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steelman1234

Rankiano desde hace más de 4 años

Me llamo Antonio, soy licenciado en ciencias físicas y "experto" en el mundo del petróleo.
Inversor en bolsa desde hace treinta años, actualmente escéptico en todo.
Entre mi hermano Miguel y yo, mantenemos el blog.

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31/05/20 13:15
Ha comentado en el artículo FAANG: Análisis comparativo de Facebook, Apple, Amazon, Netflix y Google
Hola Fernan2. Me gustó tu artículo cuando lo publicaste y lo he incluido en un pequeño artículo sobre la sobrevaloración de las FAANG en mi blog. No soy ningún experto y prefiero acudir a los que dominan el tema. No obstante, si por cualquier razón, consideras que no debe estar , lo retiraré inmediatamente.Saludos.
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30/05/20 05:48
Ha comentado en el artículo Importante, desde Abril 2020, el shale oil puede disminuir 100.000 b/d por mes
Gracias Salva.Como he comentado en el post de AzValor, he ido cerrando temas que tenía pendientes tras el cierre del blog, como la cartera de valores y este post. Ahora me estoy encontrando con la necesidad de recopilar gran cantidad de información y he decidido reabrir mi blog , para que haga función de hemeroteca.Cada vez más, la información interesante es de pago y pretendo agrupar en el blog, toda la información y análisis que pueda recoger,  incorporándola de forma gratuita.Como no tengo tanto tiempo como quisiera, voy a dejar de escribir un tiempo en Rankia, pero si necesitáis algo estoy a vuestra disposición.Saludos cordiales. PD. Por cierto enhorabuena por tu trabajo y por conseguir tan rápido los 1000 suscriptores. Es impresionante.
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30/05/20 05:20
Ha respondido al tema AzValor: Para los que estaban esperando su vuelta desde hace un año....
Gracias Aprendiz3 y Hari.Lo cierto es que he ido cerrando temas que tenía pendientes después de cerrar el blog en Rankia y me he dado cuenta que necesito recopilar muchos datos que de otra forma se pierden. Creo que reabriré mi blog, para precisamente guardar todo lo que considero interesante, lo que me llevará a aparcar mis intervenciones en Rankia, porque no tengo tanto tiempo. La idea principal será recopilar y no informar como hacía en mi última etapa.Además cada vez es más común encontrarse con contenidos de pago, para todo, no solo los periódicos. Al menos en el blog aportaré lo que pueda sin cobrar.Un saludo a todos.    
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30/05/20 02:11
Ha respondido al tema AzValor: Para los que estaban esperando su vuelta desde hace un año....
Mira, aqui tienes una noticia bajista para el petróleo. https://oilprice.com/Latest-Energy-News/World-News/OPEC-Compliance-With-Output-Cuts-Was-Only-74-In-May.html Y otra que apuesta por el mantenimiento de los precios.https://oilprice.com/Energy/Oil-Prices/Oil-Prices-Are-Unlikely-To-Break-40-This-Year.htmlSaludos.
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30/05/20 02:05
Ha comentado en el artículo La autocaravana
Hola theveritas.No comparto tus ideas de los ciclos (aunque hasta ahora la razón está de tu parte ), pero al menos eres bastante prudente y sensato. Después de leer esta noticia me acordé de tu propuesta y he de reconocer que fue brillante. Enhorabuena. https://www.zerohedge.com/markets/baby-boomers-panic-hoard-covid-campers-escape-big-cities-second-wave-threats-emerge Saludos.
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30/05/20 01:36
Ha respondido al tema AzValor: Para los que estaban esperando su vuelta desde hace un año....
Hola Hari.Comprenderás que a corto es imposible acertar, por muchas razones que aportes. Las tensiones comerciales con China, un aumento del número de casos del virus, el fin del acuerdo de la Opep+ por desacuerdos entre los miembros, y tantas otras razones, son imposible de predecir a corto.Dicho esto, la tendencia es alcista, aunque un descanso en esta zona tampoco sería raro.Siento no poder ayudarte, pero es que el corto plazo es muy difícil, asi como el medio y el largo plazo. Contra lo que mucha gente cree, la bolsa nunca ha sido fácil. Ahora es directamente imposible.Saludos.
