Petrofac lines up expansion with $4bn in funding kitty
April Yee
Aug 23, 2011
Petrofac, the oil service provider with investments in Abu Dhabi, plans to spend up to US$4 billion (Dh14.69bn) over the next four years to fund expansions in Africa and South East Asia.
The UK company's planned spending spree comes as oil service companies benefit from boosted revenues as the high oil price drives energy investment.
"The demand for the services continues to be quite robust," Ayman Asfari, the company's chief executive, told Bloomberg News.
Petrofac's earnings for the first half of the year rose 6.6 per cent to $246 million compared with the same period last year, the company reported yesterday. Shares were up 3.9 per cent to hit 1,214 pence in London after the announcement.
Mr Asfari said Petrofac was in the running for fresh contracts in Malaysia and Indonesia and was weighing projects with Nigerian National Petroleum.
Petrofac is a partner with Mubadala Development, a strategic investment company owned by the Abu Dhabi Government, in Petrofac Emirates, an engineering and energy services joint venture.
In June, it bought a storage vessel worth tens of millions of dollars from Pearl Energy, a subsidiary of Mubadala that pumps oil and gas in South East Asia. The ship, Jasmine Venture, will continue to serve a field in the Gulf of Thailand operated by Pearl.
"The transaction reflects our strong ongoing relationship with Mubadala," Petrofac said at the time.
Its co-investments with Abu Dhabi could serve as a prototype as Petrofac looks to pick up national oil companies as clients.
In January it recruited Andy Inglis, the former head of exploration and production at BP, to lead a new division.
The unit, aimed at state oil companies sitting on undeveloped fields, is to offer training, engineering and even capital to potential customers.
However, oilfield service companies are vulnerable to risks including fluctuations in commodity prices and potential unrest in resource-rich countries, warned the consultancy Deloitte.
"Security risk remains heightened, given the strategic importance of activities conducted by oilfield services companies," the consultancy wrote in a recent report.
* with Bloomberg News
martes, 23 de agosto de 2011
La expansión de Petrofac en África y Asia (The National)
Petrofac lines up expansion with $4bn in funding kitty
April Yee
Aug 23, 2011
Petrofac, the oil service provider with investments in Abu Dhabi, plans to spend up to US$4 billion (Dh14.69bn) over the next four years to fund expansions in Africa and South East Asia.
The UK company's planned spending spree comes as oil service companies benefit from boosted revenues as the high oil price drives energy investment.
"The demand for the services continues to be quite robust," Ayman Asfari, the company's chief executive, told Bloomberg News.
Petrofac's earnings for the first half of the year rose 6.6 per cent to $246 million compared with the same period last year, the company reported yesterday. Shares were up 3.9 per cent to hit 1,214 pence in London after the announcement.
Mr Asfari said Petrofac was in the running for fresh contracts in Malaysia and Indonesia and was weighing projects with Nigerian National Petroleum.
Petrofac is a partner with Mubadala Development, a strategic investment company owned by the Abu Dhabi Government, in Petrofac Emirates, an engineering and energy services joint venture.
In June, it bought a storage vessel worth tens of millions of dollars from Pearl Energy, a subsidiary of Mubadala that pumps oil and gas in South East Asia. The ship, Jasmine Venture, will continue to serve a field in the Gulf of Thailand operated by Pearl.
"The transaction reflects our strong ongoing relationship with Mubadala," Petrofac said at the time.
Its co-investments with Abu Dhabi could serve as a prototype as Petrofac looks to pick up national oil companies as clients.
In January it recruited Andy Inglis, the former head of exploration and production at BP, to lead a new division.
The unit, aimed at state oil companies sitting on undeveloped fields, is to offer training, engineering and even capital to potential customers.
However, oilfield service companies are vulnerable to risks including fluctuations in commodity prices and potential unrest in resource-rich countries, warned the consultancy Deloitte.
"Security risk remains heightened, given the strategic importance of activities conducted by oilfield services companies," the consultancy wrote in a recent report.
* with Bloomberg News
April Yee
Aug 23, 2011
Petrofac, the oil service provider with investments in Abu Dhabi, plans to spend up to US$4 billion (Dh14.69bn) over the next four years to fund expansions in Africa and South East Asia.
The UK company's planned spending spree comes as oil service companies benefit from boosted revenues as the high oil price drives energy investment.
"The demand for the services continues to be quite robust," Ayman Asfari, the company's chief executive, told Bloomberg News.
Petrofac's earnings for the first half of the year rose 6.6 per cent to $246 million compared with the same period last year, the company reported yesterday. Shares were up 3.9 per cent to hit 1,214 pence in London after the announcement.
Mr Asfari said Petrofac was in the running for fresh contracts in Malaysia and Indonesia and was weighing projects with Nigerian National Petroleum.
Petrofac is a partner with Mubadala Development, a strategic investment company owned by the Abu Dhabi Government, in Petrofac Emirates, an engineering and energy services joint venture.
In June, it bought a storage vessel worth tens of millions of dollars from Pearl Energy, a subsidiary of Mubadala that pumps oil and gas in South East Asia. The ship, Jasmine Venture, will continue to serve a field in the Gulf of Thailand operated by Pearl.
"The transaction reflects our strong ongoing relationship with Mubadala," Petrofac said at the time.
Its co-investments with Abu Dhabi could serve as a prototype as Petrofac looks to pick up national oil companies as clients.
In January it recruited Andy Inglis, the former head of exploration and production at BP, to lead a new division.
The unit, aimed at state oil companies sitting on undeveloped fields, is to offer training, engineering and even capital to potential customers.
