Menos Perforación: Estrategia de las Petroleras

Las compañías petroleras siguen presionando por la optimización de sus activos re-valorando sus mejores concesiones por explorar y aprovechando las rebajas de costos de los proveedores de servicios. Surge así la posibilidad de un cambio de estrategia emergente que podrían sustentar una mayor desaceleración en la perforación aun cuando el escenario está listo para una mayor la producción de petróleo en el corto plazo. Esto puede sonar desalentador, sin embargo, hay un resquicio de esperanza en el horizonte.

El equipo de RigData News & Analisis llegó a esta conclusión después de examinar lo dicho durante las conferencias con algunos analistas financieros apuntando a la reducción de gastos de exploración en 2016. Ellos encontraron que Occidental y Anadarko Petroleum destacan mejoras en la eficiencia de perforación en Wolfcamp Shale, Texas (unos de las mayores formaciones de shale oil & gas). 

Estos dos operadores también proporcionan un contraste entre operadores como Occidental, de aplicación total al modelo de fuerte desarrollo-producción frente a un modelo más pausado como el de Anadarko que abarcaría el próximo año.

En relación con 2014, OXY redujo su promedio de costo en Wolfcamp un 42% a $ 6.3 millones/pozo, mientras que APC redujo su costo promedio en Wolfcamp en alrededor de 37% a $ 7.5 millones/pozo y se espera que reduzca entre $ 1,5 y $ 2,0 millones de su costo futuro cuando extienda su “pad drilling” (perforación horizontal múltiple desde una misma área reduciendo la logística y servicios)  a todo el campo. Gran parte de los ahorros de costos se deben a la reducción de los tiempos de perforación, así como a los costos diarios de los equipos de perforación. 

Anadarko ha bajado sus tiempos de perforación en Wolfcamp en un 13% comparando 3Q15 vs. 2Q15. OXY, que comenzó con un tiempo mucho más bajo, todavía fue capaz de reducirlo en un 5% comparando trimestre contra trimestre. Es probable que tales mejoras en los tiempos de perforación sean los que sustentan el incremento del 18% en la cantidad de pozos perforados en Wolfcamp en Q3. Uno de los pocos que tuvo un incremento en el trimestre. Pareciera que aún hay margen para mejoras en la eficiencia, pero la baja de inversiones de capital en medio de los bajos precios del petróleo ha mitigado un poco esa iniciativa de eficiencia.

En consecuencia, el aumento en el número de pozos perforados aún no completadas (DUC- drilled yet uncompleted wells) refleja la necesidad de aumentar las ganancias debido a los recortes de precios de los proveedores. Este fenómeno comenzó a disminuir y entonces las petroleras ahora favorecen el completar los pozos atrasados ​​en vez de invertir para perforar y completar nuevos pozos. Las petroleras están más inclinadas en reducir o al menos no incrementar su inventario DUC en el futuro cercano. 

Anadarko dijo que su incremento de DUC en el cuarto trimestre de 2015 sería de 25 pozos. Esto contrasta con los anteriores 3 trimestres cuando promedió un incremento de 67 DUC cada trimestre.

El equipo RDNA cree que esta tendencia de desaceleración en DUC se está convirtiendo en un modelo-patrón para la industria en los Estados Unidos y sería el precursor lógico lo que Dave Lesar de Halliburton describió como "Perforo o Muero".

Las petroleras, en algún momento, van a experimentar una disminución en el volumen de producción debido a la falta de inversión en pozos de exploración y desarrollo. Pero en un ambiente de precios de crudo y gas natural deprimidos, trabajar sobre un inventario de DUC le permite agregar producción a un menor costo unitario. Así, mientras que las actividades de terminación disminuirán en el futuro, hoy permite asignarles una mayor proporción de los presupuestos de capital que a las actividades de perforación. Dicho esto, una vez que esta fase termine, obligará a las petroleras a restablecer sus campañas de perforación lo que causará un rápido aumento en la actividad que estimamos será en el tercer trimestre de 2016.

