Los balances de las multinacionales petroleras se derrumban

El presidente exxon no quiere fracking cerca de su casa. Hoy es el vicepresidente de Donald Trump

Las multinacionales petroleras más grandes del mundo están en serios problemas porque sus balances económicos acusan los mayores costes de producción, la caída de los beneficios y el aumento vertiginoso de la deuda financiera acumulada tras años de pérdidas. Castigados por la cada vez más baja Tasa de Retorno Energético (EROI), los días de gloria de los gigantes petrolíferos altamente rentables han llegado a su fin.

Todo lo que queda ahora es una sombra de la que una vez fuera una poderosa industria que, como comenté en un artículo anterior, se verá obligada a continuar canibalizándose para extraer la última gota de petróleo.

Desgraciadamente, los analistas energéticos, todos ellos economistas sin nociones de los principios elementales de la Termodinámica, no tienen ni idea del desastre financiero que está teniendo lugar en la industria petrolera mundial por el desplome de la EROI y continúan elucubrando con análisis economicistas y apuntes contables que, como prueba palpable de que el papel lo aguanta todo, ilusionan a los inversores y a un público que no está preparado para lo que viene. Para proporcionar una visión más realista de una industria en desintegración, veamos los datos de siete de las compañías petroleras más grandes del mundo.

Para evitar que el mundo cayera en un colapso total durante la crisis financiera de 2008, la Reserva Federal y los bancos centrales de todo el mundo, con el BCE a la cabeza, imprimieron más papel moneda que en toda la historia. Como efecto colateral de la impresión masiva de dinero (y de la compra de activos) por parte de los bancos centrales, el precio del petróleo alcanzó un récord de más de 100 dólares por barril (U$/b) durante más de tres años. Mientras que las grandes compañías petroleras presentaban resultados con elevadas ganancias debido al alto precio del crudo, invertían una gran cantidad de capital para producirlo.

Como puede verse en la Figura 1, la suma total de la deuda a largo plazo del grupo de las siete multinacionales petroleras más grandes del mundo aumentó de 227.000 millones en 2012 a 272.000 millones en 2013. Toda una paradoja: la deuda aumentó en 45.000 millones, casi la misma cantidad que los pagos totales por dividendos (44.000). No perdamos de vista los 17.000 millones de flujo negativo de caja ese mismo año, pero la diferencia entre dividendos y deuda refleja que las siete principales multinacionales petroleras pidieron dinero prestado en 2013, cuando el petróleo estaba a 109 U$/b, para mantener felices a sus inversores.

Desde la crisis mundial de 2008, las siete principales compañías petroleras han visto cómo su deuda total combinada se cuadriplicaba, pasando de 96.000 millones a los 379.000 millones de deuda actual. Parecería lógico pensar que, habiendo disfrutado durante más de tres años de un precio del petróleo a más de cien dólares el barril, estos gigantes energéticos habrían reducido su deuda o, al menos, la habrían contenido. Desgraciadamente para ellas, el coste de reemplazar reservas, producir petróleo y repartir “ganancias” con los accionistas superó los ingresos de un petróleo caro.

Figura 1. Cifras en miles de millones de dólares americanos ($). (SRSrocco Report).

Ahí radica el problema. Una de las desventajas de cargar con una deuda es la cantidad creciente de intereses que la compañía tiene que pagar para sufragarla. Si miramos la Figura 1, la brasileña Petrobras marcha a la cabeza del grupo deudor: la carga financiera de Petrobras casi se quintuplicó al pasar desde 21.000 millones en 2008 a 109.000 millones en 2016. Acumulando deuda, también tuvo que pagar más para amortizarla. En esos ocho años, los pagos por intereses crediticios de Petrobras aumentaron desde 793 millones en 2008 a 6.000 millones en 2016. Para sus accionistas está siendo un desastre: el incremento de los intereses de la deuda impidió que la compañía pagara dividendos en los últimos dos años. En cambio, en el trienio 2009-2011, mientras que el mundo se apretaba el cinturón, Petrobras pagó dividendos por valor de 19.500 millones de dólares.

Petrobras, como el resto de sus colegas, es un ejemplo perfecto de cómo la caída de la EROI castiga a una petrolera desde sus entrañas hacia afuera. La penosa situación de la petrolera carioca es la siguiente: si usted es accionista, no cobra dividendos, y si invirtió fondos (en bonos de la compañía, o en fondos que tuvieran inversiones en ella) para recibir intereses más altos, despídase porque nunca obtendrá su inversión inicial. Así las cosas, inversores y accionistas se quedarán con dos palmos de narices. Este es lo que sucede durante la etapa final del anunciado colapso de la industria petrolera. Y eso explica que los grandes inversores como el fondo soberano de Noruega o la Fundación Rockefeller, cuyos patronos lograron su vasta fortuna con el petróleo, hayan retirado sus inversiones en la industria de los combustibles fósiles.

Figura 2. Cifras en miles de millones de dólares americanos ($). (RSRrocco Report).

Otra consecuencia negativa de la caída de la EROI en los balances financieros de las compañías petroleras es la disminución de las ganancias, ya que el coste de producir petróleo aumenta más lo que el mercado puede pagar por el crudo. Para poder entender la mala situación financiera de las multinacionales petroleras, hace falta mirar hacia atrás y comparar la rentabilidad de la industria con el precio del petróleo. Para encontrar un año en el que el precio del petróleo era similar al de 2016, tenemos que regresar a 2004, cuando el precio medio del crudo era de 38,26 U$/b frente a los 43,67 del año pasado (Figura 2). Sí, el precio del petróleo era más bajo en 2004 que en 2016, pero las compañías petroleras no se quejaban porque ese año el ingreso neto combinado de las siete petroleras fue de 99.200 millones. Todas ellas obtuvieron pingües beneficios en 2004 con un precio del petróleo de 38,26 U$/b. Sin embargo, el año pasado, las ganancias netas del grupo se desplomaron un 90% (10.500 millones), incluso cuando el precio del petróleo había aumentado en más de cinco dólares el barril. Solo cuatro obtuvieron ganancias en 2016, mientras que tres perdieron dinero (Tabla 1).

Tabla 1. Ingresos netos de las siete petroleras más grandes del mundo. (SRSrocco Report).

Además, la situación financiera está mucho peor debido a que el apunte contable “ingresos netos” no tiene en cuenta los gastos de capital o los pagos de dividendos de las empresas. En cualquier caso, está claro que la rentabilidad de las principales compañías petroleras se ha esfumado incluso con precios del petróleo más elevados.

Otro indicador que proporciona una muestra aún más inquietante del descenso de la EROI es el desplome del “Retorno del Capital Empleado” (ROCE por sus siglas en inglés), una ratio de contabilidad usada en finanzas, valoración y contabilidad. Es una medida útil para comparar la rentabilidad relativa de las empresas después de tener en cuenta la cantidad de capital usado. El ROCE es el cociente entre los beneficios antes de intereses e impuestos y el capital invertido. En 2004, las siete compañías anunciaron un ROCE de entre el 20 y el 40%. En la década siguiente el indicador se desplomó drásticamente y ahora se registran los dígitos más bajos (Figura 3).

Figura 3. Retorno del Capital Empleado. (SRSrocco Report).

En la Figura 3 se puede ver que BP tuvo el ROCE más bajo (19,68%) del grupo, mientras que Statoil tuvo el más alto (46,20%). Si promediamos las cifras más altas y más bajas, el promedio para el grupo fue del 29%. Ahora, compare ese porcentaje con el promedio de 2,4% en 2016, y eso sin incluir los rendimientos negativos de BP (-0,64%) y Chevron (-0,84%), respectivamente. Aunque no hayan sido negativos, obsérvese el desplome del ROCE de Statoil que ha experimentado una caída experimente un descenso desde el 46,2% en 2004 a menos del 1% en 2016, todo un síntoma de que algo huele muy mal en esa compañía. Debemos recordar que el alto Roce obtenido en 2004 por las compañías se sostuvo en un precio de petróleo de 38 U$/b, mientras que los ROCE de un solo dígito de 2016 se derivaron de un precio más alto (43 U$/b). Estas son malas noticias porque el mercado no puede permitirse un alto precio del petróleo a menos que la Reserva Federal y los bancos centrales vuelvan a darle a la manivela del dinero con programas de estímulo QE (Quantitative Easing).