However, oilfield service companies are vulnerable to risks including fluctuations in commodity prices and potential unrest in resource-rich countries, warned the consultancy Deloitte.
"Security risk remains heightened, given the strategic importance of activities conducted by oilfield services companies," the consultancy wrote in a recent report.
* with Bloomberg News
La expansión de Petrofac en África y Asia (The National)
Petrofac lines up expansion with $4bn in funding kitty
April Yee
Aug 23, 2011
Petrofac, the oil service provider with investments in Abu Dhabi, plans to spend up to US$4 billion (Dh14.69bn) over the next four years to fund expansions in Africa and South East Asia.
The UK company's planned spending spree comes as oil service companies benefit from boosted revenues as the high oil price drives energy investment.
"The demand for the services continues to be quite robust," Ayman Asfari, the company's chief executive, told Bloomberg News.
Petrofac's earnings for the first half of the year rose 6.6 per cent to $246 million compared with the same period last year, the company reported yesterday. Shares were up 3.9 per cent to hit 1,214 pence in London after the announcement.
Mr Asfari said Petrofac was in the running for fresh contracts in Malaysia and Indonesia and was weighing projects with Nigerian National Petroleum.
Petrofac is a partner with Mubadala Development, a strategic investment company owned by the Abu Dhabi Government, in Petrofac Emirates, an engineering and energy services joint venture.
In June, it bought a storage vessel worth tens of millions of dollars from Pearl Energy, a subsidiary of Mubadala that pumps oil and gas in South East Asia. The ship, Jasmine Venture, will continue to serve a field in the Gulf of Thailand operated by Pearl.
"The transaction reflects our strong ongoing relationship with Mubadala," Petrofac said at the time.
Its co-investments with Abu Dhabi could serve as a prototype as Petrofac looks to pick up national oil companies as clients.
In January it recruited Andy Inglis, the former head of exploration and production at BP, to lead a new division.
The unit, aimed at state oil companies sitting on undeveloped fields, is to offer training, engineering and even capital to potential customers.
However, oilfield service companies are vulnerable to risks including fluctuations in commodity prices and potential unrest in resource-rich countries, warned the consultancy Deloitte.
"Security risk remains heightened, given the strategic importance of activities conducted by oilfield services companies," the consultancy wrote in a recent report.
* with Bloomberg News
April Yee
Aug 23, 2011
Petrofac, the oil service provider with investments in Abu Dhabi, plans to spend up to US$4 billion (Dh14.69bn) over the next four years to fund expansions in Africa and South East Asia.
The UK company's planned spending spree comes as oil service companies benefit from boosted revenues as the high oil price drives energy investment.
"The demand for the services continues to be quite robust," Ayman Asfari, the company's chief executive, told Bloomberg News.
Petrofac's earnings for the first half of the year rose 6.6 per cent to $246 million compared with the same period last year, the company reported yesterday. Shares were up 3.9 per cent to hit 1,214 pence in London after the announcement.
Mr Asfari said Petrofac was in the running for fresh contracts in Malaysia and Indonesia and was weighing projects with Nigerian National Petroleum.
Petrofac is a partner with Mubadala Development, a strategic investment company owned by the Abu Dhabi Government, in Petrofac Emirates, an engineering and energy services joint venture.
In June, it bought a storage vessel worth tens of millions of dollars from Pearl Energy, a subsidiary of Mubadala that pumps oil and gas in South East Asia. The ship, Jasmine Venture, will continue to serve a field in the Gulf of Thailand operated by Pearl.
"The transaction reflects our strong ongoing relationship with Mubadala," Petrofac said at the time.
Its co-investments with Abu Dhabi could serve as a prototype as Petrofac looks to pick up national oil companies as clients.
In January it recruited Andy Inglis, the former head of exploration and production at BP, to lead a new division.
The unit, aimed at state oil companies sitting on undeveloped fields, is to offer training, engineering and even capital to potential customers.
However, oilfield service companies are vulnerable to risks including fluctuations in commodity prices and potential unrest in resource-rich countries, warned the consultancy Deloitte.
"Security risk remains heightened, given the strategic importance of activities conducted by oilfield services companies," the consultancy wrote in a recent report.
* with Bloomberg News
viernes, 19 de agosto de 2011
Diego rechaza convertir Cantabria en "un Kuwait de la energía eólica" - EFE
Luego del receso de verano, bienvenidos de nuevo!
En respuesta a preguntas de los periodistas, al finalizar una rueda de prensa del Festival Internacional de Santander, Diego ha subrayado que Kuwait es un desierto y ha recalcado que no quiere que Cantabria, por un "exceso" en los proyectos eólicos, acabe también convertida en un desierto "en otros ámbitos".
A su juicio, la región "tiene que seguir siendo lo que es, tiene que tener la personalidad que tiene", pero a la vez, "tiene la necesidad de desarrollar un sector eólico" que genere energía, junto con una apuesta industrial real e investigación.
Por eso, ha apostado por "conciliar" los intereses para que esa "necesidad" de desarrollar energías alternativas, y en concreto la eólica, no suponga un "perjuicio" para otros sectores productivos que dependen del patrimonio del paisaje.
El presidente ha reiterado que pasar de los 300 megavatios (MW) de energía eólica previstos en el primer Plan Energético regional (Plenercan) a los 1.500 MW del segundo es "excesivo".
A su juicio, no es un "paso", sino "un salto con un abismo de por medio" y, por ello, el actual Gobierno no desplegará de forma inmediata y de una sola vez toda esa potencia.
De momento, ha explicado que se están definiendo los objetivos para que el nuevo Plenercan, todavía en tramitación y que acaba de concluir la fase de exposición pública, sea "útil" a Cantabria en todos los aspectos.
