PDVSA abandona terminal petrolero en Las Bahamas, se traslada a San Eustaquio
El logo de la petrolera estatal venezolana PDVSA se ve junto a un mural que representa al fallecido presidente venezolano, Hugo Chávez, en una gasolinera en Caracas, Venezuela. 2 de marzo de 2017. La estatal venezolana Petróleos de Venezuela (PDVSA) pasó al menos una década intentando mejorar relaciones comerciales e impulsar sus ventas a las refinerías de India, un país que una vez recibió con vítores al fallecido líder socialista Hugo Chávez. REUTERS/Carlos Garcia Rawlins La petrolera estatal venezolana PDVSA está trasladando millones de barriles de petróleo desde unas instalaciones de almacenamiento en Las Bahamas después del fin de su contrato con la estadounidense Buckeye Partners, según información interna y fuentes cercanas a la decisión. Buckeye y PDVSA trataron de resolver los retrasos en pagos y otros problemas frecuentes que paralizaron algunos envíos, dijeron las fuentes. Pero la compañía venezolana decidió llevar su petróleo hacia el terminal de Statia operado por NuStar Energy en la vecina isla de San Eustaquio. El término del contrato es otra señal de cómo las deterioradas finanzas de Petróleos deVenezuela (PDVSA) han tensado sus relaciones con socios comerciales. La empresa estatal libra una dura batalla para mantener su flota en el agua y sus operaciones funcionando, en un intento por maximizar los ingresos del principal producto de exportación del país, el petróleo. El contrato de PDVSA con Buckeye, que contemplaba el almacenamiento de hasta 6 millones de barriles de crudo y fuel oil, debía expirar en diciembre, pero PDVSA decidió terminarlo antes y conseguir unos 10 millones de dólares en sobrepagos, según una fuente de la firma venezolana. Buckeye y PDVSA no respondieron a consultas sobre este tema. La compañía de ductos y terminales petroleras NuStar dijo que no se pronuncia sobre actividades de sus clientes en los terminales. Desde 2016 Buckeye impidió varias veces que PDVSA retirara el petróleo almacenado en el terminal, el mayor del Caribe, debido a atrasos en los pagos mensuales, señalaron fuentes de las compañías e información de Thomson Reuters Trade Flows. En agosto pasado, PDVSA renovó un contrato de 2014 con NuStar para asegurar su presencia en Statia por tres años más a partir de marzo. La estatal ahora paga en torno a 2,3 millones de dólares por mes para arrendar almacenes para 5 millones de barriles de crudo sin considerar cargos adicionales, de acuerdo a un documento al que accedió Reuters. “Ahora estamos consolidando las operaciones de mezclado y de almacenamiento en San Eustaquio”, dijo la fuente de PDVSA. (La Patilla)
Pdvsa y ENI revisaron proyectos gasíferos desarrollados costa afuera
Este martes, representantes de Petróleos de Venezuela, S.A. (Pdvsa) y la empresa italiana de petróleo Ente Nazionale Idrocarburi (ENI) sostuvieron un encuentro para avanzar en el desarrollo de negocios conjuntos en Venezuela, principalmente, en el crecimiento de la producción de gas libre en Cardón IV, ubicado en el Campo Perla, en el Golfo de Venezuela. Al respecto, el presidente de Pdvsa, Eulogio Del Pino, acompañado por el vicepresidente de Gas, Cesar Triana, destacó la importancia estratégica de esta reunión con el presidente ejecutivo de ENI, Claudio Descalzi, debido a que el Campo Perla hoy produce más de 540 millones de pies cúbicos de gas natural y 15 mil barriles diarios de condensados. Durante la actividad se discutieron diferentes aspectos financieros, comerciales y técnicos que permitirán avanzar en las siguientes fases del Proyecto Cardón IV, cuya meta es alcanzar una producción de 1.200 millones de pies cúbicos de gas y 37 mil barriles de condensados. En este sentido, Del Pino enfatizó acerca de las oportunidades existentes para aumentar la producción en el campo, cubrir las necesidades del mercado interno e impulsar