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Petróleo y gas al alza por conflicto en Oriente Próximo

by Editora de Negocio marzo 10, 2026
written by Editora de Negocio

La escalada del conflicto en Oriente Próximo continúa generando incertidumbre y afectando directamente los precios del petróleo y el gas natural. El cierre de facto del estrecho de Ormuz ha interrumpido significativamente la distribución de combustibles provenientes de los países del Golfo Pérsico, que ahora dependen únicamente de los oleoductos de Arabia Saudí, Emiratos Árabes Unidos e Irak, una infraestructura insuficiente para suplir los 15 millones de barriles de petróleo que circulaban semanalmente por esta vía marítima. “Los mercados petroleros han entrado en pánico”, afirma Norbert Rücker, responsable de Economía e Investigación Next Generation en Julius Baer.

El precio del petróleo Brent ha experimentado un aumento del 39% desde el inicio de los ataques protagonizados por Estados Unidos e Israel contra Irán, mientras que la referencia europea para el gas natural, el contrato TTF negociado en los Países Bajos, ha avanzado un 88%. El crudo de referencia en Europa alcanzó este lunes un máximo intradía de 120 dólares, aunque posteriormente se moderó tras las declaraciones de Donald Trump sobre el fin inminente de la guerra y el anuncio de que los países del G7 estaban considerando la liberación de sus reservas estratégicas de combustible, una opción que, por el momento, han descartado.

La intensidad de las hostilidades, incluyendo los ataques con drones iraníes –de bajo coste y difíciles de detectar– contra una refinería de petróleo en Baréin y otras instalaciones en Qatar y Arabia Saudí, ha intensificado el temor a que se materialicen los peores escenarios previstos por los analistas. No obstante, las firmas de inversión mantienen la expectativa de que el conflicto no se prolongará en el tiempo. “Una resolución relativamente rápida de las hostilidades y la reanudación de los flujos normales de petróleo probablemente provocarían una rápida caída de los precios, aunque podrían mantenerse por encima de los niveles previos al conflicto, dado que la recuperación de la producción y las exportaciones requerirá tiempo”, señalan desde UBS.

A pesar de ello, los escenarios más favorables para los mercados se han visto superados por la evolución del conflicto, y existe una creciente percepción de que la operación “Furia Épica”, impulsada por Washington e Israel, no será tan rápida como se esperaba. “Los objetivos de Estados Unidos en esta campaña militar no están claros, lo que dificulta la proyección de las circunstancias y la fecha de finalización del conflicto”, reconoce Ronald Temple, estratega jefe de mercados de Lazard.

Hasta 16 millones de barriles menos

Aunque los ataques se han evitado las infraestructuras clave de exploración y producción, los expertos de JP Morgan advierten que el almacenamiento y la distribución se han convertido en elementos críticos, ya que los tanques terrestres y la capacidad flotante en el Golfo están llegando a su límite, lo que obliga a cierres adicionales de producción. En su opinión, si el tránsito por Ormuz no se restablece, “las pérdidas podrían aumentar a medida que el almacenamiento se sature y las rutas alternativas ofrezcan un alivio limitado”.

Irak, Emiratos Árabes Unidos y Kuwait ya han decidido reducir su producción debido a la falta de espacio de almacenamiento. “Este cuello de botella logístico está comenzando a traducirse en una interrupción real del suministro, con cierres de producción”, advierten en Julius Baer, quienes proyectan que, a partir de esta semana, el suministro de petróleo de Oriente Próximo podría experimentar una reducción del 75%.

Arabia Saudí, Emiratos Árabes Unidos e Irak son los únicos países de la región que disponen de oleoductos capaces de sortear la parálisis del estrecho de Ormuz. Arabia Saudí cuenta con el oleoducto Este-Oeste, con una capacidad estimada de entre 5 y 7 millones de barriles diarios, mientras que Emiratos posee el oleoducto ADCOP hacia el puerto de Fujairah –que ha sufrido ataques recientes–, con una capacidad cercana a 2 millones de barriles diarios. Irak podría desviar adicionalmente 0,4 millones de barriles diarios hacia el norte del país. “Se estima una pérdida de flujo de crudo de entre 7 y 11 millones de barriles diarios, y entre 3,8 y 5 millones de barriles en otros productos derivados, lo que representa una pérdida total de entre 11 y 16 millones de barriles diarios de los 20,5 millones totales”, aseguran en Citi.

