Oil Speculators Most Bullish Since ’14 After Wild Two Months
Oil investors must be getting dizzy.
In the two months since OPEC began talking about capping production, speculators’ sentiment has swung wildly, with government and exchange data showing the four biggest weekly position changes ever for the two global benchmark crudes. The latest shift is to optimism, with money managers the most bullish on West Texas Intermediate oil in two years.
«Since the summer we’ve had big moves in net length,» said Mike Wittner, head of oil-market research at Societe Generale SA in New York. «It usually has trended up or down over a couple of months. Now this is happening in a matter of weeks. We’re seeing huge shifts.»
Money managers reduced bets on lower WTI prices by more than half in the past three weeks as OPEC agreed to its first deal to cut output in eight years. That drove net length to the highest since July 2014 in the week ended Oct. 11, Commodity Futures Trading Commission data show. Brent longs also rose, leaving the combined length of the two benchmark contracts at the highest in at least five years.
The Organization of Petroleum Exporting Countries agreed on Sept. 28 in Algiers to trim output to a range of 32.5 million to 33 million barrels a day, which is due to be finalized at the Vienna summit next month. OPEC took a step toward coordinated supply curbs with Russia last week and will meet for a “technical exchange” to set a road map for output levels later this month.
The swings in sentiment have tracked the rocky road to $50 a barrel oil. Speculators’ combined WTI and Brent crude net position rose or fell more than 100,000 contracts four times in the past two months, the only moves of that size in CFTC and ICE Futures Europe data going back to 2011.
Prices began to rise after OPEC’s president said Aug. 8 that the group would hold informal talks in Algiers and Saudi Arabia signaled Aug. 11 it was prepared to discuss taking action to stabilize markets. Futures gave up most of those gains amid doubts that Saudi Arabia and Iran to reach an deal, before the agreement in Algiers sparked the latest rally.
«The change in tone from the Saudis is important,» said Kurt Billick, the founder and chief investment officer of Bocage Capital LLC in San Francisco, which manages about $432 million in commodities equities and futures. «Getting to a yes in Vienna is challenging. That they are willing to talk about a deal is a big change.»
Money managers’ short position in West Texas Intermediate crude, or bets on falling prices, shrank by 28 percent to 71,407 futures and options. Longs rose 1.8 percent to the highest since June 2014. The resulting net-long position increased 13 percent.
WTI increased 4.3 percent to $50.79 a barrel in the report week. Prices on Monday were down 0.6 percent at $50.04 a barrel as of 9:13 a.m.
Other Markets
In the Brent market, money managers boosted net longs by 11 percent to 396,694 during the week, according to data from ICE Futures Europe. It was the most bullish total since April.
In fuel markets, net-bullish bets on gasoline rose 19 percent to 36,650 contracts, the highest since March 2015, as futures slipped 1.1 percent in the report week. Wagers on higher ultra low sulfur diesel prices climbed 46 percent to 9,074. Futures rose 2.1 percent.
The scale of the internal differences OPEC must resolve before securing a deal to cut supply was revealed Oct. 12 as the group’s latest output estimates showed a half-million-barrel difference of opinion over how much two key members are pumping.
“The bottom line is that they’ve made an agreement,» Wittner said. “If you are going short you are betting against the Saudis, which isn’t a good thing historically.»
Copyright: Bloomberg
Interesadas en Trión podrán participar individualmente
El primer farmout o contrato de asociación con Petróleos Mexicanos (Pemex) para la explotación del campo Trión en aguas profundas del Golfo podrá tener sólo un operador con 60% de participación, además de la estatal mexicana, que tendrá una participación minoritaria de 40% restante, a pesar de que ello está fuera de sintonía con la práctica internacional para este tipo de campos.
Así lo aprobó la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) en su más reciente sesión extraordinaria, donde nuevamente realizó cambios a las bases de licitación y modelo de contrato de operación conjunta de este campo con el fin de atender las sugerencias de los participantes, que hasta el momento han enviado más de 240 solicitudes de aclaración y cambios.
