Los trabajadores de la refinería Whiting de BP acuerdan una prórroga de 24 horas

Los miembros de United Steelworkers en la refinería de 440.000 barriles diarios de BP en Whiting, Indiana, rechazaron la oferta de la empresa de prorrogar su contrato por 28 días en la mayor refinería del Medio Oeste de EE.UU., según informó la empresa en un comunicado el sábado.

United Steelworkers Local 7-1, que representa a unos 800 trabajadores en Whiting, dijo el viernes en una declaración a los miembros en su página web que las dos partes siguen sin llegar a un acuerdo, pero los trabajadores deben presentarse a trabajar como estaba previsto para garantizar el funcionamiento seguro de la instalación.

"Aunque no hay intención de hacer un paro laboral, tenemos que estar preparados", dijo el sindicato. "Nuestros planes de huelga o cierre patronal se han iniciado. Les pedimos que no se alarmen por esta actividad. Seguiremos negociando con el objetivo de alcanzar un acuerdo que sea mutuamente beneficioso antes del 1 de febrero."

El sindicato ha declarado anteriormente que BP propuso recortar más de 200 puestos de trabajo sindicales en operaciones, mantenimiento y seguridad medioambiental.

En su comunicado del viernes, el sindicato afirmaba que existían diferencias sobre cuestiones como la antigüedad, los despidos y los salarios.

El convenio colectivo expira el sábado.

La refinería de Whiting produce combustibles para el transporte, como gasolina, gasóleo y combustible para aviones.

BP y el sindicato no respondieron inmediatamente a las solicitudes de más comentarios.

Los miembros de United Steelworkers que trabajan en la refinería de 440.000 barriles diarios de BP en Whiting, Indiana, rechazaron la oferta de la empresa de ampliar el plazo de las negociaciones en 28 días para evitar una huelga en la refinería más grande del Medio Oeste de EEUU, dijo la compañía en un comunicado el sábado.

Por Nidhi Verma y Curtis Williams

Trinidad y Tobago está en conversaciones con Indian Oil Corp para volver a poner en marcha su refinería de petróleo Guaracara, inactiva desde hace más de siete años y con una capacidad de 165.000 barriles diarios, según ha declarado el Ministro de Energía, Roodal Moonilal. La nación caribeña busca así reactivar su capacidad de refino.

La refinería, ubicada en el sur del país, fue cerrada en 2018 por un gobierno anterior que culpó a las pérdidas masivas y la deuda por su cierre.

"Podemos elaborar algún tipo de nueva estructura comercial (para Indian Oil)," dijo Moonilal a Reuters en una entrevista al margen de la Semana de la Energía de la India."

"Si todo va bien, creo que a finales de este año más o menos, finales de 2026, podremos estar en condiciones de volver a iniciar cierto nivel de producción."

La producción de crudo de Trinidad y Tobago se sitúa actualmente por debajo de los 55.000 bpd, según Moonilal. La refinería de Guaracara procesaba antes crudo procedente de África, Rusia y la vecina Venezuela.

El país estaría abierto a reanudar las importaciones de crudo venezolano si la refinería vuelve a funcionar, dijo Moonilal, pero su prioridad inmediata con Caracas sigue siendo el desarrollo de los recursos compartidos de gas en alta mar.

"A principios de los años noventa, teníamos un contrato de crudo (con Venezuela). Así que es algo que podemos volver a poner sobre la mesa", dijo. "Pero en este momento, la prioridad son los yacimientos de gas transfronterizos."

Moonilal afirmó que Trinidad y Tobago respalda la solicitud de Shell y BP de autorización estadounidense para desarrollar tres yacimientos de gas, incluido uno situado en aguas venezolanas.

Impulsar la producción de gas es fundamental para abastecer a la planta de GNL del Atlántico, buque insignia del país, y a las instalaciones petroquímicas, que han estado funcionando por debajo de su capacidad debido a la escasez de gas.

El ministro también declaró que su país prefiere adjudicar los bloques de exploración mediante negociaciones directas, ya que el proceso es más rápido que las rondas de licitación.

