Busca Pemex ahorros con alianza para suministrar hidrógeno en refinería

Pemex informó que concretó su primera alianza con una empresa para proveer servicios, en este caso a la refinería de Tula ‘Miguel Hidalgo’; Air Liquide proveerá por 20 años hidrógeno.

La petrolera presentó a su nueva socia, la francesa Air Liquide México, como la que suministrará hidrógeno a su refinería Miguel Hidalgo, ubicada en la ciudad de Tula, que produce 315,000 barriles por día.

La estrategia de buscar alianzas para actividades auxiliares en transformación industrial forma parte del Plan de Negocios hacia el 2021 de la estatal -que contempla que este segmento de negocio -que es el más grande junto con Exploración y Producción-, dejará de reportar pérdidas en el 2025.

El contrato, del que no se informó el monto, señala que Air Liquide operará la planta existente e invertirá en una segunda planta para suministrar el total del hidrógeno requerido para los proyectos de ampliación de la refinería de Tula.

La firma mexicana anunció el año pasado que buscaría asociaciones para los servicios auxiliares en sus refinerías, las cuales están procesando por debajo de su capacidad en medio de una menor producción de petróleo.

 

 

Turi Mendosa / Tribu Magazine  

24 Febrero 2017, 12:44

CNH niega solicitud de fuerza mayor a Renaissance Oil

El regulador del sector petrolero mexicano negó el martes a la canadiense Renaissance Oil una solicitud de fuerza mayor para llevar a cabo actividades petroleras en un área terrestre debido a daños ambientales en la zona, alegando que la petición de la empresa no tenía sustento y era extemporánea.

De acuerdo al órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Renaissance Oil alegó que existen daños ambientales en Pontón, un área de 12 kilómetros cuadrados fuera de operación con 14 pozos cerrados y/o taponados, lo que le impide llevar a cabo sus actividades.

El regulador informó que la empresa, que suscribió el contrato para desarrollar Pontón -en el estado Veracruz- en agosto del año pasado, dijo que el daño se encuentra en el área alrededor de los pozos 13 y 16, en las que se tienen expectativas de recursos prospectivos de hidrocarburos.

Sin embargo, la CNH resolvió que la solicitud de la empresa es extemporánea y no cumple con los requisitos de ley para ser considerada como tal, además de que no ha presentado la línea base ambiental requerida en el contrato para evaluar la posible existencia de daños previos a que la firma se hiciera cargo de la zona.

«La problemática expuesta, si bien es cierto resulta en una serie de dificultades para operar, también lo es que en las mismas no reúne los elementos constitutivos de la fuerza mayor en términos de lo establecido en el propio contrato, máxime que la línea base ambiental (…) no ha sido presentada», dijo el abogado de la CNH, Marco de la Peña.

Agregó que mientras no se tenga el estudio ambiental no se podrá determinar si los daños que alega la empresa son responsabilidad de la estatal Pemex, que tenía la zona antes de entregársela a Renaissance Oil.

«No está definida la línea base ambiental y la base por la cual se define la fuerza mayor en este caso se hace consistir en los daños ambientales, por lo que consideramos es necesario que la empresa presente los estudios», dijo De la Peña.

Un portavoz de Renaissance dijo a Reuters que analizarán los términos de la resolución del regulador una vez que reciban una notificación oficial de la misma.

Pontón es una de las 25 zonas maduras en tierra asignadas en contratos de licencia de 25 años el año pasado tras una licitación realizada en diciembre del 2015.


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El Economista

 21.02.2017

Los ingresos petroleros apenas aportaron 16.3% del total en el 2016

Durante el 2016 los ingresos petroleros del país apenas representaron 16.3% de los ingresos presupuestarios, con un total de 789,601 millones de pesos, una reducción de 9%, en términos reales y respecto al 2015.

Este 16.3% es el nivel más bajo que se haya visto desde 1990, año hasta donde tiene registro la Secretaría de Hacienda, con lo que los ingresos petroleros cada vez tienen una menor aportación a las finanzas públicas del país.