Cuando arrancó este proceso, la subsidiaria Pemex Exploración y Producción (PEP) tenía una participación mayoritaria de 45% en la asociación, junto con un operador con una participación de 30%, otro socio con experiencia en operación con 10% y un posible socio financiero con hasta 10% adicional. Posteriormente, se redujo a 40% la participación de la estatal dejando la obligación de que participaran únicamente consorcios en que el operador tendría mínimo 30% y su socio, junto con un posible aliado financiero, el resto.
Ahora, PEP mantiene su 40% pero “debido a todos los acuerdos a los que tienen que llegar las empresas para poder formar consorcios, también nos pidieron la posibilidad de poderlo hacer de manera individual”, expuso Jorge Eduardo Kim Villatoro, director jurídico de Pemex, en la sesión del regulador, “lo único que se está haciendo es abrir esa opción”.
Práctica internacional
Este cambio se lleva a cabo a pesar de que al presentar el proceso el director general de Pemex, José Antonio González Anaya, aseguró que en la práctica internacional para este tipo de campos con tirantes de agua superiores a 1.5 kilómetros participan siempre consorcios entre al menos tres empresas, con el fin de repartir los enormes riesgos financieros, geológicos y ambientales de la operación.
Como se observa en los reportes de actividad offshore del Bureau of Safety and Environmental Enforcement de Estados Unidos y la organización Drillinginfo del 2015, todos los campos similares en el Golfo de México dentro del área de Perdido son operados por consorcios con entre tres y hasta seis socios.
La otra modificación que aprobó la CNH fue impedir la posibilidad de que PEP emita su voto en el comité operativo del campo si se encuentra en situación de incumplimiento de pago de obligaciones contractuales por más de 90 días en todos los casos, ya que antes se le permitía continuar votando en aspectos como el presupuesto y plan de trabajo.
Operadores de campos en el área de perdido en aguas profundas:
Great White, Tobago y Trident: Shell, Chevron y BP.
Lucius: Anadarko, Freeport-McMoRan, ExxonMobil, Petroleo Brasileiro, Eni e Inpex.
Phobos: Anadarko, Plains Exploration & Production Company y Exxon Mobil.
Jack y St. Malo: Chevron, Maersk, Statoil.
Gila, Guadalupe, Tiber: Chevron, BP y ConocoPhillips.
Trion, Maximino y Exploratus: contrato de Pemex en busca de socios.
Requisitos de participación
La Comisión Nacional de Hidrocarburos ha realizado 11 cambios a las bases de licitación para encontrarle a Pemex un socio en la explotación del campo Trión en aguas profundas, para determinar cómo pueden participar las empresas en el proceso:
Podrán participar empresas mexicanas o internacionales constituidas en México, con experiencia en la operación de este tipo de campos ya sea agrupados o en lo individual.
En consocio, con una participación de mínimo 30% para el operador designado, además de 10% del contrato para un socio con experiencia en este tipo de campos y un posible socio financiero, mientras Pemex tendrá 40% de participación.
En lo individual, con una participación de 60% y el restante 40% para Pemex Exploración y Producción.
Se mantiene la limitante de que una compañía sólo podrá presentar una propuesta a la vez, y no a través de varios consorcios.
El 5 de diciembre se realizará la subasta en que el criterio de adjudicación será la mayor regalía para el Estado, en contratos de hasta 50 años con un periodo inicial de acarreo en que los socios pagarán a nombre y cuenta de Pemex las inversiones realizadas hasta ahora, que son 464 millones de dólares.
Fuente: El Economista
Increased Automation to Create New Roles in Oil, Gas
Increased automation and digitalization in the oil and gas industry will shake up employment opportunities and create new roles in the sector, suggests Thomas Sparks, head of strategy at Siemens Oil & Gas.
“Traditional job profiles in the oil and gas industry will change,” Sparks told Rigzone.
“Onshore training, remote operations centers, manufacturing based on 3D design and online monitoring will become critical game changers,” said Sparks, offering some insight into which industry segments are likely to see the most benefit through a growing shift towards automation and digitalization.
This shift won’t necessarily be bad news for oil and gas professionals though, according to Sparks, who believes new opportunities will emerge as a result of the change.
“It is not a question of whether oil and gas jobs will lose out to automation and digitalization in the future,” said Sparks.
“The question is how the industry will be able to translate huge quantities of information into better operational decisions and how this will lead to new job profiles and job opportunities for the workforce,” he added.