Trinidad y Tobago incumplió el mes pasado su propio plazo para adjudicar tres bloques en aguas profundas a la china CNOOC , a pesar de que su equipo técnico concluyó que las ofertas cumplían todos los criterios, según dijeron a Reuters tres fuentes familiarizadas con el proceso.

La Secretaria Permanente del Ministerio de Energía, Karinsa Tulsie, dijo a Reuters que no podía comentar las razones del retraso.

La petrolera estadounidense Exxon Mobil se adjudicó un bloque de aguas ultraprofundas mediante negociaciones directas en agosto del año pasado.

El Gobierno también se ha puesto en contacto con Chevron para conocer su interés en la exploración en alta mar y mantiene conversaciones con empresas internacionales como TotalEnergies , que está realizando un descubrimiento en aguas profundas en el vecino Surinam, añadió.

Por Sheila Dang

Los ejecutivos de Exxon Mobil y Chevron podrían enfrentarse a más preguntas sobre sus oportunidades de inversión en Venezuela que sobre sus ganancias trimestrales reales cuando mantengan llamadas con analistas el viernes.

La captura y destitución por parte de Estados Unidos (link) del presidente venezolano Nicolás Maduro a principios de este mes abrió un posible -aunque arduo- camino para que las grandes petroleras accedan a las enormes reservas de crudo del país, después de que el presidente Donald Trump anunciara su visión de 100.000 millones de dólares de inversión estadounidense fresca para impulsar y controlar la producción petrolera venezolana.

Fue un giro geopolítico dramático que siguió a las renovadas tensiones comerciales entre Estados Unidos y China y a las conversaciones de paz entre Rusia y Ucrania durante el cuarto trimestre de 2025, lo que provocó la fluctuación de los precios del petróleo. En los últimos días, los inversores también se han centrado en las protestas antigubernamentales generalizadas en Irán y en una posible respuesta de Estados Unidos .

Exxon y Chevron presentarán sus resultados del cuarto trimestre y de todo el año el viernes, mientras que las grandes petroleras europeas Shell , TotalEnergies y BP lo harán el mes que viene.

LAS GRANDES PETROLERASSE ENFRENTAN A PREGUNTAS SOBRE VENEZUELA

Chevron será el centro de atención sobre Venezuela porque es la única petrolera estadounidense que opera actualmente en el país, aunque es probable que el tema se plantee para todas las petroleras, dijo Stephanie Link, estratega jefe de inversiones de la firma de asesoría Hightower Advisors, accionista mayoritario tanto de Chevron como de Exxon.

La producción petrolera venezolana representa entre el 1% y el 2% del flujo de caja de las operaciones de Chevron, y la empresa podría añadir otro 1% o 2% en los próximos años si aumenta la producción, estimó Jason Gabelman, director gerente de investigación de renta variable energética de TD Cowen.

Quedan demasiados interrogantes para determinar el valor a largo plazo de Venezuela para el negocio de Chevron, escribió Jean Ann Salisbury, analista de Bank of America Global Research, en una nota de investigación.

"Seguimos viendo a Chevron en una posición clave, con personal, relaciones y mecanismos de pago existentes en el país... pero necesitaríamos mucha más visibilidad para atribuirle valor", escribió.

Los analistas señalaron que es poco probable que las empresas desvelen detalles significativos sobre sus posibles planes en Venezuela, dado el largo plazo de los proyectos petrolíferos.

Shell y BP podrían prestar más atención a Venezuela con el tiempo porque sus carteras de activos a largo plazo son más débiles que las de las empresas estadounidenses, dijo Gabelman.

EXXON PROBABLEMENTE RESPONDERÁ A PREGUNTAS SOBRE GUYANA

Para Exxon, una cuestión importante es si la empresa podrá acceder a nuevas partes del bloque Stabroek en la vecina Guyana, donde el 30% del prolífico yacimiento petrolífero permanece inexplorado debido a las disputas territoriales entre Guyana y Venezuela, escribió Salisbury de BofA en una nota separada el lunes.