RigData News & Analisis

Precio del crudo, tratando de entender qué pasó y va a pasar

Ha pasado casi un año desde que los precios del petróleo alcanzaron nuevos mínimos después de la decisión de OPEP en noviembre 2014 de no reducir la producción. La especulación de las compañías petroleras, analistas de la industria, inversores y expertos financieros que los precios del petróleo se recuperarían, no se ha hecho realidad y los precios seguirán bajos independientemente de los pocos intentos de recuperación de los precios del petróleo.

Desde principios de 2015, el precio del crudo ha visto recuperaciones modestas que en su mayoría eran debidas a la caída del Rig Count, la declinación en la producción de petróleo en USA, la debilidad del dólar estadounidense o, la escalada del conflicto en el Medio Oriente. Sin embargo, esas recuperaciones fueron de corta duración.

Un ejemplo fue el último repunte de principios de octubre, cuando el WTI pasó de mediados de los $ 40 a $ 50 por barril tras la noticia de la caída del Rig Count y la declinación de la producción petrolera estadounidense. Muchas empresas y analistas de O & G pusieron su esperanza en este rally y lo vieron como la primera señal de una larga y duradera recuperación de los precios del petróleo. No duró mucho tiempo.

A la semana siguiente y como los mercados del petróleo comenzaron a digerir "el qué pasará después" más el hecho de que los fundamentos subyacentes de la oferta y la demanda se mantuvieron sin cambios, debido al crecimiento continuo de la oferta de otros productores -en su mayoría miembros de la OPEP como Irak, Emiratos Árabes Unidos, Irán- los precios del crudo retrocedieron de nuevo. El WTI bajó de $ 50 por barril de nuevo a $ 47 por barril.

Es indudable que el rally de octubre y cómo terminó, fue una sorpresa para muchos de los que todavía estaban esperando un rebote. Quedó en claro que en vez de una esperanza de rebote, las compañías petroleras deberían aprender a ser rentables con precios del crudo en $ 40 por barril o menos.

Además, ahora está claro que la cuestión es quién va a ganar la guerra fría entre la pelea por cuota de mercado, o bien equilibrar la oferta y demanda. La OPEP siempre jugó el papel de equilibrar la oferta y la demanda, pero esta vez optó por ganar cuota de mercado. Por lo tanto, oferta y demanda sólo se están utilizando como armas.

El rally de octubre también indicó que serán poco probables los altos precios de crudo ya que la estrategia de precios bajos por más tiempo sería la nueva norma en el mercado del petróleo y el gas.

La nueva norma: "precios bajos durante más tiempo" y por qué

La reunión de noviembre 2014 de la OPEP fue un momento crucial para la industria de petróleo y gas. Un momento en el que todos miramos hacia atrás y nos preguntarnos ¿podrían las cosas volver a como estaban antes?

La respuesta a esta pregunta es sin duda un gran "NO" y creo que a estas alturas, muchos de los que estaban esperando que las cosas mejoraren y los precios aumentasen a $ 70 por barril se han dado cuenta de que no es probable que suceda en el corto plazo. Eso significa aceptar la estrategia "precios bajos durante más tiempo" como la nueva norma en el mercado.

La estrategia actual de la OPEP para priorizar su cuota de mercado por sobre la estabilización del mercado, se ve como respuesta a la amenaza planteada por los productores de petróleo de shale en Estados Unidos. Mediante la búsqueda de cuota de mercado y manteniendo el nivel de producción, los precios de crudo que colapsan, la OPEP pretende así exprimir a los productores de petróleo de shale de alto costo y sacarlos fuera del mercado poniendo fin a la amenaza que ellos representan para su cuota de mercado.

La razón principal por la que esta estrategia de precios bajos por más tiempo será la nueva norma, al menos en el corto plazo, es que los precios altos del crudo condujeron a la crisis.

Los altos precios del petróleo llevaron a la crisis actual

Cuando los precios del crudo se mantuvieron altos por un largo plazo, esto proporcionó el excelente desarrollo de tecnologías avanzadas como las utilizadas para la fracturación hidráulica y la perforación horizontal en formaciones shale.

El uso de tales tecnologías incrementó la producción de crudo en Estados Unidos a más de 4,72 millones de barriles/día a finales de 2014 (1,24 MMBD en 2007). La nueva producción de petróleo de Estados Unidos abastece el mercado interno y remplazó las importaciones de petróleo de los proveedores tradicionales como Arabia Saudita, Nigeria y Argelia que necesitaron encontrar nuevos mercados para su petróleo.