The primary goal of automation is not to replace workers, but to improve the productivity, safety and reliability of operations,” Andrew Hird, vice president and general manager of Honeywell Process Solution’s digital transformation unit, said.
“Forward-thinking organizations seek to empower people through automation, not replace them. By automating basic, repetitive tasks, people can be freed up for more productive, creative work,” he added.
Highlighting a current example of this trend, Hird said that technologies using internet connectivity are creating opportunities for roles such as data scientists, while improving the consistent gathering and analysis of a fast-growing amount of operational data. As automation is used to gather and present data, Hird stated that people are needed to interpret this information and make business-critical decisions based on it.
As many oil and gas companies around the world are facing a shortage of qualified personnel to operate multi-billion production facilities, Hird suggests that the challenge in the current oil price environment is not how to reduce the number of employees. Rather Hird implies that companies must now figure out how to increase production with a declining workforce, as well as attracting and retaining a new generation of workers.
“The only way many … [companies] are able to do so is through improved automation, which again allows them to deploy employees in more productive areas,” Hird said.
Automation Demand Increasing
The demand for automation software in the upstream oil and gas industry was in a period of decline late last year, according to Ali Raza, the vice president and general manager of advanced solutions at Honeywell Process Solutions.
A key reason for the decline was the fluctuating low oil price environment, Raza told Rigzone. The Honeywell VP added that interest in these types of systems first began to fall drastically when the oil price dropped in 2014.
“Although, some of the bigger companies … slowed down their projects they still wanted to continue, because I think one of the major concerns was cost optimization and basically trying to get savings out of cost optimization,” he added.
In spite of the decline, Raza predicted that demand in these systems would pick up towards the end of 2016.
Looking further ahead, IDC Energy Insights, a market provider of intelligence for the global technology industry, forecasted earlier this year that the top 50 percent of oil and gas companies will double down on oilfield operation automation, to double the productivity of those operations, by 2020.
“Oil and gas companies realize they must be more aggressive and consistent in how they run their operations,” Chris Niven, research director for IDC Energy Insights, told Rigzone.
“Many companies are now implementing proven approaches and techniques used over years by manufacturing to run operations more effectively and efficiently,” he added.
Copyright: Rig Zone
Acciones colectivas como medio de reparación del daño ambiental
En México, desde hace muchas décadas, existe un principio de derecho civil que obliga a quien causa un daño a un tercero a responder por él, aunque no haya tenido la intención de causarlo. A este principio se le conoce como el de “Responsabilidad Objetiva”.
En materia de daño ambiental se denomina: “El que Contamina, Paga”. Este se traduce en la obligación de responder por un daño causado al medio ambiente. Antes del año 2011 no existía un marco jurídico adecuado para que las personas afectadas por un acto, hecho u omisión que ocasionara daño ambiental, pudieran acudir a los tribunales para que el daño fuera reparado o cuando menos compensado. A partir del año 2012, se introdujeron las acciones colectivas como una forma de solicitar la reparación del daño en materia ambiental, lo cual se complementa con las disposiciones de la Ley Federal de Responsabilidad Ambiental.
Acciones Colectivas
Las acciones colectivas permiten a ciertas autoridades federales, organismos no gubernamentales y miembros de ciertas comunidades, acudir a los tribunales federales en materia civil para hacer valer sus derechos colectivos o derechos individuales con incidencia colectiva y en materia de protección al medio ambiente.
Existen tres tipos de acciones colectivas:
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Acción difusa: Tiene por objeto reclamar judicialmente del demandado la reparación del daño causado a la colectividad. Los habitantes de una ciudad cuya cuenca de aire ha sido contaminada por causa de un tercero pueden entablar una acción difusa.
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Acción colectiva en sentido estricto: Su objeto es reclamar judicialmente del demandado la reparación del daño causado. Un ejemplo podría ser una comunidad determinada que vive cerca de un río que ha sido contaminado por la acción u omisión de un tercero.
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Acción individual homogénea: Se ejerce para tutelar derechos e intereses individuales de incidencia colectiva y su objetivo es reclamar judicialmente de un tercero el cumplimiento forzoso de un contrato o su rescisión con sus consecuencias y efectos. Quienes han contratado los servicios de un transportista de residuos peligrosos, podrían tener una acción contra éste si, por su negligencia, ha causado un daño ambiental.
