Las 10 noticias petroleras más importantes de hoy #31Mar

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Craqueador catalítico de refinería Isla en Curazao se encuentra totalmente operativo

El craqueador catalítico de la refinería Isla en Curazao, la segunda más grande del Caribe, se encuentra totalmente operativo, luego de permanecer detenido desde fines de enero, dijeron trabajadores de la planta. Isla, arrendada por la estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA), tiene una capacidad de 335.000 barriles por día (bpd) y es estratégica para procesar, almacenar y despachar el petróleo venezolano, principalmente al mercado asiático. El craqueador de la unidad fue detenido para recibir mantenimiento programado al igual que otras unidades de la planta. “El arranque permite la operatividad total de la refinería”, dijeron trabajadores de la planta. En septiembre, Curazao firmó un preacuerdo con la empresa china Guangdong Zhenrong Energy para que opere e invierta unos 10.000 millones de dólares en la planta a partir del 2019, tras el fracaso en las negociaciones con PDVSA para que extendiera su contrato con una inyección de recursos. Isla se ubica unos 50 kilómetros al noroeste de Venezuela. (La Patilla)

 

Venezuela y Arabia Saudita trabajarán unidos por estabilidad del mercado

La disposición de Venezuela de continuar trabajando junto Arabia Saudita, para mantener la estabilización del mercado energético mundial, entre 10 y 20 años, manifestó este jueves el presidente de la República, Nicolás Maduro. Durante el acto de condecoración, por su trabajo diplomático, del embajador saliente de ese país, Jamal Ibrahim Mohammed Nasef, el Mandatario aseguró que ya se habla entre los países OPEP y los que no forman parte del grupo, de la necesidad de prorrogar el recorte de cuotas, pautado actualmente hasta junio, durante seis meses más, afirmó. En relación a esto, los precios internacionales del petróleo siguieron ayer su tendencia alcista, completando así la tercera jornada consecutiva de impulso. En este sentido, el indicador Brent, para entrega en mayo, cerró en el mercado de futuros de Londres en 52,96 dólares, 1,03 % más que al término de la sesión del miércoles. El West Texas Intermediate (WTI), referencia para el crudo nacional, se apegó a la tendencia, y su barril ganó 79 centavos, por lo que se ubicó en $50,31 en la jornada desarrollada en la Bolsa Mercantil de Nueva York este jueves. Aprecian los analistas que este panorama es resultado del “declive en la producción en Libia e Irak, así como por los recortes que continúan vigentes en las extracciones de los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)”, señalan. El presidente Maduro condecoró  al diplomático saudí con la Orden Francisco de Miranda en su Primera Clase, reconocimiento que también otorgó al presidente ejecutivo saliente del Banco de Desarrollo de América Latina (CAF) Luis Enrique García Rodríguez, quien será sustituido por el economista  Luis Carranza, luego de haber desempeñado el cargo durante 25 años. En el sector gasífero, se adelantó ayer en Puerto España la instalación de la Comisión de Coordinación Conjunta que monitoreará las negociaciones de exportación de gas a Trinidad y Tobago. Petróleos de Venezuela (Pdvsa), la empresa trinitaria National Gas Company (NGC) y Shell, son los actores principales del acuerdo que se suscribió el 15 de marzo en Caracas, y comprende la construcción, operación y mantenimiento de un gasoducto desde Campo Dragón, ubicado en el estado Sucre, hasta el campo Hibiscus en Trinidad y Tobago. Al culminar las obras de infraestructura, se iniciará el suministro de gas natural al mercado doméstico trinitario y a una planta gasífera de la isla, desde allí se comercializará internacionalmente (El Universal)

 