Expertos comentan que si bien los ingresos petroleros del país se vieron afectados por los bajos precios del crudo a nivel internacional, también impactó la disminución en la producción de Petróleos Mexicanos (Pemex), pues no ha logrado regresar a los niveles de producción que tenía en el 2000.

“Hace 10 años producíamos 3.2 millones de barriles diarios y hoy 2.1 millones de barriles diarios, y, con la reducción en los precios del petróleo a nivel mundial, México tuvo una tormenta perfecta (…), lo bueno es que el gobierno pudo diversificar sus fuentes de ingresos en la parte fiscal”, expuso Luis Miguel Labardini, socio de Marcos y Asociados.

Recordó que para el 2017 la situación será peor pues se tiene contemplado una producción de 1.9 millones de barriles diarios, es decir, 200,0000 barriles menos que en el 2016. “Estamos hablando de una caída muy significativa en la producción, que es alrededor de 10%, lo que a su vez representa menores ingresos para el país”.

En el 2004 Pemex alcanzó su mayor nivel de producción con 3.38 millones de barriles diarios, pero, para el 2017, se estima una producción de 1.9 millones de barriles diarios, es decir, en 13 años, la producción petrolera se reducirá en 1.4 millones de barriles al día.

Labardini comentó que los efectos de la reforma energética, en el sentido de que empiecen a generar mayores inversiones y beneficios al país, se reflejarán hasta los próximos 12 años. “Vamos a ver inversión privada tanto en la producción de petróleo como en la fabricación de combustibles. La contribución del sector petrolero va a ser más diversificada”.

De acuerdo con información de Hacienda, cuando inició el gobierno de Enrique Peña Nieto los ingresos petroleros representaban 40% del total, con un total de 1.3 billones de pesos, pero, para este año, representarán 15.7%, con un total de 769,900 millones de pesos.

Los ingresos presupuestarios del 2017 serán por 4.8 billones de pesos, la mayoría (56%) será solventada con los impuestos como el IVA, ISR y el IEPS, que, se estima, serían por 2.7 billones de pesos.

Jaime Reusche, analista soberano de México de Moody’s, mencionó que si bien es bueno que el gobierno deje de depender tanto de los ingresos petroleros, todavía hay retos pendientes en materia tributaria para que se pueda solventar 100% el gasto público.

“Se debe profundizar más la base tributaria. Si bien se ha hecho bastante en ese campo y el progreso es notable, todavía queda mucho por hacer, porque aún hay un alto nivel de informalidad”.

Refirió que también sería conveniente una reforma al gasto público que ayude a que sea menor y más eficiente. “Las autoridades han podido controlar el gasto de capital y de bienes y servicios, pero el otro gasto (no programable) es difícil de controlar, y no es tanto un tema de manejo macrofiscal, sino es un tema más político”.

Precios no regresarán a $100

Raúl Feliz, profesor del Centro de Investigación y Docencia Económica (CIDE), comentó que las diferencias entre Estados Unidos y la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se han relajado, lo que ha generado que el mercado del petróleo se vaya equilibrando.

“Con la reducción en la producción de más de 1.2 millones de barriles diarios (en el mundo), los precios se irán equilibrando y ésos son los que van a prevalecer los próximos dos o cuatro años”.

Para el caso del Brent, refirió, los precios estarán entre 50 y 60 dólares, lo cual quiere decir que los precios serán estables para la mezcla mexicana, la cual se ubicará en alrededor de 45.40 dólares por barril.

“¿Veremos precios de 120 o 140 dólares en el corto plazo? Ojalá no, esto sólo sería posible si hay una guerra del Medio Oriente, especialmente entre Estados Unidos e Irán, que pudiera llevar a un tema geopolítico que eleve los precios a los 120 o 130 dólares”.

Elizabeth Albarrán / El Economista

Feb 19, 2017 |22:58

Menor producción aumenta dependencia

La elaboración de gasolinas de Petróleos Mexicanos (Pemex) ha disminuido 29% en la última década, lo que ha obligado a que las importaciones de ésta se hayan incrementado 147% en el mismo periodo, aumentando la dependencia del país hacia los combustibles externos y obligando a que la estructura nacional de precios obedezca más a la volatilidad internacional que a los costos de producción que el gobierno podría tomar.

