los recursos que va a aportar Chevron, en el marco de la explotación de un recurso que es de YPF”.

“Ningún país del mundo desarrolla sus recursos y sus reservas sin inversión”, resaltó.

Argentina, En los medios

YPF aceleró el paso y logró bajar 30% el costo de cada pozo fracturado en Neuquén

9 Dic , 2013
Redacción ShS  

“El no convencional permitirá convertirnos en líderes tecnológicos dentro y fuera del país. La independencia pasa porque los argentinos seamos capaces de desarrollar nuestros propios recursos, el desafío está lanzado”, señaló Miguel Galuccio el pasado martes 3 de diciembre en la 19° Conferencia de la UIA.

Este convencimiento respecto al horizonte que el shale abre para la Argentina y las enormes potencialidades de desarrollo que el país está demostrando ya tienen su correlato en el terreno y puede verse a simple vista al recorrer Vaca Muerta.

Según destacó este fin de semana el diario Río Negro, YPF logró bajar 30% el costo de perforación de cada pozo en Loma Campana, que pasó de 12 millones de dólares a ocho. Asimismo  en estos días la empresa superó el centenar de pozos en Vaca Muerta y ya concentra el 70% de la actividad no convencional de Neuquén.

Estos resultados son más que alentadores para el crecimiento de un “negocio no convencional” como es el del gas y petróleo de esquisto y para lograr atraer las inversiones que la Argentina necesita.

Las empresas de servicios son las mejores aliadas para optimizar las ganancias y minimizar los costos. Podría decirse que cada avance técnico que logra traerse a Vaca Muerta es un paso más en el camino hacia el autoabastecimiento.

Con el foco en la fractura, Schlumberger, por ejemplo, patentó un polímero que permite reducir la cantidad de arena necesaria en una fractura. La técnica se conoce como Highway. Baker Hughes, en tanto, avanza con un proceso llamado Frac Point, que permite realizar las operaciones de fractura de forma consecutiva, sin tener que bajar tapones entre cada operación de punzado.

Estos y otros avances son los que permiten que hoy se realicen hasta cinco etapas de fractura por día, mientras que hace dos años se tardaba un mes para hacer diez. Antes se hacía una sola perforación por locación. Hoy se llegan a realizar hasta seis, lo que permite ahorrar dinero de forma considerable.

El camino del shale en la Argentina está marcado y el rumbo es conocido. Falta ahora consolidar las inversiones y los proyectos, vehículos indispensables para lograr la independencia y autoabastecimiento de energía.

En los medios, Mundo

Canadá: Analizan utilizar agua del flowback para la fabricación de cemento

5 Dic , 2013
Redacción ShS  

La cementera canadiense Lafarge está proponiendo calentar el agua residual de fracking a altas temperaturas en un horno que luego se utiliza para ayudar a hacer cemento. 

Al respecto, el Ministro de Medio Ambiente de Nueva Escocia, Randy Delorey, confirmó que recibieron la propuesta pero aclaró que aún no tomaron ninguna decisión al respecto.

“Cualquier medida que se adopte en el tratamiento del agua en Nueva Escocia va a ser tomada con prudencia y con cautela para asegurarse de que cumple con los requisitos y las normas ambientales de la provincia”, indicó Delorey.

En Nueva Escocia, hay 27 millones de litros de aguas residuales de fracking que se almacenan en las instalaciones de Servicios Industriales del Atlántico en Debert, así como en estanques en Kennetcook y Noel.

La compañía publicó un anuncio de página completa en el perioódico Truro Daily News para informar a los residentes de sus planes, pero no mencionó el programa piloto que incluye aguas residuales provenientes del fracking. Esa omisión molestó a algunos miembros del Concejo del condado de Colchester que arguyen que el público debe estar plenamente informado.

Delorey respondió que su departamento ha recibido una solicitud para el proyecto piloto, pero hasta el momento no se ha decidido su puesta en marcha. El titular de la cartera ambiental también dijo que no hay mayores preocupaciones ambientales sobre el uso de las aguas residuales del fracking en el proceso del cemento.

 

En los medios, Mundo

Crece demanda de arena para el fracking y se vuelve la estrella de la industria

3 Dic , 2013
Redacción ShS  

Según un artículo de The Wall Street Journal, la carrera para obtener el mayor volumen posible de shale gas y shale oil en EE.UU. está creando otro boom inesperado: el de la arena, que es el ingrediente clave en la técnica de fractura hidráulica para extraer estas fuentes de energía de los yacimientos.