PDVSA Y EL IVIC FIRMARON CONVENIO PARA TERAPIAS CON CÉLULAS MADRE

Petróleos de Venezuela, S.A., (PDVSA), a través de su filial PDV Servicios de Salud, firmó un importante convenio con el Instituto Venezolano de Investigaciones Científicas (IVIC), para consolidar el programa de terapias con células madre en pacientes quemados atendidos en el Hospital Coromoto, ubicado en la entidad zuliana. Durante el acto protocolar, realizado en la sede hospitalaria administrada por la estatal petrolera, el presidente de la filial PDV Servicios de Salud, Freddy Leal, destacó la relevancia de este convenio interinstitucional; genuino esfuerzo para impulsar la soberanía científica del país. El acuerdo nace de la mano de un proyecto que se ha venido desarrollando en la Unidad de Terapia Celular del IVIC. En diciembre de 2016 arrancó con un programa piloto que ha atendido, hasta la fecha, a diez pacientes en el Centro de Atención Integral al Paciente Quemado (CAINPAQ) del Hospital Coromoto, obteniendo resultados exitosos. “Este es un acontecimiento que cambiará el paradigma en el tratamiento del paciente con quemaduras. PDVSA hará la inversión para que el IVIC disponga de los recursos necesarios, tanto nacionales e importados, y de esta manera seguir produciendo células madre en sus laboratorios”, destacó Leal. El jefe de la Unidad de Terapia Celular del IVIC, José Cardier, afirmó que este convenio es muy importante en las áreas de Medicina, la Ciencia e Investigación. “Nos va a permitir realizar una serie de tratamientos para regenerar la piel en pacientes quemados, a través de procedimientos altamente sofisticados que alivian y curan este tipo de lesiones, cuya evolución es muy lenta”, precisó. El jefe del Centro de Atención Integral al Paciente Quemado (CAINPAQ), Tulio Chacín, explicó que los primeros casos atendidos a través de esta terapia han registrado una evolución positiva al minimizarse el tiempo de regeneración de la piel y la posibilidad de complicaciones durante al recuperación del paciente. Gracias al convenio entre PDVSA y el IVIC, se perfeccionará este procedimiento experimental que ofrece resultados esperanzadores para las venezolanas y los venezolanos (PDVSA)

 