Las acciones colectivas en materia ambiental se convertirán, en los próximos años, en los mecanismos idóneos para la búsqueda de justicia sobre todo en aquellos casos en que un hecho provocador de un daño ambiental prive a toda una comunidad o a los miembros de una región de su derecho constitucional a gozar de un medio ambiente sano.
En NRGI Broker, conocemos la importancia de apoyar a nuestros clientes en todo momento, es por esto que contamos con un equipo experto en seguros de responsabilidad ambiental, que son el instrumento financiero idóneo para estar protegidos en caso de causar un daño ambiental.
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What is a Fiscal nonconformity bond?
Fiscal Bonds are required by the Tax Authority to ensure compliance with taxpayer obligations of a procedure in the event of a disagreement.
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¿Qué es una fianza de Inconformidad Fiscal?
Las Fianzas Fiscales son exigidas por la Autoridad Fiscal para garantizar el cumplimiento de las obligaciones del contribuyente de un procedimiento en caso de presentarse una inconformidad.
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México recibe 4,962 mdd por ventas de petróleo a Estados Unidos
México recibió ingresos por sus ventas de petróleo crudo a Estados Unidos por 4,962 millones de dólares en el periodo enero-agosto de 2016, de acuerdo con un informe del Departamento de Comercio (DOC) estadunidense.
México recibió los cuatro mil 962 millones de dólares por la venta de 147.7 millones de barriles entre enero y agosto pasados.
México permaneció en el cuarto lugar como proveedor neto de crudo a Estados Unidos por volumen, una posición que ocupa desde abril de 2015. Adelante están Canadá, Arabia Saudita y Venezuela.
Canadá continúa en primer sitio con un acumulado de 711 millones de barriles en los primeros ocho meses de 2016, seguido por Arabia Saudita con 271 millones, Venezuela con 185 millones y México con 147.78 millones.
En 2015 las exportaciones petroleras de México a Estados Unidos ascendieron a 253 millones de barriles a valor aduanal de 12.4 mil millones de dólares.
A nivel del comercio general, las exportaciones de México al mercado estadunidense fueron de 193.7 mil millones de dólares en los primeros ocho meses de 2016, un reducción en relación con los 196.2 mil millones de dólares en el mismo lapso de 2015.
Por su parte, las exportaciones estadunidenses a México pasaron de 157.7 mil millones de dólares en los primeros ocho meses de 2015 a 152 mil millones de dólares en el mismo periodo de 2016.
El superávit comercial de México sobre Estados Unidos ascendió a 41.5 mil millones de dólares entre enero y agosto del presente año.
Fuente: Aristegui Noticias
Analysts: Industry Rebound for WTI to Take Shape As $65 Oil in 2018
Oil and gas industry conditions stand to gain strength after 2017, in a confluence of growing demand and a collapse in no-shale capacity, according to an end-of-quarter report from Morningstar in Chicago.
“We are increasingly bullish on oil prices rallying in the medium term, and have raised our WTI forecast to $65/bbl for 2018, which is the level we believe is required to drive a large-scale recovery in U.S. shale activity,” wrote analyst Joe Gemino. “Even so, the strength of U.S. shale is lurking beneath the surface: Our analysis shows that the recent uptick in rigs and falling shale decline rates together are enough to stabilize U.S. crude production within six months.”
Gemino also said that if U.S. activity doesn’t scale back, production will begin to grow again in 2017. That highlights the strength of tight oil in the country, he said, which would limit a commodity price rebound.
“Should a price rally ensue, it is far too strong to not overheat and eventually snuff out any future oil price rally. We remain bearish on oil prices for the longer term, and we reiterate our mid-cycle oil price outlook of $55 WTI ($60 Brent),” he said.
But keeping the above in mind, Gemino said, there is more evidence that shale producers can survive – perhaps even thrive – at lower prices than assumed in earlier forecasts.
Through labor cost-cutting and efficiency advances in technology, shale producers have managed to reduce production costs, which makes drilling profitable even at lower commodity prices. In February, some producers made headlines suggesting that “$40 is the new $70” per-barrel price needed to drill, but that has yet to fully manifest.
Copyright: Rig Zone
