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Se espera que la OPEP+ , la alianza de países productores de petróleo liderada por Arabia Saudita y Rusia, avance con un aumento planificado de la producción de petróleo para mayo, según fuentes cercanas a Reuters. El aumento programado (135.000 barriles por día) marcaría el segundo aumento mensual consecutivo, ya que el grupo está deshaciendo con cautela algunos de los profundos recortes implementados desde 2022. Un delicado equilibrio La estrategia es un equilibrio. Si bien los miembros disciplinados podrían ver aumentados sus objetivos de producción, a quienes previamente superaron las cuotas se les pide que reduzcan su producción para compensar. Siete países aplicarán reducciones mensuales adicionales hasta mediados de 2026 para compensar la sobreproducción anterior, una medida diseñada para ayudar a estabilizar el mercado y permitir que la OPEP+ aumente gradualmente la producción. Recortes compensatorios para contrarrestar el crecimiento Si bien estos recortes compensatorios son teóricamente mayores que los aumentos mensuales, ofrecen una manera para que el grupo mantenga su credibilidad mientras se adapta lentamente a la cambiante demanda mundial. Los analistas creen que factores actuales, como los bajos inventarios de petróleo y el crecimiento previsto de la demanda durante el verano, respaldan los aumentos continuos. Aun así, la verdadera prueba será si el nuevo plan de compensación realmente compensa el volumen adicional. Con la vista puesta en abril y la reacción del mercado Con el crudo Brent estabilizándose por encima de los 72 dólares por barril, la OPEP+ se encuentra en una delicada línea entre el soporte de precios y la flexibilidad de la oferta. La próxima fecha clave es el 5 de abril, cuando el comité ministerial del grupo se reúne para evaluar las condiciones del mercado y posiblemente ajustar la hoja de ruta. Por qué esto es importante Tanto para productores como para comerciantes, mayo podría marcar la pauta para los próximos meses. El éxito, o la tensión, de la política de producción de la OPEP+ determinará los flujos de suministro, las tendencias de precios y las estrategias de planificación en toda la industria del petróleo y el gas. ¿Aumentará la OPEP+ su producción en mayo?

¿Podría Alaska estar experimentando un cambio radical en su tendencia de producción petrolera? Estos son los puntos principales que destacan el crecimiento previsto: 1.La Administración de Información Energética de EE. UU. (EIA) pronostica que la producción de petróleo crudo de Alaska aumentará en 16.000 barriles por día (b/d) en 2026 , alcanzando un total de 438.000 b/d. 2.Este aumento proyectado representaría el primer crecimiento en la producción de petróleo de Alaska desde 2017, revirtiendo una prolongada caída. 3.Los proyectos de desarrollo Nuna y Pikka son factores clave para este aumento previsto. ConocoPhillips inició la producción en el proyecto Nuna en diciembre de 2024, con una producción máxima prevista de aproximadamente 20.000 b/d en 29 pozos. 4.La fase 1 del proyecto Pikka , ubicada en la vertiente norte de Alaska, es propiedad conjunta de Santos y Repsol. Se prevé que este proyecto produzca entre 1600 y 3199 barriles equivalentes de petróleo por día (BPE/d) por pozo en su punto máximo de operación. 5.Históricamente, la producción petrolera de Alaska alcanzó su pico en 1988 con 2 millones de barriles por día , pero ha disminuido debido a la madurez de los yacimientos, la escasez de nuevas concesiones y los altos costos. 4.En los últimos años, la producción de los pozos existentes en Alaska promedió entre 100 y 799 barriles por día, lo que hace que los proyectos Nuna y Pikka sean notablemente productivos en comparación. 5.A diciembre de 2024, se había perforado aproximadamente el 22 % de los pozos de estos proyectos, y se planea perforar 58 pozos adicionales para 2028, lo que indica una alta actividad de perforación continua. 6.El crudo adicional producido abastecerá a las refinerías no solo de Alaska, sino también del noroeste del Pacífico y California. 7.Este resurgimiento de la producción podría representar importantes oportunidades económicas, reforzando la importancia de Alaska en el mercado energético estadounidense en general. Estos puntos ilustran cómo las inversiones estratégicas y los enfoques innovadores pueden incidir significativamente en la trayectoria de las regiones maduras productoras de petróleo. Trans Alaska oil pipeline