PDVSA: El Reto del Nuevo Minisitro

Sin lugar a dudas, la entrada del nuevo ministro nos da aliento y esperanzas, ante la creciente complejidad reinante tanto en los mercados como dentro de PDVSA misma. Ambas aristas necesitan de atención, conocimiento y acción decisiva. En lo geopolítico el nuevo ministro posee credenciales que le han permitido cultivar credibilidad y abrirse paso sagaz e inteligentemente entre sus contrapartes de la OPEP. La debilidad del barril amenaza con agudizarse y con permanecer por largo tiempo. Pero quizá lo más importante de sopesar es que la magnitud de la crítica coyuntura que atraviesa el mercado energético, no solo podría tener sus raíces y principal estímulo, sino también el interés real precisamente desde dentro mismo de la OPEP. Cinco del total de sus miembros controlan 61% de la producción y más del 52% de las reservas actuales del cartel, sin contar que Irak por si sola posee unas expectativas de reservas probadas de al menos 180% adicionales a los 143.000 millones de barriles que ya hoy posee. Esos 5 miembros junto a Libia permanecen sin lugar a dudas, bajo el control hegemónico de occidente y constituyen una amenaza latente para la estabilidad de los mercados y particularmente para Venezuela, por las ingentes reservas de crudo y gas que posee sin desarrollar. El caudal de reservas probadas controladas por esos 5 miembros, que de paso sea dicho, corresponden a crudos de bajo costo de levantamiento y excelente calidad comparativa a los crudos criollos, debe encontrar un punto de drenaje; colocación oportuna en los mercados antes que el tiempo de la energía fósil de ese giro irreversible, desplazado por el acelerado avance de la energías alternativas-renovables. Para tal efecto, KSA, EAU, Irak, Kuwait y Qatar han incrementado vertiginosamente su actividad operacional de manera consistente y sostenida a un promedio de 300% desde 2005, precisamente a medida que se incrementaba la producción de lutitas (shale) en norteamérica, mientras Venezuela permanecía rezagada atendiendo la FPO, encareciendo sus costos, descuidando y perdiendo producción de crudo Premium de entre sus áreas tradicionales. La velocidad a la cual esos países extraen sus reservas actualmente, es al menos 400% superior a la que presenta Venezuela. Como consecuencia, el tiempo de vida de sus reservas probadas actuales promedia cerca de 90 años, mientras que las criollas montan 367 años. No por casualidad Arabia Saudita anunció recientemente la diversificación de su patrón de consumo de energía, hacia renovables, así como la salida de una porción de “Aramco” a los mercados de inversión, por un valor estimado entre $500 billones y $2 trillones. Ellos están claros de la necesidad de maximizar la pronta colocación de las mismas, así como de convertir esas reservas en capital líquido lo antes posible. Lastimosamente esa no parece ser esa la visión de PDVSA. El gobierno nacional parece no haber percibido, no importarle, o no haber sido informado de esa inminente amenaza. El nuevo ministro debe asegurarse que PDVSA eleve de tal forma su actividad, eficiencia y rendimiento, que proyecte la meta de producción a una tasa anual de extracción equivalente de al menos 1%, desde el 0.23% que actualmente posee, de manera de reducir el tiempo de vida de las reservas probadas hacia el umbral de los 100 años. Debe retomas con seriedad la exploración y búsqueda de crudo liviano/mediano, prácticamente abandonada por la presente gestión. Ciertamente una labor titánica que conllevaría un sinnúmero de retos, limitantes y cuellos de botella. Que implicaría elevar drásticamente el nivel de riesgo, de actividad operacional, industrialización, manufactura y la necesidad de FFHH calificada, a niveles sin precedentes en nuestro país e industria. Pero ninguno de estos retos debería frenarnos de apuntar hacia dicho objetivo. PDVSA también debe pensar en liberar hacia los capitales privados aquellos segmentos y negocios menos rentables; segmentos aguas abajo así como activos remotos aguas arriba. PDVSA a partir de 2008, ha descendido desde una envidiable producción de 3.2 MMBD producto del esfuerzo post-sabotaje, a un nivel crítico y riesgoso para la sostenibilidad y solvencia financiera del país a un nivel incluso inferior a los 2 MMBD. A medida que aumenta sus reservas de hidrocarburo PDVSA pierde producción. La causa principal, no parece ser la baja inversión como podrían algunos pensar, sino mas bien, la mala inversión y la vertiginosa ineficiencia. La explicación a tal afirmación es simple; la caída de producción viene desde la época del barril galopante; del barril a más de $80 y $100; precisamente desde 2008 (salvo un breve periodo en 2009). Es decir, flujo de caja, circulante e ingresos sobraban para entonces. Pero el nivel de fragilidad de PDVSA sigue en incremento. El desplome de producción alcanza hoy día una abismal caída de alrededor de 980.000 MB/D netos desde 2008, habiéndose agravado en lo que va de 2017. Las operaciones en la FPO lucen estancadas, complicadas y disminuidas al igual que costa afuera. Para colmo, la nueva junta directiva y alta gerencia de PDVSA adolecen del componente necesario de experticia en exploración, yacimientos, operaciones y producción. Con más de 150.000+ empleados, PDVSA hoy día produce alrededor de un 33% menos de lo que producía con 38.500 empleados en 2004-2005. Mientras que en otras empresas nacionales del mundo, el rendimiento por empleado es superior a 128 B/D por empleado, en PDVSA este se reduce a 17 B/D por empleado; es decir menos de un 13% de aquellas. El plan siembra petrolera incluyó proyectos aunque estratégicos, costosos y totalmente en asincronía con la realidad de los mercados. Los costosos e inconvenientes proyectos allí conceptualizados y vendidos en 2005-2006 y la inhabilidad de PDVSA a ajustarse al cambiante tablero energético mundial, han sido los motores principales del mal rumbo que ha tomado la industria desde 2008. Los logros alcanzados por la nueva PDVSA a partir de 2002 a partir del sabotaje petrolero fueron tirados por tierra desde 2008. El plan siembra petrolera incentivó la desaceleración de la producción de crudos Premium de mayor valor comercial y encareció sustancialmente los costos de producción. Ese plan fue pensado con un barril en alza, que no preveía los altibajos de un mercado petrolero que se dirigía inevitablemente hacia el colapso, con el desvanecimiento de la influencia global de la OPEP y la entrada del control hegemónico de occidente, sobre la mayor porción de las reservas globales de crudo de MENA. PDVSA debe ser sujeto de un nuevo rescate. Un rescate que nada tendría que envidiar a aquel del que fuimos testigo y actores durante 2002-2003 a partir del sabotaje petrolero de 2002, donde Nelson Martínez, junto a Félix (el gallito) Rodríguez, y Luis Marin; a nuestro entender y mas allá de lo que los detractores de oficio puedan decir, profesionales admirables, comprometidos con el país y con PDVSA; profesionales con credenciales irrebatibles, facilitaron e impulsaron lo que seria el más grande rescate jamás pronosticado de industria petrolera alguna; contra todo presagio. Hoy, 15 años más tarde, le toca de nuevo a Nelson Martínez, repetir aquella labor ardua y compleja de 2002. Tenemos las mejores expectativas y confiamos en que sin lugar a dudas sabrá sacar a PDVSA nuevamente adelante. (Aporrea)