En el 2006, Pemex reportó un promedio anual de 456,246 barriles diarios de gasolinas producidas en sus seis centros refinadores -Salamanca, Tula, Minatitlán, Madero, Cadereyta y Salina Cruz-, volumen que al cierre del 2016 cayó hasta 325,267 barriles por día, luego de que en el 2015 la producción fue de 381,412 barriles diarios.

Con ello, la estatal dejó de producir 130,000 barriles por día en 10 años, volumen que hoy en día equivaldría a cerrar completamente las refinerías de Salina Cruz y Salamanca juntas. Del cierre del 2015 al del 2016, se dejaron de producir 56,145 barriles por día, que es más de lo que produce diariamente cualquiera de los centros ubicados en Cadereyta, Madero, Minatitlán o Salamanca.

Mientras tanto, hace 10 años, las importaciones de gasolinas fueron por un volumen de 204,235 barriles diarios y hoy se ubican en 504,703 barriles por día, esto es 300,468 barriles más en una década. Ello implica que para satisfacer el crecimiento de la demanda, luego de las caídas en la producción, Pemex ha aumentado en 2.4 veces sus importaciones de combustibles automotrices.

Del 2015 al 2016, las importaciones mantuvieron su ritmo de crecimiento al pasar de 426,638 barriles por día a 504,703 barriles diarios, es decir 78,065 barriles por día en promedio más, volumen que supera por 8,000 barriles a lo que produce la mayor refinería del país: Salina Cruz.

Cabe recordar que el proceso de crudo de Pemex cayó en el promedio anual del 2016, 12.3% en comparación con el del año anterior, ubicándose por primera vez desde que existen registros en menos de 1 millón de barriles diarios.

Promete inversión histórica

Para incrementar esta capacidad de proceso y la elaboración de gasolinas, Pemex aseguró que realizará este año una inversión histórica de 20,000 millones de pesos, que equivalen a 5% de su presupuesto anual, con el fin de dar mantenimiento y mejorar la operación en las refinerías que conforman el sistema nacional y con ello, llegar a 1.2 millones de barriles diarios en su proceso de crudo, luego de que cerró el 2016 con un promedio de 933,062 barriles diarios.

Carlos Murrieta Cummings, director de Pemex Transformación Industrial, previó que la división que preside destinará a mantenimiento y operación del sistema de refinación esta cantidad significativamente mayor a la de años previos y la más alta en la historia de la subsidiaria, que representa 93.5% del gasto etiquetado como inversión física de la subsidiaria para el 2017.

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Karol García / El Economista

Feb 19, 2017 | 23:19

Distribución de hidrocarburos y petrolíferos por medios distintos a ductos

Actualmente se encuentra en revisión en el portal de la Comisión Federal de Mejora Regulatoria (COFEMER) un Anteproyecto para emitir un Acuerdo que tiene como objetivo realizar una interpretación de la actividad de Distribución por medios distintos a ductos, así como de la Guarda. Lo anterior resulta relevante, toda vez que la actividad de Distribución en muchas ocasiones requiere la guarda de hidrocarburos y petrolíferos, sin que necesariamente implique Almacenamiento, de conformidad con la definición de ésta última establecida en la Ley de Hidrocarburos (LH).

 

En efecto, de conformidad con el artículo 35 del Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos, la Distribución comprende la actividad de adquirir, recibir, guardar y, en su caso, conducir gas natural y petrolíferos para su expendio al público o consumo final; mientras que el artículo 4, fracción XXXVIII de la LH, define Almacenamiento como la actividad de recibir hidrocarburos, petrolíferos o petroquímicos propiedad de terceros, en los puntos de recepción de su instalación o sistema, conservarlos en depósito, resguardarlos y devolverlos al depositante o a quien éste designe, en los puntos de entrega determinados en su instalación o sistema.

 

En este sentido, en el anteproyecto se establece que tanto la distribución como el almacenamiento son actividades logísticas reguladas llevadas a cabo a través de permisos otorgados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) pudiendo emplear infraestructura de tanquería para diversos productos, la cual puede ser la misma para ambas actividades, es decir, que ambas actividades se desarrollan en tanquerías que cuentan con una capacidad determinada y destinadas a recibir ciertos volúmenes de diversos productos por un periodo de tiempo.

