Panorama petrolero 2013 por Joseph Lazzaro

Will Crude Fall Substantially In 2013?

Posted on 21 October 2012 by Gary Truitt

Right now, the price of oil is high: $90 per barrel. And don’t let anyone fool you: crude is not cheap today, and is ridiculously high compared to its 150-year average price (1861-2011) of about $25 per barrel. The compelling questions for investors and consumers are: 1) why are oil prices high today? and 2) where are oil prices headed over the next year, and in the next five years? Regarding oil prices today, it’s not simply a supply and demand equation. If it was, oil would be selling for $50 or even $40 per barrel, not $90. Despite increased demand from emerging market economies, primarily China, there has not been a sustained disruption in oil’s supply anywhere in the world. In other words, in the globalization era that began in 1989, whenever a nation, be it the United States, Japan or Germany, sought oil, it has been able to buy it. With no shortages during that 30-year span, why then has the price of oil remained at such high levels? You guessed it: geopolitical risk. Ongoing civil unrest in the Middle East (Syria, Egypt) near major oil producing nations, has placed a “geopolitical risk premium” on the price of oil, adding roughly $10-15 per barrel to oil’s price.

Add the above to the possibility of supply disruptions in Venezuela and Nigeria, and U.S./E.U. sanctions imposed on oil producer Iran over its nuclear program, and the result is an oil price that has been bid-up substantially – far above where oil would be trading if solely supply and demand factors ruled the day.

Second – and this may surprise some consumers – oil is not just an energy form, it’s an alternative investment, particularly for institutional investors (hedge funds, investment funds, and other high-net-worth investors). Frustrated by this decade’s inadequate returns in the stock and bond markets, institutional investors (IIs) have bid-up the price of commodities, and one of their favorite commodities is: oil. Further, so long as IIs believe the likely rate of return from oil futures (and other commodities) is substantially greater than the rate of return from stocks, bonds, real estate etc., these investors will continue to pour money into oil futures – and the price of oil will remain well above where supply/factors would place it.

Any Good News On The Horizon?

So now you know two major reasons (geopolitical risk, oil as alternative investment) why oil prices are so high today. Given the above, is there any good news on the horizon for businesses and consumers who use oil? Indeed there is.

Natural gas, and in particular unconventional natural gas stemming from new hydraulic fracturing or “fracking” technology, has become a comparatively cheap, abundant source of energy in the United States, and major, new supply additions are also possible in Europe, Russia, and the Middle East.

In North America, natural gas closed Friday at $3.58 per million Btus (MMBtu) – which means it sold for the oil equivalent of $20.74 per barrel. In other words, natural gas costs about one-fourth of oil, for the same amount of energy delivered.

To be sure, those huge increases in natural gas’s supply are contingent on fracking technology deployed safely. In some areas, fracking has led to environmental damage and it is not appropriate for all, potential drilling areas, but if those approved fracking sites continue to produce at current rates in the United States, natural gas will continue to displace oil in factories, home heating, and displace coal (and other fuels) in electric power generation.

Natural gas is also making in-roads in transportation, in the fleet vehicle market (buses, garbage trucks, short-haul delivery trucks), or where vehicles return to the same site to re-fuel. (The long-haul, 18-wheeler truck and civilian car/SUV markets will have to await the build-out of the U.S. natural gas filling station network.)

In other words, natural gas will decrease U.S. oil consumption, and in the process take some pressure off global oil demand.

Second, as the International Energy Agency (IEA) indicated in its latest global oil outlook, just as it has with natural gas, fracking and other, new drilling technologies applied to shale and tight formations in North America is increasing oil production. The IEA confirms what President Barack Obama has stated on the campaign trail: oil production in the U.S. has increased 13.1 percent since 2008 to 5.658 million barrels per day (bpd) in 2011, according to the U.S. Energy Information Agency, with the IEA calling the new oil drilling techniques, “a game-changer in the making.”