Exxon lidera el consorcio petrolero que explota Stabroek con una participación del 45%, mientras que Chevron posee el 30%.

El consejero delegado de Exxon, Darren Woods, describió a Venezuela como "ininvertible" durante una cumbre en la Casa Blanca a principios de este mes, afirmando que la empresa necesitaba protección para sus inversiones después de que sus activos hubieran sido expropiados en dos ocasiones anteriores.

Por otra parte, el mayor yacimiento petrolífero de Kazajistán, Tengiz, sufrió una interrupción de la producción este mes, el último contratiempo después de que la principal ruta de exportación del yacimiento fuera atacada por drones navales ucranianos. El yacimiento es un activo importante para Chevron, que lidera la empresa conjunta que explota Tengiz, y Exxon tiene una participación.

LA CAÍDA DE LOS PRECIOS DEL PETRÓLEO PODRÍA REDUCIR LOS BENEFICIOS

Exxon ha señalado anteriormente que la caída de los precios del crudo podría reducir sus beneficios del cuarto trimestre en hasta 1.200 millones de dólares en comparación con los tres meses anteriores. Wall Street espera que el mayor productor de petróleo de EE.UU. registre un beneficio ajustado por acción de 1,68 dólares, un céntimo más que en el trimestre anterior, según las estimaciones de los analistas recopiladas por LSEG.

Los analistas esperan que Chevron obtenga un beneficio ajustado por acción de 1,46 dólares, un 29% menos que hace un año.

El beneficio subyacente a coste de reposición de BP, la definición de beneficio neto del grupo, se espera que sea de 1.550 millones de dólares, según una encuesta de analistas facilitada por la empresa. Este resultado es un 30% inferior al del trimestre anterior y un tercio superior al del cuarto trimestre del año pasado.

Se espera que los beneficios ajustados de Shell, su definición de beneficio neto, alcancen los 3.500 millones de dólares en una encuesta entre analistas proporcionada por la empresa, alrededor de un 35% por debajo del trimestre pasado y un 4% por debajo de las cifras del año pasado.

La debilidad del comercio de petróleo arrastró a la baja a BP y Shell , según indicaron cada una de las empresas en sus previsiones de beneficios publicadas a principios de mes.

Los precios del crudo Brent alcanzaron una media de 63,08 dólares por barril durante el trimestre de octubre a diciembre, un 7,5% menos que en los tres meses anteriores, al persistir el temor a un exceso de oferta en el mercado petrolero.

Los precios del gas natural en EE.UU. subieron un 32% hasta una media de 4,04 dólares por millón de unidades térmicas británicas en el cuarto trimestre, impulsados por el clima más frío y la demanda de exportación de gas natural licuado.

Como de costumbre, los inversores seguirán prestando atención a cualquier cambio en las perspectivas de las empresas para el resto del año, además del rendimiento para los accionistas, afirmó Link, de Hightower Advisors.

"No espero ningún cambio en los planes de dividendos o recompras para 2026, pero será importante escuchar sus orientaciones en estas áreas", dijo.

Por Sheila Dang

Los ejecutivos de Exxon Mobil y Chevron podrían enfrentarse a más preguntas sobre sus oportunidades de inversión en Venezuela que sobre sus beneficios trimestrales cuando se reúnan con analistas el viernes.

La captura y destitución por parte de Estados Unidos (link) del presidente venezolano Nicolás Maduro a principios de este mes abrió un posible -aunque arduo- camino para que las grandes petroleras accedan a las enormes reservas de crudo del país, después de que el presidente Donald Trump anunciara su visión de 100.000 millones de dólares de inversión estadounidense fresca para impulsar y controlar la producción petrolera venezolana.

Fue un giro geopolítico dramático que siguió a las renovadas tensiones comerciales entre Estados Unidos y China y a las conversaciones de paz entre Rusia y Ucrania durante el cuarto trimestre de 2025, lo que provocó la fluctuación de los precios del petróleo. En los últimos días, los inversores también se han centrado en las protestas antigubernamentales generalizadas en Irán y en una posible respuesta de Estados Unidos .

