viernes, 31 de octubre de 2014

¿Merece la pena?

Altos costos en el Ártico disuaden las inversiones pese al deshielo

Pese a las grandes esperanzas de hacer negocios en el Ártico, desde minería a transporte marítimo, en momentos de un rápido deshielo y temperaturas que suben dos veces más rápido que el promedio global, pocas firmas dicen que la ecuación todavía tiene sentido.

Una caída en el precio del crudo y materias primas más baratas, incluido el mineral de hierro, junto con tensiones entre Occidente y Rusia por Ucrania, se suman a la falta de incentivo.

Los ejemplos de desembolsos adicionales abundan. Rompehielos que transporten gas desde Siberia cuestan 100 millones de dólares, o 50 por ciento, más que los barcos normales y se necesitan cientos de millones de dólares para poner a punto las vías férreas que utilizan los puertos árticos.

Además de eso, para muchas compañías la oscuridad invernal, el hielo y las vastas distancias significan que las inversiones en el Ártico no son primordiales.

"La comunidad empresarial necesita un chequeo de la realidad", dijo el director de la Asociación de Armadores Noruegos, Sturla Henriksen, a Reuters en una conferencia sobre el Ártico organizada este mes en Bodoe, un puerto noruego en la región ártica.

Incluso cuando los costos no son prohibitivos, obtener un préstamo para financiar proyectos ha sido más difícil por la incertidumbre sobre las tensiones entre Occidente y Rusia, dijo Peter Evensen, presidente ejecutivo de la firma basada en Canadá Teekay LNG Partners.

Aunque el cambio climático está abriendo el Ártico, el hielo no está desapareciendo tan rápido como algunos pronosticaban.

El ex vicepresidente estadounidense y ambientalista Al Gore dijo en un discurso al aceptar el premio Nobel de la Paz en el 2007, citando a un científico, que el océano Ártico se quedaría sin hielo en el verano boreal del 2014.

El hielo ártico cubrió unos 5 millones de kilómetros cuadrados, casi el doble de tamaño que la India, este verano boreal.

El deshielo está abriendo una ruta a lo largo del norte de Rusia entre los océanos Pacífico y Atlántico. Pero los altos precios rusos para escoltar los cargueros y las sanciones sobre Moscú tras su anexión de Crimea han desalentado el interés.

El número de viajes apoyados por la flota de rompehielos de la rusa Atomflot cayeron este año a 28, incluyendo algunas rutas domésticas, dijo Sergei Balmasov, de la Oficina de Información de la Ruta Marítima del Norte.

El año pasado, 71 barcos usaron la ruta desde cuatro que lo hacían en el 2008. Y algunos expertos dicen que el mundo debería evitar el Ártico por completo, porque el crudo y el transporte marítimo son demasiado costosos.

"No hay apuro para nada. Hay mucho petróleo ahora. Y en todo caso sería el crudo más caro del mundo", dijo el magnate naviero noruego Fred Olsen. 

Encuentran más

Repsol realiza un importante descubrimiento en el Golfo de México
El pozo se ubica en aguas profundas
La petrolera explotra 119 bloques en Estados Unidos

Repsol acaba de anunciar un descubrimiento de petróleo en el Golfo de México estadounidense, concretamente, un almacén neto (net pay) de petróleo de buena calidad de más de 150 metros de espesor. El pozo, denominado León, está situado a 352 kilómetros de la costa de Louisiana, en aguas ultraprofundas -a 9.684 metros- Se trata, según la compañía uno de los pozos más profundos operados por Repsol, que posee el 60% de la participación en este activo, en el que también está presente la colombiana Ecopetrol con el 40% restante.

Según indica la petrolera en una nota, el Golfo de México es una de las áreas más rentables y de mayor potencial exploratorio del mundo. Repsol cuenta en la zona con 119 bloques en Estados Unidos ya representa en torno al 10% del total de la producción del grupo.

La compañía realizó en 2009 uno de los descubrimientos más importantes de la zona, Buckskin, situado a 50 kilómetros de León y que está en las fases finales de evaluación previas a la definición de su desarrollo.

Con el descubrimiento León, Repsol continúa reforzando su posición en Estados Unidos, una de las grandes áreas estratégicas de la compañía. El Golfo de México es una de las zonas más rentables y de mayor potencial exploratorio en la que está demostrando la evaluación que lleva a cabo el actual operador, apunta a la pronta definición de un plan de desarrollo del campo.

A exportar!

Mozambique se alista para explotar sus reservas de gas
El país africano puede convertirse en uno de los principales exportadores del energético a escala global.

Nuno Remane apenas puede contener su emoción mientras señala los diseños de Palma, la Ciudad del Gas. Con una extensión de 18 mil hectáreas y proyectada para albergar a 250 mil personas, una zona metropolitana que, se planea, sea el hogar de una enorme planta de gas natural licuado (GNL) y una serie de industrias de alto consumo de energía, además de campos de golf, centros comerciales y hoteles.

Lo que suena como un grandioso megaproyecto en el desierto del golfo con gran riqueza de petróleo, de hecho es el proyecto para un área costera remota de Mozambique, uno de los países más pobres de África.

“Este (gas) va a cambiar nuestra historia”, dice Remane, presidente ejecutivo de Tracus, el arquitecto detrás de este plan maestro. “El primo pobre de los países de habla portuguesa se convertirá en un pequeño maestro, si guiamos apropiadamente este proyecto”.

El plan pone de manifiesto las ambiciones del país del sur de África, que se prepara para aprovechar sus enormes reservas de gas que tienen el potencial de transformarlo en uno de los principales exportadores de gas natural licuado del mundo.

Con un nuevo presidente —se espera que sea Filipe Nyusi del partido gobernante Felimo— llegando al poder después de las disputadas elecciones de este mes, Mozambique se está embarcando hacia un período crítico que le dará forma a la manera como se desarrollará el gas y si el país puede evitar “la maldición de los recursos” que han asolado a otros productores de hidrocarburos.

Antes de que termine el año, el gobierno tiene proyectado finalizar un decreto de ley que determinará el marco legal y contractual que se aplicará a las empresas Eni, de Italia, y Anadarko, de Estados Unidos, que conducirán los consorcios que descubrieron cerca de 150 millones de millones de pies cúbicos de gas en la costa de Mozambique.

La legislación deberá ver a los grupos y a sus socios —que incluyen a CNPC de China y Oil and Natural Gas Corporation de India— tomar las decisiones finales de inversión el próximo año, con proyectos de GNL que se espera que requieran alrededor de 50 mil millones de dólares para su desarrollo.

También la semana pasada, Mozambique lanzó una quinta ronda de concesión de licencias para la exploración, que cubrirá 15 bloques de más de 76 mil 800 kilómetros cuadrados.

Se espera que el gas de los campos de Eni y Andarko en la cuenca de Rovuma, a 20-50 kilómetros de la costa, empiecen a producir en 2019. Antes de que eso suceda, es necesario contar con una gran parte de la infraestructura, y se espera que la mayor parte del desarrollo se realice en los alrededores de Palma, una zona de arena blanca, cabañas tradicionales de aldeas y palmeras.

El gobierno de Mozambique ya empezó a cosechar los frutos de la naciente industria de gas. En los últimos 12 meses ya ha recibido casi mil mdd en impuestos por negociaciones relacionadas con el gas, mientras que en la capital, Maputo, se está experimentando un auge en bienes raíces, ya que el potencial de la industria simula la demanda por espacio para oficinas y vivienda.

Pero el verdadero flujo de dinero se espera que llegue después de 2020: la Agencia Internacional de Energía proyecta que los ingresos gubernamentales acumulados por el gas pueden alcanzar 115 mil mdd para 2040.

Gran parte del desarrollo sucederá bajo el gobierno de Nyusi. Sin embargo, la pregunta fundamental es si sucederá de una manera transparente.

El Centro de Integridad Pública, un grupo de la sociedad civil con sede en Maputo, ha dado a conocer su preocupación del riesgo de que las negociaciones con las empresas petroleras tengan defectos “debido a los intereses privados de funcionarios del gobierno y miembros de Frelimo”.

Los vínculos entre el partido Frelimo, que ha gobernado la nación desde su independencia en 1975, el estado y las empresas es notoriamente opaco y las preocupaciones por la corrupción y el clientelismo han aumentado en los últimos años.

El año pasado, los donadores fueron sacudidos cuando Mozambique, de forma polémica, recaudó 850 mdd en bonos respaldados por el gobierno, con el pretexto de una empresa de pesca de atún, y los fondos se utilizaron para botes patrulla y equipo de radar. Todavía la pregunta está en el aire sobre el paradero de cerca de 200 mdd, de acuerdo con un funcionario senior de los donantes.

