El petróleo ha alcanzado los 75 dólares por barril. Por el lado de la demanda, se ha producido una revisión al alza de las previsiones de las agencias internacionales de Energia, IEA y EIA. En cuanto a la oferta, se da el hecho de que en el último quinquenio, el de mayores inversiones en exploración y producción ($220.000 millones anuales), no se ha conseguido reemplazar el 100% de las reservas consumidas. Además, los costes de extracción siguen siendo muy altos y están afectando a la producción en países como Noruega o México, con caídas interanuales del 6% y el 3% respectivamente.

En gas natural, la situación es casi la inversa.  El mundo cuenta con 60 años de vida de reservas probadas, que comparan con menos de 45 del crudo, estimación a la que hay que añadir grandes reservas de gas no convencional. Prueba de tal exceso es que a principios de 2009, British Gas tomó la decisión de vender a largo plazo el 85% de su producción de gas previendo un entorno de sobrecapacidad a medio plazo. Por aquel entonces el gas cotizaba a $7 por millón de pies cúbicos, unidad de medida empleada. Hoy esta a $4.  

Por el lado de los compradores Eurogas espera un crecimiento cero de la demanda de gas en 2010, después de una caída del 7% en 2009. Esto ocurre mientras Qatar, Yemen y Australia, entre otros, ponen en marcha más de 90 millones de toneladas adicionales por año de capacidad en gas natural licuado entre 2009 y 2012. Los proyectos en Qatar son competitivos a $1.5 por millón de pies cúbicos, un nivel “sólo” tres veces menor al actual. En definitiva, casi 9 billones de pies cúbicos al día de capacidad excedentaria con colchón de precios a la baja. Um, no pinta bien.

A partir del 2013, la sobrecapacidad generada por exceso de gas natural licuado se reducirá por falta de nuevos proyectos. Dado que, según las agencias internacionales, probablemente veamos un incremento muy moderado de la demanda en los próximos años, la oferta de gas seguirá siendo amplia. No cuente con China, esperanza amarilla que se supone va a consumir todo lo que sobra. Puede cubrir la gran mayoría de su demanda de gas con producción propia, al contar con capacidad de multiplicar por cinco la producción nacional actual gracias a sus 756 trillones de pies cúbicos de reservas recuperables.

Es interesante ver que los valores gasistas se han comportado en bolsa en línea con sus equivalentes de petróleo, a pesar de que el petróleo ha subido un 30% y el gas ha caído un 4%, con lo cual el mercado está ya anticipando un retorno de la convergencia petróleo-gas. No sé en qué se basa. Ah, vengo  de pasar unos días con empresas productoras de gas y los retornos esperados en sus inversiones siguen siendo apreciables. ¿Es eso lo que los inversores com pran? Veremos si los resultados lo demuestran y si las valoraciones están justificadas. Pero, no sé por qué, me da que no.

29.  Oilman22/10/2009, 10:51 h.

#28 Por favor, pongase en contacto con la redaccion [redaccion@cotizalia.com] y estare encantado de responder a todas sus preguntas. Especificamante, pero esto es solo petroleo, la media de declino de los campos es del 6%, pero ademas tenemos 125mmbp de petroleo almacenado en barcos, 5.5mmbpd de capacidad excedentaria en OPEP y la demanda aun a 84mmbpd. Esto no quita que el petroleo sea cada vez mas dificil y caro de extraer. Sobre Ghwar, campo que conozco muy bien, estare encantado de darle todos los datos que poseo. Daniel Lacalle

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28.  scam0920/10/2009, 14:06 h.

#25

Porque razón los futuros del Gas natural cotizan a $10 mcf para finales de 2010 en UK?

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27.  scam0920/10/2009, 10:42 h.

#25

Una pregunta acerca de su hedge fund, donde usted sigue como gestor. ¿que nombre tiene y en que activos cotiza? Son valores petroleros? Me interesaria seguirlo.

Muchas gracias

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26.  scam0920/10/2009, 10:39 h.

#25

Referente a los campos maduros con un coste de $45, se refiere a campos como Ghawar? Referente a este campo he oído que necesitan de mucha agua para extraer petróleo y ya cada vez se agota con mayor facilidad [no hay numeros concretos y fiables, pero lo del agua si es interesante, creo]

Veo también que la tasa media de agotamiento de petroleo fue del 4,5% en 2007, fue del 5% en 2008 y de 5,5% ahora y dicen que se puede ir al 6,5% en 2014 [tal y como muestra el IEA report del año pasado]. Un 5% de agotamiento significa una perdida de 4MMBOPD al año. Como se puede sustituir todo esto a dia de hoy?

Gracias de nuevo

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25.  Oilman16/10/2009, 17:25 h.

#23 Muchas gracias por sus comentarios. Tengo varios datos, pero estare encantado de hacerle llegar informes sobre "breakeven costs" por campo que le puedan ayudar, ya que datos agregados pueden ser confusos, pero si me permite simplificar le dire que entre OPEC y no-OPEC hay una media de de $25/bbl de extra coste. En general los datos son muy dispares dependiendo de las condiciones geologicas, pero en media los costes de un campo maduro onshore rondan los $45/barril, en offshore, depende muchisimo de la profundidad, etc, y pueden ir desde $20/barril all-in hasta $65/barril. Por supuesto hay grandes diferencias entre proyectos segun la complejidad. Goldman Sachs tiene un gran informe [Top 230 projects] que lo explica en detalle. Un saludo afectuoso, Daniel Lacalle

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