La producción de crudo de los productores de petróleo de shale abarrotó el mercado y la OPEP fue llamada a desempeñar su función de estabilizar el mercado mediante el aumento / disminución de su capacidad de producción. Los productores estadounidenses de shale eran ciertamente optimistas acerca de la reacción de la OPEP. Pero esta vez fue diferente. La OPEP se enfrentó con difíciles decisiones.

La función de estabilizar el mercado mediante la reducción de su producción de petróleo significaba para la OPEP perder cuota de mercado en favor de los productores estadounidenses de petróleo de shale. Es algo que la OPEP no podía darse el lujo de hacer, debido a que las consecuencias a largo plazo de tal decisión significarían perder cuota de mercado e influencia en el precios del petróleo. Como resultado, la OPEP decidió seguir la estrategia de conservar su cuota de mercado en lugar de estabilizar el mercado.

La decisión de la OPEP marcó el inicio de la guerra fría por la cuota de mercado y eso condujo los precios del crudo a niveles no vistos desde de la profunda recesión de 2009. La OPEP tiene como objetivo proteger su cuota de mercado, obligar a los productores de petróleo de alto costo, como el petróleo no convencional o el de aguas profundas, fuera del mercado y que se equilibre solo.

¿Por qué habría un aumento de precios del crudo en el corto plazo?

Repasando lo que se ha comentado anteriormente, es claro que las raíces de la actual crisis yacen principalmente en los altos precios del petróleo durante un largo período. Esto significó una producción y el desarrollo sostenido de petróleo de shale no sólo en los Estados Unidos sino también en China y otros países haciendo que la OPEP perdiera influencia y participación de mercado.

Por lo tanto, se espera que la OPEP se apegue firmemente a su estrategia que conduce a bajos precios del petróleo por largo tiempo. Como resultado sacará rivales fuera del mercado, reducirá la inversión en tecnología e innovación y obstaculizará el desarrollo de nuevos proyectos de petróleo de shale.

Lo que agrava la situación aún más es el aumento previsto en la producción de petróleo iraní después de levantar las sanciones. Por otra parte, Rusia, Irak, Libia, Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos están trabajando agresivamente en el aumento de sus ventas de crudo. Además, la demanda mundial de petróleo se está retrasando debido a la disminución en la actividad económica. Por lo tanto, los bajos precios del petróleo están aquí para quedarse por un tiempo pero seguramente no durante un plazo prolongado.

La historia nos ha enseñado que en la industria de petróleo y gas los precios del petróleo ni muy altos ni muy bajos son sostenibles durante un largo tiempo. Los actuales precios del petróleo desalentarán la exploración y producción a la vez que afectarán la oferta y en consecuencia conducirán a mayores precios del petróleo. 

Alahdal A. Hussein 

Professional Member

Society of Petroleum Engineers

La recuperación petrolera en forma de Palo de Hockey aún válida

De los CEO de compañías de servicios petroleros nadie ha sido más optimista  en  los últimos 6-9 meses que de Core Lab David Demshur. La mayoría de los analistas ya han avanzado hacia predicciones de recuperación en forma de U alargada, sin embargo Demshur es el último hombre en pie con la predicción de una recuperación en forma de V.

Viendo las condiciones de deterioro de todo el campo petrolero mundial en los últimos meses, nos hemos preguntado si iba a comenzar a dar marcha atrás a su predicción. Pero lo que está viendo en el mercado a partir de ayer todavía le da confianza en una recuperación en forma de V.

El jueves, Demshur habló a los inversores en una conferencia telefónica. "Core sigue viendo ponerse en marcha una recuperación en forma de V en el año 2016", dijo el jueves. "La industria está todavía en el lado izquierdo de esta V al entrar en Q4 2015, tal vez con repuntes de actividad a principios de 2016."

En el núcleo de este punto de vista, Demshur ve la oferta y la demanda global de equilibrio del petróleo a fin de año o principios de 2016-. Esta es una postura más agresiva que la mayoría de sus compañeros comentaristas del mercado del petróleo.