Más recientemente, grupos de donantes y de la sociedad civil han criticado lo que consideran una falta de transparencia en la adjudicación de un contrato para una base logística en el puerto norteño de Pemba. El contrato lo ganó Enhils, una operación conjunta establecida entre ENH Logistics —subsidiaria de la petrolera estatal, Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH)— y Orlean Invest, una empresa con sede en Nigeria.

Los críticos temen que se vuelvan más frecuentes las oportunidades para la corrupción y el clientelismo durante la fase de logística y construcción para los proyectos de GNL.

El funcionario del organismo donante dijo que dentro del gobierno de Frelimo hay fuerzas que compiten, algunos buscan controlar la fuente de la riqueza para enriquecerse de manera personal y otros buscan que Mozambique se convierta en una “luz de éxito para los nuevos productores de recursos naturales”. Pero hay un poco de optimismo en lo que respecta a Nyusi, con “algunas señales positivas de que está en el lado de la reforma”, de acuerdo con el funcionario.

No se conoce que Nyusi tenga grandes intereses empresariales. Es un ex director de la empresa estatal de ferrocarriles; es el primer candidato presidencial de Frelimo que proviene del norte del país, que es rico en gas. El aspirante de 55 años, quien será el primer presidente que no peleó en la guerra de independencia del país contra Portugal, también es visto como que representa un cambio generacional.

Durante su campaña prometió luchar contra la corrupción y lograr una distribución más equitativa de la riqueza. Pero las verdaderas pruebas vendrán más adelante.

Por ahora, Rename está convencido de que las riquezas del gas serán transformadoras. Si 25% de su plan para la ciudad Palma se completa en 15 años, será un éxito, dijo.

“No tenemos ninguna dudas… esta ciudad debe suceder; sucederá. No vemos un plan para cambiar al mundo, pero vemos un plan para cambiar al país”.

250 mil

Personas que vivirán en Palma, Ciudad del Gas, en Mozambique

150 billones

Pies cúbicos de gas que hallaron en la costa de ese país

1000 mdd

Ganancia del gobierno por impuestos por gas

Paso adelante

Completada la primera terminal flotante de gas natural licuado de China

La primera terminal flotante de gas natural licuado (GNL) completó su primera fase de construcción el martes en la ciudad portuaria de Tianjin, en el norte de China.

La instalación, que cubre un área de 75 hectáreas y está diseñada para suministrar 3.000 millones de metros cúbicos de gas cada año, puede abastecer de gas natural licuado importado a las ciudades que consumen mucha energía, como Beijing y Tianjin, explicó la Corporación Nacional de Petróleo Submarino de China, la propietaria de la terminal.

La terminal cuenta con dos tanques de almacenamiento a baja temperatura que tienen una capacidad de 30.000 metros cúbicos de gas cada uno y que fueron construidos específicamente para este proyecto. La construcción comenzó en 2012 con una inversión total de 3.300 millones de yuanes (537 millones de dólares).

La terminal es uno de los proyectos clave para la prevención de la contaminación del aire en la capital de China. Además, a la larga también suministrará el gas natural a las provincias de Hebei y Shangdong, en el norte y el este del país, respectivamente.

Las instalaciones flotantes de GNL se pueden anclar en el mar y permiten a las compañías energéticas almacenar, regasificar y suministrar esta energía desde una ubicación cercana a los mercados.

Nuevo hub

Empresarios de EUA quieren convertir Honduras en distribuidor de gas natural
El presidente de Honduras, Juan Orlando Hernández, se reunió con representantes de National Oilwel Varco y Jorbet.

Un grupo de empresarios norteamericanos están interesados en convertir Honduras en el centro de distribución de gas natural licuado en Centroamárica, informó el presidente de Honduras, Juan Orlando Hernández.

Hernández se reunió con representantes de National Oilwel Varco y Jorbet, dos empresas líderes a nivel global en la distribución de gas.

“Estos inversionistas están interesados en promover el suministro de gas para Centroamérica desde Honduras, en vista que su ubicación y sus puertos pueden ser el camino de entrada para toda la región”, anunció Hernández.

Detalló que las empresas interesadas harán sus propios estudios para ver la viabilidad en la ejecución de los proyectos, los cuales no estarán centrados en materia de energética ya que estos pueden ampliarse a la parte industrial al implementar el uso da gas en vez de energía en los motores industriales.

"Buena parte de la solución a la problemática que enfrenta la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (Enee), pasa por disminuir los costos en la generación de energía ; eso pone el país en una enorme competitividad y vendrá a beneficiar al usuario residencial ya que mediano plazo puede considerarse un menor precio en el consumo de energía", expresó.

En Estados Unidos han descubierto muchas oportunidades de gas y eso ha abaratado el producto y en consecuencia eso es algo que debemos aprovechar - agregó el Presidente.

National Oilwell Varco

Por su parte, Óscar García Shelly, representante de National Oilwell Varco, calificó como productiva la reunión sostenida con el presidente Hernández, ya que pudieron conversar sobre diferentes escenarios de inversión en Honduras, entre ellos, la construcción de instalaciones que reciban las embarcaciones de gas para que posteriormente sea distribuida a la región centroamericana.

El empresario norteamericano indicó que una de las acciones a seguir es hacer el estudio para saber dónde podría levantarse una planta de gas LNG y qué capacidad tendría. Además, estudian la posibilidad de construir un gasoducto que salga de México y que Honduras tenga una red de distribución en todo el país.

"Honduras está estratégicamente localizado por lo que hay mucha gente a nivel mundial interesada en invertir en este lindo país", expresó, tras agregar que desde ya se mantendrán en contacto con los ministros Alden Rivera y Roberto Ordóñez a fin de darle seguimiento a las pláticas sostenidas con el Hernández.

Luego de la reunión, Alden Rivera, ministro de Desarrollo e Inversión, agregó que la ubicación privilegiada de Honduras ha motivado a esos grandes inversionistas a presentar una propuesta para el establecimiento de un centro de almacenamiento y distribución de gas LNG para todos los países del área centroamericana. Los puertos en Atlántico y el Pacífico permiten que Honduras pueda recibir embarcaciones de segunda y tercera generación, y luego almacenarlo y distribuirlo en la región, explicó Rivera.

Nuevas opciones

El petróleo barato pone en peligro la revolución mundial del ‘fracking’
El crudo se ha mantenido en los últimos años de manera sostenida por encima de los 100 dólares, lo que ha hecho posible hacer comercialmente rentables la explotación de yacimientos con nuevas técnicas (fracking) y en nuevas áreas (aguas ultraprofundas). En las últimas semanas el crudo ha caído a cerca de los 80 dólares por barril, lo que pone en aprietos el futuro de los fenómenos que transformarán el sector global.

El petróleo ha perdido en apenas cuatro meses una cuarta parte de su valor. La cotización del petróleo se ha desplomado un 25% desde junio, hasta marcar mínimos de los últimos cuatro años: el barril Brent, el de referencia en Europa, ha llegado a caer este mes hasta los 83 dólares, mientras que el West Texas, de referencia en EEUU, llegó a perder intradía el soporte de los 80 dólares.

Los analistas coinciden, con carácter general, en que las causas del desplome de los precios del crudo son una demanda que ya no crece al ritmo esperado por el temor a una tercera recesión en Europa y del enfriamiento de la economía china; una escenario de sobreoferta por el aumento de la producción de petróleo no convencional en Estados Unidos (que a la vez le permite reducir sus importaciones), y por la constatación de que la inestabilidad tanto en Oriente Medio como en el Norte de África no se está traduciendo en una menor producción.

Más allá de las explicaciones más macroeconómicas, tras la subida parece estar la mano de Arabia Saudí, el mayor productor mundial de crudo. Riad ha reconocido en conversaciones con inversores no tener interés en que se recupere la cotización y que se siente cómodo con un contexto de petróleo barato que se alargue uno o dos años. Un escenario con el que Arabia podría castigar a sus rivales geopolíticos (Irán, Irak, Siria... y también Rusia, por su apoyo al régimen sirio) y también económicos (Estados Unidos y su creciente protagonismo en el mercado mundial petrolero por el boom de hidrocarburos no convencionales en que se ha instalado).