 

No obstante lo anterior, la diferencia estriba en que la distribución incluye la guarda -de un producto que es propiedad del permisionario- como una actividad operativa, para posteriormente entregarlo a los usuarios o consumidores finales, mientras que el almacenamiento implica la actividad de recibir y resguardar los productos de terceros, para devolverlos cuando se requiera.

 

Distinguir ambas actividades es fundamental, en virtud de las disposiciones regulatorias a las que están sujetas cada una de ellas y para el otorgamiento del permiso que le corresponda. Por ello, en el anteproyecto citado, se propone definir la Guarda como “el proceso operativo que se desarrolla como parte de la actividad regulada de distribución y que tiene como fin el resguardo temporal de hidrocarburos y petrolíferos propiedad del distribuidor, exclusivamente para su posterior entrega a un permisionario de expendio al público o bien, a un usuario final”. Por tanto, está prohibido almacenar productos propiedad de terceros.

 

Como se puede apreciar, la distribución de gas natural y petrolíferos es una actividad compleja que para ser llevada a cabo requiere de otras actividades logísticas como es la guarda, lo cual aumenta los riesgos en la operación.

 

Dichos riesgos deben ser adecuadamente administrados, a efecto de que no se conviertan en problemas que impidan la realización efectiva de la actividad.

 

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Las temporadas abiertas en el transporte por ducto de hidrocarburos y petrolíferos

De acuerdo con cifras de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), hasta el 6 de febrero del 2017, se han emitido 1648 permisos de transporte para petróleo, petrolíferos y petroquímicos, 249 de transporte de gas natural y 209 de gas licuado de petróleo (https://www.gob.mx/cre/acciones-y-programas/como-vamos-en-materia-de-hidrocarburos); una parte importante corresponde a ductos, toda vez que es uno de los medios más utilizados por su eficiencia y seguridad.

 

El transporte de ductos se puede llevar a cabo para usos propios, pero también con el fin de proporcionar servicios a terceros. En éste último caso, la CRE ha establecido ciertas condiciones, considerando que se trata de un servicio estratégico en la cadena de valor de los hidrocarburos y petrolíferos.

 

Para llevar a cabo la actividad de transporte por ducto, se requiere la realización de temporadas abiertas como un proceso en el que la empresa de transporte y operadora de un ducto ofrece al mercado la posibilidad de reserva de capacidad y transporte en el ducto, la cual de acuerdo con el artículo 4 de la Ley Hidrocarburos, tiene el propósito de brindar equidad y transparencia en la asignación o adquisición de capacidad disponible a terceros de un sistema o de un nuevo proyecto o con motivo de una renuncia permanente de capacidad reservada, que debe realizar un permisionario de transporte, almacenamiento o distribución de hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos para ponerla a disposición del público, a efecto de reasignar capacidad o determinar las necesidades de expansión o ampliación de capacidad”.

 

Actualmente la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Petróleos Mexicanos (PEMEX), son las principales empresas que están llevando a cabo las temporadas abiertas para ofrecer a terceros la infraestructura que tienen disponible.

 

En el caso de Pemex su temporada abierta para la infraestructura ubicada en el norte del país se encuentra vigente hasta el 17 de febrero (http://www.pemex.com/nuestro-negocio/logistica/temporadasabiertas/Paginas/default.aspx).

 

Al respecto, es importante destacar que uno de los requisitos de la CRE para otorgar los permisos de transporte por ducto es demostrar que se cuenta con los seguros suficientes para responder por los daños o perjuicios que se pudieran ocasionar en el desarrollo de sus actividades. En el caso de las temporadas abiertas, contar con seguros adquiere especial relevancia, toda vez que se trata de una forma de dar certeza a quienes deseen contratar capacidad y transporte en el ducto, que el sistema que les prestará el servicio se encuentra amparado.