La industria estadounidense del gas natural experimentó un cambio significativo en 2024, impulsado por la nueva infraestructura de ductos que transformó la extracción y distribución en las principales regiones productoras. Ese año, se pusieron en funcionamiento más de 17.800 millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) de capacidad adicional de ductos, lo que agilizó el flujo de gas natural desde las cuencas de producción hasta las refinerías, centros industriales y terminales de exportación de gas natural licuado (GNL), según la EIA. Impulso a la extracción: proyectos clave de ductos En el centro de esta expansión se encuentran los ductos que aumentan la capacidad de extracción en las principales regiones productoras, garantizando un suministro constante y eficiente de gas natural a las zonas de alta demanda. Gasoducto Mountain Valley: Un punto de inflexión para la Cuenca de los Apalaches, este ducto, operado por Equitrans Midstream Corporation, ahora transporta 2 Bcf/d desde Virginia Occidental hasta Virginia, conectándose con la red de ductos de Transco. Proyecto Regional de Acceso a la Energía: Esta expansión de 0.8 mil millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) de la infraestructura de Transco fortalece el suministro de gas del noreste y mejora la conectividad entre Pensilvania y Nueva Jersey. LEAP Fase 3: La producción de gas de Haynesville se beneficia ahora de la expansión de DT Midstream, lo que aumenta la capacidad en 0.2 mil millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) y consolida el papel de Luisiana como centro energético. Gasoducto Matterhorn Express: Una ruta crucial para el gas de la Cuenca Pérmica, este proyecto, liderado por Whitewater Midstream, suministra 2.5 mil millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) a los mercados de Katy, Texas, impulsando las cadenas de suministro de la Costa del Golfo. Gasoducto Verde: El Gasoducto Verde de EOG Resources, de 1 mil millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), conecta la región de Eagle Ford, en Texas, con el centro de Agua Dulce, garantizando un suministro estable para las industrias regionales. Expansión de ductos impulsó el suministro de gas natural en EE. UU. en 2024 Impulsando las exportaciones de GNL: ductos que impulsan el comercio global Dado que las exportaciones de GNL impulsan la estrategia energética de EE. UU., se están diseñando varios ductos nuevos para abastecer las terminales de exportación de la Costa del Golfo, consolidando la posición del país como proveedor global clave. Gasoducto ADCC (Sur de Texas) Acceso Gillis (Costa del Golfo) Sistema Gator Express Fases 1 y 2 (Plaquemines, Nueva Orleans) Proyecto de Expansión Venice (Plaquemines) Un panorama cambiante: crecimiento interestatal vs. intraestatal La expansión del gasoducto de 2024 superó a la de años anteriores, con proyectos interestatales (aquellos que cruzan fronteras estatales o abastecen mercados de exportación) que superaron las adiciones intraestatales nacionales. Estos proyectos garantizan una cadena de suministro más resiliente y flexible, reduciendo cuellos de botella y optimizando las redes de distribución. Con el aumento de la demanda de exportaciones de GNL, estas mejoras de infraestructura posicionan a EE. UU. para capitalizar las necesidades energéticas globales, a la vez que mejoran la confiabilidad nacional. El auge de los gasoductos de 2024 no se trata solo de capacidad, sino también de eficiencia, fortaleza del mercado y la expansión estratégica del dominio energético de EE. UU.