El propio presidente de la OPEP, Abdalla Salem el-Badri, reconoció ayer en una conferencia en Londres que el actual contexto no tiene por qué generar situaciones de pánico y que la producción del cártel se mantendrá más o menos en los niveles actuales también el próximo año. A pesar de que algunos países de la OPEP (con Venezuela a la cabeza) han reclamado rebajar la producción para conseguir que remonten los precios, Arabia no tiene ninguna prisa, con el objetivo de poner en jaque a sus rivales y así recuperar cuota de mercado -en especial en Asia-, aunque sea a costa de sacrificar parte de sus ingresos por exportaciones a corto plazo.

Jaque al 'fracking'

Este posible escenario de precios moderados durante uno o dos años que pone en serios aprietos a las que se habían convertido en dos revoluciones paralelas en el sector petrolero global. Todos los analistas prevén que Estados Unidos y Brasil hagan sombra durante unos años a las potencias de la OPEP. Las estimaciones de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) apuntaban a que Estados Unidos se convertirá en 2015 en el mayor productor mundial de crudo gracias al boom de los hidrocarburos no convencionales (shale oil) y que Brasil podría ser ya exportador también el próximo año gracias a la explotación de sus yacimientos en aguas ultraprofundas. Pero el petróleo barato pone en duda la rentabilidad de parte de los proyectos de petróleo de esquisto en EEUU y de las explotaciones presal de Brasil.

"Las consecuencias geopolíticas y geoeconómicas [de la caída del precio del petróleo] pueden ser importantes", sostiene Gonzalo Escribano, director del Programa de Energía del Real Instituto Elcano, en un artículo publicado en EXPANSIÓN en Orbyt. Un crudo barato puede "acotar la expansión del fenómeno del petróleo no convencional: aunque una parte importante de la producción estadounidense ya es viable por debajo de esos precios, en ocasiones hasta una franja discutida de 50-70 dólares, los campos menos rentables no", sentencia.

La extracción de un barril de petróleo convencional en Arabia Saudí tiene un coste de entre apenas cuatro y seis dólares, mientras que utilizando la fracturación hidráulica (el polémico fracking) en Estados Unidos cuesta de media entre 50 y 70 dólares, según estimaciones de diferentes consultoras. Según diferentes casas de análisis, algunos campos de petróleo no convencional norteamericanos pueden ser rentables si el precio del barril se encuentra apenas por encima de los 50 dólares, gran parte necesitan que esté por encima de los 75-80 dólares y algunos incluso requieren una cotización más allá de los 100 dólares para alcanzar el equilibrio financiero. En el actual contexto de caída de precios, parte de los proyectos de shale oil están en un serio riesgo y la posibilidad de captar inversiones para nuevos proyectos se reduce.

La utilización del fracking (una técnica que implica inyectar en la tierra a alta presión agua con una mezcla química para romper la roca y liberar petróleo o gas atrapado en ella) requiere que la perforación sea continua. Con esta tecnología se necesita abrir permanentemente nuevos pozos para mantener la producción, dado que un pozo de explotación no convencional reduce su producción entre un 50 y un 70% en su primer año, mientras que uno convencional pierde poco más del 50% en dos años. Y perforar de manera continua implica, claro, invertir permanentemente. Según reconoció ayer el presidente de la OPEP, con el petróleo "al precio actual, el 50% del petróleo no convencional estará fuera del mercado".

Incertidumbre sobre proyectos futuros

"Si la OPEP, ante la falta de acción, permite que el precio del petróleo vaya aún más a la baja, la atención podría girarse rápidamente hacia Estados Unidos, donde los productores de petróleo de esquisto podrían comenzar a sufrir", apunta Ole Hansen, estratega de materias primas de Saxo Bank. "Aunque muchos productores, de acuerdo con la AIE, mantienen la rentabilidad, incluso con los precios por debajo de 60 dólares por barril, la pregunta sigue siendo qué impacto tendrá la caída de los precios sobre la confianza de los inversores y los bancos que ofrecen préstamos para operar el negocio".

Y es que la incertidumbre puede suponer que se cierre el grifo de la financiación para algunos proyectos pendientes y, sobre todo, para proyectos futuros. "Está claro que la caída del petróleo desde los 100 a los 85 dólares por barril desincentiva la inversión en nuevos proyectos petrolíferos", explica Mariano Marzo, catedrático de Recursos Energéticos de la Universidad de Barcelona.

"El suelo está en los 80 dólares por barril. Por debajo de ese precio puede empezar a caer la producción mundial, pueden empezarse a cancelar algunos proyectos y se va a frenar la inversión en otros nuevos", indica Marzo, que entiende que un contexto de caídas del precio "ralentizaría de la expansión de la explotación de hidrocarburos no convencionales fuera de Estados Unidos, en países como México, Argentina o también Rusia. Afectaría mucho a la rapidez con que se puede expandir el know how tecnológico de Estados Unidos a otras regiones".

Las estimaciones de la AIE ya apuntaban desde hace tiempo que el boom actual de los hidrocarburos no convencionales tiene un recorrido relativamente limitado. Las estimaciones apuntan a que el actual pico de producción de crudo no convencional, protagonizado singularmente por EEUU, se moderará en la próxima década para mantener un crecimiento sostenido de en torno a un 6% anual. En apenas diez años, la centralidad de Oriente Medio en el sector energético mundial previsiblemente volverá a hacerse evidente en la década de 2020 y se mantendrá a largo plazo. "La visión general es que el boom del shale se mantendría hasta 2020, luego habría una meseta de producción y empezaría a declinar en 2030. Si los precios moderados de mantienen, quizá se abra un nuevo escenario en que se adelanta la caída de producción", argumenta el catedrático Mariano Marzo.

Las aguas ultraprofundas de Brasil

En paralelo, el petróleo barato podría matizar el esperado protagonismo que se le asigna a Brasil en el mercado mundial y podría posponer la exploración en el Ártico. El gigante sudamericano dispone de gigantescas reservas de crudo, pero la mayoría se encuentran en aguas ultraprofundas y bajo una densa capa de sal, lo que encarece mucho su extracción y sólo con precios del crudo altos se garantiza su rentabilidad.

Si los proyectos de shale oil ven cuestionada su viabilidad, "algo semejante pasa con los pozos marginales convencionales y los yacimientos en aguas ultra-profundas: los primeros simplemente dejarían de producir, los segundos verían ralentizado el ritmo inversor en nuevos proyectos y la rentabilidad de los que están en marcha", sotiene Gonzalo Escribano, del Real Instituto Elcano. Y "a la competencia geopolítica por los recursos energéticos del Ártico podría ocurrirle lo que a la rivalidad China-Estados Unidos en África: desvanecerse (por el momento)", augura.

Para Mariano Marzo, "da la impresión de que en el caso de Brasil se ha vendido la piel del oso antes de cazarlo. Y la política de gastos, junto a la política de fastos, que se ha ejecutado en el país puede que genere una situación complicada". En el actual contexto de precios moderados, se abre un nuevo escenario geopolítico en que un nuevo actor puede redoblar sus intereses en la región. "Si Brasil no puede afrontar las inversiones necesarias para extraer el crudo, va a necesitar capital extranjero para hacerlo. Y en esa tarea China puede acabar jugando un papel importante. Las petroleras estatales chinas tienen una concepción más geoestratégica y de captación de recursos, y no necesitan convencer a sus accionistas, como hacen las petroleras privadas, con garantías de retorno económico".
Fuente

Arrancan

Navantia Ferrol coloca la quilla del flotel para Pemex en un acto interno
El astillero deberá entregar el barco en julio del 2016

A las doce del mediodía, Navantia ha puesto en el astillero de Ferrol la quilla del Buque de Apoyo a Plataformas, el flotel, que construye para la compañía mexicana Pemex.

En una ceremonia interna, sin invitados ni medios de comunicación, lejos de los primeros hitos tras la firma del contrato, se ha colocado en la grada el bloque cuya chapa empezó a cortarse el pasado 22 de mayo. Corresponde al 230, con una eslora (largo) de 15,6 metros, manga (ancho) de 15 metros y un peso de 128 toneladas, que pertenece al doble fondo de la cámara de máquinas. Al acto han asistido el director del astillero, Julio Martín, el jefe del programa, Jesús Fernández, y el jefe del programa de PMI -filial de Pemex-

El calendario establecido para la construcción del buque es de 29 meses, y uno más de traslado a México, esto es, Navantia deberá entregar al cliente el barco en julio del 2016.

Se trata de un buque polivalente y tecnológicamente avanzado, con capacidad para alojar durante largos períodos de tiempo a unos 700 trabajadores de las plataformas petrolíferas utilizadas por Pemex. 