 

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El barril de petróleo tipo Brent se cotiza en 56.25 dólares, al inicio de la sesión

El barril de petróleo tipo Brent del Mar del Norte para entregas en abril se cotizaba en 56.25 dólares al inicio de la sesión de hoy (08:00 GMT) en el mercado electrónico Intercontinental Petroleum Exchange (ICE).

El Brent perdía 37 centavos de dólar (0.65 por ciento) respecto al cierre previo, de 56.62 dólares por barril. En tanto, el crudo estadounidense West Texas Intermediate (WTI) para entregas en marzo, también a las 08:00 GMT, caía 40 centavos de dólar (0.74 por ciento) y se cotizaba en 53.46 dólares por barril. 

Por su parte, la canasta de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se cotizó el viernes en 53.23 dólares, lo que representó una ganancia de 47 centavos de dólar (0.89 por ciento) respecto al cierre previo, informó  el cártel.

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Pemex, tras alianzas con privados en refinación

Pemex Transformación Industrial (TRI) busca tener alianzas con el sector empresarial tanto a nivel de refinadores, para reducir sus pérdidas y mejorar su capacidad de producción; como con el sector gasolinero con quien compartirán sus marcas, además podría crear un consejo consultivo con sus franquiciatarios, informó Carlos Murrieta Cummings, director de la empresa subsidiaria del Estado.

La alianza con las refinadoras es para mejorar la actual capacidad de producción del Sistema Nacional de Refinación en las instalaciones que requieren una reconfiguración, a largo plazo, este tipo de inversiones impedirán que la empresa tenga pérdidas por 109,000 millones de pesos en el balance del año 2025; las alianzas son para invertir en las refinerías de Salina Cruz, Salamanca y Tula.

“Sí estamos buscando participar con otros refinadores y con otras empresas petroleras para que trabajen con nosotros”, dijo, “si no hiciéramos nada estaríamos perdiendo en el 2025 alrededor de 109,000 millones de pesos”.

En su presentación durante el Primer Seminario Nacional Gasolinero, organizado por El Economista y Grupo Besco, el funcionario explicó que el combate al mercado negro de combustibles es una de las prioridades en Pemex por lo que en un mes estarán listos los primeros barriles de combustible marcado.

Murrieta Cummings expuso que en el caso de la refinería de Tula están trabajando en su planta de coque (carbón de petróleo) y en las siguientes semanas van a tener listos los primeros resultados de las licitaciones de servicios auxiliares de Pemex. La transformación de Pemex consiste en concentrarse más en los procesos de producción de refinados que en querer hacer todo como antes, por eso es que en el plan de negocios se anuncia que se dejan de hacer cosas como trabajar en el suministro de hidrógeno, por ejemplo.

En el tema de las ventas al detalle, el directivo explicó que ven viable el cobranding en las estaciones de servicio, lo que permitirá desarrollar nuevas marcas mexicanas que se anunciarían al lado de la franquicia Pemex; sin embargo, la limitante es que para poderse anunciar de manera conjunta sólo pueden adquirir producto de Pemex, ya sea nacional o importado.

Otra opción de negocio que se tiene adicional a la Franquicia Pemex o al cobranding es que sean solamente proveedores de combustible, con lo que el gasolinero podría tener diferentes opciones de producto, aunque, señala, esa opción “no la he visto ni en Estados Unidos, ni en Europa, ni en Asia”.

“Lo que estamos viendo muy de cerca es qué hacemos para que a nuestra franquicia le aumente el ticket promedio y lo otro, cómo le aumentamos el flujo (…) somos socios, tenemos que preocuparnos por cómo les va a ir mejor a ustedes”, expresó.

En ese sentido, el consejo consultivo con los empresarios servirá para recabar la información necesaria y así, mejorar el servicio y la marca, además de que van a crear un club de lealtad.

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El régimen de responsabilidad objetiva en las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos

El 07 de diciembre de 2016, se publicaron en el Diario Oficial de la Federación, las Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y protección al medio ambiente para realizar las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y Extracción de Hidrocarburos (DACGS E&E), que emitió la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección Ambiental del Sector Hidrocarburos (ASEA).