Kazajistán se ha convertido en el centro de atención del mercado petrolero mundial, liderando un fuerte aumento en la producción de crudo de la OPEP+ durante febrero. Según el último informe de la OPEP, la alianza, que incluye a la OPEP, Rusia y otros productores clave de petróleo, experimentó un aumento de producción de 363.000 barriles por día (bpd) , lo que elevó la producción total de la OPEP+ a 41,01 millones de bpd. Lo significativo de este aumento es que Kazajistán por sí solo representó más de la mitad del incremento, produciendo 1,767 millones de bpd en febrero , muy por encima de su cuota de la OPEP+ de 1,468 millones de bpd, según Reuters . Esta sobreproducción ha generado dudas sobre la capacidad de la OPEP+ para hacer cumplir los límites de producción acordados, especialmente porque otros miembros como los Emiratos Árabes Unidos, Nigeria y Gabón también han excedido sus cuotas, aunque por márgenes menores. ¿Por qué Kazajistán produce tanto? El yacimiento petrolífero de Tengiz, operado por Chevron, es el motor de la producción récord de Kazajistán. Al ser uno de los yacimientos petrolíferos más grandes y avanzados del país, sus niveles de producción han superado sistemáticamente los límites de la OPEP+. A pesar del compromiso de Kazajistán de reducir la producción en marzo, abril y mayo, la sobreproducción actual supone un reto para la OPEP+ en su intento por estabilizar los precios del petróleo y gestionar la oferta global. Impacto en los precios del petróleo y la estrategia de la OPEP El aumento de la producción se produce en un momento en que la OPEP+ se prepara para suavizar algunos de sus recientes recortes de producción, con un aumento previsto de 138.000 bpd a partir de abril. La sobreproducción de Kazajistán fue clave en la decisión de la OPEP+ de seguir adelante con el aumento de abril, a pesar de la preocupación de que una mayor producción y cambios en la política comercial pudieran presionar a la baja los precios del petróleo. Tras el informe de la OPEP, el crudo Brent se mantuvo estable por encima de los 70 dólares por barril, lo que indica que, si bien el mercado sigue de cerca las tendencias de producción, la demanda se mantiene fuerte por ahora. La producción récord de Kazajstán desafía los objetivos de la OPEP+ Perspectivas de la demanda de petróleo: estabilidad en medio de la incertidumbre La OPEP t ambién mantuvo su pronóstico de crecimiento de la demanda mundial de petróleo, esperando un aumento de 1,45 millones de bpd en 2025 y 1,43 millones de bpd en 2026. A diferencia de la Agencia Internacional de Energía (AIE), que predice un menor crecimiento de la demanda, la OPEP se mantiene optimista respecto a que la demanda de petróleo no alcanzará su pico máximo pronto, a pesar de las transiciones energéticas en curso. Con los cambios en las políticas comerciales globales, incluyendo los nuevos aranceles estadounidenses al acero y al aluminio, la OPEP prevé cierta volatilidad en el mercado, pero cree que la economía mundial se adaptará. ¿Qué le depara el futuro a la OPEP+? La atención se centra ahora en si Kazajistán cumplirá su promesa de reducir la producción y en cómo se desarrollará la estrategia general de la OPEP+ en abril. Si la sobreproducción continúa, podría generar tensiones internas en la OPEP+ y ejercer mayor presión sobre los precios del petróleo. Por ahora, la industria observa de cerca para ver si la estabilidad del mercado se mantiene o si cambios inesperados obligan a nuevos ajustes.