In other words, new drilling techniques will continue to increase U.S. oil production, and will play a role in increasing international oil production, boosting global oil production by 9.3 million bpd to 102 million bpd by 2017, the IEA said. Meanwhile, global oil demand is expected to rise to 95.7 million bpd by 2017.

The net result? The world’s spare capacity or “safety cushion” for oil is expected to roughly double – to 5-7 million bpd in 2017 – a safety cushion size the world has not seen since before 2003

Panorama petrolero 2013 por Joseph Lazzaro

Will Crude Fall Substantially In 2013?

Posted on 21 October 2012 by Gary Truitt

Right now, the price of oil is high: $90 per barrel. And don’t let anyone fool you: crude is not cheap today, and is ridiculously high compared to its 150-year average price (1861-2011) of about $25 per barrel. The compelling questions for investors and consumers are: 1) why are oil prices high today? and 2) where are oil prices headed over the next year, and in the next five years? Regarding oil prices today, it’s not simply a supply and demand equation. If it was, oil would be selling for $50 or even $40 per barrel, not $90. Despite increased demand from emerging market economies, primarily China, there has not been a sustained disruption in oil’s supply anywhere in the world. In other words, in the globalization era that began in 1989, whenever a nation, be it the United States, Japan or Germany, sought oil, it has been able to buy it. With no shortages during that 30-year span, why then has the price of oil remained at such high levels? You guessed it: geopolitical risk. Ongoing civil unrest in the Middle East (Syria, Egypt) near major oil producing nations, has placed a “geopolitical risk premium” on the price of oil, adding roughly $10-15 per barrel to oil’s price.

Add the above to the possibility of supply disruptions in Venezuela and Nigeria, and U.S./E.U. sanctions imposed on oil producer Iran over its nuclear program, and the result is an oil price that has been bid-up substantially – far above where oil would be trading if solely supply and demand factors ruled the day.

Second – and this may surprise some consumers – oil is not just an energy form, it’s an alternative investment, particularly for institutional investors (hedge funds, investment funds, and other high-net-worth investors). Frustrated by this decade’s inadequate returns in the stock and bond markets, institutional investors (IIs) have bid-up the price of commodities, and one of their favorite commodities is: oil. Further, so long as IIs believe the likely rate of return from oil futures (and other commodities) is substantially greater than the rate of return from stocks, bonds, real estate etc., these investors will continue to pour money into oil futures – and the price of oil will remain well above where supply/factors would place it.

Any Good News On The Horizon?

So now you know two major reasons (geopolitical risk, oil as alternative investment) why oil prices are so high today. Given the above, is there any good news on the horizon for businesses and consumers who use oil? Indeed there is.

Natural gas, and in particular unconventional natural gas stemming from new hydraulic fracturing or “fracking” technology, has become a comparatively cheap, abundant source of energy in the United States, and major, new supply additions are also possible in Europe, Russia, and the Middle East.

In North America, natural gas closed Friday at $3.58 per million Btus (MMBtu) – which means it sold for the oil equivalent of $20.74 per barrel. In other words, natural gas costs about one-fourth of oil, for the same amount of energy delivered.

To be sure, those huge increases in natural gas’s supply are contingent on fracking technology deployed safely. In some areas, fracking has led to environmental damage and it is not appropriate for all, potential drilling areas, but if those approved fracking sites continue to produce at current rates in the United States, natural gas will continue to displace oil in factories, home heating, and displace coal (and other fuels) in electric power generation.

Natural gas is also making in-roads in transportation, in the fleet vehicle market (buses, garbage trucks, short-haul delivery trucks), or where vehicles return to the same site to re-fuel. (The long-haul, 18-wheeler truck and civilian car/SUV markets will have to await the build-out of the U.S. natural gas filling station network.)

In other words, natural gas will decrease U.S. oil consumption, and in the process take some pressure off global oil demand.

