Huracán Harvey: 20.000 millones en pérdidas para las aseguradoras y un mercado petrolero paralizado | Mercados

El huracán Harvey, más allá de la catástrofe humana, va camino de convertirse en uno de los desastres naturales más costosos de la historia, distorsionando de paso el mercado petrolero: el núcleo de la industria estadounidense, tanto de producción como de transporte y refino, está en esta área del Golfo de México. Ahora está parado, como toda la economía de una zona considerada el cuarto motor económico de EE UU.

Los expertos calculan que las pérdidas materiales que tendrán que cubrir las aseguradoras por Harvey rondarán los 20.000 millones de dólares (16.600 millones de euros). El ciclón, el más potente en llegar a Texas en 50 años, ha anegado parte de la ciudad de Houston y otras áreas de la costa de este estado, obligando a parar buena parte de las refinerías de petróleo.

De cumplirse las previsiones, Harvey será el tercer huracán más costoso para el sector de seguros, después de las catástrofes del Katrina en 2005, 75.000 millones de dólares, y de Sandy en 2012. Las pérdidas totales, en todo caso, excederán los citados 20.000 millones: las pólizas de seguros solo cubren daños a negocios; las inundaciones de viviendas son cubiertas por el Gobierno federal.

Las plantas paradas refinan 2,3 milones de barriles de petróleo al día

Las empresas más castigadas en este contexto son las reaseguradoras, es decir, las empresas que aseguran a las aseguradoras que contratan las pólizas con el cliente. Swiss Re, una de las mayores empresas del sector, ha asegurado que es pronto para hacer cálculos de pérdidas. El valor cae el 2%, en línea con otros gigantes como Axa, Prudential o Aegon, que con una fuerte presencia en EE UU, es la aseguradora que más baja en el Euro Stoxx, más del 3,5% a media sesión. Mapfre se deja el 2,5%.

Huracán Harvey: 20.000 millones en pérdidas para las aseguradoras y un mercado petrolero paralizado

El coste total de Harvey podría sobrepasar los 100.000 millones de dólares (83.000 millones de euros), según avanza Saxo Bank. Una cuantía que se situaría por debajo de los 160.000 millones de dólares que supuso Katrina, pero por delante de los 75.000 de Sandy en 2012.

En cuanto al impacto económico general, JP Morgan prevé un efecto moderado. “Aunque los huracanes paralizan la actividad y destruyen capital, posteriormente la reconstrucción hace crecer el PIB”, afirma el banco, citado por FT. Igualmente, la pérdida de consumo se suele compensar en trimestres posteriores. Houston y su área de influencia generan un PIB de alrededor de medio billón de dólares, casi el 40% del español, pero apenas un 3% del estadounidense.

Katrina ha sido el desastre natural más costoso para las aseguradoras: 75.000 milones de dólares

Houston, Galveston y Corpus Christie son las capitales del petróleo en EE UU. Suman algunas de las mayores refinerías del país, con capacidad de procesar medio millón de barriles de crudo al día. Esta zona también es la principal puerta de entrada y salida de productos petrolíferos en la primera economía del mundo. Ahora muchas de estas refinerías están paradas, así como las terminales petroleras. El mercado de la energía está en situación de emergencia.

En cuanto al efecto sobre el mercado petrolero, el huracán ha castigado el corazón de la industria, forzando el cierre de campos petrolíferos, refinerías y oleoductos. La mayor planta de refino de EE UU, en Port Arthur, aún estudia parar la producción. De momento, según estimaciones de Bloomberg, EE UU ha perdido capacidad de refino por 2,3 millones de barriles depetróleo diarios, provocando una fuerte subida del precio de la gasolina. “El huracán es claramente negativo para el crudo y positivo para los productos refinados”, explica Citi.

El huracán hace caer el precio del barril porque con las refinerías cerradas existe un momentáneo exceso de oferta. Además, la pérdida de producción por los parones en las plataformas petrolíferas del Golfo apenas ha restado 400.000 barriles diarios de producción. Así, el precio del petróleo West Texas (la referencia en EE UU) cayó el lunes un 2% y el diferencial con el petróleo Brent ha subido a 5,5 dólares, máximo en dos años. No hay, además, riesgo de parón de suministro; la producción de fracking en otras áreas del país suponen el 30% del total y las importaciones de Canadá pueden compensar el crudo que no entre por la zona de Houston y Galveston.

Con todo, el mayor riesgo, más allá de los parones puntuales en estos días por las inundaciones o porque los empleados no puedan acceder a las factorías, es que se produzcan daños estructurales en oleoductos, terminales petroleras o refinerías. Estados Unidos exporta tanto petróleo crudo como productos refinados a América Latina (gasolina), Asia (crudo) y Europa (principalmente diesel), principalmente desde la zona afectada por el huracán. “Pese a los parones significativos, no vemos un impacto duradero”, opinan los expertos de Julius Baer.

Los efectos podrían forzar un alza del techo de deuda

“Estamos ante un desastre de magnitud suficiente que puede forzar un aumento del techo de la deuda, aunque sea temporal. Cientos de miles de personas necesitan ayuda de emergencia. Los fondos federales tendrán que estar disponibles para atender a las necesidades del gran número de condados declarados como áreas de desastre federal, pues requerirán la reconstrucción de infraestructuras e incluso instalaciones federales”, asegura Ole Hansen, jefe de estrategia en materias primas de Saxo Bank.