Veamos ahora la Figura 4, que muestra como la caída de la EROI está destruyendo a las principales compañías petroleras del mundo. El gráfico presenta los flujos de caja, es decir, los flujos de entradas y salidas de caja o efectivo en un período dado y, por lo tanto, es un indicador importante de la liquidez de una empresa. En 2004, las siete compañías petroleras disfrutaron de un flujo de efectivo neto combinado menos dividendos de +34.000 millones; en 2016 el flujo era negativo: -39.100 millones. Eso quiere decir que, en 2004, después de que estas petroleras pagaran sus gastos de capital y abonaran los dividendos a sus accionistas, les quedaban 34.000 millones netos. Sin embargo, en 2016 las mismas compañías tenían un agujero de 39.100 millones después de pagar gastos de capital y dividendos. Por lo tanto, muchas de ellas tuvieron que pedir prestado para pagar dividendos.

Tabla 2. Flujo de caja de las siete petroleras más grandes del mundo. (SRSrocco Report).

En la Tabla 2 se puede ver cómo las siete principales compañías petroleras mundiales obtuvieron en 2004 más efectivo de las operaciones (139.600 millones) en comparación con 2016 (118.500 millones). Ese extra de 21.000 millones en efectivo operativo se obtuvo en 2004 en comparación con 2016 aunque el precio del petróleo era más bajo. Sin embargo, lo que realmente ha perjudicado el flujo de caja libre del grupo de petroleras es el mucho mayor gasto de capital (117.500 millones) en 2016 en comparación con los 67.700 millones en 2004.

Por tanto, el menor efectivo operacional y los mayores gastos de capital han tenido un gran impacto en los balances de estas compañías petroleras. Esa es precisamente la razón por la que la deuda a largo plazo se dispara, especialmente en los últimos tres años, cuando el precio del petróleo cayó por debajo de los cien dólares en 2014. Para seguir contentando a sus accionistas, muchas de las compañías están pidiendo dinero prestado para pagar dividendos. Lamentablemente, endeudarse para pagar a los accionistas no es un modelo de negocio prudente a largo plazo.

Figura 4. Flujo de caja menos dividendos para el total de las siete petroleras más grandes del mundo. (SRSrocco Report).

Las principales compañías petroleras del mundo seguirán operando con un precio del petróleo en torno a los cincuenta dólares. Aunque algunos analistas pronostican que está próxima una subida de los precios del crudo, la bonanza no durará mucho. Sí, es cierto que los precios del petróleo podrían subir más durante algún tiempo, pero la tendencia será menor a medida que las economías mundiales empiecen a contraerse. Conforme los precios del petróleo bajen a cuarenta dólares o menos, las compañías petroleras comenzarán a recortar los gastos de capital aún más. Por lo tanto, el ciclo de precios más bajos y el desmoronamiento continuo de la industria petrolera mundial se acelerarán.

Hay una alternativa que podría proporcionar a estas compañías petroleras un colchón: que la Reserva Federal y el Banco Central Europeo pongan de nuevo en marcha la imprenta monetaria a una escala aún más grande, pero eso traería como resultado una inflación severa y posiblemente una hiperinflación. Pero esa no sería una solución a largo plazo del mal, sino simplemente otro parche de una serie de parches que solo están retrasando lo inevitable.

La inminente quiebra de la una vez todopoderosa industria petrolera será la sentencia de muerte de la economía mundial. Sin petróleo, la economía mundial se detiene. Por supuesto, esto no ocurrirá de la noche a la mañana. Tomará tiempo. Sin embargo, la evidencia muestra que ya se ha producido una herida considerable en una industria que ha proporcionado al mundo el petróleo que tanto necesita desde hace más de un siglo.

Fuente:   blogs.20minutos.es

El shale gas les iba a enriquecer. Luego llegaron los cheques

21 de diciembre de 2017

“Siento que nos engañaron”.

“Nos hicieron promesas que no cumplieron, y supongo que eso es lo que realmente me irrita”.

Este artículo se podría haber titulado el neoliberalismo sigue engañando a los incautos, aunque el periodico ha decidido no hacer sangre con las mala prácticas empresarioales de las empresas de fracking

Lynne y Bill Seligman pensaron que se estaban protegiendo a sí mismos en el 2008 cuando aceptaron permitir que una compañía de Oklahoma explore el gas natural debajo de su granja de 91 acres en el condado de Sullivan, Pensilvania.   Incluso pagaron a un abogado para ayudar a negociar el contrato.

 Pero desde que Chesapeake Energy Co. perforó un pozo para capturar el gas de la rica formación de pizarra Marcellus Shale en esa propiedad, los Seligman, que viven en el condado de Chester, han visto cómo su ingreso de gas se reduce drásticamente, y no solo porque la producción disminuyó o los precios del gas cayeron. .

“Siento que nos engañaron”, dijo Lynne Seligman, de 64 años, una consultora de enfermería jubilada.  

“Nos hicieron promesas que no cumplieron, y supongo que eso es lo que realmente me irrita”.

 Chesapeake ha recortado los pagos de derechos a muchos como Seligmans, restando los “costos de postproducción” de los ingresos que los terratenientes dijeron que les prometieron bajo la Ley de Derechos Mínimos Garantizados del estado de 1979. La ley estipula que los propietarios de los derechos mineros reciben un mínimo de un octavo Comparta, o 12,5 por ciento, del precio de venta de su petróleo y gas.

Muchos productores de Marcellus comenzaron a deducir los costos de postproducción después de que la Corte Suprema de Pensilvania sancionara la práctica en 2010.  Pero Chesapeake, el mayor productor del estado, ha sido el más agresivo sobre la facturación a los propietarios debido a los costos.

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El año pasado, Chesapeake redujo la cuota de derechos de Seligmans de $ 317.57 para abril y mayo en un 90%, enviando a la familia de Kennett Square un cheque insignificante por $ 30,96 por los dos meses.  Las deducciones se atribuyeron a los costos de recolectar, comprimir y transportar el gas.

Otros propietarios desilusionados dicen que Chesapeake ha reducido los pagos de derechos por debajo de cero, esencialmente descontando el gas producido en sus propiedades.

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Russ Forba, cuyos hermanos comparten la propiedad de una gran finca propiedad familiar en el condado de Wyoming , dijo que Chesapeake los evaluó como “ingresos negativos” durante 10 meses durante los últimos dos años y calculó que la compañía ha deducido $ 1.5 millones de sus pagos por derechos desde que sus pozos empezaron a  producir en 2014.

 El cheque más reciente, para producción en agosto y septiembre, ascendió a $ 2.400, una reducción del 96 % de los pagos  brutos de $ 55.000, dijo Forba.

El 15 de diciembre, un juez del condado de Bradford permitió iniciar una demanda del fiscal general acusando a Chesapeake y Anadarko Petroleum Corp. de engañar a los terratenientes, y los asuntos federales parecen estar avanzando hacia un acuerdo, según documentos judiciales.

Los terratenientes también presionan a la legislatura estatal para que reescriba la ley de derechos para limitar las deducciones, lo que afecta a todos los productores de gas. Pero dicen que se han sentido frustrados por la poderosa industria del gas, que argumenta que el gobierno no puede alterar constitucionalmente las concesiones de gas existentes, y que las revisiones propuestas harían que Pennsylvania fuera menos atractiva para la inversión energética.

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“No tengo ningún deseo de hacer nada para evitar que la industria invierta en Pensilvania, pero creo que es muy, muy injusto que no paguen a los terratenientes los pagos que merecen”, dijo el representante estatal Garth Everett (R. , Lycoming), quien ha patrocinado legislación durante cinco años para exigir pagos mínimos a los terratenientes del 12,5 %.