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30/05/20 01:08
Ha respondido al tema AzValor: Para los que estaban esperando su vuelta desde hace un año....
Unido al post anterior, en peak oil barrel han colgado este gráfico que compara las previsiones de la EIA (semanales) con los datos reales que muestran un declive en la producción de shale oil desde Noviembre de 2019 (cuando no había coronavirus, ni razones estacionales como el invierno). Este decline que se observa sobre todo a partir de Diciembre, era la razón por la que escribí el post, para avisar de un posible pico en el shale oil, si no aumentaba la cantidad de equipos de frac.  Para que tengáis una referencia, los equipos de frac estaban en torno a 420-450 en Agosto 2019, frente a los 53 de ayer mismo (primera subida desde 45, después del inicio del coronavirus). La producción de shale oil de esos 47-45-45-53 (últimas semanas), se verá a partir de Septiembre de 2020. En este gráfico faltan las últimas semanas , pero se puede ver la caída de los equipos de frac.Saludos.PD. Con tantos números, gráficos y cálculos, se pierde la idea que subyace detrás de este trabajo, que no es otra que la confirmación del peak oil. El shale oil ha mantenido la producción, prácticamente en solitario los últimos 10 años, creciendo salvajemente. La caída de la producción que muestran las cifras se ha realizado cuando los precios del WTI estaban por encima de 50$. El agotamiento de los puntos dulces unido a los pozos cada vez más gaseosos, estaba empujando al peak por razones geológicas. Es posible que los precios del petróleo suban después del coronavirus, pero las causas geológicas que han motivado el descenso en la producción no van a cambiar porque el petróleo esté a 100$ dentro de uno o dos años. Es conveniente no perder de vista este razonamiento entre tanto número. 
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29/05/20 11:56
Ha respondido al tema AzValor: Para los que estaban esperando su vuelta desde hace un año....
Este comentario es un poco técnico y seguramente pasará desapercibido, pero es un éxito ( con datos preliminares) para mis cálculos.En Diciembre de 2019 publiqué en mi blog este artículo.   https://www.rankia.com/blog/pico-petroleo-consecuencias/4439569-importante-abril-2020-shale-oil-puede-disminuir-100-000-b-d-por-mes Trataba de establecer si era posible realizar un cálculo aproximado de la produccion de shale oil en base a los equipos de frac y el decline esperado, ignorando el recuento de las plataformas petrolíferas (rigs), el número de DUC´s y el error relativo que se comete promediando la efectividad de cada frac, sin saber a que cuenca pertenece.A partir de los datos de Diciembre era posible calcular la producción de Marzo-Abril, por el desfase entre la perforación y la puesta en producción.El detallado cálculo que se puede ver en el post, concluía que la producción en Marzo-Abril caería 100.000 b/d de la producción que hubiera en Diciembre, sin contar con la producción del golfo de México.Hoy se han publicado los datos oficiales. https://www.eia.gov/petroleum/production/En el gráfico interactivo se puede ver que la producción en Diciembre era de 12.813 millones de b/d y la producción de Marzo ha sido 12.716 millones de b/d. Perfecto.Además entrando en los PDF que facilitan se puede ver que la producción del golfo de México en Diciembre era de 1.933 millones de b/d en Diciembre frente a una producción de  1.932 millones de b/d en Marzo, con lo que no hay variación y no tiene influencia en las previsiones.Las estimaciones del semanal que publica la AIE americana estaban entre 13.000 millones y 13.100 millones b/d y la publicación del informe mensual estimaba una producción para Marzo de 12.926 millones b/d hace solo tres días, con lo que mi cálculo es el más aproximado, con diferencia. La estimación está en la página 69 del PDF.  https://www.eia.gov/totalenergy/data/monthly/pdf/mer.pdfEsta aproximación necesitaba verificarse los próximos meses (un solo mes no es suficiente y puede ser un acierto por pura casualidad ), para ver el grado de aproximación que nos daba, pero desgraciadamente a corto plazo es inútil, ante los cortes por el coronavirus, pero se puede aprovechar en el futuro, cuando pase la epidemia y se normalice la situación.Lo dejo por si alguien le interesa y quiere seguir el desarrollo.Saludos.PD. La importancia del post que publiqué en Diciembre era que veía un cambio de tendencia en la producción de shale oil, como consecuencia de la caída de los equipos de frac, mientras que la EIA americana seguía pronosticando un incremento en la producción.    