Exxon y Chevron presentan sus resultados del cuarto trimestre y de todo el año el viernes, mientras que las grandes petroleras europeas Shell , TotalEnergies y BP lo harán el mes que viene.

Chevron estará en el punto de mira de Venezuela porque es la única petrolera estadounidense que opera actualmente en el país, aunque es probable que el tema aflore para todas las petroleras, dijo Stephanie Link, estratega jefe de inversiones de la firma de asesoría Hightower Advisors, accionista mayoritaria tanto de Chevron como de Exxon.

La producción petrolera venezolana representa entre el 1% y el 2% del flujo de caja de las operaciones de Chevron, y la empresa podría añadir otro 1% o 2% en los próximos años si aumenta la producción, estimó Jason Gabelman, director gerente de investigación de renta variable energética de TD Cowen.

Quedan demasiados interrogantes para determinar el valor a largo plazo de Venezuela para el negocio de Chevron, escribió Jean Ann Salisbury, analista de Bank of America Global Research, en una nota de investigación.

"Seguimos viendo a Chevron en una posición clave, con personal, relaciones y mecanismos de pago existentes en el país... pero necesitaríamos mucha más visibilidad para atribuirle valor", escribió.

Los analistas señalaron que es poco probable que las empresas desvelen detalles significativos sobre sus posibles planes en Venezuela, dado el largo plazo de los proyectos petrolíferos.

EXXON PROBABLEMENTE RESPONDERÁ A PREGUNTAS SOBRE GUYANA

Para Exxon, una cuestión importante es si la empresa será capaz de acceder a nuevas partes del bloque Stabroek en la vecina Guyana, donde el 30% del prolífico yacimiento de petróleo permanece sin explorar debido a las disputas territoriales entre Guyana y Venezuela, escribió Salisbury de BofA en una nota separada el lunes.

Exxon lidera el consorcio petrolero que explota Stabroek con una participación del 45%, mientras que Chevron posee el 30%.

El consejero delegado de Exxon, Darren Woods, describió a Venezuela como "ininvertible" durante una cumbre en la Casa Blanca a principios de este mes, afirmando que la empresa necesitaba protección para sus inversiones después de que sus activos hubieran sido expropiados en dos ocasiones anteriores.

Por otra parte, el mayor yacimiento petrolífero de Kazajistán, Tengiz, sufrió una interrupción de la producción este mes, el último contratiempo después de que la principal ruta de exportación del yacimiento fuera atacada por drones navales ucranianos. El yacimiento es un activo importante para Chevron, que lidera la empresa conjunta que explota Tengiz, y Exxon tiene una participación.

LA CAÍDA DE LOS PRECIOS DEL PETRÓLEO PODRÍA REDUCIR LOS BENEFICIOS

Exxon ha señalado anteriormente que la caída de los precios del crudo podría reducir sus beneficios del cuarto trimestre en hasta 1.200 millones de dólares en comparación con los tres meses anteriores. Wall Street espera que el mayor productor de petróleo de EE.UU. registre un beneficio ajustado por acción de 1,68 dólares, un céntimo más que en el trimestre anterior, según las estimaciones de los analistas recopiladas por LSEG.

Los analistas esperan que Chevron registre un beneficio ajustado por acción de 1,46 dólares, lo que supone un descenso interanual del 29%.

Los precios del crudo Brent alcanzaron una media de 63,08 dólares por barril durante el trimestre de octubre a diciembre, un 7,5% menos que en los tres meses anteriores, al persistir el temor a un exceso de oferta en el mercado del petróleo.

Los precios del gas natural en EE.UU. subieron un 32% hasta una media de 4,04 dólares por millón de unidades térmicas británicas en el cuarto trimestre, impulsados por el clima más frío y la demanda de exportación de gas natural licuado.

Como de costumbre, los inversores seguirán prestando atención a cualquier cambio en las perspectivas de las empresas para el resto del año, además del rendimiento para los accionistas, afirmó Link, de Hightower Advisors.