>>In recent years, members of the Pennsylvania chapter of the National Association of Royalty Owners have staked out spots in the state Capitol’s corridors to buttonhole legislators.

>En los últimos años, los miembros del capítulo de Pensilvania de la Asociación Nacional de Propietarios de Royalty han apostado en los corredores del Capitolio para acorralar a los legisladores.

Sus esfuerzos de presión no han tenido éxito, aunque los neófitos políticos dicen que aprendieron mucho sobre la elaboración de leyes.

 “Es bueno saber cómo funciona el gobierno estatal, o por qué no funciona”, dijo Jacqueline Root, propietaria de tierras del condado de Tioga y presidenta del capítulo de NARO.  Ella dijo que espera que la legislatura retome la medida en enero, cuando vuelva a convocarse.

Actualmente, la legislación de derechos se adjunta a una propuesta de la Cámara para promulgar un impuesto por despido en el gas natural, que también se ha estancado durante años.  Las perspectivas de obtener la aprobación de cualquiera de los legisladores republicanos parecen remotas.

Los defensores de la industria del gas dicen que no todos los terratenientes se sienten engañados.  Representan a Chesapeake Energy como el principal villano.

Se les  acusa en los pleitos de timar a los propietarios de tierras al sobrecargar en exceso los costos de postproducción a una empresa afiliada de “midstream” que procesa y mueve su gas al mercado.

Chesapeake niega cualquier mala práctica. En los archivos de la corte federal, la compañía dice que la Oficina del Procurador General de Pensilvania, así como los propietarios, “simplemente entendieron los hechos mal” a cerca de sus acuerdos comerciales.

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La industria del gas y sus partidarios sostienen que es mejor dejar una resolución a los tribunales.

“La solución que la gente está buscando no es un problema legislativo”, dijo el senador estatal Gene Yaw (R., Lycoming).  “Es un problema de contrato.  Se resolverá a través de un litigio.  ” Probablemente hay mil contratos diferentes, y cada uno de ellos es un poco diferente, y tratar de solucionar ese problema legislativamente es  imposible”.

 Muchos propietarios dicen que sus pagos de derechos son tan pequeños, que no vale la pena contratar a un abogado, y que sus contratos de arrendamiento contienen cláusulas de arbitraje que les prohíben demandar a la compañía de gas o llevar a cabo una demanda colectiva.

“El litigio es una respuesta fácil que se escucha de los legisladores alineados con los intereses de la compañía de gas, pero de manera realista, no es una posibilidad para la mayoría de los terratenientes”, dijo Robert Sher, un empresario de Filadelfia con intereses inmobiliarios en el condado de Tioga.

Aunque los funcionarios de la industria evitan criticar a Chesapeake públicamente, señalan que otros productores han pagado miles de millones en derechos a los propietarios desde que comenzó el desarrollo del gas de esquisto hace más de una década, catapultando a Pensilvania al papel de segundo estado productor de gas.

 Range Resources ha pagado más de $ 1.6 mil millones en bonos de arrendamiento y pagos de derechos en Pensilvania, principalmente en su área central del Condado de Washington.  EQT, con sede en Pittsburgh, pagó $ 77.4 millones en regalías de Pensilvania el año pasado.

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Cabot Oil & Gas, el segundo productor más grande del estado, ha pagado más de $ 1 mil millones en derechos por la producción de gas natural en el condado de Susquehanna.  Cabot resta algunos costos de postproducción, dijo el portavoz de la compañía, George Stark, pero las reducciones no anulan los derechos.

  “Todos hemos escuchado las historias sobre los cheques negativos que salen”, dijo Stark. “No tenemos ese escenario”.

Algunos propietarios no obtienen reducciones posteriores a la producción porque están específicamente prohibidos en los contratos de arrendamiento o debido a prácticas antiguas.

El mayor terrateniente, el Departamento de Conservación y Recursos Naturales del estado, vió menos del 1&  de los $ 80 millones en regalías que recaudó el año pasado deducidos por los costos de postproducción, y eso fue principalmente por Chesapeake.

..

 “Nuestros principales operadores y arrendatarios no están recibiendo deducciones”, dijo Arianne Proctor, un gerente del programa  DCNR que administra los arrendamientos estatales. “Tenemos algunos problemas con Chesapeake en los que estamos trabajando para resolverlos”.

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Los arrendamientos detallados de DCNR que rigen la extracción de gas en 386,000 acres en bosques estatales requieren que los productores paguen derechos basadas en el precio del mercado, pero no prohíben específicamente las deducciones. “Pero así es como nuestros contratos de arrendamiento siempre se han aplicado, y tenemos una larga historia de operadores que nos pagan en consecuencia”, dijo Proctor.

Marcellus Shale Coalition, el grupo comercial de la industria, atribuye el descontento de los terratenientes al bajo precio del gas natural, que es menor en Pensilvania debido a la falta de gasoductos para llevar el gas al mercado.

“Dadas estas presiones compartidas del mercado de productos básicos, es fundamental que nos mantengamos enfocados en trabajar juntos para alentar el desarrollo de infraestructura y otras formas de aprovechar los abundantes recursos de nuestra región para beneficiar a todos los habitantes de Pensilvania”, dijo en una declaración escrita la portavoz de la coalición Erica Clayton Wright.

Para muchos propietarios, la desconfianza también se basa en la forma turbia en que algunas compañías de gas calculan e informan de los pagos y las deducciones, así como los acuerdos de propiedad de varias capas entre las empresas que producen el gas.

Después de que los Seligmans firmaran su contrato de arrendamiento en 2008 con Chesapeake, la compañía luego se asoció con Anadarko para consolidar sus propiedades en Marcellus. Chesapeake y Anadarko luego vendieron porciones de sus intereses a otros productores.   Entonces, cada mes, los Seligman reciben pagos de Derechos de 4 compañías diferentes que controlan el gas producido en sus tierras. Cada compañía informa de diferentes precios de mercado y diferentes deducciones.

“Es algo increíblemente complicado de resolver”, dijo Lynne Seligman. Ahora lamenta haber firmado el contrato de arrendamiento.

Root, el jefe del grupo de propietarios de derechos, estimó que casi 200.000 propietarios reciben pagos de las propiedades de gas de Pensilvania. Algunos son ganaderos lecheros que han contado con las regalías del gas para rescatar sus pequeñas propiedades. Pero otros, como los Seligman, están confortablemente acomodados, y el ingreso del gas fue una recompensa inesperada.

“La imagen es uno de nuestros problemas”, dijo Root. “We’re not starving children here. “Aquí no estamos matando niños de hambre.A veces, nuestro caso se retrata como los codiciosos propietarios de los derechos. Pero vamos, hay  una gran cantidad de personas que están estafados por una gran industria. ” Es una cuestión de conseguir lo que es debido “.

 

Fuente: philly.com/philly/business/energy/marcellus-shale-gas-royalty-deductions-anger-disillusioned-landowners-20171221.html

Compañías de fracking aparecen en la nueva “base de datos de desinformación climática”

Dos compañías de gas de esquisto y sus ejecutivos están en una base de datos lanzada hoy que tiene como objetivo revelar el cabildeo a favor de los combustibles fósiles y contra la acción del cambio climático.

La base de datos, del sitio web DeSmog UK, está diseñada para ser un registro en vivo de actividades y acciones de los principales actores que se dice que están “impulsando la negación y desinformación de la ciencia climática”.

Las casi 70 entradas incluyen Cuadrilla e INEOS, compañías detrás de los planes de exploración de gas de esquisto en el norte de Inglaterra y East Midlands, junto con sus ejecutivos, Francis Egan y Jim Ratcliffe.

DeSmog dijo que la base de datos tenía la intención de ayudar al público, a los periodistas, a los investigadores y a los responsables de formular políticas a comprobar con quién están tratando la ciencia y la política del clima.

