Venezuela ya no deberá pagar USD 1.400 millones a Exxon
En el 2007, Exxon llevó a Venezuela al Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Ciadi) exigiendo una indemnización por la toma de sus activos en la Faja del Orinoco, el mayor reservorio de crudo del mundo Un tribunal del Banco Mundial revocó este jueves la decisión que ordenó a Venezuela pagar 1.400 millones de dólares en daños a la estadounidense Exxon Mobil Corp por la nacionalización de sus activos, aseguró un abogado que representa en el juicio al país petrolero. “Sí estábamos seguros de que nuestra posición era correcta y estamos muy contentos de la decisión del comité”, dijo George Kahale aun importante medio internacional, vía correo electrónico. Es importante destacar que no hubo una confirmación inmediata por parte del Banco Mundial o Exxon. Territorio explorado por Exxon Mobil no pertenece a la zona en reclamación A principios de octubre de 2014, se conoció que Venezuela perdió la demanda ante Exxon Mobil por la expropiación del proyecto Cerro Negro, según informó Nathan Crux de Bloomberg. El Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Ciadi) sentencia que Venezuela presuntamente debió pagar 1400 millones de dólares a la compañía petrolera norteamericana. El portavoz de Exxon David Eglinton, expresó en un comunicado que la decisión del CIADI, un ente adscrito al Banco Mundial, confirmaba que “el gobierno venezolano no brindó una compensación justa por los bienes expropiados”. Ni la embajada de Venezuela en Washington ni Pdvsa ofrecieron información en esa oportunidad respecto a las acciones que tomaría el país. La cantidad indicada por el CIADI, sin embargo, fue ampliamente inferior a los 10 millardos de dólares que la petrolera reclamaba. La indemnización se debió a la expropiación de activos de Exxon en los campos Cerro Negro y La Ceiba, y una cantidad adicional calculada por el tribunal por “recortes de producción y exportaciones”. Venezuela debía pagar en total 1600 millones de dólares. La mayor petrolera que cotiza en bolsa, dijo que Venezuela no ofreció una compensación justa por los activos expropiados. En el 2007, Exxon llevó a Venezuela al Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Ciadi) exigiendo una indemnización por la toma de sus activos en la Faja del Orinoco, el mayor reservorio de crudo del mundo. (Analítica)
Venezuela y Aruba revisaron acuerdos energéticos de cooperación
El ministro para Petróleo, Nelson Martínez, sostuvo este jueves una reunión con el ministro de Economía, Comunicaciones, Energía y Medio Ambiente, Mike de Meza y el ministro de Trabajo, Paul Croes, de Aruba, para revisar los diferentes acuerdos de cooperación que mantienen ambas naciones, en materia de petróleo y gas. Entre los acuerdos, en materia de petróleo, se encuentra la reactivación de la refinería que se encuentra en Aruba –la quinta planta petrolífera que opera Petróleos de Venezuela (Pdvsa) en el Caribe– acuerdo suscrito el año pasado entre ambas naciones, reseñó AVN. Durante la reunión, los ministros evaluaron el proyecto que permitirá reducir costos para mejorar el crudo proveniente de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) Hugo Chávez, así como la incorporación de mano de obra de ambos países, que se encargará de la remodelación e inspección de la planta. «Hay un avance significativo, esto es un proyecto que puede incorporar alrededor de mil 500 personas y es un compromiso tenerlo listo en un plazo de año y medio», expresó Martínez, citado en una nota de prensa del Ministerio para Petróleo. En materia gasífera, revisaron los proyectos que se llevarán a cabo en el campo Perla, estado Falcón, que será llevado hasta la refinería de Aruba. «La idea es llevar ese Campo a una segunda fase de producción de gas, de unos 500 millones de pies cúbicos hasta unos 800 millones de pies cúbicos», dijo Martínez, de los cuales un componente del proceso, el combustible, será llevado a la Refinería, refiere la nota de prensa. Asimismo, manifestó que se trabajará para desarrollar operaciones en la refinería, que genere menos emisión por día de gas contaminante y así contribuir para el medio ambiente. (El Mundo)
El petróleo sigue cayendo por los renovados temores de sobreoferta
El petróleo anotó este martes su segunda baja consecutiva de la semana en un mercado nuevamente inquieto por las perspectivas de sobreoferta, reseñó AFP. En Nueva York el barril de «light sweet crude» (WTI) para entrega en abril perdió 1 dólar y cerró a 49,28 y por primera vez desde diciembre quedó debajo de los 50 dólares. Tras tres meses de estancamiento, el mercado del petróleo se orientó el miércoles a la baja y perdió más de 5% (casi 3 dólares) y este jueves mantuvo su caída. Por su parte, el barril de petróleo Brent para entrega en mayo cerró en el mercado de futuros de Londres en 52,19 dólares, un 1,73% menos que al término de la sesión anterior, reseñó EFE. Analistas dijeron que la principal preocupación de los inversores es la persistente alza de las reservas de Estados Unidos. Además observaron que los movimientos han sido acentuados por una situación especulativa. «Hubo tanta apuesta al alza en el mercado petrolero que debido a que no avanza lo suficiente, algunos inversores comenzaron a liquidar sus posiciones» dijo Kyle Cooper, de IAF Advisors. (El Mundo)