Además, ha reiterado que el Gobierno quiere que ese plan sea "diverso" en cuanto a las fuentes de energía previstas, sin centrarse solo en la eólica.
"Vamos a hacer las cosas bien para generar confianza en las empresas del sector y para que cuando tengan adjudicaciones ciertas las utilicen, se ponga energía eólica en Cantabria de una manera razonable y progrese nuestra región", ha sentenciado.
En este sentido, ha opinado que en la adjudicación del concurso eólico por parte del anterior Gobierno "algo no estaba bien hecho" o bien "planificado" cuando a día de hoy ninguna de las empresas adjudicatarias ha dado "un solo paso en ninguno de los sentidos".
EFE-Cantabria
Vendida la emblemática Wilhelmshaven (mundoenergia)
Que el regreso a las actividades, luego del verano, sea de provecho para todos mis lectores!
WILHELMSHAVEN, ALEMANIA – 11 de Agosto, 2011 - PRNewswire// Hestya Energy B.V. ha anunciado hoy que ha firmado un acuerdo para adquirir la refinería de petróleo Wilhelmshaven, su parque de depósito y su terminal marítima de un afiliado de ConocoPhillips.
Hestya Energy B.V. es una compañía privada, con sede en Ámsterdam, establecida para adquirir y operar negocios dentro del sector de la energía intermediario europeo, incluyendo los sectores de refinado y almacenamiento de petróleo.
La refinería Wilhelmshaven se localiza en la costa alemana del mar del Norte. Tiene un puerto de aguas profundas y una capacidad de procesamiento de petróleo crudo de 260.000 barriles al día, por lo que es una de las principales refinerías europeas en cuanto a escala.
"La refinería Wilhelmshaven y el complejo de la terminal ofrecen numerosas ventajas geográficas y logísticas, incluyendo un puerto en aguas profundas, y están posicionados estratégicamente para capturar la creciente demanda regional de capacidad de la terminal y otras oportunidades descendentes", dijo Christian B. Cleret, consejero delegado de Hestya Energy B.V.
La transacción se cerrará a finales de este año. El valor para la adquisición se ofrece por Riverstone/Carlyle Global Energy and Power Funds, un grupo de fondos de valor privados centrados en la energía gestionados por Riverstone Holdings LLC, y AtlasInvest, una compañía de inversión privada con inversiones que abarcan la exploración y producción de petróleo y los sectores intermediarios y descendentes.
Vendida la emblemática Wilhelmshaven (mundoenergia)
Que el regreso a las actividades, luego del verano, sea de provecho para todos mis lectores!
WILHELMSHAVEN, ALEMANIA – 11 de Agosto, 2011 - PRNewswire// Hestya Energy B.V. ha anunciado hoy que ha firmado un acuerdo para adquirir la refinería de petróleo Wilhelmshaven, su parque de depósito y su terminal marítima de un afiliado de ConocoPhillips.
Hestya Energy B.V. es una compañía privada, con sede en Ámsterdam, establecida para adquirir y operar negocios dentro del sector de la energía intermediario europeo, incluyendo los sectores de refinado y almacenamiento de petróleo.
La refinería Wilhelmshaven se localiza en la costa alemana del mar del Norte. Tiene un puerto de aguas profundas y una capacidad de procesamiento de petróleo crudo de 260.000 barriles al día, por lo que es una de las principales refinerías europeas en cuanto a escala.
"La refinería Wilhelmshaven y el complejo de la terminal ofrecen numerosas ventajas geográficas y logísticas, incluyendo un puerto en aguas profundas, y están posicionados estratégicamente para capturar la creciente demanda regional de capacidad de la terminal y otras oportunidades descendentes", dijo Christian B. Cleret, consejero delegado de Hestya Energy B.V.
La transacción se cerrará a finales de este año. El valor para la adquisición se ofrece por Riverstone/Carlyle Global Energy and Power Funds, un grupo de fondos de valor privados centrados en la energía gestionados por Riverstone Holdings LLC, y AtlasInvest, una compañía de inversión privada con inversiones que abarcan la exploración y producción de petróleo y los sectores intermediarios y descendentes.
jueves, 11 de agosto de 2011
Petróleo Mexicano (BBC)
El papel de México en el mercado internacional del crudo empieza a cambiar. La empresa gubernamental Petróleos Mexicanos (Pemex) reconoció que sólo tiene reservas probadas de hidrocarburos para los próximos diez años.
Esto no significa que se quede sin este recurso, pues en épocas recientes ha logrado recuperar, con nuevos yacimientos o la reactivación de pozos, el 86% de los barriles que exporta diariamente. Pero es muy difícil que regrese a los niveles de producción que tuvo en el pasado, advierten especialistas.
Historias relacionadas
México cierra el año con menor producción de crudo
Levantan suspensión de perforaciones petroleras en el Golfo de México
Enzimas alteradas genéticamente para limpiar petróleo
Los nuevos yacimientos localizados en los últimos años son casi todos de crudo pesado o extra pesado, con un rendimiento menor en el mercado internacional, explica Fabio Barbosa, del Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM).
"Es muy remota, casi imposible la posibilidad de que este país regrese a los tiempos felices de los grandes yacimientos que lo llevaron a ser uno de los principales exportadores del mundo. Eso ya quedó atrás", dice en conversación con BBC Mundo.
Según el Informe Anual de Hidrocarburos 2011 de Pemex, las reservas totales del país suman 43.074 millones de barriles de petróleo crudo.
De ellas el 32% se consideran reservas probadas, es decir, 13.796 millones de barriles. El resto no puede extraerse aún con la tecnología actual, o se necesita más tiempo para ubicarlas por completo.