Second, as the International Energy Agency (IEA) indicated in its latest global oil outlook, just as it has with natural gas, fracking and other, new drilling technologies applied to shale and tight formations in North America is increasing oil production. The IEA confirms what President Barack Obama has stated on the campaign trail: oil production in the U.S. has increased 13.1 percent since 2008 to 5.658 million barrels per day (bpd) in 2011, according to the U.S. Energy Information Agency, with the IEA calling the new oil drilling techniques, “a game-changer in the making.”

In other words, new drilling techniques will continue to increase U.S. oil production, and will play a role in increasing international oil production, boosting global oil production by 9.3 million bpd to 102 million bpd by 2017, the IEA said. Meanwhile, global oil demand is expected to rise to 95.7 million bpd by 2017.

The net result? The world’s spare capacity or “safety cushion” for oil is expected to roughly double – to 5-7 million bpd in 2017 – a safety cushion size the world has not seen since before 2003.

Colombia: Hidroituango, a 171 km. de Medellín, tendrá una inversión total de US$5.508 millones, estará finalizado en 2021.

Empresas Públicas de Medellín inicia en los próximos días el proyecto hidroeléctrico más grande de sus 47 años de historia y uno de los más importantes del país. Tras una audiencia de seis horas realizada el pasado martes, en la que hubo señalamientos, llamados al orden y retiros del auditorio Himerio Pérez de EPM, la empresa antioqueña le adjudicó el contrato de las principales obras civiles del proyecto hidroeléctrico Ituango al Consorcio CCC Ituango, el mismo que construyó Porce III y que se preveía como posible ganador.

Para Juan E. Calle, gerente de EPM, el consorcio, conformado por las firmas Comercio Camargo Correa (Brasil), Conconcreto y Coninsa Ramón H. (Colombia), ganó el contrato porque cumplió con los tres principales requisitos: menor valor de la propuesta ($1,89 billones), cumplimiento en contratos anteriores y oferta de financiación en firme. “El 45% del consorcio está en firmas colombianas; este es el porcentaje más alto en proyectos de este tipo en la historia de EPM”, dijo Calle.

Ahora el reto de CCC Ituango es construir en seis años y tres meses un dique de 20 millones de metros cúbicos de roca y 225 metros de altura, entre otras obras. El proyecto, que tendrá una inversión total de US$5.508 millones, comenzará a operar en 2018 y estará finalizado en 2021. En ese momento, sus 2.400 megavatios, que equivaldrían al 16% de la capacidad de energía total de Colombia, duplicarán la capacidad de EPM.

Pese a que el gerente Calle dijo al final de la audiencia que el proceso de contratación finalizó sin traumatismos, lo cierto es que diversas voces mostraron en el transcurso de la audiencia su desacuerdo con lo que, según ellos, fue un proceso amañado. EPM respondió que las propuestas del Consorcio Pescadero Ituango y de la Unión Temporal AOCO fueron rechazadas porque se constató que no cumplían con el requisito de experiencia exigido en el pliego de condiciones, en el que dice, por ejemplo, que “no se aceptará experiencia que provenga (…) de sociedades que hayan recibido de otras sociedades aportes en especie”.

A pesar de que esta aclaración fue hecha siete días antes de la fecha de cierre para la presentación de las propuestas (21 de marzo de 2012), EPM aseguró que, de acuerdo con el pliego de condiciones, era posible modificar los términos hasta cinco días hábiles antes del plazo final. Sin embargo, AOCO puso una acción de tutela, argumentando violación a los derechos fundamentales al debido proceso y a la igualdad. El Juzgado 18 Civil Municipal de Medellín respondió que no encontró “vulneración argumentada por las empresas accionantes”.

Otro aspecto que enturbió parte del proceso fue la inquietud sobre si un miembro de la junta directiva de Coninsa Ramón H. era el representante legal de la empresa que diseñó el proyecto hidroeléctrico. En este punto, EPM afirmó que Jairo Hoyos, el aludido y representante legal de Integral, ya no hacía parte de Coninsa —según un certificado de 2011 de la Cámara de Comercio de Medellín— y que su empresa no hizo los diseños.