Brinda información sobre empresas y personas, sus conexiones, su postura sobre el cambio climático, las citas sobre cuestiones relacionadas con la energía y el clima y la actividad de presión climática.

DeSmog dijo hoy:

“A pesar de la postura del Reino Unido como un líder de cambio climático en el escenario global, quedan muchos problemas por los cuales debe avanzar más, más rápido, si el gobierno debe cumplir con sus propios altos estándares.

“Detrás de cada falla en la política climática hay una red de políticos, lobistas corporativos y oscuros think tanks que presionan para preservar el status quo impulsado por los combustibles fósiles”.

DeSmog dijo que muchos de los actores en la base de datos estaban conectados a través de fondos, relaciones comerciales, conexiones personales y orígenes ideológicos. Estos enlaces se representan en un mapa actualizado.

Lo que dice la base de datos sobre el gas de esquisto

Cuadrilla

La base de datos describe a Cuadrilla como “a la vanguardia de los esfuerzos para explotar los recursos de gas de esquisto de Gran Bretaña”.

Muestra el progreso de las aplicaciones de planificación de la compañía en Lancashire para la exploración de gas de esquisto.

También incluye los esfuerzos de Cuadrilla por cambiar las reglas para adaptarlas a sus actividades, reveladas en una investigación de DeSmog en el Reino Unido .

Durante el verano, los vehículos que hacen entregas al sitio de gas shale Preston New Road de Cuadrilla cerca de Blackpool se desviaron de la ruta preferida más de 100 veces. Esta semana, la empresa busca llevar las entregas al sitio fuera de los horarios acordados. También ha intentado eliminar al presidente del Grupo de enlace de la comunidad de Preston New Road, a quien describió como no adecuadamente imparcial.

Francis Egan

DeSmog enumera declaraciones públicas y acciones del presidente ejecutivo de Cuadrilla, Francis Egan, relacionadas con el cambio climático.

Incluyen su aparición frente a un comité de la Cámara de los Lores cuando Egan dijo que el fracking podría “cuadrar” con los objetivos de reducción de emisiones del Reino Unido, que era “notablemente difícil” pasar por los procesos de planificación hasta el punto de producción, y que el Reino Unido El gas de esquisto competiría en gran medida con el gas natural licuado de los EE. UU. importado a alrededor de $ 6 por unidad.

INEOS

INEOS se describe a sí mismo como “el mayor jugador en la industria del gas de esquisto del Reino Unido”. Tiene asociaciones con otras compañías de gas de esquisto del Reino Unido, incluido IGas. En noviembre, se le concedió una medida cautelar amplia contra los manifestantes anti-fracking, aunque dos activistas han dicho que están buscando una apelación contra ella.

La base de datos incluye la cita del director de operaciones de INEOS Shale, Tom Pickering, que la decisión de Escocia de prohibir el fracking “mendiga la creencia”.

También se refiere a las acusaciones hechas en abril de 2017 por Amigos de la Tierra de que el grupo INEOS estaba aprovechando una oportunidad en Brexit para buscar exenciones adicionales de las reglamentaciones ambientales.

También en la base de datos hay una reunión en abril de 2015 entre INEOS y el primer ministro de Escocia, Nicola Sturgeon, el día en que se anunció la moratoria original sobre el fracking escocés. Un mes antes, según la base de datos, INEOS e IGas acordaron un acuerdo de £ 30 millones para expandir las operaciones de fracking en Inglaterra.

Jim Ratcliffe

Ratcliffe, cofundador y propietario mayoritario de INEOS, describió el shale gas como un “salvador” de la economía del Reino Unido.

La base de datos dijo:

“Es conocido por su búsqueda agresiva de activos industriales en el Reino Unido, incluida la planta y refinería petroquímica Grangemouth, las licencias de oleoductos y fracking de Forties”.

Al enterarse de que INEOS, de Ratcliffe, iba a comprar el gasoducto Forties de BP, un conocedor de la industria le dijo al Daily Record de Escocia:

“Santo sh * t. Esto sería como darle un machete a un mono … Permitir que Jim Ratcliffe pierda a todos los operadores que alimentan esa tubería es una estratagema peligrosa y peligrosa “.

En 2013, en un comentario para el Daily Telegraph , Jim Ratcliffe acusa a los sindicatos de intimidación, en contra de los valores de la sociedad, en los que se valora la libertad de expresión.

En 2017, INEOS Shale solicitó una medida cautelar nacional interina contra las protestas contra el fracking a sus actividades.

Fuente:  drillordrop.com/2017/12/11/fracking-companies-feature-on-new-climate-disinformation-database/

 

PROBLEMAS FINANCIANDO SU DEUDA: Las masivas tasas de disminución empujan a la industria del petróleo de fracking de EE. UU. más cerca de la bancarrota

La industria de petróleo de esquisto bituminoso de Estados Unidos está en serios problemas ya que su endeudamiento aumenta debido a las enormes tasas de disminución de la producción.

Mientras que los medios de comunicación continúan haciendo alarde de que la industria del petróleo de esquisto bituminoso puede producir petróleo a $ 30 o $ 40 por barril, la realidad muestra que cada vez es más difícil financiar su deuda.

Sí, es verdad. Muchas de las compañías de petróleo de esquisto están generando nuevos pozos sólo para pagar los intereses de su deuda. Ahora bien, este no fue el caso en 2008, cuando la industria de petróleo shale de Estados Unidos despegó por primera vez, ya que la mayoría de las compañías de energía shale tenían muy poca deuda y pagaban un pequeño porcentaje de sus ingresos operativos para financiar su deuda.

Por ejemplo, Continental Resources, que se etiqueta a sí mismo como “Campeón de petróleo de Estados Unidos”, es uno de los mayores productores de petróleo de esquisto bituminoso en Bakken Shale Oil Field en Dakota del Norte. Antes de que Continental Resources comenzara a depositar dinero en Bakken, su deuda total era de $ 165 millones, y su gasto de intereses anual fue de unos insignificantes $ 13 millones en 2007 :.

Sin embargo, si examinamos la tabla anterior, podemos ver que Continental Resources pagó $ 321 millones en 2016 solo para pagar su deuda que ahora se ha disparado a $ 6.500 millones. Si dividimos el gasto de intereses de $ 321 millones por su deuda de $ 6.500 millones, resulta ser un promedio de 5% de los cargos por intereses. ¿Te imaginas pagar casi un tercio de mil millones de dólares en un pago de intereses?

Para tener una mejor idea de la gravedad de la situación financiera en Continental Resources, echemos un vistazo a su informe Q2 2017:

Notará que Continental Resources registró una pérdida de ingresos operativos de $ 29 millones en el segundo trimestre. Lamentablemente, no tenían los fondos para pagar su gasto de intereses de $ 72,7 millones ese trimestre. También podemos ver que en el primer semestre de 2017, Continental Resources obtuvo un beneficio de ingresos operativos de $ 48.1 millones, pero su gasto por intereses fue de $ 144 millones.

Asi que…. lo que tenemos aquí es uno de los mayores productores de petróleo de esquisto en el Bakken que no obtuvo suficientes ingresos operativos solo para cubrir sus gastos por intereses. Si el precio del petróleo no sube a $ 70- $ 80, estos productores de petróleo de esquisto tendrán dificultades para pagar sus intereses.

Ahora, la razón por la cual Continental Resources y otras compañías petroleras del permiso Bakken Shale se encuentran en tal situación financiera se debe a la información que se muestra en el siguiente gráfico:

Este gráfico muestra los flujos de efectivo netos estimados de las compañías de energía de esquisto que producen petróleo en Bakken. Las BARRAS NEGRAS representan los flujos de efectivo netos mensuales, y el ÁREA ROJA muestra el flujo de efectivo libre acumulado negativo en Bakken. Según el analista de energía, Rune Likvern de Flujo fraccional, estima que el flujo acumulado de efectivo libre produciendo petróleo en Bakken desde 2009 hasta mediados de 2016 fue negativo en $ 32.000 millones.