120 dólares por barril

La principal interrogante a corto plazo es la duración de la escalada de precios del crudo y el momento en que comenzará a moderarse para evitar un impacto negativo en el bolsillo del consumidor. Con un suelo fijado entre 90 y 100 dólares desde principios de la semana pasada debido al aumento de la tensión geopolítica, los estrategas de JP Morgan señalaron el pasado viernes, 6 de marzo, que “hasta que se restablezca la confianza comercial, el mercado del petróleo se enfrenta a una asimetría en los resultados de precios, con posibles caídas de unos 10 dólares ante noticias tranquilizadoras, o aumentos de hasta 30 dólares una vez que los cierres de producción en el Golfo comiencen a materializarse y se extiendan por el mercado”. Citi prevé que este precio podría mantenerse en 120 dólares por barril hasta el segundo trimestre. Paul Diggle, economista jefe de Aberdeen, es más pesimista y anticipa “picos de 150 dólares por barril y una trayectoria futura muy por encima de los 100 dólares durante muchos meses”. Los analistas de Citi también estiman que el gas natural de referencia en Europa podría alcanzar los 100 euros el megavatio hora (MWh) en caso de un “corte completo de 3 meses”, cotizando actualmente en los 60 euros.

A esto, añade UBS, se suma la volatilidad del mercado y las crecientes preocupaciones de los países consumidores. “Las inquietudes por la escasez probablemente generarán cierta actividad de acaparamiento y amplificarán los movimientos del petróleo, lo que podría impulsar aún más los precios hasta que la demanda se modere”. Los estrategas del banco suizo señalan que “si el tránsito regular por el estrecho de Ormuz no se reanuda, los precios del petróleo seguirán aumentando hasta que la demanda se vea afectada. Estimar cuándo se alcanzará ese punto crítico es difícil”, y también destacan el aumento del coste de los fletes y los seguros marítimos, que se han disparado hasta niveles inasumibles para armadores y grandes aseguradoras. No obstante, algunos barcos siguen transitando por Ormuz; este lunes, un petrolero con bandera griega que partió desde Arabia Saudí logró cruzar con destino a un puerto de la India.

Sin embargo, se considera que una desescalada en los próximos días podría revertir la prima de riesgo, aunque los países productores necesitarán entre dos y cuatro semanas para restablecer la normalidad en la producción, según apuntan en UBS. En la misma línea, los estrategas de Citi creen que una tregua o una clara victoria por parte de Estados Unidos e Israel “probablemente provocaría una rápida y pronunciada caída de los precios de la energía, con una interrupción del suministro de petróleo iraní de entre dos y tres millones de barriles diarios que sería manejable para los mercados globales”.

Imagen de los ejercicios militares realizados por la Guardia Revolucionaria iraní en febrero de este año.CONTACTO/Europa Press

El peor escenario

La peor carta que tiene Irán sobre la mesa es el minado del estrecho de Ormuz. Por esta vía, hasta hace unos días circulaban 15 millones de barriles de petróleo diarios, además de otros 5,5 millones de productos derivados como el gas natural, la nafta, el diésel y la gasolina. Las implicaciones de una decisión de este tipo suscitan temor entre las firmas de análisis, que advierten sobre un posible shock energético con repercusiones en la economía global. Ronald Temple afirma que, de producirse, “el proceso de desminado del estrecho sería una operación larga y peligrosa que podría tardar entre dos y tres meses en completarse una vez finalizadas las hostilidades. Una interrupción energética de esta magnitud y duración probablemente haría que los precios mundiales de la energía subieran aún más desde los niveles inflados actuales”.

Por el momento, los expertos de Citi prevén que los flujos se reanudarán gradualmente para finales de mes y señalan que la colaboración ofrecida por Ucrania para ayudar a Estados Unidos contra los ataques con drones de Irán podría ser clave.

marzo 10, 2026 0 comments
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Negocio

Ecopetrol: Reservas de petróleo suben, gas natural cae – Análisis 2025

by Editora de Negocio febrero 21, 2026
written by Editora de Negocio

Ecopetrol informó un aumento del 2,7% en sus reservas durante 2025; sin embargo, un análisis más detallado revela que este incremento se sustentó principalmente en un cambio en la regulación y en un mayor volumen de reservas de petróleo, mientras que las de gas natural continúan disminuyendo.