Carrera por los dólares
"
Es muy remota la posibilidad de que este país regrese a los tiempos felices de los grandes yacimientos que lo llevaron a ser uno de los principales exportadores del mundo."
Fabio Barbosa, Instituto de Investigaciones Económicas, UNAM
La producción petrolera de México ha bajado en los últimos años, según informes de la gubernamental Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Parte de esta caída se explica por el declive de los yacimientos maduros, especialmente Cantarell. La producción promedio en 2010 fue de 2,5 millones de barriles de crudo al día, la cifra más baja desde 1990.
Hay, sin embargo, otras razones, dice el especialista Barbosa. Durante varias décadas se aplicó una política de explotación acelerada de los yacimientos, que afectó las reservas probadas de crudo.
Al mismo tiempo se cancelaron las inversiones para explorar nuevos yacimientos, y compensar los elevados niveles de producción.
Fueron decisiones políticas, insiste el investigador de la UNAM.
"Hay técnicos interesados en elevar la eficiencia de Pemex, y políticos que desean dólares rápidos. Esta carrera por privilegiar las exportaciones destruye las reservas", explica.
Lo bueno y lo malo
Algunos creen que decisiones políticas podrían haber afectado la eficiencia de la empresa. (Fotos cortesía de Petróleos Mexicanos)
No se sabe el impacto que la caída en las reservas de hidrocarburos tendrá en la economía mexicana, que tiene en la venta de petróleo la primera fuente de divisas al país.
Las exportaciones de crudo representan el 30% de los ingresos fiscales, que se mantienen estables a pesar de la caída en las exportaciones. El alto precio del crudo en el mercado internacional mitigó el impacto en el PIB.
Para 2011 el presupuesto del gobierno federal estableció un precio de US$65,4 por barril de la mezcla mexicana, pero la cotización promedio de marzo fue de US$102,56.
Mientras, Pemex lucha por mantener las reservas de hidrocarburos. En los pozos en declive se inyecta gas natural o nitrógeno para obtener la mayor cantidad posible de crudo. También se han descubierto nuevos yacimientos en aguas profundas y someras, además de otros en tierra.
El país tiene 15.013 millones de barriles de reservas probables de crudo, es decir, con posibilidades de extraerse en el futuro, lo cual garantizaría un mayor plazo de producción.
De hecho, la empresa paraestatal anunció un nuevo yacimiento en Tabasco, al sureste del país, que garantizaría una extracción inicial de 3.700 barriles al día.
Pero no todo son buenas noticias. Muchos de los nuevos descubrimientos son de crudo pesado o extra pesado, con un precio menor en el mercado porque necesita más tecnología y tiempo para procesarlo.
"Son las reservas más grandes que ha tenido México, pero su rentabilidad es desfavorable", insiste el investigador Barbosa.
Esto no significa que se quede sin este recurso, pues en épocas recientes ha logrado recuperar, con nuevos yacimientos o la reactivación de pozos, el 86% de los barriles que exporta diariamente. Pero es muy difícil que regrese a los niveles de producción que tuvo en el pasado, advierten especialistas.
Historias relacionadas
México cierra el año con menor producción de crudo
Levantan suspensión de perforaciones petroleras en el Golfo de México
Enzimas alteradas genéticamente para limpiar petróleo
Los nuevos yacimientos localizados en los últimos años son casi todos de crudo pesado o extra pesado, con un rendimiento menor en el mercado internacional, explica Fabio Barbosa, del Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM).
"Es muy remota, casi imposible la posibilidad de que este país regrese a los tiempos felices de los grandes yacimientos que lo llevaron a ser uno de los principales exportadores del mundo. Eso ya quedó atrás", dice en conversación con BBC Mundo.
Según el Informe Anual de Hidrocarburos 2011 de Pemex, las reservas totales del país suman 43.074 millones de barriles de petróleo crudo.
De ellas el 32% se consideran reservas probadas, es decir, 13.796 millones de barriles. El resto no puede extraerse aún con la tecnología actual, o se necesita más tiempo para ubicarlas por completo.
Carrera por los dólares
"
Es muy remota la posibilidad de que este país regrese a los tiempos felices de los grandes yacimientos que lo llevaron a ser uno de los principales exportadores del mundo."
Fabio Barbosa, Instituto de Investigaciones Económicas, UNAM
La producción petrolera de México ha bajado en los últimos años, según informes de la gubernamental Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Parte de esta caída se explica por el declive de los yacimientos maduros, especialmente Cantarell. La producción promedio en 2010 fue de 2,5 millones de barriles de crudo al día, la cifra más baja desde 1990.
Hay, sin embargo, otras razones, dice el especialista Barbosa. Durante varias décadas se aplicó una política de explotación acelerada de los yacimientos, que afectó las reservas probadas de crudo.
Al mismo tiempo se cancelaron las inversiones para explorar nuevos yacimientos, y compensar los elevados niveles de producción.
Fueron decisiones políticas, insiste el investigador de la UNAM.
"Hay técnicos interesados en elevar la eficiencia de Pemex, y políticos que desean dólares rápidos. Esta carrera por privilegiar las exportaciones destruye las reservas", explica.
Lo bueno y lo malo
Algunos creen que decisiones políticas podrían haber afectado la eficiencia de la empresa. (Fotos cortesía de Petróleos Mexicanos)
No se sabe el impacto que la caída en las reservas de hidrocarburos tendrá en la economía mexicana, que tiene en la venta de petróleo la primera fuente de divisas al país.
Las exportaciones de crudo representan el 30% de los ingresos fiscales, que se mantienen estables a pesar de la caída en las exportaciones. El alto precio del crudo en el mercado internacional mitigó el impacto en el PIB.