la industria petroquímica. Asimismo, explicó que se potenciará la exportación de gas a Aruba, Colombia, Trinidad y Tobago, entre otros mercados de América Latina y el Caribe. Descalzi planteó la posibilidad de la utilización de última tecnología para la exportación de gas, como es la instalación de una unidad de Licuefacción de Gas Flotante o FLNG por sus siglas en inglés. Por su parte, Triana informó que el trabajo en conjunto entre ambas petroleras apalancará inversiones en otros negocios. Tal es el caso del desarrollo del Campo Junín 5 en la Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez, mediante la empresa mixta Petrojunín. Pdvsa reafirma el compromiso con sus socios comerciales estratégicos para potenciar la producción y exportación de hidrocarburos y el desarrollo de la Nación. (El Mundo)
Producción petrolera de Venezuela cayó 81.000 barriles en cinco meses de 2017
El informe de la OPEP indica que Venezuela tiene 96 taladros en funcionamiento en mayo La producción petrolera de Venezuela, reconocida por las autoridades de ese país descendió en mayo a 2 millones 189.000 barriles diarios, lo que implica un descenso continuó por décimo mes consecutivo. En un año, el volumen de extracción de crudo indica una disminución de 181.000 barriles por día, y en cinco meses de 2017 el recorte alcanza 81.000 barriles diarios, según indica el reporte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo. El reporte de la OPEP también incluye la data que suministran fuentes secundarias como la Agencia Internacional de Energía y Petroleum Intelligence que señalan un nivel de producción también en caída pero con un volumen inferior el cual ubican en 1 millón 963.000 barriles diarios. El informe también señala la cantidad de taladros de perforación operativos, de acuerdo al monitoreo que realiza la firma Baker Hughes, la cual reporta en el caso venezolano 96 unidades en funcionamiento, nivel que está por encima del promedio del segundo semestre del año pasado e incluso del primer trimestre de 2017. (Petroguía)
La bomba de petróleo que prepara EEUU para Venezuela
De acuerdo con los informes provenientes de Washington, la Administración Trump está barajando suspender las importaciones de petróleo de Venezuela, lo que llevaría al colapso económico del país caribeño. Además, esta medida podría tener un serio impacto en el mercado energético mundial, opina Evgueni Bay, columnista del medio ruso Politcom. La Casa Blanca estudia aplicar sanciones contra el sector energético de Venezuela En caso de un bloqueo a Venezuela, EEUU podría utilizar sus reservas estratégicas con el fin de cubrir inicialmente la falta del petróleo venezolano en sus refinerías, cita el autor a El Nuevo Herald. Por su parte, el presidente Trump ya ha declarado su disposición de vender la mitad de sus reservas estratégicas, las cuales alcanzan los 700 millones de barriles, según el medio norteamericano. Sin embargo, estas condiciones afectarían gravemente a la empresa venezolana PDVSA, observa el periodista. «Se tendría que buscar urgentemente nuevos mercados, lo que debilitaría aún más el ya escaso presupuesto de un país afectado por los bajos precios del petróleo», explica. Según Bay, tres refinerías de la empresa Citgo, subsidiaria de PDVSA, también tendrían que comenzar a importar petróleo de otros países, lo que aumentaría los costos para el Gobierno de Maduro. Además del cese de exportaciones de petróleo, el bloqueo podría afectar la gasolina, el combustible diésel y otros productos derivados del petróleo que alcanzan los 85.000 barriles diarios. Los ingresos por la venta de estos productos se destinan principalmente para la compra de alimentos para el mercado interno venezolano. Desde hace muchos años, Venezuela ha sido uno de los principales proveedores de hidrocarburos para EEUU (después de Canadá y Arabia Saudí). En 2016, las importaciones diarias del