Pese a que Hoyos era miembro de las juntas directivas de las empresas que integraron el consorcio Generación Ituango, conformado por dos filiales de Integral —Solingral e Integral Ingeniería de Consulta—, EPM aseguró, basada en una respuesta de CCC Ituango, que Hoyos no intervino directamente en los diseños porque en ese período no ejerció funciones operativas, administrativas o de ejecución en Solingral y no actuó como miembro de junta de Integral Ingeniería.

Impacto, historia y polémica

La obra se construye a 171 kilómetros de Medellín, en tierras de los municipios de Briceño, Ituango y Toledo. A la fecha, el proyecto ha vinculado a 3.061 personas, de las cuales un porcentaje significativo corresponde a mano de obra no calificada y semicalificada de la zona. En su fase plena, generará cerca de 7.000 empleos directos y unos 20.000 indirectos. A junio de 2012 se habían invertido $2.310 millones en compras menores en los municipios, dinamizando así las economías regionales.

La visión de esta gran hidroeléctrica se concibió desde la década de los 60, pero EPM lo consideró por mucho tiempo un proyecto inviable. El proyecto Hidroituango, adscrito al Instituto para el Desarrollo de Antioquia (Idea), carecía de los recursos necesarios para la magnitud de la obra y cobró un inusitado protagonismo en 2008, cuando el entonces gobernador de Antioquia, Luis Alfredo Ramos, decidió que el Idea se hiciera a un paquete de acciones de socios minoritarios y sacara la megaobra por medio de subasta.

Empresas internacionales se interesaron en la ejecución y el regionalismo antioqueño se agitó, moviendo fichas para que EPM se hiciera a la materialización de la obra. Al final se logró que Ramos suscribiera un acuerdo entre EPM y el Idea para no subastar el proyecto. El Idea obtuvo la capitalización de Hidroituango y EPM se comprometió a construir y operar la hidroeléctrica.

La licitación, adjudicada por EPM en representación de EPM Ituango, incluye la compra de los equipos (turbinas, generadores y máquinas asociadas), el diseño, la fabricación, las pruebas, el transporte, la supervisión del montaje y la capacitación para el personal de EPM que lo operará.

El contrato que firmará la compañía brasileña, cuya sede es la ciudad de Sao Paulo, con EPM tendrá un costo de 225,5 millones de dólares y un plazo de ejecución de 127 meses, es decir, un poco más de 10 años y medio.

Al término de la audiencia pública en la que se reveló el nombre de la compañía ganadora, el gerente General de EPM, Juan Esteban Calle, indicó que Alstom Brasil Energía e Transporte ofrece garantía y confianza para cumplir este nuevo compromiso adquirido por EPM en la ejecución del proyecto Ituango, ya que tiene amplia experiencia en el suministro de equipamientos y servicios para la generación de energía eléctrica y servicios ferroviarios.

Colombia: Hidroituango, a 171 km. de Medellín, tendrá una inversión total de US$5.508 millones, estará finalizado en 2021.

Empresas Públicas de Medellín inicia en los próximos días el proyecto hidroeléctrico más grande de sus 47 años de historia y uno de los más importantes del país. Tras una audiencia de seis horas realizada el pasado martes, en la que hubo señalamientos, llamados al orden y retiros del auditorio Himerio Pérez de EPM, la empresa antioqueña le adjudicó el contrato de las principales obras civiles del proyecto hidroeléctrico Ituango al Consorcio CCC Ituango, el mismo que construyó Porce III y que se preveía como posible ganador.

Para Juan E. Calle, gerente de EPM, el consorcio, conformado por las firmas Comercio Camargo Correa (Brasil), Conconcreto y Coninsa Ramón H. (Colombia), ganó el contrato porque cumplió con los tres principales requisitos: menor valor de la propuesta ($1,89 billones), cumplimiento en contratos anteriores y oferta de financiación en firme. “El 45% del consorcio está en firmas colombianas; este es el porcentaje más alto en proyectos de este tipo en la historia de EPM”, dijo Calle.