Para 2011 el presupuesto del gobierno federal estableció un precio de US$65,4 por barril de la mezcla mexicana, pero la cotización promedio de marzo fue de US$102,56.
Mientras, Pemex lucha por mantener las reservas de hidrocarburos. En los pozos en declive se inyecta gas natural o nitrógeno para obtener la mayor cantidad posible de crudo. También se han descubierto nuevos yacimientos en aguas profundas y someras, además de otros en tierra.
El país tiene 15.013 millones de barriles de reservas probables de crudo, es decir, con posibilidades de extraerse en el futuro, lo cual garantizaría un mayor plazo de producción.
De hecho, la empresa paraestatal anunció un nuevo yacimiento en Tabasco, al sureste del país, que garantizaría una extracción inicial de 3.700 barriles al día.
Pero no todo son buenas noticias. Muchos de los nuevos descubrimientos son de crudo pesado o extra pesado, con un precio menor en el mercado porque necesita más tecnología y tiempo para procesarlo.
"Son las reservas más grandes que ha tenido México, pero su rentabilidad es desfavorable", insiste el investigador Barbosa.
Petróleo Mexicano (BBC)
El papel de México en el mercado internacional del crudo empieza a cambiar. La empresa gubernamental Petróleos Mexicanos (Pemex) reconoció que sólo tiene reservas probadas de hidrocarburos para los próximos diez años.
Esto no significa que se quede sin este recurso, pues en épocas recientes ha logrado recuperar, con nuevos yacimientos o la reactivación de pozos, el 86% de los barriles que exporta diariamente. Pero es muy difícil que regrese a los niveles de producción que tuvo en el pasado, advierten especialistas.
Historias relacionadas
México cierra el año con menor producción de crudo
Levantan suspensión de perforaciones petroleras en el Golfo de México
Enzimas alteradas genéticamente para limpiar petróleo
Los nuevos yacimientos localizados en los últimos años son casi todos de crudo pesado o extra pesado, con un rendimiento menor en el mercado internacional, explica Fabio Barbosa, del Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM).
"Es muy remota, casi imposible la posibilidad de que este país regrese a los tiempos felices de los grandes yacimientos que lo llevaron a ser uno de los principales exportadores del mundo. Eso ya quedó atrás", dice en conversación con BBC Mundo.
Según el Informe Anual de Hidrocarburos 2011 de Pemex, las reservas totales del país suman 43.074 millones de barriles de petróleo crudo.
De ellas el 32% se consideran reservas probadas, es decir, 13.796 millones de barriles. El resto no puede extraerse aún con la tecnología actual, o se necesita más tiempo para ubicarlas por completo.
Carrera por los dólares
"
Es muy remota la posibilidad de que este país regrese a los tiempos felices de los grandes yacimientos que lo llevaron a ser uno de los principales exportadores del mundo."
Fabio Barbosa, Instituto de Investigaciones Económicas, UNAM
La producción petrolera de México ha bajado en los últimos años, según informes de la gubernamental Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Parte de esta caída se explica por el declive de los yacimientos maduros, especialmente Cantarell. La producción promedio en 2010 fue de 2,5 millones de barriles de crudo al día, la cifra más baja desde 1990.
Hay, sin embargo, otras razones, dice el especialista Barbosa. Durante varias décadas se aplicó una política de explotación acelerada de los yacimientos, que afectó las reservas probadas de crudo.
Al mismo tiempo se cancelaron las inversiones para explorar nuevos yacimientos, y compensar los elevados niveles de producción.
Fueron decisiones políticas, insiste el investigador de la UNAM.
"Hay técnicos interesados en elevar la eficiencia de Pemex, y políticos que desean dólares rápidos. Esta carrera por privilegiar las exportaciones destruye las reservas", explica.
Lo bueno y lo malo
Algunos creen que decisiones políticas podrían haber afectado la eficiencia de la empresa. (Fotos cortesía de Petróleos Mexicanos)
No se sabe el impacto que la caída en las reservas de hidrocarburos tendrá en la economía mexicana, que tiene en la venta de petróleo la primera fuente de divisas al país.
Las exportaciones de crudo representan el 30% de los ingresos fiscales, que se mantienen estables a pesar de la caída en las exportaciones. El alto precio del crudo en el mercado internacional mitigó el impacto en el PIB.
Para 2011 el presupuesto del gobierno federal estableció un precio de US$65,4 por barril de la mezcla mexicana, pero la cotización promedio de marzo fue de US$102,56.
Mientras, Pemex lucha por mantener las reservas de hidrocarburos. En los pozos en declive se inyecta gas natural o nitrógeno para obtener la mayor cantidad posible de crudo. También se han descubierto nuevos yacimientos en aguas profundas y someras, además de otros en tierra.
El país tiene 15.013 millones de barriles de reservas probables de crudo, es decir, con posibilidades de extraerse en el futuro, lo cual garantizaría un mayor plazo de producción.
De hecho, la empresa paraestatal anunció un nuevo yacimiento en Tabasco, al sureste del país, que garantizaría una extracción inicial de 3.700 barriles al día.
Pero no todo son buenas noticias. Muchos de los nuevos descubrimientos son de crudo pesado o extra pesado, con un precio menor en el mercado porque necesita más tecnología y tiempo para procesarlo.
"Son las reservas más grandes que ha tenido México, pero su rentabilidad es desfavorable", insiste el investigador Barbosa.
Esto no significa que se quede sin este recurso, pues en épocas recientes ha logrado recuperar, con nuevos yacimientos o la reactivación de pozos, el 86% de los barriles que exporta diariamente. Pero es muy difícil que regrese a los niveles de producción que tuvo en el pasado, advierten especialistas.