"No espero ningún cambio en los planes de dividendos o recompras para 2026, pero será importante escuchar sus orientaciones en estas áreas", dijo.

Por Scott DiSavino y Curtis Williams

Varias compañías de gas natural licuado tomaron la inusual medida de importar gas natural a EE.UU. durante la semana pasada en un aparente movimiento para capturar los precios récord que se produjeron cuando una brutal tormenta invernal trajo un frío amargo a gran parte del país, según analistas y datos de seguimiento de buques de la firma financiera LSEG.

BP y Shell , que poseen conjuntamente el 90% de la emblemática planta Atlantic LNG de Trinidad y Tobago, transportaron gas desde Trinidad a plantas estadounidenses en medio de la helada, según los datos de LSEG.

Los precios del gas al contado se dispararon en varias regiones del país hasta alcanzar máximos históricos, ya que la demanda de este combustible alcanzó niveles casi récord y los hogares y las empresas encendieron sus calefacciones, mientras que la producción cayó a mínimos de dos años por la congelación de los pozos de petróleo y gas. Los futuros del gas , por su parte, subieron un 124% el martes y alcanzaron máximos de tres años.

Aparentemente para aprovechar esta oportunidad de precios altos, las empresas de GNL enviaron cargamentos a la terminal de GNL de Elba Island en Georgia, Cove Point en Maryland, Everett en Massachusetts y Canaport en New Brunswick, Canadá, la mayoría procedentes de Trinidad y Tobago, según los datos de LSEG.

Everett y Canaport son terminales de importación, pero no es habitual el envío de cargamentos a Elba Island y Cove Point, que generalmente exportan gas de EE.

Estados Unidos, que es ahora el mayor exportador mundial de GNL, suele importar hasta tres cargamentos al año de Trinidad a Everett debido a los problemas de infraestructura de los gasoductos, pero muy raramente a Cove Point y Elba, que son exportadoras de GNL.

Según los datos de seguimiento de buques de LSEG, el miércoles se espera que el Paris Knutsen llegue a la isla de Elba de Kinder Morgan con un cargamento procedente de Trinidad y Tobago. La isla de Elba dejó de recibir gas de la red estadounidense el fin de semana del 24 y 25 de enero, mientras la tormenta invernal azotaba el sureste de Estados Unidos.

Antes del fin de semana, Elba había estado recibiendo unos 400 millones de pies cúbicos diarios de gas de la red estadounidense (bcfd). Elba tiene capacidad para convertir unos 400 millones de pies cúbicos diarios de gas en GNL. La unidad de la petrolera británica Shell tiene contratos para licuar gas y regasificar GNL en la isla de Elba.

Shell dijo que no podía hacer comentarios antes de una presentación de resultados que tendrá lugar la próxima semana.

Cove Point, que también exporta GNL, ha recibido al menos dos cargamentos en lo que va de invierno, uno en diciembre y otro en enero. Ambos cargamentos procedían de Trinidad, según datos de LSEG. La última vez que Cove Point recibió un cargamento fue en diciembre de 2024, según datos de la EIA.

British Listener, propiedad de BP, se acercaba a EE.UU. el miércoles con el gas superfrío que había salido de Trinidad antes de dejar algo de GNL en Colombia.

BP declaró que no hace comentarios sobre los movimientos comerciales y marítimos.

"Esto demuestra el problema que plantea la Ley Jones, ya que lo más eficaz sería trasladar los cargamentos de GNL de la costa del Golfo a la costa Este", declaró Jason Feer, responsable de inteligencia empresarial de la naviera Poten and Partners.

La Ley impide que el GNL estadounidense se venda entre puertos estadounidenses.

Es extraordinario ver al mayor exportador de GNL del mundo importando GNL, pero con precios superiores a 100 dólares por mmbtu tenía sentido traer cargamentos, dijo Feer.

Mil millones de pies cúbicos de gas pueden abastecer a unos 5 millones de hogares estadounidenses durante un día.