Cobas AM: Nueva Gestora de Francisco García Paramés

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Se que esto es una lotería, pero vista al correlación tan clara entre SP500 y el resto de bolsas y fondos del mundo, veo que lleva una subida desde mínimos de Navidad en Diciembre de unos 300 puntos o lo que vendría a ser un +-13%. Rate parecido al rendimiento de cobas este año. Mi pregunta es que escenario ven en los próximos meses? Se que esto es algo 100% imprevisible pero me gustaría saber si tienen opinión al respecto y en que la basan. Aspectos macroeconómicos, bolsas cerca de máximos, resultados empresariales que comienzan a deteriorarse etc.

Saludos. 

Japón no prohibirá el uso de scrubbers de ciclo abierto en sus aguas y puertos
Sendos informes de la administración japonesa y CSA2020 determinan que el agua de lavado de estos dispositivos no supone una “amenaza significativa” para el medio marino

5/3/2019 - El ministerio de Transporte, Territorio, Infraestructuras y Turismo de Japón ha anunciado recientemente que no prohibirá el uso de los depuradores de gases de escape (scrubbers) de ciclo abierto.

Este anuncio tuvo lugar en la primera conferencia técnica organizada Clean Shipping Association (CSA2020) en Londres, en paralelo con una reunión del subcomité PPR6 de la OMI. En la misma se presentaron dos estudios, uno de la propia administración japonesa y otro elaborado por CSA2020 y Carnival, y verificado por DNV GL, cuyos análisis han dado como resultado contenidos de sustancias contaminantes muy por debajo de los admitidos por la OMI y otras normas reglamentarias de diferentes ámbitos.

El estudio de la administración japonesa analiza el impacto de las descargas de agua de lavado en la calidad del agua a lo largo de diez años y evalua la toxicidad total de los efluentes en algas, crustáceos y peces, analizando las concentraciones de hidrocarburos aromáticos policíclicos (HAP) en las descargas de scrubbers y los resultados confirmaron que no se producía una concentración suficiente como para afectar a los organismos a corto o largo plazo.

Respecto de las descargas de metales pesados, sobre la cual había hasta ahora muy poca información, a falta de un criterio establecido para el medio marino, el informe se basa en la norma japonesa para las descargas desde tierra y determina que “la cantidad de metales pesados en el agua de descarga de los scrubbers fue significativamente inferior al permitido en Japón a descargas desde tierra, del orden de la centésima parte”.

La decisión del ministerio japonés, además del resultado del estudio de que el agua de lavado de estos dispositivos no supone una “amenaza significativa” para el medio marino, tiene en cuenta varias razones por las que considera que el uso de fueloil pesado combinado con scrubbers es una solución preferible a los combustibles de menos de 0,5% de azufre. En primer lugar, porque disminuye las emisiones de HAP, que son, junto con la materia particulada y los óxidos de azufre, las más dañinas para la salud de las personas, mientras los combustibles bajos en azufre mantienen dichas emisiones.

En segundo lugar una razón quizás más prosaica pero no menos importante. Los scrubbers contribuirán a reducir el impacto del aumento de demanda de productos destilados y a sostener la de fueloil pesado, facilitando así una transición menos brusca a las nuevas normas.

El segundo estudio, presentado por CSA2020 y Carnival, obtiene conclusiones similares. Éste analiza un total de 281 muestras de agua de lavado procedentes de 53 buques de cruceros equipados con scrubbers. El análisis de estas muestras determina que sus parámetros estaban por debajo de los límites de las normas de la UE y Alemania para emisiones de aguas residuales de fuentes industriales basadas en tierra.