Historias relacionadas
México cierra el año con menor producción de crudo
Levantan suspensión de perforaciones petroleras en el Golfo de México
Enzimas alteradas genéticamente para limpiar petróleo
Los nuevos yacimientos localizados en los últimos años son casi todos de crudo pesado o extra pesado, con un rendimiento menor en el mercado internacional, explica Fabio Barbosa, del Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM).
"Es muy remota, casi imposible la posibilidad de que este país regrese a los tiempos felices de los grandes yacimientos que lo llevaron a ser uno de los principales exportadores del mundo. Eso ya quedó atrás", dice en conversación con BBC Mundo.
Según el Informe Anual de Hidrocarburos 2011 de Pemex, las reservas totales del país suman 43.074 millones de barriles de petróleo crudo.
De ellas el 32% se consideran reservas probadas, es decir, 13.796 millones de barriles. El resto no puede extraerse aún con la tecnología actual, o se necesita más tiempo para ubicarlas por completo.
Carrera por los dólares
"
Es muy remota la posibilidad de que este país regrese a los tiempos felices de los grandes yacimientos que lo llevaron a ser uno de los principales exportadores del mundo."
Fabio Barbosa, Instituto de Investigaciones Económicas, UNAM
La producción petrolera de México ha bajado en los últimos años, según informes de la gubernamental Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Parte de esta caída se explica por el declive de los yacimientos maduros, especialmente Cantarell. La producción promedio en 2010 fue de 2,5 millones de barriles de crudo al día, la cifra más baja desde 1990.
Hay, sin embargo, otras razones, dice el especialista Barbosa. Durante varias décadas se aplicó una política de explotación acelerada de los yacimientos, que afectó las reservas probadas de crudo.
Al mismo tiempo se cancelaron las inversiones para explorar nuevos yacimientos, y compensar los elevados niveles de producción.
Fueron decisiones políticas, insiste el investigador de la UNAM.
"Hay técnicos interesados en elevar la eficiencia de Pemex, y políticos que desean dólares rápidos. Esta carrera por privilegiar las exportaciones destruye las reservas", explica.
Lo bueno y lo malo
Algunos creen que decisiones políticas podrían haber afectado la eficiencia de la empresa. (Fotos cortesía de Petróleos Mexicanos)
No se sabe el impacto que la caída en las reservas de hidrocarburos tendrá en la economía mexicana, que tiene en la venta de petróleo la primera fuente de divisas al país.
Las exportaciones de crudo representan el 30% de los ingresos fiscales, que se mantienen estables a pesar de la caída en las exportaciones. El alto precio del crudo en el mercado internacional mitigó el impacto en el PIB.
Para 2011 el presupuesto del gobierno federal estableció un precio de US$65,4 por barril de la mezcla mexicana, pero la cotización promedio de marzo fue de US$102,56.
Mientras, Pemex lucha por mantener las reservas de hidrocarburos. En los pozos en declive se inyecta gas natural o nitrógeno para obtener la mayor cantidad posible de crudo. También se han descubierto nuevos yacimientos en aguas profundas y someras, además de otros en tierra.
El país tiene 15.013 millones de barriles de reservas probables de crudo, es decir, con posibilidades de extraerse en el futuro, lo cual garantizaría un mayor plazo de producción.
De hecho, la empresa paraestatal anunció un nuevo yacimiento en Tabasco, al sureste del país, que garantizaría una extracción inicial de 3.700 barriles al día.
Pero no todo son buenas noticias. Muchos de los nuevos descubrimientos son de crudo pesado o extra pesado, con un precio menor en el mercado porque necesita más tecnología y tiempo para procesarlo.
"Son las reservas más grandes que ha tenido México, pero su rentabilidad es desfavorable", insiste el investigador Barbosa.
Petróleo en América Latina (El Espectador)
Los principales productores petroleros en América Latina -México, Venezuela, Brasil y Colombia- apuestan el desarrollo futuro de su industria al crudo pesado y extrapesado, animados por los buenos precios internacionales y ante el declive de los campos de livianos.
"Las cada vez más difíciles condiciones para encontrar petróleo ligero, sumado con los buenos precios del mercado internacional, han hecho ganar espacio a los crudos pesados y extrapesados, especialmente en América Latina", dijo este martes Javier Gutiérrez, presidente de la estatal colombiana Ecopetrol, en un congreso regional de crudos pesados que se realiza en Bogotá.
A su vez, Carlos Rodado, ministro de Energía de Colombia, sostuvo que el desarrollo de los crudos pesados y extrapesados en América Latina "tiene un futuro promisorio, gracias a los avances de la tecnología para su extracción, la mejora en su factor de recobro y en los procesos de refinación".
Venezuela tiene las mayores reservas petroleras certificadas del mundo, un volumen de 296.500 millones de barriles, de los cuales 220.000 millones son de crudo pesado y extrapesado que se encuentra en la Faja del río Orinoco.
México, que ha visto caer su producción de 3,3 millones de barriles diarios (b/d) en 2004 a unos 2,5 millones en la actualidad, cuenta con reservas de 43.000 millones de barriles de crudo equivalente, de los cuales 52% corresponde a crudos pesados o extrapesados.
"Los extrapesados son el futuro de México. Las reservas de petróleo fácil se están acabando, y vivimos el declive de nuestro principal campo, Cantarell, que produce actualmente unos 500.000 b/d", dijo Luis Angel Carrillo, coordinador del proyecto de crudos extrapesados de la estatal Pemex, a la AFP.