petróleo venezolano a EEUU fueron de 741.000 barriles aproximadamente, lo que ascendió a 32,2 millones de dólares. En EEUU, la compañía Citgo, subsidiaria de la petrolera estatal venezolana Petróleos de Venezuela (PDVSA), tiene tres refinerías de petróleo en el territorio estadounidense y más de 13.000 gasolineras en varios estados, sobre todo en el noreste industrial del país. En los últimos cuatro meses, EEUU impuso sanciones contra varios altos funcionarios del Gobierno de Nicolás Maduro. Por su parte, el mandatario venezolano anunció una convocatoria a la Asamblea Constituyente. Parece que para la Casa Blanca esta decisión fue una especie de «línea roja» que cruzó Maduro, opina el columnista. Durante la reunión de los ministros de Asuntos Exteriores de los países miembros de la Organización de Estados Americanos (OEA), celebrada en Washington en mayo, un grupo de estados insulares del Caribe, que siguen recibiendo el petróleo venezolano a condiciones preferenciales en el marco del programa Petrocaribe, se opusieron a tomar represalias contra Venezuela. Los opositores a las políticas de Maduro consideraron, en este contexto, que EEUU no realizó suficientes esfuerzos para presionar a estos países. No obstante, ahora la Casa Blanca podría cambiar su posición y tomar medidas económicas drásticas, en particular, cesar las exportaciones del petróleo venezolano, concluye Evgueni Bay. (Sputnik News)
Arabia Saudita limita exportaciones a Asia y EEUU y barril sube
El precio del barril de curdo en el mercado internacional subió este martes tras la decisión Arabia Saudita para limitar exportaciones a Asia y Estados Unidos. De acuerdo con información publicada por Reuters, el crudo referencial Brent cerró con un avance de 43 centavos, o un 0,89%, a 48,72 dólares por barril, tras una sesión volátil. El crudo liviano en Estados Unidos avanzó 38 centavos, o un 0,82%, a 46,46 dólares por barril. Arabia Saudita, el principal exportador de petróleo del mundo, delineó recortes de envíos a clientes en julio que incluyen una reducción de 300.000 barriles por día (bpd) a Asia, así como recortes más profundos en cuotas a Estados Unidos. Riad encabeza un esfuerzo de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Rusia y otros productores para reducir el bombeo de crudo en casi 1,8 millones de bpd hasta marzo, en un intento por disminuir la sobreoferta. Sin embargo, el reporte mensual de la Opep mostró que la producción del grupo subió en 336.000 bpd en mayo, a 32,14 millones de bpd, por una recuperación en Nigeria y Libia, que están exentas de los recortes de suministro. El reporte afirmó que el mercado se está reequilibrando «a un ritmo más lento». En tanto, la actividad de perforación petrolera en Estados Unidos continúa aumentando a ritmo acelerado, impulsando la producción de crudo en el país en más de un 10 por ciento desde mediados de 2016, a más de 9,3 millones de bpd. Además, los inventarios de petróleo en Estados Unidos se mantienen persistentemente altos. Los operadores estarán atentos a cifras de inventarios estadounidenses de la semana pasada, que serán publicadas más tarde el martes por el grupo de la industria Instituto Americano del Petróleo (El Mundo)
Argentina: Recrudece pelea entre YPF y empresarios gasíferos por una deuda de $6000 millones
En la industria gasífera se respira una atmósfera viciada. Se percibe una tensa calma que anticipa una tormenta. Todo gira en torno a una deuda de más de $ 10.000 millones (si se computa el capital más los intereses) que las distribuidoras de gas –con Camuzzi, EcoGas y Metrogas a la cabeza- acumularon el año pasado con las empresas productoras del hidrocarburo a raíz del fallo de la Corte Suprema de Justicia que anuló el primer aumento de las tarifas residenciales y afectó severamente los ingresos de las distribuidoras. Un 60% de ese rojo son acreencias que dejó de percibir YPF, el mayor