El gráfico anterior revela a cualquiera que pueda hacer matemáticas simples en la escuela primaria que producir petroleo de fracking  en  Bakken Shale supuso una gran pérdida. Debido a que las compañías de energía no podían obtener ganancias produciendo petróleo en Bakken, pidieron prestado $ 32.000 millones de dólares de los inversionistas para continuar perforando pozos.

El factor principal que está causando la falla total de la industria de petróleo de esquisto bituminoso de EE. UU. es la tasa de disminución masiva experimentada en las diferentes obras de fractura hidraúlica. Según el reciente Informe de Productividad de Perforación de la Agencia de Información Energética EIA-US, los cinco principales yacimientos petrolíferos de Shale (cuencas y regiones) sufrirán tasas de disminución que van del 71% al 88% en septiembre frente a su nueva producción:

La región de Pérmico en Texas perderá el 71% de su producción en septiembre, mientras que la Niobrara disminuirá en un 75%, Anadarko, 78%, Bakken, 84% y Eagle Ford, un asombroso 88%. La tasa de disminución promedio de estos cinco permisos depetroleo de fracking  será del 78% el próximo mes. Esa es una gran cantidad de petróleo. De nuevo, estas cifras se comparan con su nueva producción en septiembre.

NOTA : El EIA emite un Informe de productividad de perforación cada mes, donde calculan cuál será la tasa de declive y el nuevo monto de producción el mes siguiente.

Nuevamente, usando los datos del EIA, aquí están los declives de los diferentes campos de petróleo de esquisto en barriles por día:

Se estima que estos cinco permisos de fracking pierden casi 400.000 barriles por día de petróleo en septiembre. Si multiplicamos eso por 30 días, resultará ser una friolera de 12 millones de barriles por petróleo. De nuevo, eso es en solo un mes.

Sin embargo, estos cinco yacimientos de petróleo de esquisto agregarán más petróleo en septiembre para compensar lo que perdieron en la disminución de la producción. Por ejemplo, a pesar de que el Pérmico perderá 158,000 barriles por día (bd) de producción el próximo mes, se pronostica que agregará 222.000 barriles de petróleo nuevo por día. Por lo tanto, el resultado neto es una adición de 64.000 barriles en septiembre.

Desafortunadamente, el permiso de Pérmico va a experimentar el mismo destino que Bakken y Eagle Ford. Ambos yacimientos petrolíferos de fracking alcanzaron su punto máximo y es probable que disminuyan poco después, cuando los inversores se dan cuenta de que están arrojando un buen dinero después de malo. Aquí está la disminución estimada de la producción de petróleo para  Pérmian en septiembre:

Una vez que la Industria del Petróleo de Esquisto de EE. UU. Finalmente llegue al máximo y disminuya, podría ponerse realmente fea. Además, cuando los inversores se den cuenta de que no recuperarán su inversión inicial, escucharemos un gran SONIDO DE CHUPAR de dinero al salir de la Industria del Aceite de Shale. Por lo tanto, una inversión en caída rápida significa una reducción masiva en la actividad de perforación … y luego una caída significativa en la producción de petróleo de esquisto bituminoso.

A medida que el mundo se da cuenta de que la producción de petróleo de esquisto ni siquiera era rentable a $ 100, pocos serán lo suficientemente estúpidos como para copiar el modelo comercial “AHORA ME PAGAN, Y NO TE PAGARÉ DE NUEVO”. Fue un esquema Ponzi desde el primer día.

Mi objetivo es llegar a 500 PATROCINADORES PATRON. ¡Actualmente, el Informe SRSrocco tiene 108 Patrones ahora! Muchas gracias por aquellos que se convirtieron en nuevos partidarios de los Patrones, así como también por los miembros en el sitio del Informe SRSrocco.

Fuente: srsroccoreport.com

 

 

LA BURBUJA DEL FRACKING HACE PLOP!

Los inversores que habían invertido $ 2.000 millones hace cuatro años en un fondo de capital privado que también había tomado prestados $ 1.300 millones para apalancar pueden recibir “a lo sumo, peniques por cada dólar que invirtieron” Dijeron al Wall Street Journal personas familiarizadas con el asunto. La recaudación de fondos y la inversión comenzaron en 2013.
EnerVest, con sede en Houston, administra el fondo. Esto podría Ser la primera vez que un fondo PE de más de $ 1.000 millones pierde casi todo su valor.”
EnerVest, que se inició en 1992 y se centra en las inversiones en energía, inició el 2013, recaudando $ 2.000 millones en equidad de los inversionistas institucionales y los préstamos $ 1.300 millones, se especializa en la adquisición de campos de petróleo y gas con pozos productores que se descuidan Por las compañías petroleras más grandes. Luego hace mejoras y perfora pozos adicionales para producción.
El fondo se inició en el pico del auge de la fracking, cuando West Texas Intermediate valía entre $ 91 y $ 109 por barril.

Otro fondo EnerVest comenzó en 2010 recaudando $ 1.500 millones y el préstamo de $ 800 millones también está en problemas. En el pasado, los fondos de EnerVest tenían retornos estelares y no tuvo problemas para recaudar fondos.

Artículo original

Worst PE-fund collapse ever. The oil bust just keeps on giving.

Investors who’d plowed $2 billion four years ago into a private equity fund that had also borrowed $1.3 billion to lever up may receive “at most, pennies for every dollar they invested,” people familiar with the matter told the Wall Street Journal.

Fund raising and investing started in 2013. Houston-based EnerVest manages the fund. This could be the first time ever that a PE fund larger than $1 billion lost nearly all of its value.

The lenders to the fund are now negotiating to take control of the fund’s assets, these “people familiar with the matter” told the Journal. Wells Fargo is leading the negotiations.

Investors span the spectrum of institutions managing other people’s money. Some of them might have sold their stakes to cut their losses. Among these investors are: the Orange County Employees Retirement System; Caisse de dépôt et placement du Québec, Canada’s second-largest pension fund; Florida’s largest pension fund manager; the Western Conference of Teamsters Pension Plan, covering union members in nearly 30 states; the J. Paul Getty Trust; the John D. and Catherine T. MacArthur Foundation; the Fletcher Jones Foundation; the Michigan State University; and a foundation supporting Arizona State University.

But it sounded good at the time…

EnerVest, which was started in 1992 and focuses on energy investments, kicked off the fund in 2013, raising $2 billion in equity from institutional investors and borrowing $1.3 billion. According to the Journal, it specializes in acquiring oil and gas fields with producing wells that are neglected by larger oil companies. It then makes improvements and drills additional wells to raise production.

The fund was started at the peak of the fracking boom, when West Texas Intermediate traded between $91 and $109 per barrel. Another fund EnerVest started in 2010 by raising $1.5 billion and borrowing $800 million is also in trouble. In the past, EnerVest’s funds had stellar returns and it had no trouble raising the funds.

These “resource funds” appeal to institutional investors due to the steady cash flow they normally generate starting with their first investments.

 

What the fund didn’t include in the calculus was that by early February 2016, WTI would be trading below $30 a barrel, and that it is currently trading at $46.62, less than half of where it was when the investments were being made.

And the fund added an unusual twist: it cross-collateralized the fund’s assets. Normally, PE funds debt-finance each investment separately so that if it fails, the debt will take down only the individual investment. The remaining investments in the fund would be untouched. But EnerVest’s funds encumbered all of the investments in the fund with fund-level debt, and so the fund’s good and bad assets alike are going to the lenders. Hence the total loss for investors.

EnerVest already tried to restructure the two funds – the one raised in 2010 and the one raised in 2013 – in order to meet repayment demands from the lenders. The lenders, in turn, have already written down the collateral value, according to public pension documents and people familiar with the efforts, cited by the Journal.

Until this collapse, it was “almost unheard of” for a PE fund with over $1 billion in assets to lose more than 25%, the Journal said, citing investment firm Cambridge Associates. But now, based on public pension records, several other energy-focused funds are “in danger of doing so.”