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29/05/20 07:13
Ha respondido al tema AzValor: Para los que estaban esperando su vuelta desde hace un año....
Ya sabemos que el consumo de petróleo se ha hundido como consecuencia de la pandemia y la exceso de crudo ha sobrepasado la capacidad de almacenamiento. El resultado casi obligado ha sido el cierre de numerosos pozos de petróleo en todo el mundo. En Rusia incluso se han planteado quemar el petróleo, antes que cerrar sus pozos, por los graves problemas que conlleva el cierre.Un artículo de resilience.org resume estos problemas. Se podría añadir algún problema específico de los pozos del shale oil, como el cierre de las fisuras, según la calidad del apuntalante o la distribución irregular de las presiones al cerrar el pozo, pero como aperitivo está bastante bien.Respecto al artículo aclarar que los oleoductos de Alaska se diseñaron para trasladar 2 millones de b/d y el límite inferior era de 500.000 b/d. Ya están por debajo, lo que les obliga a labores de mantenimiento costosas, que podrían empeorar ante un cierre o disminución de la capacidad.El mayor problema está en las arenas asfálticas de Canadá. El bitumen necesita calor y presión constante para fluir. Cualquier interrupción y se solidifica, retrasando la puesta en marcha meses, además del coste económico. Los problemas en alta mar o en zonas heladas, también son muy complejos.      https://www.resilience.org/stories/2020-05-28/shutting-down-oil-wells-a-risky-and-expensive-option/    El cierre temporal de los pozos es lo único que las compañías petroleras están tratando de evitar a toda costa. Esto se debe a que reiniciar la producción es costoso y no se garantiza que los pozos vuelvan a su caudal. Las dudas son tan grandes que algunos expertos se preguntan si la ronda actual de cierres, lejos de preservar el recurso, no acelerará el agotamiento del petróleo. Algunos ingenieros rusos incluso están considerando quemar el exceso de petróleo, en lugar de reducir la producción.La crisis de COVID-19 resultó en una caída rápida y dramática en la demanda de petróleo, que se estima que estará en el rango del 25 al 30 por ciento en abril. Se espera que gran parte de esta disminución se revierta a finales de año, pero ante una caída masiva en los precios del petróleo y la falta de tanques de almacenamiento, las compañías petroleras enfrentan un dilema difícil: si superan esta racha poco rentable o si disminuyen producción para reducir sus pérdidas?Para el lego, la opción de reducir la producción parece obvia. Pero un pozo de petróleo no es un grifo con un flujo que se pueda ajustar según sea necesario. Funciona a plena capacidad o no funciona en absoluto. Las válvulas están instaladas, pero solo se usan durante breves períodos de mantenimiento o paradas de emergencia. Las compañías petroleras saben que la decisión de cerrar por un período prolongado tiene tres consecuencias graves:los pozos reabiertos pueden nunca volver a su tasa de producción anteriorEl equipo de bombeo debe repararse y repararse a un alto costootras instalaciones, como refinerías y tuberías, no pueden mantenerse en funcionamiento sin un nivel mínimo de producción.Impacto en pozosUn campo petrolero es una estructura compleja, donde diferentes grados de petróleo se han asentado con el tiempo en un tipo de roca porosa como la arenisca. La perforación y el bombeo liberan esta mezcla de petróleo y gas. Cualquier interrupción del proceso de extracción puede provocar la obstrucción de esta roca porosa con sedimento o parafina, lo que significa que la producción puede reducirse permanentemente a la mitad, o incluso detenerse por completo, cuando se reanuda el bombeo. Esta pérdida de productividad no siempre ocurre y algunas veces es posible reparar parte del daño inyectando químicos en el pozo. Pero es fácil entender por qué las compañías petroleras buscarían evitar daños a sus propiedades y trabajos de remediación costosos.Además de las restricciones geológicas, el proceso de cierre es arriesgado en sí