Aquí está la lógica y las cifras que proporciona para apoyar su punto de vista en forma de V, extraído de sus comentarios del jueves:

Por el lado de la oferta de crudo, la producción de crudo estadounidense alcanzó su punto máximo en abril de 2015 a más de 9,6 millones de barriles de petróleo por día. El trimestre pasado, Core proyectó la producción estadounidense cayendo más de 500.000 barriles por día a finales de año 2015 debido a las altas tasas de la curva de declinación asociados con los más de 5 millones de barriles de petróleo que se producen a partir del crudo de reservorios no convencionales. Estas proyecciones demostraron ser demasiado conservadoras con la producción de Estados Unidos que ya ha caído en 500.000 barriles por día según la información actual. Core ahora cree que la producción estadounidense caerá más de 700.000 barriles por día a finales de año 2015. Esto genera una declinación neta en la curva de producción de crudo estimada en 7,8%, más del doble de la tasa mundial estimada por Core recientemente en 3,1%, que a su vez representa hasta 60 puntos básicos por encima de las tasas estimadas de curvas de declinación de crudo a nivel mundial anteriores de 2,5%.

El aumento de 60 puntos básicos está directamente vinculado a las clásicas elevadas tasas de declinación en los primeros años de 70%, 40% y 20% para los tres primeros años de producción, respectivamente, para crudos de reservorios no convencionales. Por lo tanto, aplicando el tipo de curva de declinación de la producción neta de crudo 3,1% estimado en actual producción de crudo a nivel mundial de aproximadamente 85 millones de barriles por día significa que el mundo necesitará producir más de 2,6 millones de barriles diarios de nuevo crudo a esta altura del año que viene o la producción internacional volverá a caer otra vez.

Para mantener los niveles actuales de producción en el próximo año a partir de ahora, el planeta necesitará para producir 2,6 millones barriles diarios nuevos; que simplemente no va a suceder. Para compensar este déficit, los productores deberán producir crudo proveniente de reservas mundiales adicionales que actualmente se acercan a cero.

Desde el punto de vista Internacional, el último trimestre Core creía que los ultra-altos niveles de producción de Oriente Medio no eran sostenibles y cortes de producción fueron anunciados a las pocas semanas. Core cree que los niveles de producción en Oriente Medio seguirán cayendo en el Q4 2015, liderado por bajas de producción de Irak aun considerando los impredecibles y desconocidos suministros de crudo de Irán. Aparte del poco transparente mercado de Irán, Core no ve grandes adiciones factibles a la oferta de crudo en el 2016 suficientes para compensar la disminución en la curva de producción de petróleo estimada del 3,1% a nivel mundial. Por lo tanto, la producción internacional seguirá cayendo por debajo de los niveles de hoy.

Por el lado de la demanda, las últimas estimaciones de la IEA son que la demanda aumentaría en 1,8 millones de barriles de petróleo por día en 2015, seguido de otros 1,2 millones de barriles diarios en 2016, superando todas las expectativas económicas de Asia-Pacífico, en especial China. Paradójicamente en lo que va de 2015, la demanda china de petróleo continúa ocurriendo a niveles récord.

Escenografías para la siguiente fase de la Industria Petrolera

El viernes, Schlumberger Ltd. fue la primera empresa de servicios petroleros en anunciar que sus ganancias del tercer trimestre, que fueron un 49% inferiores al período anterior, pero en línea con las estimaciones de Wall Street. 

Lo que no estaba en las pantallas de radar de los analistas, sin embargo, era la vista demostrativamente más negativa de la siguiente etapa de la industria del petróleo y el gas, y su impacto en el negocio de servicios de energía, expresado por el líder de la compañía. A principios de este año, Schlumberger redujo agresivamente su estructura organizativa en lo que se percibía como una visión demasiado negativa de la crisis emergente. En retrospectiva, el equipo directivo de Schlumberger parece haber estado más bien acertado que errado en su sentencia. Ahora la dirección de la empresa es menos optimista sobre el calendario de la recuperación se proyecta antes y sugiere más despidos estarán llegando antes de fin de año. Como CEO de Schlumberger Paal Kibsgaard declaró durante una conferencia con inversores sobre los resultados de la compañía, "... mientras que nuestra vista macro no ha cambiado en términos de oferta y demanda más reducidas y una mejora esperada en los precios del petróleo, tenemos que tener en cuenta que la recuperación en los niveles de nuestra actividad ahora parece ser un evento de 2017. "Distinto de la anterior creencia en una recuperación en forma de V para principios de 2016”.