Ahora el reto de CCC Ituango es construir en seis años y tres meses un dique de 20 millones de metros cúbicos de roca y 225 metros de altura, entre otras obras. El proyecto, que tendrá una inversión total de US$5.508 millones, comenzará a operar en 2018 y estará finalizado en 2021. En ese momento, sus 2.400 megavatios, que equivaldrían al 16% de la capacidad de energía total de Colombia, duplicarán la capacidad de EPM.

Pese a que el gerente Calle dijo al final de la audiencia que el proceso de contratación finalizó sin traumatismos, lo cierto es que diversas voces mostraron en el transcurso de la audiencia su desacuerdo con lo que, según ellos, fue un proceso amañado. EPM respondió que las propuestas del Consorcio Pescadero Ituango y de la Unión Temporal AOCO fueron rechazadas porque se constató que no cumplían con el requisito de experiencia exigido en el pliego de condiciones, en el que dice, por ejemplo, que “no se aceptará experiencia que provenga (…) de sociedades que hayan recibido de otras sociedades aportes en especie”.

A pesar de que esta aclaración fue hecha siete días antes de la fecha de cierre para la presentación de las propuestas (21 de marzo de 2012), EPM aseguró que, de acuerdo con el pliego de condiciones, era posible modificar los términos hasta cinco días hábiles antes del plazo final. Sin embargo, AOCO puso una acción de tutela, argumentando violación a los derechos fundamentales al debido proceso y a la igualdad. El Juzgado 18 Civil Municipal de Medellín respondió que no encontró “vulneración argumentada por las empresas accionantes”.

Otro aspecto que enturbió parte del proceso fue la inquietud sobre si un miembro de la junta directiva de Coninsa Ramón H. era el representante legal de la empresa que diseñó el proyecto hidroeléctrico. En este punto, EPM afirmó que Jairo Hoyos, el aludido y representante legal de Integral, ya no hacía parte de Coninsa —según un certificado de 2011 de la Cámara de Comercio de Medellín— y que su empresa no hizo los diseños.

Pese a que Hoyos era miembro de las juntas directivas de las empresas que integraron el consorcio Generación Ituango, conformado por dos filiales de Integral —Solingral e Integral Ingeniería de Consulta—, EPM aseguró, basada en una respuesta de CCC Ituango, que Hoyos no intervino directamente en los diseños porque en ese período no ejerció funciones operativas, administrativas o de ejecución en Solingral y no actuó como miembro de junta de Integral Ingeniería.

Impacto, historia y polémica

La obra se construye a 171 kilómetros de Medellín, en tierras de los municipios de Briceño, Ituango y Toledo. A la fecha, el proyecto ha vinculado a 3.061 personas, de las cuales un porcentaje significativo corresponde a mano de obra no calificada y semicalificada de la zona. En su fase plena, generará cerca de 7.000 empleos directos y unos 20.000 indirectos. A junio de 2012 se habían invertido $2.310 millones en compras menores en los municipios, dinamizando así las economías regionales.

La visión de esta gran hidroeléctrica se concibió desde la década de los 60, pero EPM lo consideró por mucho tiempo un proyecto inviable. El proyecto Hidroituango, adscrito al Instituto para el Desarrollo de Antioquia (Idea), carecía de los recursos necesarios para la magnitud de la obra y cobró un inusitado protagonismo en 2008, cuando el entonces gobernador de Antioquia, Luis Alfredo Ramos, decidió que el Idea se hiciera a un paquete de acciones de socios minoritarios y sacara la megaobra por medio de subasta.

Empresas internacionales se interesaron en la ejecución y el regionalismo antioqueño se agitó, moviendo fichas para que EPM se hiciera a la materialización de la obra. Al final se logró que Ramos suscribiera un acuerdo entre EPM y el Idea para no subastar el proyecto. El Idea obtuvo la capitalización de Hidroituango y EPM se comprometió a construir y operar la hidroeléctrica.