mismo. Para cerrar un pozo, se utiliza una plataforma de perforación especial para inyectar un lodo espeso en la cabeza del pozo para bloquear el flujo de petróleo y gas. Esto bloquea los poros de la roca en menor grado, altera la presión dentro del pozo e inevitablemente complica cualquier intento de reanudar la producción. El pozo en sí también se tapa vertiendo cemento en él.Para reiniciar la producción, es necesario traer una nueva plataforma, perforar el tapón de cemento y bombear el lodo que bloquea la cabeza del pozo. La esperanza es que el petróleo comience a fluir nuevamente. Si esto falla, debe perforar un nuevo pozo, inyectar productos químicos o incluso realizar fracturación hidráulica (fracking). Estos pasos son costosos y laboriosos. Si todas las compañías petroleras intentan reanudar las operaciones al mismo tiempo, no hay suficientes equipos de trabajo para manejar la carga de trabajo. Al final de la última crisis similar, algunos trabajos de restauración tuvieron que esperar hasta dos años.Las arenas petrolíferas de Alberta están llenas de desafíos comparables. El betún se separa de la arena inyectando vapor en el suelo. Los niveles de calor y presión deben permanecer constantes, de lo contrario, el betún puede obstruirse en el depósito subterráneo y en las tuberías de recolección. En el mejor de los casos, reanudar la producción puede requerir meses de trabajo, en el peor, el cierre puede disminuir permanentemente el rendimiento de la instalación.Las plataformas de perforación en alta mar tienen sus propios desafíos. Cuando cesa el bombeo, la presión se acumula rápidamente, haciendo que se formen hidratos de metano y obstruyan las tuberías. Las tuberías submarinas que transportan petróleo a la costa están particularmente en riesgo. Relanzar la producción en las instalaciones en alta mar es tan difícil que se considera la última opción para las compañías petroleras.  Un precio enormeLa clausura de un pozo es costosa. En el caso de un pozo de alto flujo, simplemente quitar la bomba electrónica sumergible cuesta alrededor de $ 150,000. Para un pozo de flujo medio, la factura es de alrededor de $ 75,000. El ambiente subterráneo es corrosivo y también se debe aplicar un tratamiento químico que cuesta $ 2,000- $ 5,000 para proteger el equipo que no se puede extraer del pozo.Reanudar la producción también es tremendamente costoso. La limpieza del pozo de agua acumulada cuesta entre $ 10,000 y $ 20,000. En un pozo de alto flujo, reparar la bomba sumergible cuesta alrededor de $ 150,000 y reemplazarla cuesta el doble, solo para el equipo. La factura puede alcanzar hasta $ 400,000 o $ 500,000 cuando incluye los costos laborales. Incluso en un pozo de bajo rendimiento, la reparación del equipo cuesta al menos $ 50,000.La factura de los productos químicos utilizados para restaurar un pozo convencional que ha perdido algunos flujos oscila entre $ 50,000 y $ 100,000. Si la fractura hidráulica de un pozo de esquisto bituminoso tiene que rehacerse, tendrá que repartir $ 3 a $ 5 millones adicionales.Tenga en cuenta que el destino de miles de pozos está actualmente en juego. En Dakota del Norte, 6.200 pozos ya están cerrados, la mayoría de ellos con flujo moderado y dependientes de fracturación hidráulica. Dados los altos costos de reinicio, la factura podría alcanzar hasta mil millones de dólares. En Louisiana, casi 17,000 pozos probablemente se cerrarán debido a la crisis. En Texas, los números son aún más altos.El costo es lo suficientemente difícil como para justificar pozos con un rendimiento promedio. No puede justificarse en absoluto para los pozos viejos que llegan al final de su vida, que a menudo producen menos de 10 barriles por día. Estos pozos deben continuar produciendo o simplemente dejar de funcionar para siempre. Como hay muchos de ellos, que representan casi el 11 por ciento de la producción de petróleo de EE. UU., La pérdida podría ser significativa para la industria.Otras ConsideracionesLa mayoría de las refinerías no pueden operar por debajo del 60 