Como Schlumberger acepta una perspectiva más negativa sobre crisis de la industria y su duración, el equipo directivo de la empresa está actuando en concierto con muchos de sus clientes y competidores. Ofrecieron la siguiente declaración acerca de sus futuras acciones de estrategia y de corto plazo: "En nuestra anterior conferencia dijimos que estábamos preparados para trabajar con nuestros costos de base existente con cara al futuro en la medida que estuviéramos cerca de la parte inferior de la baja de los mercados y que la recuperación de la actividad estuviera a sólo un par de trimestres. Como resultado, hemos mantenido nuestra base de costos en Q3, lo que tuvo cierto impacto negativo sobre nuestros márgenes de operación... "Ahora la empresa tiene que hacer ajustes más significativos”.

Con objetivo que el gasto de capital baje significativamente en 2016, Schlumberger, junto con el resto de la industria, se ve obligada a reconsiderar su tamaño, lo que por desgracia significa despidos. Desde un punto de vista positivo, la compañía ha comenzado nuevas medidas de reestructuración para reducir los costos y mejorar la entrega de su tecnología, productos y servicios. Esto significa "la reestructuración de nuestra red de fabricación y distribución mundial..." La mecánica de la reestructuración es menos importante que la filosofía de que la reorganización de los negocios de la empresa será fundamental para futuras ganancias  y el posicionamiento de Schlumberger para maximizar los rendimientos cuando se recupere la industria. Si sus competidores no han pensado en tomar medidas similares, este es un llamado a que considerar medidas de reestructuración radicales con el fin de sobrevivir y competir mejor. No tomar alguna medida podría dañar seriamente esas compañías.

No sólo la industria de servicios petroleros tiene que repensar su estructura de negocios y considerar ajustes radicales en el modelo de negocio con el fin de prosperar en el futuro. Las empresas de Exploración y Producción (E & P) se ven obligadas también a determinar la forma de sostener competitivamente sus operaciones, especialmente a la luz de los balances altamente apalancados ya que los ingresos y las ganancias bajaron por los menores precios del petróleo y del gas. Para muchas de las compañías de E & P, los cantos de sirena del crecimiento en la era un crudo de $ 100 lubricado con capital barato. Es evidente que todos - ejecutivos de la industria y los inversores - sabían que la revolución del Shale requiere un montón de dinero por adelantado para la compra de las tierras, determinar los programas de desarrollo, llevar a cabo los  esfuerzos de perforación y terminación de pozos de alto costo y luego esperar a que haya la cantidad de petróleo adecuada y gas para producir los hidrocarburos. Este último paso fue fundamental para generar ingresos y el flujo de caja operativo. La clave fue que había un montón de capital barato listo, dispuesto y capaz de financiar la industria de E & P.

El problema para la industria de E & P fue que algunos de sus dirigentes estaban dispuestos a seguir el ejemplo de Ulises en La Odisea de evitar escuchar la canción que viene de la isla de la sirena. Se le dijo que si él escuchó la canción, él querría ir a la isla y luego permanecer allí el resto de su vida, algo que quería evitar durante su viaje de regreso a Ítaca. Para evitar ser víctima de la canción tenía tapados sus oídos y el de sus hombres con cera y él estaba atado al mástil. Para los ejecutivos de exploración y los cantos de sirena eran el capital barato - Deuda mercado público y Capital, más el capital privado interesado en la construcción de nuevas empresas, altamente rentables supuestamente - y la mayoría sucumbió a esa canción.

Como se reportan pésimos resultados en el tercer trimestre y los bancos comerciales han disminuido mucho el crédito a empresas que es la base en la que las E & P se basan para apoyar sus programas de grandes inversiones de capital, la deuda pública y los mercados de valores se están cerrando como vías para levantar nuevo capital. Las enormes reservas de capital privado que han estado buscando oportunidades de inversión en energía están cambiando su enfoque de crecimiento hacia supervivencia, lo que a menudo significa que ayuda a restaurar una mayor disciplina de precios y mejorar la rentabilidad. Sin acceso a capital externo, las empresas pueden generar dinero mediante la venta de activos lo que es difícil ya que el mayor valor estará en los mejores activos de la empresa. Las quiebras y temores sobre quiebras potenciales se están convirtiendo en historias más destacadas en la prensa financiera y son sin duda mucho tráfico dentro de la industria de fábricas de rumores.