The renewed hype about shale oil – which is curiously similar to the prior hype about shale oil that ended in the oil bust – and the new drilling boom it has engendered, with tens of billions of dollars being once again thrown at it by institutional investors, has skillfully covered up the other reality: The damage from the oil bust is far from over, losses continue to percolate through portfolios and retirement savings, and in many cases – as with pensions funds – the ultimate losers, whose money this is, are blissfully unaware of it.

Fuente: Facebookk y wolfstreet.com

La deuda va a hacer quebrar muchas empresas petroleras.

Mientras que los medios de comunicación dominantes continúan titulando que la tecnología traerá abundantes suministros de energía en el futuro previsible, la industria global de petróleo y gas se canibaliza para mantenerse con vida.

El aumento de los costos financieros, los gastos de capital y la rebaja de las reservas de petróleo son los factores, como las bacterias carnívoras, que están diezmando la una vez grande industria del petróleo y el gas.

La razón por lo que la cantidad de deuda ha aumentado tanto en la industria de petróleo y gas de Estados Unidos es el ALTO COSTO de producir petróleo y gas de esquisto (shale oil y shale gas).

Todo esto se debe a la caída de la Tasa de Retorno Energético (TRE) o, en inglés, ERoEI (energy returned on energy invested), EROI (energy return on investment), Energía devuelta en la inversión en la industria del petróleo y el gas. Desafortunadamente, la mayoría de los analistas públicos y de energía todavía no entienden cómo la caida de la TRE  está destripando todo el sistema. No lo ven porque el mundo se ha vuelto muy complejo, son incapaces de conectar los puntos. Sin embargo, si miramos más allá de todos los datos y análisis sobre-especializados, podemos ver cómo las cosas malas están haciendo cola en la industria global del petroleo y del gas.

Permítanme comenzar reeditando este gráfico de mi artículo, Crecimiento Económico Mundial futuro en grandes problemas como descubrimientos de petróleo caen a mínimos históricos :

La industria petrolera mundial sólo encontró 2.400 millones de barriles de petróleo convencional en 2016, menos del 10% de lo que consumió (25.100 millones de barriles) .

El petroleo convencional es el altamente rentable, petroleo con un alto TRE, que no se debe confundir con la baja calidad de las fuentes de petroleo “no convencional” tales como las arenas bituminosas (oil sands) o el petroleo de fracking (shale oil). Hay una buena razón por la que recientemente hemos aprovechado las arenas petrolíferas y el petroleo de esquisto …. No fué  rentable extraerlo durante los últimos 100 años. Básicamente, es todo lo que nos queda …. La parte inferior del barril, por así decirlo.

Ahora, por poner el gráfico anterior en perspectiva, aquí se muestran los descubrimientos anuales globales de petróleo convencional desde 1947:

Notará que la cantidad de nuevos descubrimientos de petroleo (2.400 millones de barriles) para 2016 es apenas una mera mancha cuando la comparamos con los años preciosos. Además, el mundo ha consumido cerca de 70 millones de barriles al día de producción de petroleo convencional desde el año 2.000 (la producción líquida total es mayor, pero incluye las arenas petrolíferas, las aguas profundas, el petroleo de esquisto, los líquidos de gas natural, los biocombustibles y otros). La producción de petróleo convencional ha promediado alrededor de 25.000 millones de barriles al año.

Como podemos ver en la tabla de arriba … no hemos estado reemplazando lo que hemos estado consumiendo durante bastante tiempo. Excepto por la barra anaranjada grande en el año 2.000 de aproximadamente 35.000 millones de barriles, todos los años después eran inferiores a 25.000 millones de barriles. Así, la industria petrolera mundial ha estado sobreviviendo de sus descubrimientos del pasado.

Dicho esto, si incluimos TODAS las reservas de petróleo líquido, la situación es aún más alarmante.

Las Reservas de Líquidos Petrolíferos Globales caen en 2015 y 2016

De acuerdo con los datos más recientes emitidos por la Agencia de Información de Energía de EE. UU., el total de las reservas mundiales de petróleo líquido cayeron durante los últimos dos años. La mayoría de las revisiones negativas de las reservas de petróleo provinieron del sector canadiense de las arenas petrolíferas:

De las 68 empresas públicas de energía  que se utilizan en este gráfico, las reservas totales de petróleo líquido cayeron de 116.000 millones de barriles en 2014   a   100.000 millones de barriles en 2016. Eso es una disminución de 14% en las reservas de petróleo líquido en sólo dos años.

Así, no sólo los descubrimientos de petroleos convencionales están cayendo desde 1947, sino que las empresas se ven obligadas a rebajar sus reservas de petróleo líquido debido a los menores precios del petróleo.

Esto se puede ver más claramente en el gráfico de la EIA a continuación:

El “cambio neto de reservas probadas” se muestra como la línea negra en el gráfico. Se toma la diferencia entre las adiciones-revisiones, ( azul) y la producción ( marrón). Estas 68 empresas públicas han estado produciendo entre 8-9.000 millones de barriles de petróleo por año.

Debido a las revisiones a la baja en 2015 y 2016, las reservas netas de petróleo han caído aproximadamente 16.000 millones de barriles, o casi dos años de estas 68 compañías de producción de petróleo líquido total. Si estas compañías petroleras no sufren más reducción de reserva, tienen aproximadamente 12 años de reservas de petróleo restantes.

Pero … ¿qué sucede si el precio del petróleo continúa disminuyendo a medida que la economía mundial comienza a contraerse de la cantidad masiva de deuda que sobrepase el sistema? Por lo tanto, la industria petrolera podría rebajar  más las reservas, lo que significa que los 12 años de las reservas caerían por debajo de 10, o incluso menos. Mi intuición me dice que las reservas globales de petróleo líquido caerán aún más, debido a las dos gráficas de la siguiente sección.

La próxima pared de deuda de la energía y  el aumento del costo financiera en la industria de la energía

Durante los próximos años, la cantidad de deuda que se debe en la industria petrolera de EE.UU. literalmente se va a elevar rápidamente. En mi artículo, THE GREAT US ENERGY DEBT WALL: Va a ser muy feo …. , He publicado el siguiente gráfico:

El monto de la deuda (como bonos pendientes) que se debe en la industria energética de EE.UU. pasa  de $ 27.000 millones en 2016 a $ 110.000  millones en 2018.

Además, esto sube  a 260.000 $ millones en 2022.

La razón por lo que la cantidad de deuda ha aumentado tanto en la industria de petróleo y gas de Estados Unidoses el ALTO COSTO de producir petróleo y gas de esquisto (shale oil y shale gas). Mientras que muchas compañías se jactan de que pueden producir petróleo en la nueva región Permian Basin   por $ 30- $ 40 por barril, se olvidan de incluir la enorme cantidad de deuda que ahora tienen en sus balances.

Esto es bastante gracioso porque una gran parte de esta deuda se agregó cuando el precio del petróleo era de más de $ 100 de 2011 a mediados de 2014. Por lo tanto, ¿estas empresas realmente creen que pueden ser sostenibles a $ 30 o $ 40 por barril? Esto es una tontería.

Una vez más … la mayoría de los analistas de energía sólo están viendo cómo una empresa podría producir un barril de petróleo ese año, sin tener en cuenta todos los demás costos y deudas externas.

Por otra parte, para dar la ilusión de que la producción de petróleo y gas de esquisto es una empresa comercialmente viable, estas empresas de energía tienen que pagar a sus titulares de bonos (deuda) muy caro. ¿Cuánto cuesta? Te voy a mostrar todo eso en un minuto, sin embargo, esto se llama su financiamiento de deuda. Algunos de nosotros pueden estar familiarizados con este concepto cuando hemos maximizado nuestras tarjetas de crédito y estamos pagando un pago de interés mínimo sólo para mantener a los banqueros felices. Y felices son como están haciendo un ingreso mensual de dinero que creamos de la nada … LOL.