o 70 por ciento de su capacidad de referencia. Algunas selectas pueden bajar hasta el 50 por ciento, pero no menos. Si la producción de petróleo sigue disminuyendo, algunas refinerías tendrán que cerrar, temporal o permanentemente. La producción en las refinerías de EE. UU. Ya ha disminuido en un 30 por ciento, lo que significa que ya casi han llegado al punto de cierre. El riesgo es aún mayor, ya que la demanda de petróleo en los Estados Unidos ha disminuido de 18 a 5 millones de barriles por día durante la crisis de COVID.Aquí nuevamente, estamos hablando de equipos que deben continuar funcionando ya que se deteriorarán cuando no estén en uso. Por lo tanto, para algunas refinerías antiguas y marginalmente rentables puede ser financieramente imposible reanudar las operaciones después de un cierre. Se estima que Estados Unidos podría perder permanentemente uno o dos millones de barriles por día de capacidad de refinación después de la crisis.Otra pieza preocupante de infraestructura es el oleoducto Trans-Alaska. Si no se puede mantener un rendimiento de al menos 400,000 barriles por día, el aceite fluye tan lentamente que el permafrost circundante genera un efecto de enfriamiento. En estas condiciones, es probable que se formen cristales de hielo y parafina, que pueden bloquear las tuberías y dañar las bombas. La producción de petróleo ha disminuido durante años en Alaska y el oleoducto ya se utiliza a su capacidad mínima. Por lo tanto, una caída moderada en la producción llevaría a la interrupción de un oleoducto, haciendo imposible cualquier producción de petróleo por falta de transporte. En resumen, toda la producción de petróleo de Alaska podría secarse a la vez.Decisiones decisionesEn este contexto, es comprensible que las compañías petroleras sean tan reacias a disminuir la producción, incluso cuando están endeudadas o en bancarrota e incluso cuando el petróleo es tan barato que tienen que vender por debajo del precio de equilibrio. Reanudar la producción es costoso y existe el riesgo de una caída permanente de la producción al inicio, lo que hace que la inversión sea menos atractiva. Algunos productores rusos incluso dicen que preferirían quemar petróleo no vendido a cerrar pozos. Además, ciertos contratos de uso del suelo requieren que las compañías petroleras bombeen el petróleo, ¡bajo pena de ver sus derechos de perforación transferidos a sus competidores!Algunos analistas creen que la industria petrolera emergerá de la crisis en tan mal estado que no podrá financiar el reinicio de los pozos cerrados. Como no se desplegará una alternativa suficiente al petróleo para cuando termine la crisis, algunos comienzan a sugerir que una nacionalización parcial de la industria petrolera de EE. UU. Podría estar en orden.¿Qué pasa con el pico de petróleo?Cuando comenzó la crisis, algunos observadores creían que COVID-19 retrasaría el pico del petróleo (o sus efectos, como algunos analistas sugieren que se alcanzó en octubre de 2018) debido a la disminución de la demanda de petróleo. Ahora parece que lo contrario podría ser cierto y que en realidad podríamos estar acercándonos al pico del petróleo. Algunos pozos se cerrarán permanentemente y otros nunca volverán a su nivel de producción anterior. Además, las compañías petroleras financieramente débiles tendrán dificultades para lanzar nuevos proyectos.Por lo tanto, podemos esperar que el exceso actual de petróleo ceda gradualmente a una escasez creciente. Las bombas de las estaciones de servicio no se secarán de la noche a la mañana, pero es probable que los precios aumenten nuevamente y que el petróleo se vuelva demasiado escaso y demasiado caro para impulsar un crecimiento económico significativo. Los activistas darán la bienvenida a esta caída en la producción de combustibles fósiles, pero debemos tener en cuenta que una crisis energética de baja intensidad también podría obstaculizar nuestra capacidad para llevar a cabo una transición energética eficiente. Saludos. 
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