Los próximos 45-60 días estarán llenos de malas noticias y de pesimismo por las perspectivas para la industria. Esta "medicina" es lo que se necesita para alterar las perspectivas para el negocio. El escenario de recuperación de la industria en forma de palo de hockey invertido, un punto de vista popular hace apenas unos meses, está muerto. Ahora el consenso es que se requiere una recuperación en forma de U, con la única pregunta es cuánto tiempo va a durar la parte inferior. 

Sin embargo, si hubiera una nueva baja en el nivel de actividad y/o de los precios de petróleo y gas la recuperación sería entonces en forma de L sin crecimiento en el futuro cercano.

Allen Brooks  

Managing Director en PPHB LP especializada en información de la industria petrolera

El informe BP Statistical Review 2015

Lo que sigue es solamente una traducción del informe publicado por BP cuando presentó su Informe Anual 2015. No incluye ningún análisis ni opinión al respecto. La edición 2015 de la BP Statistical Review of World Energy, lanzado el 10 de junio de 2015, pone de relieve cómo los cambios significativos en la producción mundial de energía y el consumo han tenido profundas implicaciones para los precios, para el mix global de combustibles y las emisiones de dióxido de carbono.         Esta edición de la revisión estadística pone de relieve la importancia que sigue teniendo la revolución del shale principalmente en Estados Unidos, superando a Arabia Saudita como el mayor productor de petróleo del mundo y a Rusia como el mayor productor mundial de petróleo y gas.         Por el lado del consumo, se observa un crecimiento de apenas 0,9% en 2014, una tasa más baja que en cualquier momento desde finales de 1990 (excepto luego de la crisis financiera de 2008). El crecimiento en el consumo de China se desaceleró a su menor nivel desde 1998. No obstante, China sigue siendo el mercado de mayor crecimiento mundial para la energía.         Hablando en el lanzamiento, el presidente ejecutivo del Grupo BP, Bob Dudley , dijo: "La extraña calma que había caracterizado a los mercados energéticos en los pocos años antes de 2014 llegó a un abrupto final el año pasado. Sin embargo, no deberíamos sorprendernos o alarmarnos. Estos eventos también pueden llegar a ser vistos como síntoma de un cambio más amplio de las “placas tectónicas” que conforman el panorama energético, con avances significativos tanto en el suministro de energía y su demanda. Nuestra tarea como industria es satisfacer los desafíos de hoy sin dejar de invertir para satisfacer la demanda de mañana, de manera segura y sostenible”.         Los cambios en la producción y el consumo tuvieron efectos importantes sobre los precios de la energía, así como el mix de combustibles. Para el crudo, los precios han caído fuertemente, en gran parte impulsado por la fuerza de la oferta ya que la producción fuera de la OPEP aumentó en una cantidad récord, mientras que la OPEP mantiene sus niveles de producción para conservar su participación de mercado. Por otra parte, el crecimiento del consumo de carbón en  China se estancó y el crecimiento mundial de gas natural también fue débil ayudado por un invierno europeo leve que provocó una fuerte caída en el consumo.         Las energías renovables, no obstante de representar  sólo el 3% de la energía primaria, fueron las de mayor crecimiento. Este aumento representó un tercio del incremento en el uso de energía primaria en un año en el que el crecimiento del consumo de energía primaria se desaceleró.          Las emisiones de dióxido de carbono (CO2) por uso de energía crecieron sólo un 0,5%, el más bajo desde 1998 (salvo en el período inmediatamente posterior a la crisis financiera del 2008-9). Este más lento crecimiento relativo se debió en gran parte a China.       Hechos Relevantes El crecimiento del consumo mundial de energía primaria se desaceleró notablemente en 2014, a pesar de que el crecimiento económico mundial fue similar al consumo de 2013. Energía aumentó en apenas 0,9% en 2014, una fuerte desaceleración respecto a 2013 (+ 2,0%) y muy por debajo del promedio de 10 años de 2,1%.