Pemex planea explotar 11 campos de petróleo pesado en el Golfo de México, con la perforación de 100 pozos y la instalación de 15 plataformas para conseguir su primera produción en 2014.
El primero de ellos sería el de Ayatsil Teker, con 59 km2 y reservas estimadas de 725 millones de crudo equivalente.
Carrillo indicó que las pruebas han dado crudos de menos de 11 grados API con viscosidades muy altas, que serían mejorados con petróleo ligero marino de campos cecanos para asegurar la comercialización del proyecto.
Colombia, en tanto, vive un aumento de su producción petrolera, que pasó de 530.000 b/d en 2007 a unos 930.000 b/d en junio pasado, de los cuales 60% corresponde a petróleo pesado y extrapesado. Sus reservas probadas alcanzaron 2.058 millones de barriles en 2010.
Brasil, con reservas probadas de 14.246 millones de barriles en 2010 y una meta de producción para este año de 2,1 millones de b/d, extrae unos 460.000 b/d de crudos pesados en campos costa afuera.
"Enfrentamos un reto muy grande, porque gran parte de las acumulaciones de hidrocarburos en nuestras aguas son de crudos pesados", a profundidades de más de 1.500 metros en la cuenca de Campos, explicó Clovis Santos, directivo de la estatal brasilera Petrobras.
"Desarrollamos tecnología para pozos horizontales, bombas sumergibles de alta potencia, nuevas tecnologías para separar el agua del crudo, y unidades de producción de amplia capacidad para el procesamiento de líquidos", enumeró Santos.
"¿Valió la pena? Pues hay ya varios proyectos que están poniendo en producción esas grandes reservas", anotó.
"Las cada vez más difíciles condiciones para encontrar petróleo ligero, sumado con los buenos precios del mercado internacional, han hecho ganar espacio a los crudos pesados y extrapesados, especialmente en América Latina", dijo este martes Javier Gutiérrez, presidente de la estatal colombiana Ecopetrol, en un congreso regional de crudos pesados que se realiza en Bogotá.
A su vez, Carlos Rodado, ministro de Energía de Colombia, sostuvo que el desarrollo de los crudos pesados y extrapesados en América Latina "tiene un futuro promisorio, gracias a los avances de la tecnología para su extracción, la mejora en su factor de recobro y en los procesos de refinación".
Venezuela tiene las mayores reservas petroleras certificadas del mundo, un volumen de 296.500 millones de barriles, de los cuales 220.000 millones son de crudo pesado y extrapesado que se encuentra en la Faja del río Orinoco.
México, que ha visto caer su producción de 3,3 millones de barriles diarios (b/d) en 2004 a unos 2,5 millones en la actualidad, cuenta con reservas de 43.000 millones de barriles de crudo equivalente, de los cuales 52% corresponde a crudos pesados o extrapesados.
"Los extrapesados son el futuro de México. Las reservas de petróleo fácil se están acabando, y vivimos el declive de nuestro principal campo, Cantarell, que produce actualmente unos 500.000 b/d", dijo Luis Angel Carrillo, coordinador del proyecto de crudos extrapesados de la estatal Pemex, a la AFP.
Pemex planea explotar 11 campos de petróleo pesado en el Golfo de México, con la perforación de 100 pozos y la instalación de 15 plataformas para conseguir su primera produción en 2014.
El primero de ellos sería el de Ayatsil Teker, con 59 km2 y reservas estimadas de 725 millones de crudo equivalente.
Carrillo indicó que las pruebas han dado crudos de menos de 11 grados API con viscosidades muy altas, que serían mejorados con petróleo ligero marino de campos cecanos para asegurar la comercialización del proyecto.
Colombia, en tanto, vive un aumento de su producción petrolera, que pasó de 530.000 b/d en 2007 a unos 930.000 b/d en junio pasado, de los cuales 60% corresponde a petróleo pesado y extrapesado. Sus reservas probadas alcanzaron 2.058 millones de barriles en 2010.
Brasil, con reservas probadas de 14.246 millones de barriles en 2010 y una meta de producción para este año de 2,1 millones de b/d, extrae unos 460.000 b/d de crudos pesados en campos costa afuera.
"Enfrentamos un reto muy grande, porque gran parte de las acumulaciones de hidrocarburos en nuestras aguas son de crudos pesados", a profundidades de más de 1.500 metros en la cuenca de Campos, explicó Clovis Santos, directivo de la estatal brasilera Petrobras.
"Desarrollamos tecnología para pozos horizontales, bombas sumergibles de alta potencia, nuevas tecnologías para separar el agua del crudo, y unidades de producción de amplia capacidad para el procesamiento de líquidos", enumeró Santos.
"¿Valió la pena? Pues hay ya varios proyectos que están poniendo en producción esas grandes reservas", anotó.
Petróleo en América Latina (El Espectador)
Los principales productores petroleros en América Latina -México, Venezuela, Brasil y Colombia- apuestan el desarrollo futuro de su industria al crudo pesado y extrapesado, animados por los buenos precios internacionales y ante el declive de los campos de livianos.
"Las cada vez más difíciles condiciones para encontrar petróleo ligero, sumado con los buenos precios del mercado internacional, han hecho ganar espacio a los crudos pesados y extrapesados, especialmente en América Latina", dijo este martes Javier Gutiérrez, presidente de la estatal colombiana Ecopetrol, en un congreso regional de crudos pesados que se realiza en Bogotá.
A su vez, Carlos Rodado, ministro de Energía de Colombia, sostuvo que el desarrollo de los crudos pesados y extrapesados en América Latina "tiene un futuro promisorio, gracias a los avances de la tecnología para su extracción, la mejora en su factor de recobro y en los procesos de refinación".
