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Arabia Saudí aumenta su producción de petróleo hasta 10,7 millones de barriles diarios

Europa Press. –  El ministro de Energía, Industria y Recursos Minerales de Arabia Saudí, Khalid Al Falih, ha anunciado que el país islámico ha elevado este mes de octubre su producción de petróleo hasta los 10,7 millones de barriles diarios.

Así, tras varias presiones de Estados Unidos a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Arabia Saudí ha aumentado su producción en el décimo mes del año. El pasado agosto, de acuerdo al informe mensual sobre el mercado del crudo elaborado por el cártel, el país produjo 10,4 millones de barriles al día.

En otro sentido, Al Falih ha apuntado, en declaraciones en Moscú recogidas por S&P Global Platts, que la producción de noviembre será «ligeramente superior» a la de octubre. «No hay ni un solo cliente desde junio que haya pedido un barril y no lo haya recibido», ha especificado el ministro saudí durante su intervención en un encuentro del sector energético en la capital rusa.

En noviembre de 2016 Arabia Saudí contabilizó su mayor volumen de producción de ‘oro negro’, al bombear 10,72 millones de barriles de crudo. Por tanto, de acuerdo a los comentarios del ministro de Energía, el país se encamina hacia la mayor producción petrolera de su historia.

Por esto, el barril de Brent, de referencia para Europa, se ha apreciado un 0,5%, situándose en 85,4 dólares por barril por primera vez desde 2014. Por otro lado, el barril West Texas Intermediate, de referencia para Estados Unidos, ha repuntado un 0,4%, hasta los 75,6 dólares unitarios. Esta cifra ha superado los máximos de junio de este año, por lo que el precio del West Texas Intermediate se encuentra en su nivel más alto desde noviembre de 2014.

 

 

El precio del petróleo se relaja desde máximos de 2014 tras las críticas del presidente estadounidense Trump a la OPEP

Europa Press.- El precio del barril de petróleo de calidad Brent, que llegó a acercarse a 75 dólares, su nivel más alto desde el otoño de 2014, se relajaba después de que el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, criticara a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) por mantener los precios del crudo «artificialmente altos».

En concreto, el precio del barril de crudo de referencia para Europa se situaba en 73,11 dólares. En el caso del petróleo Texas, de referencia para Estados Unidos, el precio bajaba a 67,69 dólares. «Parece que la OPEP está en ello de nuevo. Con cantidades récord de petróleo en todas partes, incluyendo barcos repletos en el mar, ¡los precios del petróleo son artificialmente muy altos!¡No es bueno y no será aceptado!», afirmó Trump en Twitter.

La AIE cree que la OPEP y sus aliados han cumplido su objetivo con las restricciones a su producción petrolera

Europa Press / EFE.- La Agencia Internacional de la Energía (AIE) cree que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus aliados ajenos al cártel como Rusia o México han cumplido su misión respecto a las restricciones de producción de petróleo decididas a principios de 2017 para reducir el exceso de oferta de crudo mundial y apuntalar el precio del oro negro.

«No nos corresponde declarar en nombre de los países que firmaron el acuerdo de Viena que se trata de una misión cumplida, pero nuestra visión es buena y ciertamente se parece mucho a eso», ha asegurado la organización con sede en París en su informe mensual sobre el mercado petrolero. Según datos de la AIE, la producción de crudo de la OPEP se redujo en 200.000 barriles diarios en marzo, hasta 31,83 millones de barriles al día, debido a las nuevas caídas en la oferta por parte de Venezuela y África. De hecho, según ha apuntado, el cumplimiento del pacto de la OPEP alcanzó el 163%, mientras que el de los países firmantes no pertenecientes al cártel fue del 90%.

La AIE explicó que algunos países que forman parte del cártel y los que no, pero que se incluyen en el acuerdo, han visto que, por diferentes motivos, la producción ha caído más de lo previamente prometido. Los recortes adicionales totalizan más de 800.000 barriles diarios. Por otro lado, el organismo internacional ha destacado la incertidumbre política en Medio Oriente, pues las tensiones en Siria y Yemen han ayudado a impulsar el precio del crudo Brent por encima de los 70 dólares, lo que ha situado al petróleo en máximos desde 2014. «Queda por ver si los recientes elevados precios se mantienen y, de ser así, cuáles son las implicaciones para la demanda y la dinámica de la oferta», añadió.