El consumo aumentó para todos los combustibles, excepto energía nuclear. La producción aumentó para todos los combustibles, excepto el carbón. Las economías emergentes continuaron liderando el crecimiento del consumo mundial de energía, como lo vienen haciendo en la última década. Sin embargo, el crecimiento en estos países (+ 2,4%) estuvo muy por debajo de su promedio de 10 años del 4,2%. El crecimiento del consumo chino (+ 2,6%) fue el más bajo desde 1998. No obstante, China registró el incremento más importante del mundo en el consumo de energía primaria por decimocuarto año consecutivo. El consumo de la OCDE experimentó una caída mayor que la media (-0,9%), con debilidad en la UE y Japón compensado parcialmente por el crecimiento en los EE.UU. La caída en el consumo de energía de la UE fue la segunda mayor disminución porcentual registrada (superada sólo por las secuelas de la crisis financiera en 2008-9). El consumo de energía en la UE cayó a su nivel más bajo desde 1985. El crecimiento fue significativamente inferior a la media de 10 años para Asia y el Pacífico; Europa y Eurasia; y de Sur y Centro América. El petróleo siguió siendo el combustible más importantes del mundo, con 32,6% del consumo mundial de energía, pero perdió cuota de mercado para el décimo quinto año consecutivo. La evolución de los precios de energía en 2014 fue débil en general, con los precios del crudo y el carbón cayendo a nivel mundial. Los precios del gas natural disminuyeron en Europa; fueron relativamente similares en Asia; y se incrementaron en América del Norte.

Crudo Precios

El crudo Brent promedió 98,95 dólares por barril en 2014, un descenso de 9,71 dólares por barril desde el nivel de 2013 y la primera vez que el promedio anual cae por debajo de $ 100 desde 2010. Los precios del crudo se mantuvieron firmes a principios de 2014 en consonancia con importantes interrupciones en el suministro, pero cayeron con fuerza a finales de año. El promedio del diferencial WTI - Brent se redujo a 5,66 dólares por barril (de $ 10.67 en el 2013) debido al  continuo crecimiento en la producción de Estados Unidos, pero se mantuvo elevado en relación con los niveles anteriores.

El consumo y la producción

El consumo mundial de petróleo creció en 0,8 millones de barriles por día (bpd), ó 0,8% - un poco por debajo de su promedio histórico reciente y significativamente menor al aumento de 1,4 millones de bpd visto en 2013. Países fuera de la OCDE representaron todo el crecimiento neto en el consumo mundial. El crecimiento del consumo chino era inferior a la media, pero aun así registró el mayor incremento de consumo de petróleo mundial (390.000 bpd). El consumo de la OCDE se redujo un 1,2%, el octavo descenso en los últimos nueve años. Destilados ligeros (naftas y gasolina de aviación) fueron los de mayor crecimiento categoría de productos refinados por segundo año consecutivo. El crecimiento en la producción de petróleo (aumento de un 2,1 millones de bpd, o un 2,3%) fue más del doble que la del consumo mundial. La producción fuera de la OPEP aumentó en 2,1 millones de bpd, el mayor incremento en nuestra base de datos. Los EE.UU. (1,6 millones de bpd) registraron el mayor crecimiento del mundo, convirtiéndose en el primer país para aumentar la producción de al menos 1 millón de bpd durante tres años consecutivos y tomando la posta de Arabia Saudita como el mayor productor de petróleo del mundo. Junto con los EE.UU., la producción en Canadá (310.000 bpd) y Brasil (230.000 bpd) también alcanzó niveles récord en 2014. La producción de la OPEP no tuvo cambios haciendo que su participación de mercado cayera ja 41%, su nivel más bajo desde 2003.

Refinación y el comercio

La refinación de crudo aumentó en 1,1 millones de barriles diarios (1,4%) en 2014 - el mayor crecimiento desde 2010 y más del doble del promedio de 10 años. La refinación en los EE.UU. aumentó en 530.000 barriles diarios, el mayor incremento desde 1986. La capacidad de refinación mundial creció un promedio de 1,3 millones de bpd, liderada por China y Oriente Medio que aumentó su capacidad un récord de 740.000 bpd. La utilización mundial de refinería se mantuvo en el 79,6%, su tasa más baja desde 1987. El comercio mundial de crudo y refinados creció en 2014 un 0,9% por debajo del promedio, o 490.000 bpd. Crecimiento de las importaciones se vio impulsado por China y otras economías emergentes, mientras que las importaciones estadounidenses netas disminuyeron. China reemplazó a los EE.UU. como el mayor importador neto de petróleo del mundo en 2013.