De hecho, BTG Pactual cuestionó la falta de desglose entre las cifras de petróleo y gas natural en el informe de Ecopetrol, limitándose a presentar un balance general de las reservas.

El banco de inversión considera que esta omisión es relevante dada la creciente preocupación por el suministro de gas natural, especialmente después de que Colombia se convirtió en un importador neto en 2024.

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Foto:Ecopetrol

El balance general de Ecopetrol indica que, al cierre de 2025, las reservas probadas alcanzaron los 1.944 millones de barriles de petróleo equivalente (mbpe), lo que representa un aumento del 2,7% en comparación con 2024. Este resultado extendió la vida útil de las reservas de 7,6 a 7,8 años.

Del total de reservas, 1.497 mbpe corresponden a petróleo, con un crecimiento del 9,7%. Sin embargo, la principal preocupación reside en el gas natural, cuyas reservas se limitaron a 264 mbpe, lo que implica una disminución del 18,7%.

En consecuencia, mientras que las reservas de petróleo aseguran el suministro para 8,2 años (frente a los 7,8 años de 2024), las de gas natural se agotarían en tan solo 6,3 años, reduciendo su horizonte frente a los 6,7 años reportados anteriormente.

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Foto:iStock

Ecopetrol también informó que las adquisiciones no contribuyeron a aumentar las reservas durante el año, ya que la compra del 45% adicional del bloque CPO-9 (Meta) ya había sido incluida en el informe de 2024.

Otro dato relevante son las reservas asociadas al *fracking* en Estados Unidos (Permian), que disminuyeron un 10,3% hasta alcanzar los 183 mbpe, en comparación con los 204 mbpe de 2024.

Adicionalmente, las reservas provenientes de nuevos descubrimientos se desplomaron un 67,2%, sumando apenas 16,1 mbpe. “Esto es una consecuencia de la menor inversión en exploración”, comentó Sergio Cabrales, profesor de la Universidad de los Andes.

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Foto:iStock

El impulso del recobro mejorado

En contraste, el recobro mejorado (técnica para extraer más petróleo de pozos ya existentes) aportó 142,6 mbpe, lo que representa un incremento del 47%. Este crecimiento se debió a la ejecución de proyectos en campos como Castilla, Chichimene y Akacías.

“El aumento de las reservas es limitado, pero lo más importante es destacar que no se debe a nuevos descubrimientos, sino al recobro mejorado, que representa casi el 50% del total”, señaló el exministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta.

Sergio Cabrales explicó que las nuevas reservas obtenidas a través de la exploración suelen tener un menor costo de extracción, mientras que las reservas adicionales provenientes del recobro mejorado implican una mayor inversión.

También se observó un importante impulso a las reservas debido a un cambio regulatorio en la metodología de pago de regalías en ciertos campos, que pasó de pagos en especie a pagos en efectivo.

Gracias a este ajuste, se añadieron 100 mbpe a las reservas, lo que representa un tercio del total incorporado al balance (300 mbpe). Esto permitió a Ecopetrol registrar en 2025 su mayor incorporación de reservas en los últimos cuatro años.

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Foto:iStock

La realidad sin el ajuste regulatorio

Sin embargo, si se excluyen esos 100 mbpe, el análisis de BTG Pactual revela que las adiciones totales habrían disminuido a 204 mbpe (-23%), y las reservas probadas habrían sido de 1.844 mbpe (-2,5%), lo que reduciría la vida útil a solo 7,4 años.

Además, el índice de reemplazo habría sido de apenas el 80%, y no el 121% reportado por Ecopetrol. Es decir, sin el cambio regulatorio, la empresa no habría logrado reponer los 248 mbpe que consumió durante el año.

Estas incertidumbres han generado que BTG Pactual espere una aclaración detallada durante la conferencia telefónica que Ecopetrol realizará con sus inversionistas el próximo 5 de marzo.

Para el exministro Amylkar Acosta, también resultan “poco claros los barriles atribuidos a la materialización de acuerdos contractuales con la ANH”, debido a la falta de información detallada por parte de la compañía.

A pesar de las dudas, la entidad resaltó que el informe de reservas superó sus expectativas, especialmente considerando que el precio del Brent en 2025 (68,64 dólares) disminuyó un 13,9% frente a los 79,69 dólares de 2024.

febrero 21, 2026 0 comments
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