La perforación de gas natural en Estados Unidos ha experimentado un descenso constante durante los últimos dos años. Entre diciembre de 2022 y diciembre de 2024, el número de plataformas de perforación de gas natural activas se redujo un 32 % , lo que representa una pérdida de 50 plataformas. Las regiones más afectadas fueron Haynesville y Appalachia , donde el número de plataformas se redujo drásticamente a medida que los precios del gas alcanzaron mínimos históricos en 2024. ¿Por qué están disminuyendo las plataformas de perforación? La principal razón de esta caída es la caída de los precios del gas natural. Tras alcanzar un máximo de 6,95 dólares por MMBtu en 2022 , los precios se desplomaron un 62 % en 2023 y otro 16 % en 2024, alcanzando tan solo 0,43 dólares por MMBtu , el nivel ajustado a la inflación más bajo jamás registrado, según la EIA . Al 10 de marzo , el precio rondaba los 4,50 dólares por MMBtu . Con tan bajos rendimientos, muchos productores han ralentizado la actividad de perforación. Haynesville: altos costos, bajas ganancias Ubicada entre Texas y Luisiana, Haynesville cuenta con algunos de los pozos más profundos de EE. UU., con profundidades que van desde los 10,500 hasta los 13,500 pies . Estos pozos profundos conllevan costos de perforación más altos, lo que reduce la rentabilidad de las operaciones cuando los precios del gas son bajos. Como resultado, el número de plataformas de Haynesville ha disminuido un 55% desde 2022, lo que ha provocado una disminución del 7% en la producción de gas. Appalachia: un declive más lento pero notable Los campos Marcellus y Utica en la región de los Apalaches también se han visto afectados. El número de plataformas allí ha disminuido un 37% desde 2022 , lo que ha limitado el crecimiento de la producción a tan solo un 4%. Esta disminución más lenta se debe a menores costos de perforación en comparación con Haynesville, lo que permite que algunas operaciones continúen a pesar de los bajos precios. ¿Qué sigue? Los productores están ajustando sus estrategias para afrontar los bajos precios, incluyendo la ralentización de la perforación y la acumulación de inventarios de pozos incompletos. Sin embargo, si la demanda y los precios se recuperan, estos pozos podrían completarse rápidamente para aumentar la producción. Por ahora, la industria estadounidense del gas natural se encuentra en una encrucijada, a la espera de las condiciones económicas adecuadas para reactivar la actividad de perforación. Declive de plataformas de gas natural en EE. UU.: análisis

En CERAWeek 2025, una de las conclusiones clave es que los productores de petróleo no esperan aumentar el gasto este año. En lugar de acelerar nuevos proyectos de perforación, las empresas dependerán de mejoras de eficiencia para impulsar la producción, según el director ejecutivo de Baker Hughes, Lorenzo Simonelli , según Reuters. Esto ocurre en un momento en el que el liderazgo de Estados Unidos sigue presionando para aumentar la producción de petróleo y gas para ayudar a controlar los precios de la energía. Sin embargo, los precios del petróleo han caído este año y muchas empresas están priorizando la disciplina financiera sobre la expansión agresiva. Eficiencia sobre expansión Simonelli destacó una desconexión entre el número de plataformas y los niveles de producción. Gracias a los avances en la tecnología de perforación, se necesitan menos plataformas para extraer la misma cantidad de petróleo. Esto significa que las empresas pueden mantener la producción sin aumentar significativamente sus inversiones. Mientras tanto, la reciente ola de fusiones de la industria ha restringido aún más el gasto de capital, lo que hace poco probable la expansión de la perforación a gran escala. ¿Qué sigue para los productores de petróleo? Los precios del petróleo han caído por debajo de los 67 dólares por barril, lo que ha suscitado preocupaciones sobre posibles desaceleraciones en las perforaciones. Grandes actores como Chevron y SLB están reestructurándose, mientras que Baker Hughes no planea despidos por ahora. Los productores de petróleo más pequeños probablemente reaccionarán más rápido a los cambios de precios, ajustando sus estrategias según sea necesario. Los aranceles propuestos por el gobierno de los EE. UU. pueden tener algún impacto, pero Baker Hughes espera gestionar estos desafíos de manera eficaz. Mientras continúa CERAWeek, los líderes de la industria están observando de cerca las tendencias del mercado, las fluctuaciones del precio del petróleo y las influencias geopolíticas para dar forma a sus próximos movimientos. CERAWeek 2025 se llevará a cabo en Houston, Texas, del 10 al 14 de marzo. ¿Qué es CERAWeek 2025? CERAWeek es una conferencia energética global anual organizada por S&P Global , que convoca a líderes de los sectores de energía, medio ambiente y clima para abordar desafíos críticos y compartir ideas transformadoras. CERAWeek 2025 se llevará a cabo en Houston, Texas, del 10 al 14 de marzo . Esto es lo que se puede esperar en CERAWeek 2025: Plataformas: El evento incluye la Conferencia Ejecutiva, Innovation Agora y los Programas de Socios para promover la interacción y el compromiso entre los altos ejecutivos y los líderes emergentes. Temas: Los debates cubrirán estrategias para la transición energética, cuantificación de emisiones, gestión del carbono y tecnologías innovadoras en el sector energético. Oradores y participantes: La conferencia acogerá a líderes mundiales, responsables de políticas y ejecutivos de los sectores de la energía, el clima, las finanzas y la tecnología. Innovation Agora: Este segmento destaca las últimas innovaciones energéticas y las tecnologías emergentes. La Iniciativa de Transición Energética de Houston (HETI) organizará la Competencia de Presentación de Empresas Energéticas en Agora.