Gas natural El consumo y la producción

El consumo mundial de gas natural creció sólo un 0,4%, muy por debajo del promedio de 10 años de 2,4%. El crecimiento fue inferior a la media de la OCDE y a las economías emergentes, con el consumo en la UE (-11,6%) con disminuciones tanto en volumen como en porcentaje, más significativos de la historia. En Europa y Eurasia (-4,8%) se observaron las cinco mayores disminuciones en volumen del mundo (Alemania, Italia, Ucrania, Francia y el Reino Unido). A nivel mundial, el gas natural representó el 23,7% del consumo de energía primaria. La producción mundial de gas natural creció un 1,6%, por debajo de su promedio de 10 años de 2,5%. Este crecimiento fue inferior a la media en todas las regiones, excepto en América del Norte. Los EE.UU. (+ 6,1%) registraron el aumento más importante del mundo, que representan el 77% del crecimiento global neto. Los mayores descensos en volumen se observaron en Rusia (-4,3%) y los Países Bajos (-18,7%).

Comercio

El comercio mundial de gas natural se contrajo 3,4%  en 2014. Los envíos por gasoducto disminuyeron un 6,2%, la mayor caída de la historia, impulsado por las menores exportaciones de Rusia (-11,8%) y los Países Bajos (-29,9%). El comercio mundial de GNL aumentó en un 2,4%. El comercio internacional de gas natural representó el 29,4% del consumo mundial; La participación en el comercio mundial de gas de GNL se elevó a 33,4%.

Otros combustibles Carbón

El consumo mundial de carbón creció un 0,4% en 2014, muy por debajo del crecimiento anual promedio de 10 años de 2,9%. La participación del carbón del consumo mundial de energía primaria se redujo a 30,0%. El consumo fuera de la OCDE creció un 1,1%, el crecimiento más débil desde 1998, impulsado por un aplanamiento del crecimiento del consumo chino (+ 0,1%). Por otro lado,  India (+ 11,1%) experimentó el incremento en volumen más grande del mundo y de su historia. La producción mundial de carbón se redujo en un 0,7%, con grandes descensos en China (-2,6%, la mayor disminución en volumen del mundo) y Ucrania (-29,0%) que fueron parcialmente compensados por aumentos en India (+ 6,4%) y Australia (+ 4,7%) .

Nuclear e hidroeléctrica

La generación nuclear mundial creció por encima de la media del 1,8%. Fue este el segundo incremento anual consecutivo y por primera vez desde 2009 ha ganado participación de mercado Los aumentos en la generación nuclear en Corea del Sur, China y Francia superaron descensos en Japón, Bélgica y el Reino Unido. La generación hidroeléctrica mundial creció un 2,0% representando el 6,8% del consumo mundial de energía primaria. El crecimiento de la generación hidroeléctrica de China (+ 15,7%) fue la totalidad del aumento de la generación hidroeléctrica mundial.

Las energías renovables (incluyendo eólica, solar y biocombustibles)

Las fuentes de energía renovables – tanto en la generación de energía, como en el transporte - continuaron aumentando en 2014, alcanzando un récord de 3,0% del consumo mundial de energía, en comparación con 0,9% de hace una década. La energía renovable utilizada en la generación de energía creció un 12,0%, a la vez que las energías renovables representaron un récord de 6,0% de la generación de energía global. China registró el incremento más grande de las energías renovables en la generación de energía por quinto año consecutivo; el crecimiento del año anterior (+ 15,1%) era un tercio de la media de 10 años. A nivel mundial, la energía eólica (+ 10,2%, 65 TWh) creció menos de la mitad de su promedio de 10 años. La generación de energía solar creció un 38,2% (51 TWh). La producción de biocombustibles mundial creció un 7,4% por debajo del promedio (144.000 bpd).