Según informa, se prevé que las empresas de energía emplearán 25.000 millones de kilos de arena este año, como herramienta fundamental para romper las rocas y hacer que el petróleo y el shale gas fluyan hacia el exterior.

En concreto, según la consultora PacWest, el uso de arena blanca -la ideal para este proceso de extracción de combustible- ha aumentado un 25% desde el año 2011 y se espera que aumente otro 20% más en los próximos 2 años.

Por ejemplo, en Wisconsin se encuentra uno de los yacimientos de arena óptima para este tipo de procedimientos. Allí se ha pasado a explotar de 5 a 100 minas de arena de este tipo desde el año 2010 con el fin de facilitar el proceso de fracking.

Hace un lustro, los EE.UU. se centró la producción de arena de sílice a los artefactos que contienen vidrio, como la tecnología de teléfonos móviles. Ahora esos usos representan sólo la mitad de la arena.

“Las empresas están empezando a experimentar más con el uso de arena. Actualemente, se necesitan 8 millones de libras de arena para un pozo de fracking en lugar de los 4.000.000 libras para los convencionales, lo que agrega un costo de 600.000 dólare spo pozo como mínimo, pero la recompensa es que se duplica la producción”, explicó el analista de Wells, Fargo Matt Conlan .

El procedimiento de fractura consiste en una mezcla de arena, productos químicos y agua de pozo a alta presión que permite romper formaciones densas de roca de modo que, tanto el petróleo como el gas, pueden fluir a la superficie. Una vez empleada, la arena no puede reutilizarse, lo que potencia la demanda de transporte. Se estima que se precisan unos 25 vagones de tren llenos de arena por cada proceso de estimulación hidráulica.

Argentina, En los medios

Jorge Sapag: “YPF vale u$s 20.000 millones, mucho más de lo que se va a pagar”

2 Dic , 2013
Redacción ShS  

Tras una reunión con el jefe de Gabinete, Jorge Capitanich, el gobernador neuquino anunció que se prevé el ingreso de más empresas al sector hidrocarburífera de la provincia patagónica.

En mensajes emitidos por la red social Twitter, Capitanich remarcó:Hemos finalizado dos reuniones: la primera con el gobernador Sapag para evaluar las inversiones en hidrocarburos en Neuquén con perspectivas ascendentes que implicarán mayores inversiones para el país y mejores empleos.

En este sentido, el jefe de ministros indicó que, por instrucción de la presidenta Cristina Fernández de Kirchner, avanzaron en una “propuesta de convenio con quince países para exportar más (incluyen BRICS -en referencia a Brasil, Rusia, India, China y Sudáfrica-) y de fortalecimiento de comercio con América Latina”.

“Las metas incluyen exportaciones de bienes y servicios, precios de transferencia, cadena de valor, aranceles, acuerdos regionales y evaluación de impacto en empleo”, consignó el jefe de Gabinete a través de la red social Twitter.

Por otro lado, Sapag destacó la implementación –por parte de Nación- de un plan de estímulo anunciado el jueves pasado para la inyección de gas natural.

En tanto, el mandatario provincial señaló que “este nuevo sistema beneficia a las pequeñas y medianas empresas del sector”. En Neuquén, 10 empresas entrarán en este sistema, que son aquellas que ya están perforando y producen menos de 3,5 millones de metros cúbicos por día.

También, Sapag destacó que la provincia de Neuquén produce de 45 a 46 millones de metros cúbicos por día, “así que esperemos que esto favorezca nuevas inversiones”, expresó.

Sapag opina sobre YPF y Repsol
“YPF vale u$s 20.000 millones, mucho más de lo que se va a pagar”, sentenció el gobernador de Neuquén, quien celebró el acuerdo entre las compañías.

“YPF vale mucho más de lo que se va a pagar. Es una medida muy inteligente desde el punto de vista federal”, destacó el mandatario. Lo indicó luego de que ayer el Consejo de Administración de Repsol respaldó el preacuerdo alcanzado entre España, Argentina y México sobre la compensación por la expropiación dispuesta en 2012 del 51% de las acciones que la empresa ibérica tenía en YPF.

“Es muy importante para la Argentina. Es conveniente porque si salía un juicio se iban a trabar las inversiones. Neuquén tiene un reestablecimiento de la actividad de gas y petróleo”, agregó.

En este sentido, Sapag expresó: “Tenemos que generar un crédito para la república para generar inversiones porque había temor de que sucediera lo mismo con sus empresas y estaban reticentes a invertir en el país. Esto genera un clima nuevo de inversión”.