 

Uno de los aspectos más importantes que establecen las DACGS E&E en materia de protección ambiental es que quienes realicen obras o actividades para la exploración y extracción de hidrocarburos están sujetos a un régimen de responsabilidad objetiva, es decir, operan bajo el supuesto de que están creando un riesgo a las personas y al medio ambiente y, por lo tanto, en caso de causar daños deberán llevar a cabo su reparación, sin que ello esté condicionado a demostrar su culpa.

 

Derivado de lo anterior, la ASEA impone a los operadores la obligación de realizar todas las acciones que sean necesarias para evitar y prevenir daños ambientales derivados de los riesgos creados, para lo cual deberán contenerlos, caracterizarlos y remediarlos con oportunidad bajo sus propios procesos y de acuerdo a la legislación y normatividad aplicable.

 

En este sentido, las DACGS E&E establecen que las actividades de Exploración y Extracción deberán realizarse bajo ciertos principios, como son:

  1. Minimizar los riesgos a un nivel que sea Tan Bajo Como Sea Razonablemente Posible, esto es, hasta un nivel en el que se demuestre que el costo de continuar reduciendo ese riesgo es mayor en comparación con el beneficio económico que se obtendría. Lo anterior permite que exista un equilibrio razonable entre la actividad económica y la protección de terceros y medio ambiente.
  2. Revisar periódicamente las medidas de reducción de riesgos, a fin de actualizarlas con base en el desarrollo tecnológico y conocimiento especializado.
  3. Implementar medidas de emergencia y fomentar una cultura de la protección de personas, el medio ambiente y las instalaciones.

 

Los principios mencionados tienen como objetivo evitar la ocurrencia de accidentes, por lo que deben complementarse con medidas que tengan como objeto la reparación y/o compensación de los daños ocasionados ante la ocurrencia de accidentes.

 

Una de las medidas más efectivas para lograrlo es contar con instrumentos financieros que permitan afrontar las consecuencias de la materialización de los riesgos, como son los seguros.En NRGI Broker somos expertos en Seguros para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos. Acércate a nosotros.

 

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Mezcla mexicana cierra semana al alza

Este viernes la mezcla mexicana de exportación avanzó 50 centavos, respecto a la jornada previa, al venderse en 46.10 dólares por barril, informó Petróleos Mexicanos (Pemex).

Por su parte, Banco Base indicó que el precio de las principales mezclas de petróleo finalizó la semana con ganancias, a pesar de que en las últimas cinco jornadas cotizaron con resultados mixtos.

Añadió que durante la semana, los participantes del mercado tomaron de manera positiva el retroceso en la producción de crudo en Estados Unidos, así como los recortes en la producción de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

De acuerdo con la Administración de Información Energética (EIA), la producción cayó en 46,000 barriles de petróleo diarios durante la semana que finalizó el 27 de enero, mientras que la demanda implícita de gasolina aumentó en 271,000 barriles diarios.

Por su parte, la producción petrolera en la OPEP cayó en 840,000 barriles diarios durante el mes de enero. Rusia también redujo su producción de crudo en 100,000 barriles diarios.

Banco Base señaló que la reducción en la producción de crudo de la OPEP no frenará la oferta global de manera abrupta, pues ha ocasionado que otros productores no miembros incrementen su producción, y parece que tienen la capacidad de incrementarla cuando el precio del petróleo está por encima de los 50 dólares por barril.

Mencionó que si las tenciones entre Irán y la nueva administración de Estados Unidos continúan, el precio del petróleo podría incrementarse, y los participantes del mercado especularían sobre mayores sanciones a Irán que pudieran afectar su exportación de petróleo.

No obstante, las ganancias del petróleo fueron limitadas, ya que las plataformas de perforación petroleras en Estados Unidos incrementaron a 566, su mayor número desde noviembre del 2015.

Además, sus inventarios de crudo aumentaron en 6.464 millones de barriles la semana que finalizó el 27 de enero.

Ante este panorama, el West Texas Intermediate (WTI) subió 29 centavos, al cotizar el tonel en 53.83 dólares, mientras que el crudo tipo Brent ganó 25 centavos y se ofreció el barril en 56.81 dólares.

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Fuente: El Economista