Buena noticia

Vuelve la actividad al astillero de Puerto Real tras dos años de sequía
Navantia envía por barco desde Ferrol el acero necesario para que a mediados de noviembre arranque la construcción de una sección del barco de Pemex

El astillero de Puerto Real iniciará a mediados del próximo noviembre la construcción de una de las secciones del barco-hotel (flotel) encargado a Navantia por la petrolera Pemex y cuya obra se desarrolla en la planta gallega de Ferrol.

El desvío de carga de trabajo de un astillero a otro no está exento de polémica, sin embargo, es la decisión estratégica que ha tomado la empresa para poder garantizar la terminación del proyecto en julio de 2016. La planta de Puerto Real construirá 8 de los 89 bloques que integran el barco, lo que significa solo un 2% del total. El plazo de construcción es de cinco meses y dará empleo a unas 150 personas.

La plantilla ferrolana, por el contrario, considera la medida una agresión a sus intereses y asegura que su astillero tiene capacidad suficiente para cumplir con el contrato de Pemex en tiempo y forma.

No obstante, la actuación de Navantia obedece también al nuevo sistema productivo que, a partir de ahora, implantará la diercción de la compañía para ganar en eficacia, competitividad y ahorro de costes. Es decir, los programas de construcción naval dejan de ser patrimonio exclusivo de una u otra planta para ser un compendio de todas.

Preparados en el astillero de Puerto Real

El astillero de Puerto Real ya está preparado para recibir los primeros bloques de acero que confomarán una de las secciones de este barco de 131 metros de eslora y 23 de manga, que Pemex utilizará como apoyo logístico para sus trabajos en alta mar. La petrolera mexicana tiene previsto albergar en este flotel a los trabajadores destinados en la construcción de las plataformas petrolíferas.

Navantia se hizo el pasado enero con el contrato para la construcción de un barco-hotel con cargo a la citada compañía mexicana, lo que supone más de un millón de horas de trabajo y dos años de actividad. La inversión asciende a 180 millones de euros y cabe recordar que fue un empeño personal de la Xunta de Galicia su adjudicación. El presidente gallego, Alberto Núñez-Feijóo, fue la persona que abanderó las gestiones con los mexicanos. 

Licencia

Vopak solicita incluir en su actividad el almacenamiento de gas natural licuado
La APBA anuncia la petición para someterla a información pública La compañía ya cuenta con todos los permisos para su ampliación

Vopak planea almacenar gas natural licuado en su terminal de graneles líquidos del puerto de Algeciras. El Boletín Oficial del Estado publicó en su edición de ayer la resolución de la Autoridad Portuaria Bahía de Algeciras (APBA) por la que anuncia la solicitud de la compañía para modificar su concesión para la construcción y explotación de una terminal marítima de almacenamiento y distribución de hidrocarburos en Isla Verde Exterior.

El mayor proveedor mundial de almacenamiento independiente de graneles líquidos, productos químicos, gases, biocombustibles y aceites vegetales cuenta con una terminal con 22 tanques y capacidad para 403.000 metros cúbicos de productos petrolíferos.

Además, cuenta con todos los permisos para emprender la ampliación de sus instalaciones hasta una capacidad de 1,2 millones de metros cúbicos de capacidad, más la extensión de la terminal marítima, que actualmente tiene tres puntos de amarre para gabarras y grandes petroleros conectada por dos kilómetros de líneas a los tanques.

El director de las instalaciones, Agustín Silva, indicó que esperarían al menos a 2015 para asentar la primera fase, ya en funcionamiento, y ver cómo acogían los armadores la nueva legislación internacional sobre emisiones nocivas a la atmósfera. La Organización Marítima Internacional (OMI) y la Unión Europea establecieron un calendario para ello y fijaron 2020 para que los barcos empleen un combustible más respetuoso con el medio ambiente.

En esa legislación encaja el gas natural licuado, que es el combustible fósil con menor impacto ambiental, una alternativa al fuel, al diesel y al gasoil marinos. Con este anuncio, Vopak Terminal Algeciras hace público su interés por incluirlo en su actividad.

El presidente de la APBA, Manuel Morón, ya mostró el compromiso de la Administración portuaria con este combustible durante la jornada Algeciras LNG Bunkering 2014, organizada por la Asociación de Empresas de Servicios de la Bahía de Algeciras (Aesba). En aquel foro ya indicó que el gas natural licuado es un negocio potencial para Algeciras ya que, al ser un nodo básico en la Red Transeuropea de Transportes, estará incluido en la red de suministro que plantean desde instancias comunitarias.

El Gobierno busca además hacer atractivos los puertos españoles para los nuevos buques que utilicen este combustible. Para ello, el presidente de Puertos del Estado, José Llorca, anunció en su comparecencia para explicar los Presupuestos Generales del Estado que contemplan una reducción de tasas portuarias del 50% para los barcos con propulsión a gas.

El puerto Bahía de Algeciras ya tiene experiencia en el repostaje de un buque mercante con propulsión a gas. Fue el MS Hoydal, un buque pesquero-factoría con propulsión a gas de la naviera noruega NSK, de 66 metros de eslora para operar en el Mar del Norte. Crosscomar coordinó la operación en Campamento, que duró unas cuatro horas. Gas Marine aprovisionó el buque con un total de 40 toneladas de gas natural, que procedía de la planta de Enagás y fue distribuido por la comercializadora de Cepsa Gas. Para realizar la operación se utilizaron dos cisternas de 20 toneladas de combustible cada una a través de camiones cisterna de la empresa Naftran.

La solicitud de Vopak se encuentra desde hoy en fase de información pública para que quienes lo deseen presenten las alegaciones u observaciones que estimen oportunas. 

Buenas cifras

Norwegian Cruise Line multiplica por más de cinco su beneficio a septiembre, hasta 289 millones

Norwegian Cruise Line (NCL) ha multiplicado su beneficio neto por 5,5 veces en los nueve primeros meses del año, hasta los 364,5 millones de dólares (289,5 millones de euros), con un beneficio por acción ajustado de 1,11 dólares (0,88 euros), informó la naviera.

De enero a septiembre, la crucerista logró unos ingresos de 2.236 millones de dólares (1.772,6 millones de euros), lo que supone un aumento del 18,6% con respecto a los 1.969 millones de dólares (1.560,9 millones de euros) del mismo periodo del ejercicio anterior.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) se situó 685,3 millones de dólares (543,2 millones de euros) durante los nueve primeros meses del año, lo que supone un 31% más con respecto al mismo periodo de 2013.

En el tercer trimestre, logró un beneficio de 201 millones de dólares (159 millones de euros), un 18,2% más con respecto de los 170 millones de dólares (135 millones de euros) del año anterior, mientras que el Ebitda ajustado se situó en los 326,7 millones de dólares (259 millones de euros).

La cifra de negocio en este periodo (julio-septiembre) alcanzó los 907 millones de dólares (722 millones de euros), un 13,8% más respecto de los 797 millones de dólares (634 millones de euros) del tercer trimestre de 2013.

El presidente y consejero delegado de la naviera, Kevin Sheehan, ha señalado que estos resultados suponen un hito en la evolución de la compañía gracias al crecimiento del 25% de su Ebitda.

El coste neto ajustado del crucero por día de capacidad, excluido el combustible, incrementó un 2,6% (o 2,2% sobre una base de moneda constante) con respecto al ejercicio anterior.

A fecha 30 de septiembre de 2014, la compañía ha cubierto aproximadamente el 91%, el 59%, el 50% y el 10% de sus previsiones de compra de combustible para el resto de 2014, 2015, 2016 y 2017, respectivamente.

COMPRA PRESTIGE CRUISES

Norwegian Cruise Line anunció el pasado mes de septiembre la compra de Prestige Cruises International, matriz de Oceania Cruises y Regent Seven Seas Cruises por 3.025 millones de dólares (2.401 millones de euros) en efectivo, más acciones y la asunción de la deuda.

La compañía espera, que se espera cerrar en el cuarto trimestre de 2014, incremente sus ingresos del próximo año, excluidas las sinergias de 25 millones de dólares (19,84 millones de euros) ya identificadas a partir de 2015.

En octubre del próximo año, presentarán el barco más grande de su flota el 'Norwegian Escape', cuya construcción se inició en septiembre, que contará con capacidad para 4.200 plazas.

Más buenas noticias

Los astilleros Freire fabricarán un buque oceanográfico para Perú

La empresa Freire amplía la cartera de pedidos del naval vigués con la contratación de un oceanográfico para la Marina de Guerra de Perú. Se trata de un buque de 95 metros de eslora, 18 de manga y 5,9 de calado cuyo coste estimado es de 79,2 millones de euros. Según explican fuentes de la dirección del astillero a la prensa local, se trata de una unidad parecida al Discovery, entregado el pasado año a Gran Bretaña y amadrinado por la Princesa Ana.