Para el director general de CSA2020 este estudio proporciona una evaluación objetiva sobre el agua de lavado de los scrubbers de ciclo abierto y los resultados obtenidos “confirman que esta tecnología es eficaz y segura para el medio ambiente marino

Chevron y Exxon Mobil aprietan su agarre en el fracking
Chevron duplicará la producción en Permian Basin en los próximos cinco años; Exxon también se ve empujando más hacia la perforación de esquisto
Chevron se está expandiendo en la Cuenca Permiana, elevando su guía de producción a 900,000 barriles de petróleo y gas por día para 2023.
Chevron se está expandiendo en la Cuenca Permiana, elevando su guía de producción a 900,000 barriles de petróleo y gas al día para 2023. FOTO: DANIEL ACKER / BLOOMBERG NEWS
10 COMENTARIOS
Por Bradley Olson
5 de marzo de 2019 7:32 am ET
Chevron Corp. CVX+ 0.38% planea aumentar significativamente la producción en el campo petrolero en el corazón del auge de fracking estadounidense, la última señal de que la próxima era de perforación de esquisto probablemente sea liderada por las principales compañías petroleras.

En los próximos cinco años, Chevron espera duplicar con creces su producción en la Cuenca de Permian en Texas y Nuevo México a 900,000 barriles de petróleo y gas por día, anunció la compañía en un evento para inversionistas el martes. Eso es un aumento de casi el 40% de su pronóstico anterior.

"El juego de esquisto se ha convertido en un juego de escala ", dijo el presidente ejecutivo de Chevron, Mike Wirth, en una entrevista. “La carrera no es para quien sale más rápido de los bloqueos iniciales. La carrera va hacia la que constantemente construye la máquina más fuerte ".

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Se espera que Exxon Mobil Corp. divulgue planes de crecimiento similares en la región en una reunión de inversores el miércoles. La compañía recientemente agregó 1.200 millones de barriles de petróleo y gas a sus reservas totales, basadas en parte en los planes alcistas de perforación Permian. BP PLC, Royal Dutch Shell PLC y Occidental Petroleum Corp. también se están enfocando en la región.

Las crecientes ambiciones de Big Oil para el Permian siguen un patrón establecido desde hace mucho tiempo en el parche de petróleo: los Wildcatters y las pequeñas empresas de exploración encuentran formas de explotar nuevos reservorios, luego las grandes compañías se mudan.

Hace cinco años, Exxon, Chevron, BP, Shell y Occidental colectivamente constituyeron alrededor del 9% de la producción de crudo a partir de técnicas modernas de fracking en el Permian. En octubre, el último período para el que se dispone de cifras relevantes, representaron alrededor del 16%, según datos de ShaleProfile, una plataforma de análisis de la industria.

Es probable que esos números aumenten significativamente en los próximos años, y no sería una sorpresa que los cinco grandes produzcan mucho más crudo en auge en el área dentro de una década, dijo Ed Hirs, quien enseña economía energética en la Universidad de Houston. .

"Va a ser extremadamente difícil para las empresas más pequeñas competir con los gigantes petroleros", dijo Hirs.

A medida que los gigantes petroleros continúan su expansión de esquisto , muchos han ganado el favor de los inversionistas. Sus acciones han aumentado ligeramente en el último año, incluso a medida que los precios del crudo cayeron, superando al S&P 500.

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Chevron dijo que mantendría el gasto anual este año y el próximo año entre $ 18 mil millones y $ 20 mil millones, y le permitirá crecer ligeramente de 2021 a 2023 a $ 19 mil millones a $ 22 mil millones.

Muchas de las compañías más pequeñas que fueron pioneras en la nueva tecnología para ayudar a que Estados Unidos se convierta en el principal productor de crudo del mundo han comenzado a luchar mientras intentan frenar el gasto y acercarse a una meta que hasta ahora ha sido eludida en gran medida: la rentabilidad.

Decenas de compañías, entre ellas Continental Resources Inc. y Pioneer Natural Resources Co., han reducido los planes de gasto en respuesta a la presión de los inversores. Colectivamente, el gasto entre las empresas más pequeñas se espera que caiga un 11% este año, según Citigroup.

Muchas empresas petroleras más pequeñas enfrentan el desafío de tener que perforar más para mantener la producción en aumento, ya que los pozos de esquisto producen mucho al principio, pero luego disminuyen rápidamente.