productor de gas del país, con casi un 37% de la oferta total. La compañía entregó el gas al sistema pero no recibió remuneración alguna de parte de las distribuidoras. Al tipo de cambio actual son cerca de US$ 400 millones, es decir, el 10% del presupuesto total de la petrolera bajo control estatal para 2017. La compañía que preside Miguel Ángel Gutiérrez inició hace tres meses una ronda de mediaciones con cada una de las empresas gasíferas en busca de un acuerdo de pago de la deuda a su favor. Con algunas logró un entendimiento. Con otras no. En ese marco, YPF irá ahora un paso más allá y iniciará una acción de cobro en sede judicial para recuperar esos fondos. “La instancia pre-judicial, un paso previo a la propiamente judicial, está prácticamente concluida. En las mediaciones realizadas con las distribuidoras se intentó lograr un acuerdo con las distribuidoras, pero no hubo chance”, explicaron allegados a la mayor empresa del país. En rigor, la demanda que YPF podría colocar a varias distribuidoras al borde de un concurso de acreedores o incluso de una virtual quiebra, dado que muchas distribuidoras no cuentan con fondos ni ingresos suficientes para enfrentar una hipotética sentencia en contra de la Justicia. Por ahora, nadie se anima a explicitar ese escenario. Pero las empresas gasíferas ya se preparan para un clima de belicosidad creciente. En los hechos, responsabilizan al Ministerio de Energía por no generar el marco para resolver una situación que se originó por un tema que las excede: el fallo en contra de la Corte contra los aumentos de las tarifas aplicados por el Gobierno. “Esto es responsabilidad del Gobierno en general y de Energía en particular. Las distribuidoras dejamos de pagar como resultado del fallo judicial que dilapidó nuestros ingresos. No nos quedó otra que dejar el pagar el gas que compramos a los productores. No por mala fe, sino porque la Justicia ordenó retrotraer los aumentos por un error del Gobierno (no haber realizado audiencias públicas previas) y anuló la suba de tarifas”, cuestionó el presidente de una distribuidora, que pidió la reserva de nombre. “Lo grave es que en los meses que pasaron desde entonces, el ministro (Juan José) Aranguren no logró armar una mesa elemental de negociación para que las partes privadas lleguemos a un acuerdo”, agregó. (La Comunidad Petrolera)
Aumentan en 2.8 millones de barriles inventarios de petróleo de Estados Unidos
Los inventarios de petróleo de Estados Unidos crecieron la semana pasada porque las refinerías redujeron la producción y aumentaron las importaciones, dijo el martes el grupo de la industria Instituto Americano del Petróleo (API, por su sigla en inglés). API informó también que las existencias de gasolina se incrementaron y las de destilados cayeron. Los inventarios de crudo agregaron 2,8 millones de barriles en la semana terminada el 9 de junio, a 511,4 millones, frente a las expectativas de analistas de un descenso de 2,7 millones de barriles, reportó API. Los inventarios de petróleo en Cushing (Oklahoma) -punto de entrega de los contratos del referencial West Texas Intermediate (WTI)- perdieron 833.000 barriles, informó API. La refinación se redujo en 178.000 barriles por día, según API. Las existencias de gasolina se incrementaron 1,8 millones de barriles, lo que se compara con las expectativas de analistas de una caída de 457.000 barriles. Los inventarios de destilados, que incluyen diésel y combustible para calefacción, disminuyeron 1,5 millones de barriles, frente a las expectativas del mercado de un alza de 686.000 barriles, informó API. Las importaciones de crudo de Estados Unidos crecieron la semana pasada 788.000 barriles por día (bpd), a 8,6 millones de bpd. Los futuros del petróleo en Estados Unidos revirtieron sus ganancias y cayeron tras el cierre regular del mercado luego del reporte de API. (La Comunidad Petrolera)