La visión general de la AIE sobre el crecimiento de la oferta y la demanda global «no ha cambiado mucho». En este sentido, el crecimiento más fuerte de la demanda en Estados Unidos se ve parcialmente compensada por un crecimiento más débil en China. Así, la AIE pronostica que la demanda de petróleo mundial crecerá en 1,5 millones de barriles en 2018, aunque ha apuntado como elemento de riesgo para esta perspectiva las tensiones comerciales entre China y Estados Unidos, ya que considera que las medidas de represalia de las dos economías más grandes del mundo podrían tener «fuertes consecuencias».

El organismo cree que una reducción del 1% del Producto Interno Bruto (PIB) mundial reduciría el crecimiento de la demanda de petróleo en alrededor de 690.000 barriles al día. «La demanda de petróleo sufriría el impacto directo de un menor consumo de combustible y un menor transporte de los bienes comercializados, lo que reduciría el uso de combustibles», ha aseverado. Desde el lado de la oferta, el organismo estima que el crecimiento no OPEP de la producción se mantendrá sin cambios en 1,8 millones de barriles diarios. «Mantenemos nuestra opinión de que la producción de crudo de Estados Unidos aumentará en 1,3 millones de barriles al día en 2018 respecto al año pasado», ha añadido.

La subida de los precios estimula la producción de petróleo de esquisto en Estados Unidos. El informe señala quela producción mundial está por debajo de las necesidades a causa de la implosión de las extracciones en Venezuela y de la baja producción en países como Libia y Angola, lo que puede obligar al mundo a recurrir a sus reservas para satisfacer una demanda creciente.

La petrolera británica BP anuncia 2 nuevos proyectos petrolíferos en el Mar del Norte

EFE.- La petrolera británica BP anunció sus planes para desarrollar 2 nuevos campos petrolíferos en el Mar del Norte, capaces de producir hasta 30.000 barriles diarios. En este sentido, el gigante petrolero cifró su inversión en los campos Alligin y Vorlich en unos 420 millones de libras (unos 481 millones de euros) y señaló que la producción combinada podría dar hasta unos 50.000 barriles diarios. Ambos campos estarán ubicados cerca de infraestructuras ya existentes, con lo que podrán desarrollarse rápidamente y empezarán previsiblemente sus operaciones en 2020.

Alligin, una instalación situada al oeste de las islas Shetland, estará «conectado» con la embarcación de BP Glen Lyon, y Vorlich, en el centro del Mar del Norte, estará conectado a la instalación energética FPF-1 de la firma energética Ithaca. BP reveló que la firma de ingeniería Subsea 7 se hará cargo de la instalación de tuberías en Alligin y que esas obras empezarán a comienzos del próximo año, según sus planes. La compañía británica también apuntó que está «finalizando su estrategia contractual» en lo referente al proyecto de Vorlich.

Reducir costes y aumentar producción

«Con estos proyectos buscamos reducir los costes y, lo más importante, añadir nueva producción a nuestro portfolio en el Mar del Norte», afirmó el presidente regional de operaciones de BP en el Mar del Norte, Ariel Flores. Ese responsable agregó que esos proyectos se suceden a «un periodo de inversión récord para BP en el Mar del Norte«, que a su vez contribuyó a finalizar el proyecto Quad 204 en 2017, y que ayudará a tener listo el proyecto Clair Ridge, que comenzará este año.

«Aunque no están en la misma escala que Quad 204 y Clair Ridge, Alligin y Vorlich liderarán significativas ganancias en la producción y demostrarán el compromiso de BP en el Mar del Norte», aseveró Flores. BP y la petrolera Shell son propietarias cada una del 50% de la participación en Alligin, y BP posee el 66% de la participación de Vorlich, quedando en manos de la energética Ithaca el 33%.

La producción de Repsol aumentó un 4,9% en el primer trimestre gracias a sus mejores cifras en África y Europa

EFE.- Repsol tuvo una producción diaria de 727.000 barriles equivalentes de petróleo en el primer trimestre de este año, un 4,9% más que en el mismo periodo de 2017 y un 1,6% más que en el último trimestre del año pasado, según las estimaciones dadas a conocer por la petrolera española.