La licitación, adjudicada por EPM en representación de EPM Ituango, incluye la compra de los equipos (turbinas, generadores y máquinas asociadas), el diseño, la fabricación, las pruebas, el transporte, la supervisión del montaje y la capacitación para el personal de EPM que lo operará.

El contrato que firmará la compañía brasileña, cuya sede es la ciudad de Sao Paulo, con EPM tendrá un costo de 225,5 millones de dólares y un plazo de ejecución de 127 meses, es decir, un poco más de 10 años y medio.

Al término de la audiencia pública en la que se reveló el nombre de la compañía ganadora, el gerente General de EPM, Juan Esteban Calle, indicó que Alstom Brasil Energía e Transporte ofrece garantía y confianza para cumplir este nuevo compromiso adquirido por EPM en la ejecución del proyecto Ituango, ya que tiene amplia experiencia en el suministro de equipamientos y servicios para la generación de energía eléctrica y servicios ferroviarios.

Energía brasileña, competitividad y Dilma Rouseff.

La presidenta brasileña, Dilma Rousseff, anunció la reducción de hasta un 28 por ciento de las tarifas de energía cobradas a la industria. La medida forma parte de una serie de iniciativas destinadas a dotar de mayor competitividad” a la economía y se ubican dentro de lo que llamó un “salto” en el modelo de desarrollo. Lo afirmó durante el mensaje alusivo al 7 de septiembre, Día de la Independencia, cuando subrayó que Brasil fue menos afectado que los países desarrollados por la crisis y en el cual retomó el discurso de aliento a las inversiones anunciado el mes pasado al lanzar la privatización de carreteras y vías férreas. Rousseff dijo que su gobierno va a implementar la más fuerte reducción de tarifas de energía eléctrica. “Los consumidores residenciales tendrán una reducción media del 16,2 por ciento y para el sector productivo va a llegar al 28 por ciento a partir del inicio de 2013”, precisó. “Nuestro exitoso modelo de desarrollo se apoyó en tres palabritas mágicas: estabilidad, crecimiento e inclusión. Y para tornar nuestro modelo más vigoroso y abrir un nuevo ciclo de desarrollo vamos a incorporar una nueva palabra: competitividad”, aseguró. “Como la mayoría de los países, tuvimos una reducción temporal del índice de crecimiento, pero tenemos condiciones para iniciar este nuevo y decisivo salto”, sostuvo. La presidenta ha manifestado su empeño en reanimar una economía que, según cálculos privados publicados esta semana, crecerá el 1,64 por ciento en 2012.

Energía brasileña, competitividad y Dilma Rouseff.

La presidenta brasileña, Dilma Rousseff, anunció la reducción de hasta un 28 por ciento de las tarifas de energía cobradas a la industria. La medida forma parte de una serie de iniciativas destinadas a dotar de mayor competitividad” a la economía y se ubican dentro de lo que llamó un “salto” en el modelo de desarrollo. Lo afirmó durante el mensaje alusivo al 7 de septiembre, Día de la Independencia, cuando subrayó que Brasil fue menos afectado que los países desarrollados por la crisis y en el cual retomó el discurso de aliento a las inversiones anunciado el mes pasado al lanzar la privatización de carreteras y vías férreas. Rousseff dijo que su gobierno va a implementar la más fuerte reducción de tarifas de energía eléctrica. “Los consumidores residenciales tendrán una reducción media del 16,2 por ciento y para el sector productivo va a llegar al 28 por ciento a partir del inicio de 2013”, precisó. “Nuestro exitoso modelo de desarrollo se apoyó en tres palabritas mágicas: estabilidad, crecimiento e inclusión. Y para tornar nuestro modelo más vigoroso y abrir un nuevo ciclo de desarrollo vamos a incorporar una nueva palabra: competitividad”, aseguró. “Como la mayoría de los países, tuvimos una reducción temporal del índice de crecimiento, pero tenemos condiciones para iniciar este nuevo y decisivo salto”, sostuvo. La presidenta ha manifestado su empeño en reanimar una economía que, según cálculos privados publicados esta semana, crecerá el 1,64 por ciento en 2012.