Una de las principales diferencias será que en el caso del pedido de Perú, el casco del barco estará reforzado para navegar en aguas heladas. Con este pedido, el país sudamericano, que es miembro del Tratado Antártico, garantiza seguir apoyando los esfuerzos internacionales de investigación y protección del continente blanco.

Su financiación, uno de los principales quebraderos de cabeza de los astilleros, ya está garantizada dado que la obra se realizará con fondos propios a través del Ministerio de Defensa de Perú.

18 meses de ejecución

Si las previsiones se cumplen, el contrato entrará en vigor el próximo mes de noviembre y en el primer trimestre del 2015 se iniciará la obra, que tiene un plazo de ejecución de 18 meses, en el que garantizará trabajo para 250 personas. La entrega será en mayo de 2016. Prueba de la prisa que tiene la Marina peruana por contar con el nuevo efectivo es que abrió las ofertas a mediados de septiembre y el pasado jueves ya hizo pública su decisión.

El oceanográfico, que desarrollará una velocidad máxima de 15 nudos, contará con autonomía para operar hasta 50 días. Tendrá capacidad para albergar a 28 científicos, además de una tripulación de 24 efectivos. Dispondrá de al menos media docena de laboratorios y un helipuerto en la popa.

Otra diferencia respecto del Discovery será la compartimentación de la cámara de máquinas, lo que proporciona una mayor seguridad en caso de un posible accidente.

La Marina peruana eligió la oferta del astillero gallegos de de Bouzas entre las trece compañías de todo el mundo que competían por hacerse con la adjudicación. En concreto, las canadienses Davie Shipbuilding, Irving Shipbuilding y Seaspan Marine Corporation; las coreanas Hyundai Shipbuilding y STX Offshore & Shipbuilding, la finlandesa STX Finland, la francesa DCSN, la holandesa Damen Shipyards Gorinchem, la italiana Fincantieri, y las españolas Armón, Navantia y Astilleros de Murueta.

Por que hay nivel

Rusia encarga en Vigo el equipo de remolque del mayor buque rompehielos del mundo
Fluidmecánica lleva 15 años diseñando y construyendo para astilleros de ese país

La empresa Fluidmecánica acaba de firmar uno de sus contratos más importantes de sus 37 años de historia. La auxiliar viguesa del naval ha sido la elegida por el astillero ruso Baltiysky Zavod Shipyard (San Petersburgo) para diseñar y construir el equipo de remolque principal (chigre) del que será el mayor buque rompehielos de propulsión nuclear del mundo, el Arctic, cuyo montaje acaba de arrancar.

Con 173 metros de eslora, las características del casco, especialmente reforzado, le convierten en idóneo para navegar en el Ártico y en las aguas poco profundas de los ríos siberianos. Propulsado por dos reactores de agua presurizada, el buque contará con una potencia que le permitirá romper placas de hielo de hasta tres metros de espesor e incluso empujar pequeños icebergs.

No estará operativo hasta el 2017, pero el trabajo de Fluidmecánica tendrá que estar rematado en septiembre del 2015 como fecha tope, un tiempo muy justo para un proyecto como este, «sobre todo teniendo en cuenta que hemos de compatibilizarlo con otros pedidos», según explica Oliver, que añade que supera todo lo que han hecho hasta la fecha en este tipo de equipos.

Explica que, en realidad, son tres equipos en uno, ya que no solo diseñan y construyen los tambores y carretes en los que se enrolla el cable de acero que se lanza a los barcos con problemas de navegabilidad, sino también el propio cable, de 1.000 metros de longitud, y seis centímeros de diámetro, con un dispositivo de amortiguación capaz de soportar 480 toneladas. Fluidmecánica también será la encargada de dotar al rompehielos de la maquinaria que permite controlar desde el puente de mando los efectos de la fuerza de los bloques de hielo que se van rompiendo, la trayectoria del barco remolcado o la precisión de los movimientos tanto de este último como del remolcador.

La relación de Fluidmecánica con el sector naval ruso no es nueva. Según explica el director comercial de la compañía, Francisco Oliver, se inició hace quince años cuando, a través de un cliente común, recibieron la primera llamada de una factoría del Báltico. «Comprendimos que aquello era una oportunidad de negocio que, de cuajar, podría abrirnos una puerta muy importante y nos volcamos», afirma Oliver. Y cuajó. Tanto que a día de hoy Fluidmecánica destina cerca del 70 % de su producción al mercado ruso.

Curiosamente, el español apenas les aporta el 10 % del trabajo. «Lo último que hicimos en el naval vigués fue el equipo que mueve el timón para el último ferri que construyó Barreras y los chigres de tres remolcadores para Cardama.

Como contrapartida, cerca de un centenar de buques rusos, construidos sobre todo en astilleros de San Petersburgo, llevan a bordo equipos diseñados y fabricados en el número 37 de la calle Coruña.

El transporte de mercancías por la ruta marítima de las aguas heladas del Ártaico alcanzó el año pasado un nivel récord, con más de 1,4 millones de toneladas. 

Historia flotante

El buque Elcano, un barco cargado de anécdotas y curiosidades
Una enfermería para infecciosos, calidades distintas en los camarotes según los mandos o retretes de porcelana, fueron algunos de los singulares encargos en su construcción

El anecdotario particular del Juan Sebastian de Elcano parte ya en su propio contrato de obra, ya que el barco fue la renovación de otro anterior para adaptar el motor-velero Minerva como buque de guardiamarinas. Por ello, aunque el origen oficial del proyecto fue un Real Decreto de junio de 1924, el auténtico se debe a un acuerdo suscrito un año antes entre el Ministerio de Marina y los astilleros de Echevarrieta y Larrinaga para remodelar el Minerva.

De hecho, y tal y como figura en la contrata de obra, ésta fue la denominación inicial del buque, hasta que el primero de los empresarios navales, Horacio Echevarrieta y Maruri, propusiera al general Primo de Rivera su bautizo como Juan Sebastián de Elcano, finalmente aprobada por el Rey Alfonso XIII.

Dos años más tarde, el 17 de agosto de 1928, la Armada española recibiría el primer, y no último, buque construido para la formación de futuros oficiales. Y es que el proyecto del ingeniero inglés Charles Nicholson, convertido en la actualidad en la mayor goleta del mundo, perdió su patente de exclusividad con el buque Esmeralda, embarcación que empezó a construirse en 1946 para sustituir al Elcano.

El buque, usado tras un trueque

El nuevo buque fue utilizado finalmente en 1954 como parte del trueque que el Gobierno del Generalísimo acordó con el entonces presidente de la República de Chile, Gabriel González Videla, para saldar las deudas impagadas por importación de salitre.

El destino quiso entonces que el Elcano perviviera en activo como buque escuela y llegara hasta nuestros días conservando partes de su diseño original. En sus especificaciones es curioso comprobar cómo la diferencia de graduación tenía un reflejo directo en los grandes y pequeños detalles de habilitación.

Mientras que las estancias del comandante y los oficiales estaban decoradas con caoba, terciopelo, cortinillas con satén de seda y rellenos de crin de animal, la marinería se acomodaba austeramente en coys, con maderas de pino y tenía beques o baños turcos en lugar de aseos de porcelana. Hasta el espejo variaba entre biselado o liso en función del personal de destino.

El proyecto, que tenía un presupuesto inicial de 7,5 millones de pesetas y se elevó a 8,2, recogía también curiosidades: una campana de mano «grabada con el nombre del buque y con su palomilla de suspensión», 473 lámparas, mangueras y cubos contra incendios, y hasta una enfermería especial para infecciosos.

Curiosidades históricas

Presupuesto: Costó 7.569.794 pesetas.

Casco: 1.700 toneladas de acero.

Estancias: Contemplaba estancias como enfermería de infecciosos o beques (retretes turcos) para marineros. Comedor, baño y despacho del comandante. En el escrito de encargo especificaba la instalación de un diván curvo «(...) que tendrá asiento y respaldo rellenos de crin animal forrados de terciopelo», un retrete de inodoro de porcelana, un tintero, un portasecante o dos escupideras».

Lámparas: 473 y 8.650 bujías.

Calefacción: Setenta aparatos con una potencia de 33.100 vatios. y 8.650 bujías.

Velas: Veinte, de lona «de excelente calidad, cosida con buen hilo doble de no menos de dos pulgadas de anchura».