 

Irak ha reducido la producción de crudo a 300.000 barriles por día

Irak ha reducido su producción de petróleo en más de 300.000 barriles por día, y en lo que va de marzo su producción media se sitúa en 4.464 millones de bpd, de acuerdo con el estado SOMO empresa de comercialización de petróleo de Irak. A principios de este mes, el ministro de Petróleo de Irak Jabar al-Luaibi dijo que la tasa de cumplimiento del país había alcanzado el 85%, Bajo la acuerdo de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Irak se comprometió a cortar voluntariamente su producción a partir de un nivel de producción de referencia 4,561 millones de bpd en octubre de 2016, a un nivel de producción de 4.351 millones de barriles por día entre enero y junio, por lo que la cifra de producción de marzo anunciada hoy es de 113.000 bpd por encima de ese nivel. Irak, que ha disputado figuras fuentes secundarias de la OPEP antes de que se inscribió para el acuerdo, ha sido el miembro de un cártel que ha perdido la producción prevista por el más hasta el momento. En enero y febrero, Irak produjo 4.476 millones de barriles diarios y 4.414 millones de barriles diarios. Irak ha estado señalando que se está cortando la salida, pero no ha logrado bajarla siquiera cerca del objetivo que había acordado. Además es el segundo mayor productor de la OPEP después de Arabia Saudita, se espera que han impulsado el cumplimiento de este mes, ya que se espera que la tasa global de cumplimiento cártel para alcanzar un récord de 95% en marzo Aún así, Irak tiene mucho más trabajo que hacer para cumplir con su objetivo, es decir, si está realmente jugando junto con los recortes. La OPEP, por su parte, está la jactancia la tasa de cumplimiento disco, pero los cortes puede no ser suficiente para drenar el exceso de oferta mundial, y el cartel puede tener que ampliar el acuerdo a través del final del año. (Energía 16)

 