OPEP estima incremento de la demanda de crudo en 2,1%
La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) indicó en su informe mensual, que el consumo global de crudo subirá de 95,4 millones de barriles diarios (mbd) en la primera mitad del año a 97,4 mbd en el segundo semestre del año. Asimismo, la OPEP prevé que en el mismo período sus competidores bombearán una media de 0.5 mbd adicionales, con lo que producirán juntos un total 58,4 mbd . En 2017, la llamada “producción No-OPEP” se situará en los 58,14 mbd. En cuanto a la producción de los países OPEP, el informe detalla que Irak incrementó su bombeo en 44.400 bd, hasta los 4,42 mbd, mientras que Angola rebajó el suyo a 1,61 mbd, (54.200 bd menos que en abril). Por su parte, la producción de Venezuela se ubicó en 1,96 mbd en mayo, 7.700 bd menos que en abril. Nigeria y Libia, los únicos dos miembros exentos del compromiso de limitar su producción, lograron incrementar la producción durante el mes de mayo, esto se traduce en aumentos mensuales de 174.200 bd (Nigeria) y de 178.200 bd (Libia), indica el documento. Este aumento, impulsado por el mayor consumo de gasolina en la época de verano en el hemisferio norte, coincide con el que suele ser en la temporada y no modifica el pronóstico de la demanda para todo 2017, hecho el mes anterior, de 96,38 mbd. El documento indica que «Estados Unidos es el mayor contribuyente al repunte del consumo de los próximos seis meses», mientras que el incremento previsto en los países más ricos de Europa es «marginal». Del lado de la oferta, la OPEP prevé que en el mismo período sus competidores bombearán una media de 0.5 mbd adicionales, con lo que producirán juntos un total 58.4 mb por día. Y Estados Unidos será el «principal motor» de la tendencia, con 0.76 mbd, seguido de Brasil (0.12 mbd) y Canadá (0.6 mbd), al tiempo que Rusia, China, Indonesia y Noruega reducirán sus respectivas extracciones y así la contrarrestarán parcialmente. En todo 2017, la llamada «producción No-OPEP» se situará en los 58.14 mbd, 110.000 barriles diarios (bd) menos que lo calculado hace un mes y un 1,47 % más que el año pasado. Representantes de Pdvsa y la empresa italiana de petróleo Ente Nazionale Idrocarburi (ENI), avanzaron en el desarrollo de negocios conjuntos en Venezuela, principalmente, en el crecimiento de la producción de gas libre en Cardón IV, ubicado en el Campo Perla, en el Golfo de Venezuela. Eulogio Del Pino, acompañado por el vicepresidente de Gas, Cesar Triana, destacó la importancia estratégica de esta reunión con el presidente ejecutivo de ENI, Claudio Descalzi, debido a que el Campo Perla hoy produce más de 540 millones de pies cúbicos de gas natural y 15 mil b/d de condensados. Las siguientes fases del Proyecto Cardón IV, es alcanzar producción de 1.200 millones de pies cúbicos de gas y 37 mil barriles de condensados. (El Universal)
Irán pretende desarrollar su mayor campo petrolífero
Irán tiene como una de sus prioridades energéticas desarrollar en tierra y costa afuera yacimientos de petróleo que comparte con los países vecinos, la agencia oficial de noticias de la República Islámica (IRNA) según información del viceministro de Petróleo Ali Kardar. “Los campos están en la lista de prioridades y el Ministerio de Petróleo hace hincapié en su desarrollo, ya que son campos compartidos”, aseguró Kardar. El funcionario también señaló que los nuevos contratos de petróleo por valor de US $ 15 billón serían suscritos con empresas internacionales para el final del año iraní. Mientras que Irán estaba bajo las sanciones de Occidente, sus vecinos desarrollaron sus partes de los campos compartidos con la ayuda de empresas internacionales, por lo que Irán es ahora prioridad al desarrollo campos compartida, de acuerdo con Kardar. Irán comparte la Pars del Sur (capa de aceite) con Qatar, donde se le llama Al Shaheen. En marzo de este año, Irán dijo que había comenzado la producción de petróleo de la capa de aceite, con una producción esperada plena capacidad a 35.000 barriles por día. El campo petrolero Azadegán es compartida por Irán e Irak. Irán afirma que el campo petrolero Azadegán es su más grande y tiene 37 mil millones de barriles de petróleo. El mes pasado, el ministro de Petróleo de Irán Bijan Zangeneh a IRNA que la República Islámica ya había invitado a las compañías petroleras internacionales para participar en la licitación para el desarrollo del campo de petróleo Azadegán. (Energía 16)