La producción de la petrolera está en línea con la media de producción de 700.000 barriles diarios que se marcó como objetivo en su plan estratégico 2016-2020, que se revisará próximamente. La mayor producción de hidrocarburos con respecto al primer trimestre de 2017, en el que fue de 693.000 barriles diarios, se debe al incremento de la producción en Libia, la puesta en marcha del proyecto Juniper, en Trinidad y Tobago; de MonArb, en Reino Unido; de Reganne, en Argelia, y de Kinabalu, en Malasia.

El margen de refino en España se ha situado en los primeros tres meses de 2018 en 6,6 dólares por barril, un 7% por debajo del primer trimestre de 2017, en el que fue de 7,1 dólares. El indicador de margen de refino es también un 4,3% inferior al del cuarto trimestre de 2017, en el que fue de 6,9 dólares por barril. A pesar de estos descensos, el margen de refino en el primer trimestre de 2018 está por encima del fijado en el plan estratégico de Repsol, que es de 6,4 dólares por barril. El menor margen de refino se debe a paradas programadas en las refinerías de Repsol, principalmente la de la planta de Puertollano (Ciudad Real).

Repsol avanzó también que el precio medio del crudo Brent (de referencia en Europa) en el primer trimestre del año fue de 66,8 dólares por barril, un 24,4% superior al que hubo en el mismo periodo del año pasado, en el que fue de 53,7 dólares el barril. Por otra parte, el precio de referencia Henry Hub para el gas natural ha alcanzado los 3 dólares por MMBtu (medida para el gas), un 9,1% menos.

La petrolera austríaca OMV comprará el 20% de dos yacimientos a la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi (ADNOC)

EFE.- El grupo austríaco OMV, el mayor consorcio petrolero y gasístico del centro y sureste de Europa, anunció que comprará el 20% de dos yacimientos en aguas profundas de la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi (ADNOC) por 1.500 millones de dólares (1.220 millones de euros). La firma de los documentos de la transacción se prevé para finales de abril.

OMV precisa que ha llegado a un acuerdo con ADNOC por el que obtendrá la concesión para explotar en ese emirato los yacimientos Satah Al Rzboot y Umm Lulu, además de la correspondiente infraestructura. Con una facturación de 20.220 millones de euros, unos 20.700 empleados y una producción media de cerca de 348.000 barriles de petróleo diarios, OMV obtuvo en 2017 un beneficio neto ajustado de 1.624 millones de euros.

Cepsa se hace con el 75% de un campo de petróleo argelino tras comprar su participación a la malasia Petronas

EFE.- Cepsa compró a la compañía nacional de petróleo y gas de Malasia, Petronas, la participación que ésta tenía en el campo de Bir el Msana, en Argelia, con la que pasará a tener un 75% de su capital, mientras que la compañía estatal argelina de hidrocarburos Sonatrach posee un 25%.

12.500 barriles diario de petróleo

El yacimiento de Bir el Msana está situado en el noreste del desierto argelino, en la cuenca de Berkine, donde Cepsa y Sonatrach lideran la operación desde 2013. Bir el Msana se puso en producción en julio de 2015 y cuenta con 3 pozos de producción, 3 de inyección de agua y uno de inyección de gas, y actualmente genera 12.500 barriles diarios de petróleo. Cepsa opera desde hace más de 30 años en Argelia, con la estatal Sonatrach como socio estratégico, y entre todos sus yacimientos produce más de 130.000 barriles diarios de petróleo.

En la cuenta de Berkine, donde está el campo de Bir el Msana, la compañía cuenta con otro yacimiento de crudo, Rhourde er Rouni II, actualmente en fase de desarrollo. Además, Cepsa también participa en el yacimiento de gas Timimoun, que entró recientemente en producción, y tiene una participación del 42% en Medgaz, el gasoducto submarino que une Argelia con España con una capacidad de transporte de 8.000 millones de metros cúbicos al año y una longitud de 210 kilómetros.

La petrolera francesa Total logra dos concesiones de explotación en alta mar en aguas de Abu Dhabi (Emiratos Árabes Unidos)

EFE.- La petrolera francesa Total anunció que ha logrado dos concesiones de explotación en alta mar en aguas de Abu Dhabi, en Emiratos Árabes Unidos, por unos 1.450 millones de dólares (1.179 millones de euros). Los acuerdos han sido firmados por el gigante energético emiratí Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) y permitirán a Total hacerse con el 20% del yacimiento Umm Shaif y Nasr, y del 5% en el de Lower Zakum, señaló la petrolera.