Petróleo cierra jornada al alza

El petróleo intermedio de Texas (WTI) subió un 1,70 % y cerró en 50,35 dólares el barril, en medio de informes sobre una reducción en las reservas de gasolinas en EE.UU. mayor de la esperada. Al final de las operaciones a viva voz en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del WTI para entrega en mayo, el mes de referencia, subieron 0,84 dólares con respecto al cierre de la última sesión. El nivel alcanzado hoy por el WTI le permite al barril recuperar los 50 dólares por primera vez desde el 9 de marzo. El mínimo anual registrado hasta ahora en el precio del barril del crudo de Texas es de 47,34 dólares, y el máximo es de 54,45 dólares. Por su parte el barril de petróleo Brent para entrega en mayo cerró hoy en el mercado de futuros de Londres en 52,96 dólares, un 1,03 % más que al término de la sesión anterior. El crudo del mar del Norte, de referencia en Europa, terminó la sesión en el International Exchange Futures con un incremento de 0,54 dólares respecto a la última negociación, cuando acabó en 52,42 dólares. El precio del Brent continuó en ascenso ante el declive en la producción en Libia e Irak, así como por los recortes que continúan vigentes en las extracciones de los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep). Los analistas atribuyeron el ascenso de hoy a una reducción en las reservas de gasolinas mayor a la que esperaban los analistas, a la vez que se registró un aumento en actividad de las refinerías. También influyó la creencia de que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) extenderá próximamente el compromiso para reducir la producción adoptado en noviembre pasado. (El Mundo)

 

En dos años Ecopetrol ha logrado seis nuevos hallazgos

A tan solo 24 horas de su asamblea anual de accionistas, Ecopetrol entregó una de las mejores noticias para una compañía petrolera, y fue el hallazgo de crudo en uno de sus pozos de exploración. Con este, suma ya seis descubrimientos en los últimos dos años. Lo que ha sido calificado como un hecho exitoso se debe a que Ecopetrol se puso como meta en su plan de estrategia incrementar el presupuesto para exploración que este año es de US$652 millones, el doble que el año pasado.  Cuatro de estos hallazgos se hicieron en territorio colombiano, ya fuera en tierra (onshore) o en costa afuera (offshore). El más reciente es Boranda-1, en Rionegro, Santander, donde Ecopetrol tiene 50% de la participación, compartida con la canadiense Parex Resources (50%), operador de este pozo.  La compañía destacó el potencial de este pozo, pues está ubicado a 90 kilómetros de la Refinería de Barrancabermeja y cerca a otros campos grandes, como Provincia y Payoa, lo que para Juan Carlos Echeverry, presidente de Ecopetrol, es parte de los planes de la petrolera. “La búsqueda de hidrocarburos en cuencas maduras, cercana a campos y a infraestructura de producción y transporte, es uno de los focos de la nueva estrategia, y demuestra que en Colombia todavía hay mucho petróleo por descubrir y producir”, señaló Echeverry. Otro de los hallazgos en tierra fue el pozo Pegaso, operado 100% por Hocol y que en se encuentra en este momento en evaluación.  Esta misma empresa, filial de Ecopetrol (50%), encontró crudo junto con Lewis (50%) en Bullerengue Sur-1.  Los otros tres hallazgos se hicieron en el offshore colombiano y en el Golfo de México.  En Estados Unidos, se encontró crudo en el pozo Warrior, con 20% de participación de Ecopetrol, operador por Anadarko, con 65% de la participación y MCX con 15% restante. El pozo León, también en el Golfo de México, donde la operación es de Repsol en 60% y Ecopetrol tiene el 40% restante se tienen grandes expectativas y se mantiene la operación.  De igual manera, para 2017, los socios con lo que cuenta la petrolera jugarán un papel fundamental, pues estarán en diez de los 17 pozos que espera perforar la compañía, que le servirán para lograr la meta de 210 millones de barriles equivalentes en recursos contingentes.  Esta campaña, según los planes de la empresa, está compuesta por seis pozos offshore, de los cuales cinco se harán en las aguas profundas de Colombia y uno en el Golfo de México, mientras que los otros 11 se harán en varias regiones del país. Para Francisco Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), estos hallazgos, en particular el logrado con Parex, “ratifica el potencial geológico con el que cuenta el país y la necesidad que tenemos de continuar impulsando la actividad exploratoria con condiciones competitivas y reglas de juego claras”. Justamente, el incremento de la actividad petrolera este año vendrá también de “acciones como el recobro mejorado, el cual seguirá apalancando la adición de reservas en los campos maduros”, según ha expresado el presidente de la compañía.  Hoy por hoy, la petrolera concentra 63% de la operación de los 18 pilotos para incrementar el factor de recobro mientras que el restante 37% está bajo operación de los socios. Para conocer el potencial de los hallazgos, Ecopetrol deberá estimar las reservas y la producción posible, tarea que suele tardar un poco más de dos años, tiempo para entrar a producir. (La República)