Las exportaciones de petróleo de Kazajistán están aumentando El país planea aumentar sus exportaciones de petróleo a través del oleoducto CPC en un 12% en marzo, alcanzando los 6,7 millones de toneladas métricas, frente a los 5,4 millones de toneladas de febrero, informó Reuters. Crecimiento de las exportaciones a pesar de los acuerdos de la OPEP+ A pesar de los compromisos con los límites de producción de la OPEP+, Kazajistán sigue aumentando su producción de petróleo, superando su cuota acordada de 1,468 millones de barriles por día (bpd). El campo petrolífero de Tengiz impulsa el aumento El campo petrolífero de Tengiz, operado por Chevron, es el principal impulsor de este aumento. Su producción saltó a 904.000 bpd en febrero, frente a los 640.000 bpd de enero. Las exportaciones de marzo equivalen a 1,71 millones de bpd La cifra de exportación planificada para marzo se traduce en 1,71 millones de barriles de petróleo crudo y condensado de gas por día. La producción total de petróleo en febrero fue de 2,15 millones de bpd Kazajstán produjo 2,15 millones de bpd de petróleo crudo y condensado en febrero, y Tengiz por sí solo contribuyó con 0,9 millones de bpd. La sobreproducción promete ser compensada más adelante Kazajstán se ha comprometido a reducir la producción futura para compensar su exceso de producción, aunque los detalles específicos sobre estas reducciones siguen sin estar claros. El oleoducto del Caspio es una ruta de exportación fundamental El oleoducto del Consorcio del Oleoducto del Caspio (CPC), que se extiende a lo largo de 1.500 km, es la principal ruta de exportación del país y transporta más del 1% del suministro diario de petróleo del mundo. La producción de condensado de gas no está incluida en los límites de la OPEP+ Parte de la producción de Kazajstán, como el condensado de gas, no está sujeta a las restricciones de la OPEP+, lo que le da al país flexibilidad para aumentar las exportaciones. Las exportaciones de marzo de 2024 fueron inferiores a las proyecciones de 2025 En marzo de 2024, las exportaciones a través del CPC fueron de 4,945 millones de toneladas, mucho menos que los 6,7 millones de toneladas planificados para marzo de 2025. La expansión y el mantenimiento en curso juegan un papel El aumento de la producción se debe en parte a la finalización del mantenimiento y los proyectos de expansión en campos petrolíferos clave como Tengiz. Kazajistán aumenta sus exportaciones de petróleo del oleoducto CPC

La OPEP+ ha confirmado que procederá con un aumento planificado de la producción de petróleo a partir de abril de 2025, lo que marca el primer ajuste desde 2022. Esta decisión llega en un momento de incertidumbre en el mercado, con precios del petróleo fluctuantes, tensiones geopolíticas y cambios en la demanda global que influyen en la industria. Expansión gradual de la producción con flexibilidad del mercado Tras una reunión virtual, ocho naciones de la OPEP+ que han estado implementando recortes voluntarios de producción acordaron aumentar la producción en 138.000 barriles por día (bpd) según cálculos de Reuters. Sin embargo, la OPEP+ aclaró que este ajuste sigue siendo flexible y podría revisarse si las condiciones del mercado requieren una intervención para mantener la estabilidad de los precios. Los precios del petróleo reaccionan a la incertidumbre global Los precios del crudo se han mantenido dentro de un rango de 7 0 a 82 dólares por barril en las últimas semanas, lo que refleja la especulación sobre posibles ajustes de las sanciones estadounidenses a Irán, Rusia y Venezuela y el posible impacto de nuevos aranceles a China. El petróleo alcanzó un máximo de varios meses de