El fracking le declara la guerra a la OPEP
La industria del shale vuelve a funcionar casi al 100% de su capacidad. La producción de petróleo en EEUU vuelve a crecer con robustez desde que tocase fondo en verano del pasado año. Ahora, los productores estadounidenses están bombeando de nuevo más de 9 millones de barriles al día (mbd), Bryan Sheffield, director de Parsley Energy asegura sacando pecho que “por cada barril que recorta la OPEP, los perforadores de EEUU están poniendo medio en el mercado”. Mientras esto ocurre, la Agencia de la Energía de EEUU ha previsto que en 2018 la producción de crudo alcance un nuevo récord histórico en el país con una media de 9,73 mbd, frente a los 9,21 mbd que se bombearán este mismo año. La industria del shale ha vuelto y parece más fuerte que nunca. National Oilwell Varco, un proveedor gigante de maquinaria petrolera a nivel mundial, asegura que por primera vez en más de diez años están vendiendo más equipos para operaciones terrestres que marítimas. Perry Taylor, CEO de Agility Energy (una firma de logística y transporte de la industria de petróleo y gas), explica a Bloomberg que les está resultando complicado encontrar camioneros para transportar la arena que se mueve de un lado a otro producto de la perforación hidráulica o fracking. Incluso ofreciendo sueldos de 80.000 dólares al año, los puestos se cubren con muchas dificultades. “Es complejo, tenemos compromisos que va a ser muy difícil mantener porque no estamos consiguiendo los conductores que necesitamos”. La industria del shale vuelve a expandirse ahora que la economía de EEUU se encuentra cerca del pleno empleo. Las empresas dedicadas a proveer de maquinaria y equipos a los productores de crudo tienen más problemas que en 2013-14 para encontrar trabajadores disponibles. Aún así, las empresas están deseosas de crecer y expandirse, aunque el crudo esté muy lejos de los 100 dólares el barril, los avances tecnológicos están ayudando a los productores y perforadores a rentabilizar un mayor número de pozos. La clave es perforar rápido y de forma inteligente. Joseph Triepke, fundador de la empresa de investigación Infill Thinking, asemeja el ansia de las empresas de shale con el de “un grupo de personas hambrientas cuando les enseñas un buen filete de ternera colgando”. La reducción de costes y los avances han hecho que muchos campos de crudo, antes denostados, ahora parezcan ese jugoso filete del que habla Triepke. Sobre todo llama la atención el interés de los operadores por la Cuenca Pérmica, situada al oeste de Texas y Nuevo México, porque la composición del suelo y la localización del crudo facilitan la extracción a bajo coste. Las nuevas estimaciones y cifras de producción de la cuenca Pérmica la sitúan en condiciones de convertirse en el primer megayacimiento de petróleo, superando al campo de Ghawar de Arabia Saudí. La consultora IHS proyecta que hay 104.000 millones de barriles recuperables en la región, casi un 30% más que en el subsuelo saudí. Según algunas compañías, los costes de producción han bajado a 25 dólares y han reducido el tiempo de perforación en 20 días. La producción de oro negro en EEUU ha crecido a un ritmo de 125.000 barriles diarios al mes desde septiembre, un ritmo más rápido que el de la última gran expansión del crudo, antes del desplome de los precios entre 2014 y 2016. Ahora, el gasto en exploración y producción en EEUU y Canadá están aumentando a un ritmo cuatro veces superior al del promedio del resto de países productores. Galitzine, CEO del proveedor de oleoductos TMK Ispco, explica que “cada vez se siente mejor… cuando enciendo el ordenador veo que tengo que contratar a más gente”. Este experto destaca que “cuando el petróleo estaba en 100 dólares, mirar a los 50 era algo que daba mucho miedo, ahora que los costes se han reducido en toda la cadena de suministro, podemos decir que los 65 dólares son los nuevos 100 dólares el barril”. Bryan Sheffield sostiene que los productores de shale se ven con fuerzas, quieren aprovechar el rally del crudo desde que la OPEP sellase el acuerdo para recortar la producción en noviembre de 2016: “Si los campos de shale comienzan a chorrear petróleo, entonces quién sabe lo que pasará con el precio”. En la sesión presente, el barril de West Texas cae alrededor de un 0,7% hasta los 55,5 dólares la unidad. Por su parte, el barril de Brent, de referencia en Europa, corrige más de un 0,8% hasta los 52,7 dólares la unidad. (La Comunidad Petrolera)
De Irán a Venezuela: Los últimos yacimientos petrolíferos descubiertos por Repsol