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Técnicas Reunidas se adjudica un megacontrato de modernización en una refinería de Perú | Compañías

La empresa española Técnicas Reunidas ha conseguido adjudicarse un megacontrato para la modernización de la refinería de Talara (PMRT), en la región peruana de Piura. El contrato total firmado con la compañía pública Petroperú, asciende a 4.375 millones de dólares, de los cuales 2.731 millones corresponden ejecutar a la multinacional española, que obtiene la parte más importante del contrato. Es el mayor contrato adjudicado a una sola empresa en la construcción de una refinería en todo el mundo.

Del total atribuido a Técnicas Reunidas, 1.300 millones de dólares estarán financiados por un préstamo asociado privado a través del Gobierno de España que cuenta con la gestión y asesoramiento de la Compañía Española de Seguros de Crédito a la Exportación (Cesce) que garantiza la operación como un riesgo positivo.

Jaime García-Legaz, ha señalado que la función de Cesce en estos casos es “asesorar si hay riesgos o no”, y en este caso, después de estudiar la operación, se ha concluido que “es un riesgo positivo por la capacidad de acceso a los mercados de capitales que tiene Petroperú”.

Por su parte, el Gobierno de Perú también ha emitido un aval de 1.000 millones, el cual “genera confianza” ha sentenciado Legaz, por la deuda externa tan pequeña que tiene y por la notable reserva de divisas de la que dispone.

La Comisión Delegada para Asuntos Económicos del Gobierno, aprobó este jueves la garantía de la operación, que se ha terminado de formalizar hoy viernes por la Comisión de Riesgos del Estado. Tras la aprobación, se trata de la mayor inversión energética realizada por una empresa española en suelo hispanoamericano y también es la mayor operación gestionada en la historia de Cesce por delante de otras como la participación en la construcción de la refinería de Izmit en Turquía, la refinería de Jubail en Arabia Saudí y la construcción del ferrocarril de alta velocidad Meca-Medina, también en Arabia Saudita.

El correspondiente contrato, lleva a su vez, un componente de exportación de bienes y servicios que correrán a cargo de otras compañías españolas que trabajarán como suministradores de Técnicas Reunidas. El objetivo del proyecto es modernizar la refinería para que cumpla las leyes medioambientales respecto a la emisión de dióxido de azufre y aumentar la capacidad de refino de 65.000 barriles diarios a 95.000. También se pretende que la compañía pueda acceder a productos como el diesel, el cual no estaba en condiciones de generar y que incrementaría el beneficio.

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Cepsa prorroga hasta 2029 su pozo estrella de Argelia | Compañías

Cepsa, que celebra en estos días el 30 aniversario de su presencia en Argelia, ha renovado el más antiguo de sus proyectos de exploración y producción de crudo en el país magrebí, el denominado RKF. En paralelo, también ha renovado el más relevante de los proyectos que comparte con Sonatrach, el de Ourhoud, en la cuenca sahariana de Berkina, donde tiene un 40% frente al 60% del grupo estatal argelino.

Ambos proyectos se han ampliado tras el pacto alcanzado entre Cepsa y Sonatrach: el primero, por 25 años desde 2016 y el segundo hasta 2029 (la licencia termina en 2019, pero ya hay un acuerdo de prórroga). Cepsa, que cuenta en Argelia con una plantilla de 1.400 profesionales, explota con distintos socios otros tres proyectos petrolíferos: BMS (un 45%), con Sonatrach y Petronas; Rhourder er Rouni (49%), con Sonatrach y el de Timimoun ( un 11%, que comparte también con la argelina y Total.

La petrolera española, propiedad de los fondos soberanos de Abu Dabi, IPIC y Mubadala, recién fusionados, comenzó la producción comercial de Ourhoud en 2002. En este campo, que cuenta con una producción de 40 millones de barriles al año (un 40% de Cepsa) los socios han invertido 4.000 millones de dólares en este tiempo. Por su parte, en Argelia, país que supone casi un 70% del área de upstream de la petrolera que dirige Pedro Miró, esta ha invertido en estos 30 años casi 5.000 millones de dólares.

La prórroga de los contratos se firmará en un acto que tendrá lugar el lunes en Argel organizado por la petrolera, participarán los ministros de Energía de España, Álvaro Nadal, y de Argelia, Moustapha Gitouni.

Dos años de consumo en España

Cepsa ha acumulado desde 2002 un volumen producción de 983 millones de barriles en Ourhoud, equivalente al consumo de carburantes en España en dos años. Este campo estrella del desierto del Sahara, está dividido en tres bloques (el que explotan Cepsa y Sonatrach, esta como operadora del proyecto, es el 406) cuenta con unas reservas de 2.255 millones de barriles, de las cuales, 1.416 millones se consideran en estas momentos recuperables en 2047.

A los precios actuales del brent (47 dólares/barril) la compañía sumaría unos ingresos de 25.000 millones de euros por su participación en el campo. Cepsa, no obstante, prevé aumentar la producción recuperable gracias a un nuevo proyecto de gas de aporte (pozos WAG), hasta los 1.416 millones en este yacimiento. Este proyecto, que estará listo a partir de 2019, permitirá compensar el declino de los campos mediante la optimización de las inyecciones de gas y agua en los pozos.

El de Ourhoud, que fue uno de los mayores descubrimientos de la década de los 90, cuenta con 126 pozos que producen crudo ligero (este recibe una prima en los mercados internacionales) de 40º API.Cada día, Cepsa produce en el mundo 100.000 barriles en sus distintos proyectos en España, América del Sur, Oriente Medio y Sudeste de Asia.

La compañía española es, asimismo, socio de Sonatrach en el gasoducto de Medgaz, que une Argelia con España, por Almería. Un tubo con una capacidad de transporte de entre 8 y 10 bcm (mil millones de metros cúbicos) de gas, en el que la estatal argelina tiene un 43%, Cepsa, un 42% y Gas Natural Fenosa un 15%.

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