más de 82 dólares por barril en enero. Sin embargo, las expectativas de un acuerdo de paz entre Rusia y Ucrania y el aumento de los flujos de petróleo desde Rusia han provocado correcciones de precios. Una decisión estratégica en un mercado volátil La OPEP+ ha estado reduciendo la producción en 5,85 millones de bpd (aproximadamente el 5,7% del suministro mundial de petróleo) a través de una serie de reducciones coordinadas desde 2022 para contrarrestar los desequilibrios del mercado. En diciembre de 2023, el grupo optó por extender estos recortes hasta el primer trimestre de 2025, retrasando cualquier aumento de la producción. Sin embargo, el próximo ajuste de abril marca el comienzo de una eliminación gradual de 2,2 millones de bpd en los recortes anteriores, comenzando con una adición mensual de 138.000 bpd al suministro mundial. Mirando hacia el futuro Si bien la OPEP+ se ha comprometido a aumentar la producción, la situación sigue siendo cambiante y puede haber ajustes en función de los cambios en la demanda mundial, los acontecimientos geopolíticos y las condiciones económicas. Con las decisiones de política exterior de Estados Unidos en curso, las necesidades cambiantes del mercado y la estabilidad geopolítica en juego, el sector petrolero seguirá de cerca cómo estos factores influyen en las estrategias de la OPEP+ en los próximos meses. El delicado equilibrio entre la gestión de la oferta y la estabilidad del mercado seguirá definiendo el panorama petrolero en 2024. La OPEP+ avanzará con el aumento de la producción en abril

La cadena de suministro de gas natural de Estados Unidos involucra a múltiples actores, pero las compañías de gasoductos están en el centro de la misma, asegurando un flujo constante de gas natural a las centrales eléctricas, instalaciones industriales y hogares. En 2023, estas compañías desempeñaron un papel crucial en la entrega eficiente de gas natural en todo el país. Compañías de gasoductos: la columna vertebral de la distribución de gas natural Las compañías de gasoductos son responsables de transportar grandes volúmenes de gas natural, principalmente a consumidores de alta demanda, como centrales eléctricas e instalaciones industriales. Según la EIA , en 2023, representaron el 33% de todo el gas natural entregado a los usuarios finales, suministrando: 75% del gas natural utilizado por el sector de la energía eléctrica (27,1 mil millones de pies cúbicos por día). 51% del gas natural utilizado por las instalaciones industriales (11,9 mil millones de pies cúbicos por día). A diferencia de los distribuidores locales, las compañías de gasoductos no venden gas natural; cobran tarifas de transporte para trasladarlo de los productores a los consumidores. Compañías de distribución local (LDC): llevan gas natural a hogares y empresas Las LDC abastecen principalmente a hogares y edificios comerciales, suministrando el 94% del gas natural que se utiliza en estos sectores. Operan gasoductos más pequeños que conectan hogares, oficinas y empresas. Algunos datos clave sobre las LDC: También abastecen a casi la mitad de los sectores industrial y energético (47% de las entregas). Están reguladas por comisiones de servicios públicos estatales para garantizar la estabilidad y la fiabilidad de los precios. Algunas LDC operan gasoductos interestatales, que abastecen a varios estados y a millones de clientes. Los distribuidores de gas municipales, a menudo propiedad de ciudades o pueblos, representan más de la mitad de todas las compañías de distribución en los EE. UU., pero entregan cantidades relativamente pequeñas de gas. Cómo llega el gas natural a las centrales eléctricas y a los hogares en