Botes salvavidas: 16 con capacidad para 412 personas. 

lunes, 27 de octubre de 2014

Preparados

Ferrol hace sus deberes con el gas
Reganosa, Navantia y el Puerto avanzan en el proyecto de convertir la urbe en eje europeo para el suministro de este combustible al sector marítimo

Ferrol camina con paso firme para posicionarse en Europa como un puerto de referencia para el suministro de gas. La alianza liderada por Reganosa junto a Navantia, el Puerto de Ferrol, el Instituto Enerxético de Galicia (Inega) y la Universidad, avanza en los distintos ámbitos de sus respectivas competencias para ubicarse como un actor clave como abastecedor de gas para el sector del transporte, una actividad que se prevé que eleve la demanda de este combustible. Las nuevas normativas comunitarias de ámbito medioambiental auspician ese crecimiento.

¿Cuáles son las perspectivas de este mercado?

Bruselas ha fijado las denominadas zonas ECA, en las que los barcos están obligados a reducir drásticamente sus emisiones de azufre y de óxido de nitrógeno al transitar por ellas. Los armadores se verán obligados a realizar inversiones millonarias con un retorno cuestionable si quieren adaptar sus buques para continuar usando los combustibles tradicionales y cumplir con la ley o cambiarlos para utilizar gas, tendencia que está ganando cuota tanto en el sector del transporte marítimo como en el terrestre.

¿Cómo se está preparando Ferrol para este mercado?

Sus fortalezas son que cuenta con infraestructuras adecuadas -una planta de gas, unos astilleros especializados en el sector gasista y un puerto con experiencia en este mercado- y el conocimiento. Tras contrastar que existe demanda, ya que una parte potencial de los 40.000 buques que transitan al año por el corredor de Finisterre podrían usar gas para moverse, Reganosa ha anunciado que solicitará en las futuras planificaciones energéticas las infraestructuras necesarias para materializar este proyecto, Navantia ha finalizado el diseño del buque desde el que se abastecería a otros navíos y el Puerto está a punto de dotarse de la normativa para abrir la licitación del suministro de gas en sus radas.

¿Qué reclaman los actores de este sector para fomentar el uso del gas?

En una jornada celebrada esta semana en Madrid, organizada por la Asociación Española de Gas Natural para la Movilidad, Alberto Amores, de la consultora Deloitte, subrayó que el cambio a este combustible ahorrará dinero y propiciará una ventaja medioambiental pero incidió en que «se necesita eliminar incertidumbres regulatorias» y en el «desarrollo de infraestructuras de repostaje». El presidente de la citada asociación, José Ramón Freire, afirmó que el gas es «hoy por hoy el combustible alternativo para el sector profesional del transporte», pero también añadió que sin apoyo institucional, el cambio a este modelo será imposible. «Lo más potente que puede hacer una administración es servir de ejemplo», afirmó ante el ministro de Industria, José Soria, y en este sentido aseguró que los puertos pueden empezar por utilizar remolcadores con gas, el Ministerio de Defensa usar este combustible en sus medios y los ayuntamientos fomentar las líneas regulares de buses y trenes impulsados con gas.

¿Cuáles son las fortalezas de Ferrol en este ámbito?

El noroeste peninsular se encuentra entre dos zonas ECA. Rodrigo Díaz, director de Desarrollo de Reganosa, explicó que aquellos buques que transitasen entre las áreas de emisiones restringidas entre el Mediterráneo y el norte de Europa precisarán repostar entre ambas y la planta gallega es idónea para realizar este servicio, por su ubicación. Además, calcula que el 25 % de los barcos que navegan por el corredor de Fisterra lo hacen hacia puertos del norte de Europa incluidos en la zona ECA, por lo que también se prevé que usen el gas para moverse.

¿Se abren perspectivas para los astilleros?

Sí. Ya se han fabricado medio centenar de buques propulsados por gas en distintos países y también se han llevado a cabo transformaciones. En España se están diseñando navíos de suministro y auxiliares con esta tecnología. Navantia ha finalizado su modelo de barco suministrador, aunque por el momento se desconoce si se encargará de fabricarlo o no. Varios astilleros gallegos forman ya parte de la Asociación Española de Gas Natural para la Movilidad, ya que apuestan por las posibilidades de este mercado, que está empezando a generar trabajo para el sector.

un mercado en evolución nuevos usos del gnl

Los astilleros de la ría finalizaron ya el diseño de un buque abastecedor

La nueva legislación comunitaria impulsa el uso del GNL 

Un p%$% desastre

LA CONFUSIÓN NORMATIVA SOBRE LAS ATRIBUCIONES DE UN CAPITÁN DE YATE

El BOE del pasado 18 de octubre publicó el Real Decreto 804/2014. El artículo 7 de ese RD, titulado “Personal de gobierno y marinería”, establece lo siguiente:

1. Con independencia del uso privado o comercial de los buques de recreo, las tripulaciones deberán estar integradas por personal profesional, salvo lo previsto en el apartado tres.

2. Los buques de recreo de uso comercial estarán bajo el mando de un capitán, que podrá estar en posesión del título de capitán de la marina mercante, piloto de primera o segunda de la marina mercante, patrón de altura o bien patrón de litoral, patrón mayor de cabotaje o patrón de cabotaje, de acuerdo con el desplazamiento del buque y las atribuciones que para dichos títulos establece el Real Decreto 973/2009, de 12 de junio, por el que se regulan las titulaciones profesionales de la marina mercante.

3. Los buques de recreo de uso privado, podrán estar bajo el mando de un Capitán de Yate.

Es decir que, si no lo entiendo mal, cualquier capitán de yate puede mandar un barco de recrero de cualquier eslora, siempre que tenga menos de 3.000 GT,

El citado RD 973/2009, que regula las atribuciones de los navegantes profesionales, prescribe que para alcanzar el título de piloto de 2ª es necesario superar 4 años de estudios en una escuela superior o facultad de náutica, cumplir 12 meses a bordo de un buque mercante al mando de un capitán de la marina mercante, y embarcar otros 12 meses como oficial de puente o cubierta. Tras ese periplo formativo al piloto de 2º se le autoriza a mandar un buque de menos de 500 GT que realice exclusivamente navegación costera.

A un piloto de 1ª, que además de los 24 meses citados en el párrafo anterior ha de cumplir otros 12 meses embarcado como oficial de puente, se le autoriza a mandar un buque de hasta 6.000 GT.

Un capitán de la marina mercante necesita sumar a los 4 años de formación universitaria otros 2 años superando un máster y 12 meses más de navegación como oficial de puente. Con el título profesional de capitán podrá mandar cualquier buque civil, de cualquier eslora y GT.

O sea que un capitán de yate puede mandar un barco de cualquier eslora con hasta 12 pasajeros más tripulación, mando vedado a un piloto de 2ª. Veamos un ejemplo:

Yate NIRVANA, 88 metros de eslora, 14,2 metros de manga, 3,90 metros de calado, 27 tripulantes y 12 pasajeros.

Este barco con la vida de 39 personas a bordo, con el riesgo de contaminación por hidrocarburos que suponen 2 motores de 4.830 CV y tanques para 280.000 litros de combustible, lo puede mandar un capitán de yate, pero no un piloto profesional de 2ª.

Buenas noticias para el bolsillo?

¿Ha empezado una nueva etapa de petróleo barato?
El precio de crudo ha caído a su nivel más bajo en los últimos cuatro años, hasta cerca de los 80 dólares. La caída de la demanda (por la contención de la economía China y el temor a una tercera recesión en Europa), un escenario de oferta potencialmente creciente (con la revolución de los hidrocarburos no convencionales como telón de fondo) y la acción de Arabia Saudí para poner en jaque a todos sus rivales geopolíticos y económicos han tumbado la cotización del petróleo. ¿Cuánto tiempo va a quedarse el crudo más cerca de los 80 que de los 100 dólares?

El petróleo se ha mantenido de manera persistente por encima de los 100 dólares el barril en los últimos años. El precio medio anual del barril Brent, el de referencia en Europa, se había instalado cómodamente en el entorno de los 110 dólares entre 2011 y 2013. Y hasta ahora, las previsiones apuntaban a que este ejercicio el precio medio se quedaría cerca de los 105 dólares por barril. Unos niveles que parecían relativamente estables, más allá de los picos que la tensión con Irán o el conflicto con Libia habían provocado en los últimos años por el temor a problemas de suministro.

El crudo se había quedado prendido en ese precio y había hecho posibles la ejecución de inversiones para extraer petróleo en algunas zonas (aguas profundas) y con algunas técnicas (el uso del fracking para obtener hidrocarburos no convencionales) que, con cotizaciones inferiores, no eran comercialmente rentables. Y con esos precios los países productores -casi todos- encontraban fondos suficientes para cuadrar mal que bien sus presupuestos públicos.