Total evaluó el coste en 1 dólar (0,8 euros) por barril, al tiempo que evaluó la producción en 80.000 barriles diarios este año. Se trata de «dos de los principales yacimientos en alta mar y representan cerca del 20% de la producción de Abu Dhabi«. En el caso de Umm Shaif también hay gas natural cuyo desarrollo también está previsto en el contrato. Aunque el operador de su explotación será ADNOC, Total «aportará su experiencia con personal y con estudios».

El presidente de Total, Patrick Pouyanné, recordó que el grupo francés está presente en ese emirato desde 1939 y que este contrato confirma su presencia durante 40 años suplementarios. Total también prolongó la cooperación con ADNOC durante 3 años suplementarios en el yacimiento de Abu Al Bu Koosh, en el que tiene el 100% de la concesión y que produce 10.000 barriles diarios. Total extrajo el año pasado 290.000 barriles diarios de Emiratos Árabes Unidos.

Repsol prevé mejorar la generación de caja en 300 millones de dólares avanzando en la digitalización e innovación tecnológica

EFE.- La petrolera Repsol se encuentra inmersa en un proceso de digitalización e innovación tecnológica con el que pretende sumar, a corto plazo, 300 millones de dólares de tesorería neta (free cashflow), según explicó su director general de Exploración y Producción, Luis Cabra. Así, Repsol apuesta por las herramientas digitales y la flexibilidad en los márgenes de producción gracias a la eficiencia.

«Estas herramientas, que se pueden obtener a un relativo bajo coste, nos permiten capturar información, almacenarla y transmitirla con una facilidad que nada tiene que ver con años anteriores», explicó Cabra. Asimismo, valoró la mejora en la eficiencia gracias a conceptos como los macrodatos, el avance en los sensores de transmisión y la inteligencia artificial «capaz de emular el cerebro humano para sacar conclusiones de forma sofisticada» con la información.

En este sentido, Repsol alcanzó un acuerdo en el 2014 con el gigante tecnológico IBM para colaborar en innovación e investigación científica que optimice la producción y explotación de nuevos yacimientos de petróleo. Englobado en el proyecto Watson de IBM, esta sinergia fue «pionera en el sector de la energía» y permitió a Repsol desarrollar aplicaciones como Pegasus, primer desarrollo tecnológico que aplica el conocimiento cognitivo a la exploración y producción de petróleo y gas.

Respecto a la cuestión medioambiental, Cabra apuntó que «es una falacia» que seguridad y responsabilidad climática aumenten los costes de producción de las empresas, ya que el desarrollo en innovación mejora la eficiencia de la exploración. «La seguridad y la protección ambiental es básica en el negocio, la sociedad nos dejará operar en el sentido en el que nuestra actividad se haga de forma segura y que el medio ambiente está protegido al 100%», concluyó.

Repsol logra un beneficio de 2.121 millones en 2017, un 22,2% más y el mayor de los últimos 6 años

Europa Press / EFE.– Repsol obtuvo un beneficio neto de 2.121 millones de euros en 2017, lo que supone un incremento del 22,2% respecto al alcanzado un año antes, según comunicó a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). En un escenario de precios bajos de las materias primas, la compañía, apoyada en las fortalezas de sus negocios y sus planes de eficiencia, alcanzó el mayor resultado neto de los últimos 6 años.

El modelo de negocio integrado de Repsol facilitó que la compañía afrontase de «manera satisfactoria» la coyuntura y aprovechase la leve recuperación de los precios del crudo y del gas a partir de junio. Repsol ha destacado que la gestión con foco en la creación de valor y la flexibilidad y diversificación que proporciona la integración de los negocios impulsaron el beneficio neto ajustado, que creció un 25,1%, hasta los 2.405 millones de euros, frente a los 1.922 millones de 2016, también el más alto de los últimos seis años.

La buena marcha de los negocios de Repsol se tradujo en una subida del 29% del resultado bruto de explotación (Ebitda), que con 6.723 millones de euros, logró el mejor dato del último quinquenio. Paralelamente, Repsol redujo su nivel de deuda un 23%, hasta situarla en 6.267 millones de euros al cierre del ejercicio. La ejecución del programa de sinergias y eficiencias generó cerca de 2.400 millones de euros de ahorro, con lo que Repsol batió las expectativas y superó un año antes de lo previsto el objetivo que se había fijado para 2018 en el plan estratégico, que era de 2.100 millones de euros.