De acuerdo con la EIA, estas 68 empresas de energía pública están gastando ahora el 75% de su flujo de efectivo operativo para atender su deuda, en comparación con el 25% hace apenas unos años :

Debemos recordar que la financiación  de la deuda no significa PAGAR LA DEUDA, simplemente significa que las compañías ahora están gastando el 75% de su flujo de efectivo operativo (a partir del tercer trimestre de 2016) sólo para pagar los intereses de la deuda.

Imagino que como el precio del petróleo aumentó en el cuarto trimestre de 2016 y el primer trimestre de 2017, este porcentaje del 75% de la deuda  habrá disminuido un poco. Sin embargo, las personas que creen que la FED aumentará las tasas de interés, no se dan cuenta de que esto destruiría totalmente el sistema económico y financiero necesario para pagar la cantidad masiva de deuda que tienen en los balances.

Como ejemplo del aumento del servicio de la deuda, aquí hay una tabla que muestra los gastos de intereses de la empresa Continental Resources :

Continental Resources es uno de los productores de energía más grandes en el campo de esquisto de Bakken en Dakota del Norte. Antes de aprovechar ese supuestamente petroleo de pizarra “de alta calidad” de Bakken, Continental Resources sólo pagaba $ 13 millones al año para financiar su deuda, que era de sólo $ 165 millones. Sin embargo, podemos ver claramente que la producción de este petroleo de esquisto tuvo un gran costo. A diciembre de 2016, Continental Resources pagó $ 321 millones ese año para financiar su deuda …. Que aumentó a 6.500 millones de dólares . En términos relativos, que es un infierno de un enorme pago de intereses de tarjetas de crédito.

Año	2007	2016
Deuda en Millones de Dolares USA ($)	165	6.500

Deuda de Continental Resources

Las personas que están recibiendo un buen pago de intereses de 4.8% (de nuevo … sólo un promedio simple) para proporcionar a  Continental Resources los fondos para producir este petroleo con una ganancia o pérdida muy pequeña … le gustaría recibir su inversión inicial en algún momento. Sin embargo … .. LUEGO VIENE  EL  PROBLEMA.

Con esa MURALLA DE DEUDA ENERGÉTICA alcanzando $ 260.000 millones en el 2022, dudo enormemente que muchas de estas compañías de energía puedan pagar la mayoría de esa deuda. Por lo tanto, las tasas de interés no pueden subir, y es probable que continúen cayendo o el sistema financiero entero se derrumbaría.

Finalmente…. La industria mundial del petróleo y el gas se canibaliza ahora sólo para mantenerse con vida. Se ha añadido una enorme cantidad de deuda para producir Shale Oil, Shale Gas y petróleo de arenas bituminosas de muy baja calidad sólo para evitar que las economías del mundo colapsen.

La caída del precio del petróleo, debido a un consumidor incapaz de pagar mayores costos de energía, está eviscerando las reservas de petróleo líquido de muchas de las compañías de energía que cotizan públicamente.

En algún momento … la enorme cantidad de deuda eliminará este sistema, y ​​con él, la industria petrolera mundial. Esto tendrá un impacto extremadamente negativo en los valores de la mayoría de las ACCIONES, BONOS Y PROPIEDADES  (STOCKS, BONDS & REAL ESTATE).

Si tiene una cartera bien equilibrada en estas tres clases de activos, entonces estará en serios problemas financieros en el futuro.

Traducido de:   srsroccoreport.com

El declive del petróleo como fuente de energía neta y el informe del Hill’s Group

La debacle del petróleo pasa factura al fracking: más de 100 empresas han quebrado en dos años

 

29 de septiembre de 2016

A medida que el mercado sigue digiriendo el principio de acuerdo alcanzado por los países de la Organización de Países Exportadores y Productores de Petróleo (OPEP), un plan del que todavía quedan hilos sueltos y que no se implantará hasta el próximo noviembre, la debacle que han sufrido los precios del crudo desde finales de 2014 sigue pasando factura a las compañías energéticas en EEUU.

Mientras el sector energético y las principales petroleras estadounidenses acumulan subidas en bolsa de aproximadamente el 13% en lo que llevamos de año 2016, los productores y exploradores de menor tamaño luchan aún por su supervivencia.

Según los últimos datos recopilados por el bufete de abogados Haynes and Boone, LLP, al cierre del pasado 13 de septiembre, un total de 102 compañías norteamericanas relacionadas con el petróleo y el gas han cesado pagos desde comienzos de 2015.

Una cifra significativa que también ha generado tensiones en los mercados de deuda. Al fin y al cabo el apalancamiento de estas empresas, buena parte de ellas forjadas tras el boom del esquisto a este lado del Atlántico, alcanzó los 67.757 millones de dólares. De esta cantidad, alrededor de 40.538 millones de dólares corresponde a deuda no asegurada, por lo que parte de sus inversores no conseguirán recuperar su inversión en los procesos de reestructuración y defunción de estas compañías bajo la Ley de Quiebras estadounidense. 

Sólo en lo que llevamos de año, alrededor de 58 compañías mordieron el polvo pese a que tras los mínimos tocados en los primeros compases de 2016, el barril de crudo ha subido más de un 66%. Dicho esto, para muchos productores de esquisto el petróleo entre los 40 y 45 dólares el barril no resulta todavía rentable, niveles que para las grandes petroleras son más manejables. Durante los tres primeros trimestres del año, los impagos de las empresas energéticas que se han acogido a alguno de los capítulos de la Ley de Quiebras estadounidense acumulaban deudas por valor de 50.379 millones de dólares, de la que más de la mitad no está asegurada.

Los estados que más cesación de pagos han experimentado durante los dos últimos años son el de Texas y Delaware. Este último es considerado por muchas compañías, no todas energéticas, como idóneo para abrir empresas debido a sus ventajas fiscales. Dicho esto, las economías de estados como Alabama, Alaska, Dakota del Norte, Wyoming o Luisiana son las más afectadas por los vaivenes que han experimentado los precios del barril durante los dos últimos años. 

De hecho, según los últimos datos del Buró de Análisis Económico (BEA, por sus siglas en inglés), estados como Oklahoma, Nuevo México, Luisiana o Alaska sufrieron una contracción de su PIB en el primer trimestre del año, con un crecimiento negativo del 0,5%, 0,6%, 0,9% y el 1% respectivamente. Otros como Nebraska o Iowa se contrajeron un 1,9% y un 2,6%. En en el caso de Dakota del Norte, el crecimiento negativo alcanzó el 11,4% mientras que Wyoming se contrajo un 4,9%. BEA publicará los datos sobre la marcha de la economía de todos los estados del país en el segundo trimestre del año el próximo 7 de diciembre….

Para acceder a la noticia COMPLETA:   http://www.eleconomista.es

Fracking: las quiebras del sector petrolero están siendo peores que en la burbuja puntocom

14 de septiembre de 2016

Las quiebras de las petroleras en Estados Unidos no habían sido tan “catastróficas” para las entidades crediticias desde hace mucho tiempo. Este podría ser la peor etapa de quiebras en una sola industria de todo el siglo, según Moody’s Investors Service.

Los acreedores están recuperando un promedio del 21% de todo lo que han prestado, comparado con el casi 59% que se recuperaba en las décadas pasadas, según muestra la agencia de calificación crediticia en un informe que aborda los préstamos concedidos a 15 empresas de exploración y producción que acogieron al capítulo 11 de la Ley de Quiebras de Estados Unidos.

La situación que se ha vivido en 2015 se puede decir que es igual de mala, o incluso peor, que el colapso del sector de tecnológico en 2001 y el 2002, según el documento encabezado por David Keisman. De los bonos considerados de baja calificación crediticia, se ha recuperado apenas un 6%, comparado al 30% de otros escenarios similares.

El incumplimiento de los pagos en el sector del petróleo y el gas natural se ha incrementado tras el desplome de los precios del crudo, cuyos precios llevan más de dos años a precios relativamente bajos. Las quiebras entre los productores de Estados Unidos, en lo que va de este año, están cerca de duplicar el número de quiebras presentadas por el resto de empresas que califica Moody’s durante 2015.