Sin embargo, en los últimos meses, y sobre todo en la última semana, los precios han caído con fuerza. La cotización del petróleo se ha desplomado un 25% desde junio, hasta marcar mínimos de los últimos cuatro años. El Brent cayó la pasada semana hasta los 83 dólares, mientras que el West Texas -el barril de referencia en EEUU- llegó a perder intradía el soporte de los 80 dólares.

Los porqués de la caída 

Entre las causas que los analistas coinciden, con carácter general, en citar para explicar el desplome se encuentran la caída prevista de la demanda mundial de crudo fruto del temor a una tercera recesión en Europa y del enfriamiento de la economía china, una mayor oferta por el aumento de la producción de petróleo no convencional en Estados Unidos (que a la vez le permite reducir sus importaciones), y la constatación de que la inestabilidad tanto en Oriente Medio como en el Norte de África no se está traduciendo en una menor producción.

La clave para determinar hacia dónde irán los precios a corto y medio plazo es la respuesta que Arabia Saudí, el mayor productor mundial de crudo y el que de mayor flexibilidad dispone para aumentar y reducir su producción, decida dar a este nuevo escenario. Y aparentemente Riad se siente más que cómodo con un contexto de precios bajos. "Arabia Saudí había venido mandando señales sólo aparentemente ambiguas. Por un lado, a comienzos de octubre redujo el precio de venta oficial de su crudo, lo que se interpretó como el primer paso de una guerra de precios para mantener su peso en el mercado asiático. Por otro, anunció una modesta reducción de su producción, manteniendo la incertidumbre en los mercados acerca de su disposición a mayores descensos, unilaterales o en el marco de la OPEP", explica Gonzalo Escribano, director del Programa de Energía del Real Instituto Elcano, en un artículo publicado en EXPANSIÓN en Orbyt.

Pero, más allá de estas señales, Arabia parece que ha decidido apostar por un periodo prolongado de precios bajos y así se lo ha transmitido ya a inversores y analistas en encuentros privados. Según desveló Reuters, Riad estaría dispuesto a promover que el petróleo se mantenga por debajo de los 90 dólares e incluso cerca de los 80 dólares durante uno o dos años. "Este cambio de estrategia consiste en apostar por precios moderados en el corto y medio plazo para recuperar cuota de mercado y después maximizar ingresos subiéndolos a largo plazo", sostiene Escribano. Sacrificar ingresos ahora para garantizárselos en el futuro. ¿Cómo? Manteniendo su cuota en el mercado petrolífero (sobre todo en Asia) frente a otros competidores y poniendo en jaque la rentabilidad de nuevas inversiones para explotar los hidrocarburos no convencionales y también los yacimientos en aguas muy profundas (en Brasil, singularmente).

Previsiones a la baja 

Los centros de análisis ya han empezado a revisar a la baja sus previsiones de precios del crudo para éste y el próximo año, dando así alas a la percepción de que los precios moderados no son un fenómeno sólo coyuntural. Bank of America-Merrill Lynch rebajó su estimación de precio medio para 2015 de 108 a 98 dólares para el Brent y de 96 a 90 dólares para el West Texas. Citi también ha revisado su previsión de precios para último trimestre de este año y el primero del año próximo hasta los 92 dólares para el barril europeo y 83 dólares para el barril estadounidense. Barclays ha revisado igualmente su previsión de Brent para el último trimestre de este año de 106 a 93 dólares, y para el conjunto de 2015 de 107 a 96 dólares. La propia Administración de Información de Energía (EIA) estadounidense también ha recortado su estimación para el próximo año para el Brent, de 105 a 103 dólares, y para el WTI, de 96 a 94,6 dólares.

La estimación más extrema ha sido la de Jeffrey Gundlach, CEO y director de Inversiones de DoubleLine y uno de las estrellas del momento entre los gestores de fondos, que anticipa que el precio del crudo seguirá cayendo hasta el entorno de los 70 dólares. "Estoy convencido de que Arabia Saudí quiere que el precio del petróleo caiga a 70 dólares (...). No les importa soportar déficit a corto plazo. Les encanta apretar las tuercas a los que tratan de hacer daño a Oriente Medio", explicó Gundlach en una conferencia, según informa CNNMoney.

El precio que necesita cada país 

La reunión del próximo 27 de noviembre de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se prevé más que tensa. Mientras Arabia -con el respaldo de Kuwait- maniobra para mantener en precios moderados el crudo, algunos países compañeros en el cártel petrolífero exigen un recorte inmediato de la producción para elevar de nuevo las cotizaciones. Venezuela, Nigeria, Irak, Irán o Bahréin necesitan precios sustancialmente más altos que los actuales para sostener sus cuentas públicas.

Venezuela necesitaría que el Brent alcanzara un precio medio durante este año de 121 dólares para poder financiar sus presupuestos públicos; Bahréin necesita que alcance casi los 135 dólares; Nigeria requeriría que se situase en 118 dólares; y Rusia, otro de los grandes perjudicados por el actual nivel de precios, necesitaría que la cotización media anual fuera de 101,7 dólares, según estimaciones de Deutsche Bank

A Arabia Saudí le basta con un precio anual de 93,4 dólares para cuadrar sus cuentas (aunque con las reservas de divisas por valor de unos 800.000 millones de dólares con que cuenta el Reino, podría estar más de tres años sin vender un solo barril de petróleo y aun así financiar sus presupuestos). Por su parte, a Kuwait, Qatar, Emiratos Árabes Unidos y Omán les es suficiente que el barril Brent se sitúe por encima de los 70 dólares para cubrir sus presupuestos anuales.

El 'gran juego' de Arabia 

La persistencia del actual escenario de precios moderados tiene múltiples efectos geopolíticos y económicos. Y la mayoría coinciden con los intereses de Arabia Saudí, de ahí que tantas voces (con mayor o menor connotación conspirativa, según el caso) coloquen a Riad en el centro de una estrategia organizada para mantener el crudo entre los 80 y los 90 dólares a medio plazo. Arabia conseguiría castigar, y mucho, los ingresos de otros países productores rivales como Siria, Irak e Irán.

"No se puede olvidar que la obsesión de Riad es evitar el auge del chiismo. Y que su prioridad, pese a su participación activa en la coalición internacional que ha puesto en pie EEUU no es tanto acabar con el Estado Islámico que se ha adueñado de parte del territorio iraquí y sirio, sino terminar con el régimen de Bachar El Assad en Damasco y debilitar al Irak controlado por los chiíes y por Irán", sostiene Andrés Ortega, investigador senior asociado al Real Instituto Elcano [ver texto completo aquí]. De hecho, Irán y Arabia se mueven en un contexto de rivalidad creciente por ganar influencia en Oriente Medio, una suerte de guerra fría que se ha convertido en uno de los ejes sobre los que gira todo lo que sucede en la región.

Rusia también figura en la lista de los grandes castigados por la caída de los precios. Con una economía interna ya muy golpeada por las sanciones internacionales tras su intervención en Ucrania, el Gobierno de Vladimir Putin puede acabar moderando su estrategia internacional de cara a salvar sus cuentas del colapso. Una opción a la que aspiran no sólo Estados Unidos y la Unión Europea, sino también la propia Arabia Saudí, que conseguiría que Moscú dejara de prestar ayuda al régimen sirio.

Golpe al 'fracking' 

En paralelo, un petróleo barato de manera sostenida pondría freno a las inversiones necesarias para continuar con el boom de los hidrocarburos no convencionales y, quizá, cortaría las alas de Estados Unidos en su carrera por la autosuficiencia energética y por convertirse en el principal productor mundial de petróleo en los próximos años gracias al shale y a la expansión de la polémica técnica del fracking (fracturación hidráulica). "Si la OPEP, ante la falta de acción, permite que el precio del petróleo vaya aún más a la baja, la atención podría girarse rápidamente hacia Estados Unidos, donde los productores de petróleo de esquisto podrían comenzar a sufrir", apunta Ole Hansen, estratega de materias primas de Saxo Bank.