EE.UU. . ¿Por qué aumenta el consumo de gas natural? La demanda de gas natural en el sector eléctrico ha aumentado en los últimos años debido a: Veranos más cálidos: el mayor uso del aire acondicionado ha provocado una mayor demanda de electricidad. Precios más bajos: el gas natural asequible lo convierte en una fuente de energía atractiva. Eficiencia mejorada: las modernas centrales eléctricas de ciclo combinado maximizan la producción de energía a partir del gas. Entre 2018 y 2023, las entregas por gasoductos a las centrales eléctricas aumentaron un 17 %, lo que refleja la creciente dependencia del gas natural para la generación de electricidad. Cómo se entrega el gas natural a los consumidores Centros eléctricos e industrias: reciben la mayor parte de su gas a través de empresas de gasoductos, que manejan grandes volúmenes de manera eficiente. Hogares y empresas: reciben el servicio principalmente de distribuidores locales, que operan redes de gasoductos más pequeños. El futuro del transporte de gas natural Con el aumento de la demanda energética y las mejoras en la eficiencia, las empresas de gasoductos seguirán desempeñando un papel fundamental para garantizar un suministro fiable de gas natural. Además, las reglamentaciones estatales y las nuevas tecnologías determinarán la forma en que los distribuidores locales suministran energía a los usuarios residenciales y comerciales. Comprender este sistema ayuda a todos los que trabajan en la industria (ya sea que trabajen en buques petroleros, gestionen la logística o garanticen el suministro de energía) a ver el panorama general de cómo el gas natural mantiene en funcionamiento a los EE. UU.

Irak ha dado un gran paso en la reactivación de su producción de petróleo y gas al firmar un acuerdo con BP para desarrollar cuatro campos en Kirkuk . Este acuerdo tiene como objetivo aumentar la capacidad de producción. El acuerdo, que aún requiere la aprobación final del gobierno iraquí, hará que BP invierta hasta 25.000 millones de dólares durante la vida del proyecto, según Reuters. La compañía trabajará junto con North Oil Co. (NOC), North Gas Co. (NGC) y un nuevo operador para estabilizar y aumentar la producción de crudo. El plan de BP incluye: Perforar nuevos pozos Rehabilitar la infraestructura existente Ampliar la producción de gas para satisfacer las necesidades energéticas de Irak El objetivo es aumentar la producción de crudo en 150.000 barriles por día (bpd), lo que elevará la producción total de los cuatro campos a al menos 450.000 bpd en dos o tres años . Las ganancias de BP por el proyecto dependerán del aumento de la producción, el precio y los costos operativos, lo que le permitirá registrar una parte de la producción. Esta medida coincide con el regreso de BP a las inversiones en petróleo y gas, mientras la compañía se prepara para reducir su gasto en energía renovable. El momento es notable, ya que se produce justo antes de que BP presente su nueva estrategia a los inversores. Kirkuk es un centro petrolero histórico: BP fue parte del consorcio original que descubrió sus reservas de petróleo en la década de 1920 . Hoy, la compañía estima que Kirkuk tiene 9 mil millones de barriles de crudo recuperable. Más allá de Kirkuk, BP también desempeña un papel clave en el sector petrolero de Irak, con una participación del 50% en el campo petrolero de Rumaila, uno de los más grandes del mundo, donde ha estado operando durante un siglo. Este acuerdo representa un gran impulso para impulsar la producción energética de Irak, asegurando tanto el suministro interno como el crecimiento de las exportaciones. Irak firma un importante acuerdo para el desarrollo de petróleo