Venezuela tiene las mayores reservas petroleras certificadas del mundo, un volumen de 296.500 millones de barriles, de los cuales 220.000 millones son de crudo pesado y extrapesado que se encuentra en la Faja del río Orinoco.
México, que ha visto caer su producción de 3,3 millones de barriles diarios (b/d) en 2004 a unos 2,5 millones en la actualidad, cuenta con reservas de 43.000 millones de barriles de crudo equivalente, de los cuales 52% corresponde a crudos pesados o extrapesados.
"Los extrapesados son el futuro de México. Las reservas de petróleo fácil se están acabando, y vivimos el declive de nuestro principal campo, Cantarell, que produce actualmente unos 500.000 b/d", dijo Luis Angel Carrillo, coordinador del proyecto de crudos extrapesados de la estatal Pemex, a la AFP.
Pemex planea explotar 11 campos de petróleo pesado en el Golfo de México, con la perforación de 100 pozos y la instalación de 15 plataformas para conseguir su primera produción en 2014.
El primero de ellos sería el de Ayatsil Teker, con 59 km2 y reservas estimadas de 725 millones de crudo equivalente.
Carrillo indicó que las pruebas han dado crudos de menos de 11 grados API con viscosidades muy altas, que serían mejorados con petróleo ligero marino de campos cecanos para asegurar la comercialización del proyecto.
Colombia, en tanto, vive un aumento de su producción petrolera, que pasó de 530.000 b/d en 2007 a unos 930.000 b/d en junio pasado, de los cuales 60% corresponde a petróleo pesado y extrapesado. Sus reservas probadas alcanzaron 2.058 millones de barriles en 2010.
Brasil, con reservas probadas de 14.246 millones de barriles en 2010 y una meta de producción para este año de 2,1 millones de b/d, extrae unos 460.000 b/d de crudos pesados en campos costa afuera.
"Enfrentamos un reto muy grande, porque gran parte de las acumulaciones de hidrocarburos en nuestras aguas son de crudos pesados", a profundidades de más de 1.500 metros en la cuenca de Campos, explicó Clovis Santos, directivo de la estatal brasilera Petrobras.
"Desarrollamos tecnología para pozos horizontales, bombas sumergibles de alta potencia, nuevas tecnologías para separar el agua del crudo, y unidades de producción de amplia capacidad para el procesamiento de líquidos", enumeró Santos.
"¿Valió la pena? Pues hay ya varios proyectos que están poniendo en producción esas grandes reservas", anotó.
"Las cada vez más difíciles condiciones para encontrar petróleo ligero, sumado con los buenos precios del mercado internacional, han hecho ganar espacio a los crudos pesados y extrapesados, especialmente en América Latina", dijo este martes Javier Gutiérrez, presidente de la estatal colombiana Ecopetrol, en un congreso regional de crudos pesados que se realiza en Bogotá.
A su vez, Carlos Rodado, ministro de Energía de Colombia, sostuvo que el desarrollo de los crudos pesados y extrapesados en América Latina "tiene un futuro promisorio, gracias a los avances de la tecnología para su extracción, la mejora en su factor de recobro y en los procesos de refinación".
Venezuela tiene las mayores reservas petroleras certificadas del mundo, un volumen de 296.500 millones de barriles, de los cuales 220.000 millones son de crudo pesado y extrapesado que se encuentra en la Faja del río Orinoco.
México, que ha visto caer su producción de 3,3 millones de barriles diarios (b/d) en 2004 a unos 2,5 millones en la actualidad, cuenta con reservas de 43.000 millones de barriles de crudo equivalente, de los cuales 52% corresponde a crudos pesados o extrapesados.
"Los extrapesados son el futuro de México. Las reservas de petróleo fácil se están acabando, y vivimos el declive de nuestro principal campo, Cantarell, que produce actualmente unos 500.000 b/d", dijo Luis Angel Carrillo, coordinador del proyecto de crudos extrapesados de la estatal Pemex, a la AFP.
Pemex planea explotar 11 campos de petróleo pesado en el Golfo de México, con la perforación de 100 pozos y la instalación de 15 plataformas para conseguir su primera produción en 2014.
El primero de ellos sería el de Ayatsil Teker, con 59 km2 y reservas estimadas de 725 millones de crudo equivalente.
Carrillo indicó que las pruebas han dado crudos de menos de 11 grados API con viscosidades muy altas, que serían mejorados con petróleo ligero marino de campos cecanos para asegurar la comercialización del proyecto.
Colombia, en tanto, vive un aumento de su producción petrolera, que pasó de 530.000 b/d en 2007 a unos 930.000 b/d en junio pasado, de los cuales 60% corresponde a petróleo pesado y extrapesado. Sus reservas probadas alcanzaron 2.058 millones de barriles en 2010.
Brasil, con reservas probadas de 14.246 millones de barriles en 2010 y una meta de producción para este año de 2,1 millones de b/d, extrae unos 460.000 b/d de crudos pesados en campos costa afuera.
"Enfrentamos un reto muy grande, porque gran parte de las acumulaciones de hidrocarburos en nuestras aguas son de crudos pesados", a profundidades de más de 1.500 metros en la cuenca de Campos, explicó Clovis Santos, directivo de la estatal brasilera Petrobras.
"Desarrollamos tecnología para pozos horizontales, bombas sumergibles de alta potencia, nuevas tecnologías para separar el agua del crudo, y unidades de producción de amplia capacidad para el procesamiento de líquidos", enumeró Santos.
"¿Valió la pena? Pues hay ya varios proyectos que están poniendo en producción esas grandes reservas", anotó.
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