"Aunque muchos productores, de acuerdo con la AIE [Agencia Internacional de la Energía], mantienen la rentabilidad, incluso con los precios por debajo de 60 dólares por barril, la pregunta sigue siendo qué impacto tendrá la caída de los precios sobre la confianza de los inversores y los bancos que ofrecen préstamos para operar el negocio", sostiene Hansen. Esto es, la mayoría de las instalaciones actuales seguirían siendo rentables sin problemas, pero otras no. En cualquier caso, la cuestión clave es si habría financiación para invertir en nuevos proyectos tanto en Estados Unidos como en otras latitudes. Si se mantiene en los niveles actuales, la expansión a otras regiones de la revolución del shale es, cuando menos, incierta.
Fuente

Y ahora crudo

Estados Unidos, listo para exportar petróleo

Al tiempo que recorta drásticamente su dependencia de las importaciones, Estados Unidos se alista para exportar excedentes de petróleo de alta calidad y con los mejores precios en los mercados internacionales.

La ecuación que manejan los expertos es la de vender crudos livianos, cuyo precio se cotiza diez o más dólares por barril por encima del petróleo pesado, que es el tipo que en mayor volumen procesan actualmente sus refinerías.

Los argumentos para que el Congreso en Washington elimine la prohibición que existe desde hace 40 años para exportar petróleo, aunque ya existen algunas excepciones, provienen de distintas partes tanto privadas como públicas.

El primer paso en ese sentido, se ha venido dando en los últimos meses con las autorizaciones dadas por el gobierno para exportar gas natural licuado (LNG).

Ahora se encaminan hacia la liberación de las exportaciones de crudo, teniendo en cuenta varios aspectos: las reservas estratégicas están por encima del tope estipulado, la producción en yacimientos de esquisto está generando importantes cantidades de petróleo liviano, la estructura de procesamiento de las refinerías se transformó a lo largo de los últimos años para cargar crudos pesados, el consumo de combustibles se ha reducido y, principalmente, la economía estadounidense necesita fortalecerse y abrir más puestos de trabajo.

Si se levantan las restricciones, señala el Instituto Aspen de Colorado, en conjunto con la Asociación Nacional de la Industria Manufacturera, y la Universidad de Maryland, el sector petrolero y la construcción generaran por lo menos 80 mil puestos nuevos de trabajo, por año, de aquí al 2019.

La producción nacional de petróleo ya está en los 8,4 millones de barriles por día y se estima que se ubicara por encima de los 9 millones el año entrante, casi el doble de hace un quinquenio, siendo la más alta de los últimos 30 años. Entre tanto, las importaciones se han reducido en cerca de 2 millones de barriles por día. Así las cosas, la dependencia de los suministros de crudo internacional ha caído a un 30 por ciento, frente a más del 60 por ciento de hace apenas una década.

BAJAR LAS RESERVAS NO AFECTA

Según la Oficina de Fiscalización del Gobierno, adscrita al Congreso, tampoco se requiere tener tanto crudo en reserva, más de 700 millones de barriles, por encima de lo recomendado y con un alto costo de mantenimiento. Señala este organismo que soltar las exportaciones no afectará los precios de la gasolina para consumo interno, que dadas las expectativas, se espera que seguirán bajando, al igual que el precio internacional del crudo, cuyo pronóstico lo coloca en US$70 el barril para el año entrante.

De esa forma, se señala, es mejor negocio seguir cargando con petróleo pesado las refinerías locales, más barato, como el proveniente de México, Canadá y Venezuela, y vender el liviano a mejor precio. De manera restringida, hoy se exporta crudo de Alaska y California, en volúmenes cercanos a los 400 mil barriles por día, pues no es económico llevarlos a las refinerías del Golfo de México. Para confirmar la inminente apertura, se conoce que ya se ha dado recientemente la primera autorización para la exportación de petróleo condensado. Entrar en firme a exportar es una contribución extra de Estados Unidos a mantener hacia la baja el precio internacional del crudo, mermando de carambola la influencia de la OPEP sobre el mercado del producto.

Es rentable

Las pruebas demuestran que el puerto de Pasaia puede competir por el tráfico de contenedores
En un mes se ha cubierto la capacidad de carga disponible en las pruebas que la APP ha realizado para establecer este servicio
El puerto invertirá 2,2 millones en las obras de refuerzo del muelle donde estará ubicada la nueva terminal

En tan solo un mes se ha cubierto la capacidad de carga disponible en las pruebas que se han llevado a cabo por parte de la Autoridad Portuaria de Pasaia (APP) para el establecimiento del nuevo tráfico de contenedores, lo que pone en evidencia las grandes posibilidades que ofrece el puerto guipuzcoano para operar con este tipo de mercancías ante la previsible demanda existente entre las empresas no solo guipuzcoanas, sino de aquellos territorios que forman parte de su zona de influencia como pueden ser Navarra y Araba.

Las primeras expediciones de contenedores se han hecho en los buques car-carrier de la naviera UECC, que no solo transportan automóviles y furgonetas, sino también otro tipo de mercancías en soportes maffis (plataformas de carga rodada) con destino a Reino Unido y Bélgica. Las primeras empresas que han empezado a utilizar este servicio de contenedores con carácter regular son dos compañías del sector papelero y químico ubicadas en Gipuzkoa.

Por otra parte, los volúmenes de tráfico de contenedores que según los estudios realizados por la APP pueden alcanzar en el 2016, el primer año de actividad -un total de 130.000 toneladas- parecen confirmarse con la importante respuesta que las empresas teóricamente interesadas en este tipo de transporte están dando a una carta que han dirigido los responsables de Pasaia a más de 40 cargadores para solicitar su implicación en el establecimiento de este nuevo servicio portuario.

En la misiva la APP da a conocer a los posibles usuarios del nuevo tráfico de la habilitación de una terminal de 50.000 metros cuadrados en la zona de Lezo, aprovechando la demolición de la central térmica, para lo que va a invertir 2.250.000 euros en la ejecución de las obras de refuerzo del muelle, que estarán finalizadas a finales de 2015.

En paralelo, la APP realizará en el primer semestre del próximo año la adjudicación de la concesión de la explotación de la terminal, con el fin de que las obras se ejecuten en función de sus necesidades operativas en la estiba y desestiba de los contenedores, con lo que su entrada en servicio del nuevo tráfico se prevé que pueda producirse en los últimos meses de 2015.

Para la puesta en marcha de este nuevo tráfico de contenedores se van a promover con carácter prioritario varias líneas regulares con destino a Reino Unido e Irlanda, así como a Alemania, Holanda y Bélgica. Asimismo, se establecerá un servicio feeder que enlazará Pasaia con uno de los puertos principales del Mar del Norte, de donde parten y llegan las líneas regulares que enlazan con América

A pesar de la existencia de la demanda e interés demostrado por las empresas potencialmente usuarias de este nuevo tráfico, el jefe del Área de Planificación y Explotación de la APP, César Salvador, prefiere mostrar cierta prudencia sobre su desarrollo, ya que se trata de “un mercado muy competitivo donde los canales de distribución de la carga están ya muy determinados, con lo que la variable precio puede ser un condicionante importante y la toma de decisiones, y sobre todo su puesta en práctica, puede requerir de un cierto tiempo”.

Líneas regulares

“Hace falta alcanzar un umbral de tráfico para que las líneas regulares de transporte de los contenedores puedan ser rentables. Somos conscientes de que es mucho más fácil completar la capacidad disponible en los buques de UECC, cuya actividad principal es el transporte de automóviles, que el establecimiento de líneas específicas de contenedores”, precisa Salvador.

Sin embargo, la situación geográfica de Pasaia y sus buenas conexiones viarias y ferroviarias hacen de la dársena guipuzcoana un puerto muy competitivo a la hora de quitar cuota de mercado al transporte por carretera en los embarques dirigidos a las Islas Británicas o Bélgica y restantes países del Mar del Norte, adonde se dirige una parte significativa de las exportaciones guipuzcoanas.

Estas circunstancias van a hacer también que la concesión para la gestión de la terminal suponga un hito en el desarrollo del proyecto, ya que la adjudicación va a tener carácter de largo plazo, debido a las inversiones que deberán realizar los operadores privados, que tendrán que garantizar un determinado volumen anual de tráfico de contenedores.

Por ello, tal y como apunta Salvador, la adjudicación de la concesión de la nueva terminal va a despertar el interés de los operadores, pues al ser polivalente y existir la posibilidad de poder manipular otro tipo de mercancía -siempre que se respete el compromiso de alcanzar un determinado volumen de contenedores-, puede adaptarse mejor a las fluctuaciones del mercado y afrontar con garantías la fase de lanzamiento.

El objetivo de la APP es pasar de las 130.000 toneladas de contenedores en los primeros años del nuevo servicio al límite de capacidad de la terminal, que alcanzará las 700.000 toneladas cuando se haya ocupado todo el espacio disponible de superficie de muelle.