El resultado del área de Upstream (exploración y producción) se situó en 632 millones de euros, lo que supone un aumento de 580 millones de euros respecto a los 52 millones que se obtuvieron en 2016, lo que supone multiplicar por 12 su resultado. A este aumento contribuyeron las medidas adoptadas en su plan de sinergias y eficiencias, el reinicio de la actividad en Libia y la subida de los precios internacionales de referencia. Estos resultados del negocio de exploración y producción se registraron con una cotización media de las materias primas que se mantuvo en un rango bajo durante 2017, con 54,2 dólares por barril en el caso del Brent y 3,1 dólares por Mbtu en el Henry Hub.

Además, la compañía presidida por Antonio Brufau aumentó su producción un 0,7% respecto al 2016 hasta alcanzar una media de 695.000 barriles equivalentes de petróleo diarios, la mayor producción desde 2011 y superando el objetivo de 680.000 barriles marcado para 2017, gracias al reinicio de la actividad en Libia, a los incrementos obtenidos en distintos activos y a la puesta en marcha de proyectos como Juniper (Trinidad y Tobago), Lapa y Sapinhoa (Brasil )y Shaw, Cayley y Flyndre (Reino Unido).

En cuanto al Downstream (refino, química y marketing), el resultado, de 1.877 millones de euros, se mantuvo en línea con los de ejercicios anteriores, cayendo apenas un 0,3% respecto a los 1.883 millones del 2016, lo que referencia a esta división de negocio como el «gran generador» de caja de la compañía. Durante 2017, las áreas de Refino, Marketing, Trading y Gas&Power aumentaron sus resultados, el área de Lubricantes incrementó sus ventas y el área de Química mantuvo la robustez de los dos últimos años. La petrolera situó su margen de refino el año pasado en los 6,8 dólares por barril, un 7,9% superior a los 6,3 dólares por barril obtenidos en el ejercicio 2016.

Retribución del consejo de administración

Por otro lado, los principales directivos de Repsol, Antonio Brufau y el consejero delegado Josu Jon Imaz, ganaron 3,08 millones y 4,03 millones de euros, respectivamente, en 2017, un 5,8% más en el caso de Brufau y un 34% más en el de Imaz. En el caso de Antonio Brufau el total de la retribución la percibió en metálico y en el de Imaz 3,84 millones fueron en metálico y 187.000 euros en acciones. Además, en el caso de este último se contabilizan 254.000 euros de aportación a sistemas de ahorro, en los que ya acumula 1,62 millones de euros.

El presidente de Repsol, Antonio Brufau, percibió en 2017 2,5 millones de euros de remuneración fija y 589.000 euros por otros conceptos. Por su parte, el CEO Josu Jon Imaz recibió 1,2 millones en concepto de sueldo, 177.000 euros de remuneración fija y 1,44 millones de euros en retribución variable a corto plazo y 821.000 euros en variable a largo.

En cuanto a otros miembros del consejo de administración de Repsol, Gonzalo Gortázar, que es consejero delegado también de Caixabank, percibió 376.000 euros en 2017 en Repsol, un 22% más que el año anterior. El exvicepresidente de Caixabank, Antonio Masanell, que a finales del año pasado renunció a su puesto en el consejo de Repsol, percibió 243.000 euros en 2017 como consejero de la petrolera, el triple que un año antes, en que percibió 81.000 euros. Por su parte, el presidente de Caixabank, Jordi Gual, que fue nombrado en diciembre consejero externo dominical en sustitución de Masanell, no ha tenido tiempo de recibir ninguna cantidad.

Mario Fernández, que el pasado 20 de febrero dimitió como consejero de Repsol tras conocer que el Tribunal Supremo había desestimado el recurso que interpuso contra una sentencia que lo condenó por un delito de apropiación indebida en su etapa de presidente de Kutxabank, percibió en la petrolera el año pasado 309.000 euros, lo mismo que en 2016. El consejo de administración de Repsol recibió en conjunto 14,46 millones de euros en 2017, un 13,6% más que el año anterior.