Los recortes de gastos, junto con el hecho de que algunas compañías han aprovechado una gran proporción de sus mejores pozos, significa que los retornos de la perforación de esquisto pueden haber alcanzado su punto máximo, ya que los pozos son cada vez menos productivos, según Evercore ISI.

Mientras tanto, las grandes empresas recién están comenzando. Exxon es ahora el operador más grande en Permian, con 40 plataformas. Si bien muchas empresas redujeron la actividad de fracking en el cuarto trimestre del año pasado, Exxon la incrementó significativamente a más de 80 pozos, más del doble del total en el cuarto trimestre de 2017, según Rystad Energy.

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Chevron está elevando su guía de producción a 900,000 barriles de petróleo y gas por día para 2023. El año pasado, predijo 650,000 barriles por día para 2023. La compañía está impulsando la producción sin aumentar su número de plataformas, una prueba de cómo el tamaño puede llevar a Mayores eficiencias.

Chevron empleó lo que podría describirse como una estrategia de tortuga y liebre en el Pérmico. Mientras que las compañías más pequeñas a veces pagaban más de $ 40,000 por acre para obtener derechos para aprovechar las oportunidades de perforación, Chevron se mantuvo en la tierra que ya poseía en la región, que hace décadas era uno de los campos petroleros tradicionales más grandes del mundo, sin tener que unirse al comprando frenesí.

Ahora se reconoce que las tierras de la compañía tienen un valor inigualable. De acuerdo con Rystad Energy, su cartera de esquisto, que incluye sus participaciones en Permian, tiene un valor de más de $ 70 mil millones, la mayor de todos los operadores. Chevron dice que el valor se ha duplicado en los últimos dos años.

Chevron construyó una base de datos de más de 25,000 pozos para estudiar las mejores técnicas de perforación. Eso ayudó a evitar la "disminución de la capacidad", una práctica en la cual las compañías perforan pozos muy cerca que se ha vinculado a reducciones en la productividad por pozo, dijo Wirth.

Debido a su tamaño, Chevron tiene la capacidad de obtener compromisos para el espacio en la tubería, perforar pozos horizontales más largos en sus enormes franjas de tierra en Permian y controlar los costos de mano de obra y otros materiales. La compañía también puede aplicar nuevas tecnologías y utilizar técnicas dominadas en el Permian en tierra en Canadá, Argentina y Pennsylvania, dijo.

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"A veces, nos criticaban por no ir más rápido", dijo Wirth. "Estábamos acumulando constantemente el conocimiento para hacerlo bien, no para hacerlo rápido".

El CEO, el CFO y algún insider más de VAALCO han comprado acciones a mercado el dia 28/2 a 2,33$. A una semana de presentar resultados...

Donde lo has visto Jorge? Es que a mi en finviz y gurufocus no me aparecen...

Estoy suscrito a los avisos de su web.
Pero los puedes ver aquí: https://vaalco.investorroom.com/sec_filings
O buscar los de cualquier compañía desde: https://www.sec.gov/edgar/searchedgar/companysearch.html

En el LOOP: las exportaciones récord de EE. UU. Aumentan la demanda de los petroleros VLCC, las tasas

Las históricamente altas exportaciones de crudo de los Estados Unidos han dado un impulso a las tasas spot para los transportistas de crudo muy grandes que realizan viajes de larga distancia hacia el este desde la costa del Golfo de los Estados Unidos, una tendencia que se espera que continúe en marzo y abril, según las fuentes de envío.

El costo de transportar crudo en una carga VLCC en el USGC ha aumentado de manera constante desde el 12 de febrero, cuando las tarifas para la ruta VLCC 270,000 USGC-China se encontraban en su nivel más bajo desde septiembre de 2018. La carga se evaluó a tanto alzado. $ 7 millones el 1 de marzo, un aumento de $ 1.6 millones, o 29.6%, desde el mínimo de 2019 de $ 5.4 millones. Las tarifas de flete para la ruta se escucharon al mismo nivel el 4 de marzo.