 

Energean encarga a Repsol buscar yacimientos hidrocarburos en oeste de Grecia

La empresa griega Energean Oil and Gas comunicó hoy su acuerdo con la española Repsol para la exploración de yacimientos de hidrocarburos en dos zonas del oeste de Grecia, las regiones de Ioánina y Aetolia-Acarnania. Repsol, que realizará la exploración en Ioánina entre 2017 y 2018 y en Aetolia-Acarnania entre 2018 y 2019, se hará con el control del 60 % de la operadora de ambas zonas, que cubren un área de 8.547 kilómetros cuadrados. Para hacerse efectivo el acuerdo necesita, entre otros, la aprobación del Gobierno griego. Energean Oil explicó en su comunicado que tiene la esperanza de encontrar hidrocarburos en dichas áreas citando el reciente descubrimiento de 10.000 millones de barriles de petróleo y 30 trillones de pies cúbicos (unos 849.505 millones de metros cúbicos) de gas en regiones geológicas cercanas. (Finanzas)

 

Techint y Sinopec compiten para ampliar gasoductos de gas

El holding de la familia Rocca y el gigante chino Sinopec presentaron ofertas para venderle al Estado cañería, compresores y para la ampliación de tres gasoductos y son 4.000 los millones de dólares en juego. El Grupo Techint y el conglomerado chino Sinopec se lanzaron a competir por la adjudicación de cuatro millonarios contratos que el Gobierno está ofreciendo al sector privado y que están vinculados con la ampliación del sistema de transporte y distribución de gas natural en algunas zonas del país. Se trata de una serie de licitaciones convocadas por el Ministerio de Energía y Minería de la Nación que involucran contratos globales por un poco más de $ 4000 millones para la provisión de caños, compresores y las obras necesarias para llevar a cabo ambos proyectos en tres gasoductos. Licitación: La primera de las licitaciones ya fue realizada y las autoridades se encuentran ahora analizando las presentaciones de las ofertas referidas a la adquisición de las cañerías para los gasoductos Regional Centro II, Gasoducto de la Costa y la ampliación del sistema cordillerano patagónico. Una obra que involucra $ 600 millones de contrato, y que también tiene a la empresa local Royo entre sus oferentes. En el caso de Techint, el holding de la familia Rocca se presentó a través de Siat y Siderca, mientras que el grupo asiático lo hizo con su subsidiaria Sinopec International Petroleum Service. En este caso, en los próximos días el ministerio a cargo de Juan José Aranguren informará el ganador de la compulsa. Según la información oficial, “el pliego contempla la provisión de cañerías de distintos diámetros y espesores que cubren la totalidad de las obras a ejecutar”. Se trata de la primera licitación pública nacional realizada a través del sistema Contrat.ar creado por el Decreto Nº 1336/2016 que opera a través de un expediente electrónico de acceso público que favorece la transparencia y concurrencia de los actos del Estado, de acuerdo a la información suministrada por el Ministerio de Energía. En cuanto a la segunda licitación, es la de compresores, y el próximo 6 de abril, el mismo día en el que la CGT convocó a un paro nacional, en Energía trabajarán para llevar a cabo la apertura de los sobres, también mediante el mismo sistema. (El Diario de Madryn)

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