Menos de la mitad de las empresas que negociaron reestructuraciones de la deuda en 2015 para intentar evitar la bancarrota, han tenido éxito. Entre las empresas que lograron tales acuerdos, solo para declararse en bancarrota este año, están Halcon Resources, SandRidge Energy y Goodrich Petroleum.

“Según nuestro punto de vista, en cuanto los precios se han estabilizado en cierta manera y probablemente lo sigan haciendo gradualmente, parece improbable que el sector de exploración y producción prosiga su deterioro”, según muestra el documento. “Aunque lo peor ya pasó, el sector de exploración y producción aún se mantiene bajo presión”.

Para acceder a la noticia:  www.economiahoy.mx

Fuente: nofrackingvallespasiegos.blogspot.com.es

A Pensilvania no parece molestarle que los niños se enfermen debido al fracking

No fue la “gran historia” o algo parecido en el Action News, pero agentes estatales de protección ambiental declararon una alerta de Código Naranja por la contaminación en Filadelfia el día de hoy. A las personas que son susceptibles a la contaminación del aire (niños con asma, por ejemplo) se les recomienda permanecer bajo techo, lo cual no es divertido en los últimos días de las vacaciones de verano. Incluso existen acciones que los ciudadanos promedio pueden hacer para ayudar a reducir el nivel de ozono, como compartir el vehículo o repostar combustible de noche.

O, y aquí viene una idea loca, que aquellos mismos oficiales estatales pudieran imponer regulaciones más estrictas a la industria de gas natural de Pensilvania (en particular al fracking), lo cual, según los expertos, es la fuente de crecimiento más rápido de contaminación por ozono en el estado, incluso aquí en Filadelfia, lejos de las plataformas de perforación.
Sí, buena suerte con eso.

A pesar de los controles modernos de contaminación y desindustrialización, la contaminación del aire no se percibe como crisis de salud pública en Pensilvania. A principios de este mes, la Sociedad Torácica Americana y la Universidad de Nueva York reportaron que, justamente en la ciudad de Filadelfia, la excesiva contaminación en el aire puede ser la causante de 126 muertes prematuras y 284 hospitalizaciones. Esto coincide con un nuevo estudio de la Clean Air Task Force (CATF), la cual observó estrictamente la contaminación del aire con relación a la fracturación hidráulica en el estado e hicieron una proyección para el verano de 2025: la contaminación de ozono causada por la explotación de petróleo y gas conducirá a 30 000 casos de ataques de asma infantil solo en Filadelfia.

Existen cerca de 100 000 sitios en Pensilvania ligados a la industria de gas natural, desde plataformas de perforación hasta compresores, y de varios de ellos se filtra humo excesivo mientras operan. Los datos propios del estado muestran que la contaminación del aire proveniente del fracking se incrementa cada año, incluyendo el 2015. Esto comprende los compuestos orgánicos volátiles (COV), 30 000 toneladas en Pensilvania para el 2025 de acuerdo con el informe de la CATF, que contribuyen a la crisis del ozono, así como metano, un efecto invernadero significante ligado al cambio climático. Y si la fracturación hidráulica acrecienta el número de niños con asma en los límites norte y oeste de Pensilvania, hay que imaginar cómo será vivir cerca de una torre de perforación.

En otro informe publicado este mes por investigadores de la Universidad Johns Hopkins, al estudiar diversos casos en los registros sanitarios de la zona rural de Pensilvania, aquellos que vivían cerca de los lugares de fracturación hidráulica presentaban mayor índice de migrañas, al igual que fatiga y sinusitis. Nada de esto resultó sorprendente. Pensilvania no tuvo políticas duras relativas a la contaminación cuando el boom del fracking floreció aquí a mediados y  fines del año 2000, y las reglas escritas en los libros no se aplicaban.         
       
¿Quién lo dice? Para empezar, el hombre que fue gobernador durante estos años, Ed Rendell: “Cometí un error al precipitarme en obtener ganancias económicas por medio del fracking en Pensilvania”, precisó Rendell el mes pasado en un foro durante la Convención Nacional Demócrata realizada en esta ciudad. “No regulamos la construcción de pozos ni el agua utilizada para la fracturación hidráulica tan bien como debimos”. También declaró que se mejoraron las malas normativas tras dejar el cargo en 2010, a pesar de la evidencia de que una medida efectiva anticontaminante todavía se encuentra en estudio seis años después.

Entonces, hemos mostrado evidencia científica de que el fracking es una crisis de salud pública en Pensilvania y ahora también expusimos las confesiones del ex gobernador del estado. Además, nuestros vecinos en Nueva York, un mercado altamente codiciado por la industria del fracking, han dado medidas radicales para proteger a los residentes de la contaminación por petróleo y gas, principalmente a través de un veto de perforación (La ciudad y el estado tienen lo mejor de dos estados sobre las diversas vías tomadas por Nueva York y Pensilvania).     

Y todavía Harrisburg sigue comercializando el agua y, en algunos casos, retrocediendo en materia de protección a sus ciudadanos.
No se supone que iba a ser de este modo. En 2014, un nuevo enfoque en fracturación hidráulica constituyó la victoria del electo gobernador Wolf, nadando cuesta arriba contra el tsunami republicano en el resto de la nación. Prometió imponer un impuesto al fracking (algo que se hace en todos y cada uno de los estados con mayor producción de petróleo y gas), que ayudaría a resolver la crisis del financiamiento escolar, y que estas nuevas normativas, además de una nueva actitud en el Departamento de Protección Ambiental del estado, detendrían a aquellas plataformas de diseminar diversos residuos en el agua o aire.    

Pero fue en 2015 que Wolf recibió una lección. Los millones de dólares que las empresas de energía donaban a los mayores legisladores de Pensilvania durante la última década y los bien engrasados lobistas de la industria dejaron en claro que nada, ni siquiera la educación de los niños, era tan importante para Harrisburg que proteger las ganancias de la industria del gas y el petróleo. Pensilvania es, y siempre será, el único estado sin impuestos.

Y fue así que en 2016, para aprobar un presupuesto  (lo cual no había pasado el año anterior) y obtener esa calidez bipartidaria que los votantes buscaban, Wolf dio un giro de 180 grados. En la primera oportunidad que tuvo, obligó a su enérgico y pro ambientalista director del DEP (Departamento de Protección Ambiental, por sus siglas en inglés) a renunciar. Lo que se suponía iba a ser la mayor sanción para la contaminación por fracking en la historia de Pensilvania se había desecho. Para obtener algunas normas nuevas en petróleo y gas a través de la legislatura, Wolf fue obligado a dispensar de las nuevas reglas a las perforadoras convencionales de gas. Y todavía los legisladores continúan amenazando con eliminar otras medidas pro ambientalistas, tales como las nuevas normas para prevenir fugas de metano de los lugares de excavación.

Lo que pasa en Pensilvania es una prueba más de que el bipartidismo puede encontrarse muy sobrevalorado. Demasiados legisladores se inclinan a pensar más en contribuciones o en sus bolsillos que en si los niños del sudoeste de Filadelfia pueden respirar bien en la actualidad. Y Wolf, que mostró en su campaña y en sus primeros días en su oficina que tiene buenas intenciones, no reencauzará el rumbo a menos que el público aplique presión en la mansión del gobernador. Pero muchos de los desdichados vecinos y padres con niños enfermos de asma a causa del fracking han levantado su voz y la mayor parte de Harrisburg no quiere escuchar. En Pensilvania, una crisis de salud pública no es para alarmarse, aparentemente.

Así que, esperamos que los padres de los infantes de hoy en Filadelfia acumulen video juegos para el 2025, cuando sus niños pasen aún más tiempo de sus vacaciones de verano en casa.

           
  
Traducción de la columna de opinión de Will Bunch “Pa. doesn’t seem bothered by kids getting sick from fracking” publicado en Philly.com el 31 de agosto de 2016

Fuente: fractura-hidraulica.blogspot.com.e

Casos de contaminación del agua por fracking