Según ha podido saber ABC de España, el hallazgo de Repsol en Alaska es equivalente al consumo de hidrocarburos durante cuatro años en España. Repsol y su socio Armstrong Energy han realizado en Alaska el mayor descubrimiento convencional de hidrocarburos de los últimos 30 años en suelo de Estados Unidos. Según ha podido saber ABC, el hallazgo equivale al consumo de hidrocarburos durante cuatro años en España. En los últimos años, la compañía española ha descubierto varias explotaciones similares. Yacimientos de crudo en Irán: Irán comunicó el descubrimiento de una docena de nuevos yacimientos de petróleo con reservas de 30.000 millones de barriles, según informó la National Iranian Oil Company (NIOC). Alrededor de 4,7 millones de barriles de estas reservas son recuperables. El trampolín de Guyana: El pasado mes de enero Exxon Mobil y Hess anunciaron la perforación de un pozo de exploración en aguas profundas («offshore») en Guyana, que podría confirmar la existencia de uno de los mayores hallazgos en décadas. Las estimaciones apuntan a una producción de 1.400 millones de barriles. Vaca Muerta, la joya expropiada: El 7 de noviembre de 2011 Repsol anunció el descubrimiento de uno de las mayores reservas de petróleo del mundo en la formación de Vaca Muerta, en Argentina. Preveía un total de 927 millones de barriles de petróleo. El Gobierno argentino lo expropió en 2012. El último gran yacimiento de gas: Repsol puso en marcha en julio de 2015 el primer pozo productor del megacampo venezolano de Perla, considerado el mayor descubrimiento de gas en la historia de la compañía y el campo «offshore» más grande de Latinoamérica. Tiene una capacidad de 18 veces el consumo anual de gas de España. (La Patilla)
Sinopec denunció que la toma de sus plantas ponen en riesgo inversiones por U$S 300 millones
La petrolera de origen chino advirtió que la toma de sus instalaciones al norte de la provincia de Santa Cruz, en el marco de una protesta gremial ajena a la compañía, pone en riesgo el cumplimiento del plan de inversiones previsto para el año en curso. “La situación empeora con el paso de los días ante una evidente anarquía en la representación gremial, debido a que las varias líneas internas se encuentran en permanente disputa, así como una diversidad de reclamos que en su mayoría exceden las responsabilidades de la firma”, explicaron a Télam desde la empresa. Fuentes de la misma remarcaron que “las constantes demandas impiden la prestación normal del servicio y recordaron que las condiciones laborales que adscribió la provincia de Neuquén para favorecer las inversiones en (el yacimiento no convencional de) Vaca Muerta no se aplican en Santa Cruz, lo que complica aún más la actividad”. “La falta permanente de acatamiento a las conciliaciones obligatorias deja a la actividad en una situación de imprevisibilidad alarmante”, subrayaron desde la petrolera. Sinopec ratificó a principios de este año que aplicará su plan de inversión de u$s 300 millones en la Argentina para elevar su producción de petróleo y gas en Santa Cruz, donde genera 4.000 empleos. El conflicto se inició el lunes pasado cuando trabajadores petroleros tomaron oficinas y bloquearon ingresos a yacimientos de YPF y Sinopec, con cortes en los almacenes y plantas en Pico Truncado y Cañadón Seco. Estas medidas fueron tomadas en respuesta al envío por parte de contratistas de 64 telegramas de despido, y otros 60 de suspensión de trabajadores. El martes, el Ministerio de Trabajo dictó una conciliación obligatoria y abrió la discusión para alcanzar un acuerdo entre las partes, cuya primera audiencia será el jueves con la contratista Calfrac, y el martes próximo con YPF. Esto hizo que los trabajadores petroleros dejaran sin efecto algunas de las medidas de protesta, no obstante lo cual mantienen afectados servicios y una toma de oficinas de Sinopec, con el argumento de que la petrolera china no reconoce un aumento acordado en paritarias. (Noti Regional)
Eni vende el 25% de un proyecto en Mozambique a ExxonMobil
La petrolera italiana Eni ha alcanzado un acuerdo para vender una participación del 25% en un yacimiento de gas natural en aguas de Mozambique a ExxonMobil por un importe de 2.800 millones de dólares (2.652 millones de euros) en efectivo. Actualmente, Eni posee una participación indirecta del 50% en el yacimiento Area 4, ubicado en aguas de Mozambique, a través de su participación del 71,4% en Eni East Africa, que controla un 70% del proyecto. Los términos de la transacción recogen que Eni seguirá liderando las operaciones de exploración y producción de Area 4, mientras que ExxonMobil se encargará de la construcción y el funcionamiento de las instalaciones de licuefacción. Tras la operación, sujeta a la aprobación de las autoridades pertinentes, la participación de Eni en su filial africana se reducirá hasta el 35,7%, mientras que ExxonMobil dispondrá de otro 35,7% y la petrolera estatal China CNPC controlará el 28,6% restante. Además de Eni East Africa, la petrolera estatal de Mozambique ENH, la lusa Galp Energia y la surcoreana Kogas, poseen un 10% del proyecto cada una. Se estima que el yacimiento en aguas profundas de Area 4 contiene 2.400 millones de metros cúbicos de gas natural. (Energía 16)