Ecopetrol evalúa mercado externo para incrementar inversiones
La petrolera colombiana estima una producción de más de 3.000 millones de barriles. Por el momento no descarta realizar negocios en el exterior, comprando campos petroleros o empresas, explicó lacomunidadpetrolera.com. La empresa mira con insistencia el mercado externo para incrementar las inversiones en exploración. Las protestas, los paros y los ataques contra la infraestructura que han frenado algunas operaciones en importantes zonas con potencial petrolero, han llevado a la empresa colombiana a explorar otros horizontes para no bajar su producción petrolera y evitar una mayor caída de sus reservas. La empresa atraviesa una disyuntiva: su producción en Estados Unidos crece en forma significativa, sus actividades exploratorias en el mar Caribe marchan sin contratiempo, con perspectivas promisorias de hallazgos de gas, pero la exploración de nuevos pozos en el territorio nacional se ha complicado recientemente. Para este año, la empresa tiene previsto realizar inversiones por US$3.500 millones, aunque esta cifra puede crecer. Mauricio Cárdenas, ministro de Hacienda, tiene la esperanza de que este monto ayude a reactivar las obras públicas y sea un factor que impulse la economía, que pasa por un momento difícil. “Buscamos que Ecopetrol, con sus mayores excedentes de caja, gracias a mejores precios internacionales, pueda aumentar la inversión. Ese sería otro elemento importante para la recuperación de la economía”, señaló el funcionario. Según un informe de la petrolera colombiana, Ecopetrol América (subsidiaria de la compañía en EE.UU.) cerró el primer trimestre de 2017 con una producción que creció 192% frente al mismo período del año pasado: de 3.600 barriles a 10.500 barriles diarios. En el último mes, este indicador llegó a un promedio de 12.000 barriles por día. Esto último está relacionado con la entrada en operación del campo Gunflint, ubicado en la zona de Garden Banks, en el Golfo de México (Estados Unidos), en el que Ecopetrol está asociado con la compañía Noble Energy. Finalizando el año pasado, la petrolera nacional anunció el descubrimiento del pozo Warrior, ubicado en aguas profundas de Green Canyon. En este contrato la empresa participa con el 20% y es socia con Anadarko y MCX Exploration. Este hallazgo es el quinto éxito exploratorio de Ecopetrol América, destaca el informe. A esto hay que sumarle la perforación que actualmente se hace en el pozo Warrios 2, que busca delimitar y establecer la volumetría de este descubrimiento. La presencia de Ecopetrol en el Golfo de México, una de las zonas con mejores prospectos del mundo, constituye también una oportunidad para explorar y producir en conjunto con empresas de primera línea. Este aprendizaje permite robustecer la presencia de la petrolera en el segmento offshore, tanto en Colombia, como en otras partes del mundo, y así desarrollar competencias que se requieren para operar en aguas profundas, dijo un vocero de la compañía colombiana. La compañía designó recientemente a Carlos Portela como gerente de su filial en Estados Unidos. Actualmente, la empresa realiza trabajos en tres campos en este país: Gunflint, Dalmatian y K2. Y se encuentra analizando descubrimientos como Rydberg, Warrior y León, con el fin de ponerlos a producir en el mediano plazo. (Energía 16)