 

Las exportaciones de crudo de EE. UU. Alcanzaron un récord para la semana del 15 de febrero con 3.607 millones de b / d, y la semana más reciente del 22 de febrero mantuvo esos niveles en 3.359 millones de b / d, según los datos de la EIA de EE. UU.

El salto en los volúmenes de exportación de los EE. UU. Y la alta demanda de VLCC es evidente en el flujo de tráfico de buques. Hasta la fecha, en 2019, se han reservado 48 VLCC para su descarga fuera del USGC, aproximadamente cinco veces la cantidad reservada en los dos primeros meses de 2018 y una diferencia drástica con respecto a las dos VLCC que se reservaron durante el mismo período en 2017.

La propagación de Brent-WTI atrae compradores

Las fuentes de envío esperan que este aumento en las exportaciones de crudo continúe, ya que los itinerarios de carga de marzo y abril se ven tan ocupados como los de febrero. Los crudos estadounidenses han sido atractivos para los compradores extranjeros en las últimas semanas, ya que el diferencial entre Brent y WTI se amplió a más de $ 10 / b a mediados de febrero. El diferencial promedio de 30 días entre los intercambios de Brent y WTI fue de alrededor de $ 8.62 / b, y el diferencial pasó nueve días hábiles consecutivos más que $ 9 / b en febrero.

Si bien la propagación de Brent / WTI se redujo la semana pasada, una tendencia que podría ser bajista para las exportaciones estadounidenses, la demanda de crudos estadounidenses podría recibir un nuevo impulso  si las negociaciones comerciales entre Estados Unidos y China encuentran una solución.

Como los crudos basados ​​en WTI se han valorado en descuentos tan elevados a otros grados similares en el mercado global, han tenido una fuerte demanda. Y a su vez, ha creado una gran demanda de camiones cisterna para transportar crudos estadounidenses a destinos internacionales.

"Es una tendencia general, las exportaciones ahora están constantemente por encima de los 2,5 millones de barriles por día y todas las cosas son iguales, creo que cada mes será más grande que el mes pasado", dijo un armador. "Hay factores locales que lo afectarán de vez en cuando, pero esa es la tendencia".

Las tarifas de envío se mantienen altas

La carga para la ruta VLCC 270,000 tm USGC-China alcanzó un máximo anual de 2019 $ 7,4 millones el 16 de enero, alcanzando su punto máximo después de que las tasas se mantuvieran estables durante siete días consecutivos, ya que se informó de una gran cantidad de instalaciones para la segunda quincena de febrero Cargas crudas, cuando los volúmenes de exportación se dispararon.

Las tarifas para las VLCC de carga de USGC que se desplazan hacia el este no han caído por debajo de la suma global de $ 5.4 millones desde el 26 de septiembre de 2018, cuando los fletadores estaban preparando para las cargas de VLCC de octubre de la tercera década. Las tasas han experimentado un apoyo constante, ya que las exportaciones de crudo de EE. UU. Se han mantenido por encima de los 1,9 millones de b / d desde mediados de octubre, según datos de la EIA de EE. UU.

Aunque la carga para las rutas de larga distancia de origen USGC ha visto una debilidad intermitente en las tarifas, los niveles del mercado se han mantenido por encima de los del cuarto trimestre de 2018 y se espera que sigan siendo fuertes, según las fuentes de envío.

Las tarifas de flete para la ruta USGC-China VLCC han promediado una suma global de $ 6.63 millones hasta la fecha en 2019, $ 2.08 millones, o 45.7%, más alta que la tasa anual promedio antes de la fortaleza observada a mediados de septiembre de 2018.

Además, los fletadores han comenzado a mirar hacia los  VLCC para llevar grandes cargas de crudo a través del Atlántico a Europa , una ruta que generalmente se realiza en Suezmaxes y Aframaxes más pequeños, en una combinación de economía más favorable y la necesidad de llevar volúmenes más grandes a los refinadores europeos.