Más gas natural para salvar los US$24.000 millones que faltan en Venezuela por el crudo | La República

Luego de casi un año de crisis por la sobreproducción petrolera y la consecuente caída en los precios del crudo, Venezuela podría estar ad portas de pontencializar nuevamente su mercado de hidrocarburos y recuperar los US$24.000 millones que se perdieron en 2014 por ingresos del sector. Cuerpo de la Noticia:  El hallazgo del campo de gas más grande de Latinoamérica en el bloque Cardón IV, y el «significativo» descubrimiento de petróleo en el área en disputa con Guyana  podrían ser la esperanza para que el país vecino eleve el número de exportaciones y vuelvan a ingresar divisas a su economía.

Repsol y la compañía italiana ENI descubrieron en 2009 el bloque Cardón, lugar donde ha realizado la perforación de siete pozos, que se pondrán en producción mediante cuatro plataformas y conexiones submarinas que llevarán el gas a la costa para su procesamiento. Sin embargo, solo hasta ahora, se puso en marcha el primer pozo productor del megacampo  Perla (el más grande de la región).

Según Igor Hernández, coordinador del Centro Internacional de Energía y Ambiente de Venezuela, «lo que muestra el caso de Perla es que con cierta flexibilidad en la contratación y gestión de los proyectos, es que se puede aprovechar la gran base de recursos del país», y agregó que «es necesario generar condiciones para atraer esas inversiones, que competen no sólo al tema cambiario y a los precios de venta de los productos, sino a la gestión de los proyectos en sí y las regulaciones actuales».

El proyecto, no solo beneficiaría la economía Venezolana, sino que, como lo afirma Germán Corredor, director del Observatorio Energía de la Universidad Nacional, podría ser una gran oportunidad para volver a importar gas al país. Hernández está de acuerdo. «Si se llegara a avanzar en el plan, Venezuela podría suplir el eventual déficit de gas que pudiera enfrentar Colombia. En cualquier caso, asegurar un suministro constante de gas puede significar una fuente adicional de divisas para Venezuela y diversificar la matriz energética colombiana».

 

«Zona en Reclamación»

Además de Perla, Venezuela tiene otra gran oportunidad en el campo de perforaciones conocido como el bloque Stabroek. Sin embargo, el territorio ha sido objeto de disputa con Guyana desde 1899, y con el reciente hallazgo de petróleo en el área marítima, por parte de la norteamericana  Exxon Mobil, lo conflictos se intensificaron.

La compañía había investigado la posibilidad de construir plataformas petrolíferas con el respaldo del gobierno de Guyana, que espera convertirse en productor de petróleo. Pero, los planes se complicaron cuando a fines de mayo el gobierno del presidente Nicolás Maduro emitió un decreto en el que incluyó la «zona en reclamación» como parte de la nueva «Fachada Atlántica de Venezuela».

Ante este panorama, la repotencialización en la explotación de hidrocarburos estaría condicionada por estos acontecimientos y algunos otros factores como los que explica Hernández. «Creo que las implicaciones sobre la situación energética en Venezuela dependerán de la velocidad con que puedan resolver las limitaciones de infraestructura de transporte y conexiones para abastecer al mercado interno.» y agregó que «aún existen grandes retos debido a las inversiones necesarias para esta parte de transporte, así como recurso humano (ingeniería especializada) para llevar a cabo algunas fases de los proyectos».

Por ahora, a Venezuela le resta recuperar mercado con su principal socio Estados Unidos, a pesar de la baja demanda.

En julio de 2005, el país norte americano importaba cerca de 10,8 millones de barriles diarios, mientras que la media en 2014 fue de tan solo 5 millones.

Fedeindustriay Pdvsa, en la Faja del Orinoco  Petróleos de Venezuela (Pdvsa) y los integrantes de la Federación de Artesanos, Micros, Pequeños y Medianos Industriales (Fedeindustria) crearán 19 empresas mixtas para apoyar el desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco. Así lo informó el director nacional de Fedeindustria, José Jesús Fermín.

Fermín explicó que 14 de ellas fabricarán materiales como tuberías, codos, mechas, etc. y cinco prestarán servicios de perforación direccional, llave hidráulica y control de arena.

 

Las opiniones

 

Germán Corredor Director Observatorio Energía de la universidad Nacional «Venezuela es un país muy atractivo para los inversionistas, sin embargo con estas nuevas fuentes, no estoy seguro de que el país logre los índices que tenía antes de la crisis».

Igor Hernández Coordinador del centro de energía y ambiente de Venezuela «Venezuela podría suplir el eventual déficit de gas que pueda enfrentar Colombia. Un suministro constante significaría una fuente adicional de divisas para Venezuela». (Entorno Inteligente)

 

El exceso de crudo pone freno a la producción

Estados Unidos y la Organización de Países Exportadores de Petróleo han inundado el mundo de crudo y han hecho colapsar los precios. No obstante, la abundancia ha eclipsado la menguante producción en zonas que los expertos consideran vitales para el crecimiento del suministro a largo plazo, desde Colombia a Noruega y el norte de China.

El derrumbe de los precios hace que las energéticas aplacen o cancelen proyectos en esas regiones. En todo el mundo, apenas seis grandes proyectos petroleros recibieron el visto bueno en 2014 frente a un promedio de más de 20 al año desde 2002 a 2013, según Deutsche Bank.

La Agencia Internacional de la Energía (AIE) indicó el viernes que el crecimiento de la oferta de los países que no pertenecen a la OPEP «se frenará» en 2016 y que la producción caerá en México, Rusia, Europa y otras partes. El lunes, la OPEP rebajó las proyecciones de producción del cartel para 2015 en unos 100.000 barriles diarios, para llegar a un recorte de 2,2 millones de barriles diarios respecto de los envíos de sus 12 países miembros el mes pasado.

Las petroleras necesitan hoy reemplazar entre 5% y 8% de la producción de crudo cada año para compensar la menor extracción de pozos viejos, estiman analistas. Eso equivale a al menos cinco millones de barriles de producción diaria. El descenso de la extracción en áreas que no han estado en el centro de la atención en los últimos meses podría hacer disparar los precios en los próximos años, lo que perjudicaría a los consumidores y socavaría el crecimiento económico, una vez que el mercado distribuya el actual exceso, dicen inversionistas y ejecutivos.

«Cuando empiezas a recortar los presupuestos de exploración y dejas de desarrollar la próxima frontera (…) se han sembrado las semillas para el próximo mercado alcista», dice Virendra Chauhan, analista de la consultora Energy Assets, en Londres.

La producción global creció 5,5%, o 4,9 millones de barriles al día, desde 2011 a 2014, según la AIE. La mayor parte de ese aumento provino de los yacimientos de esquisto de EE.UU. En gran parte del resto del mundo, la producción bajó o se mantuvo estable, pese a que en el período los precios promedio fueron de cerca de US$100 por barril. Las estadísticas sobre el suministro incluyen crudo, líquidos de gas natural y biocombustibles como el etanol.

Con las cotizaciones del petróleo por debajo de US$60, el panorama para proyectos de gran escala y la exploración de nuevos yacimientos es sombrío, en especial fuera de EE.UU. y Medio Oriente. Las empresas han recortado US$130.000 millones en exploración y perforación alrededor del mundo en 2015, según la consultora Wood Mackenzie.

Royal Dutch Shell PLC, Chevron Corp. y otras grandes petroleras han pospuesto o suspendido proyectos en Nigeria, Noruega y el Ártico canadiense. Petróleo Brasileiro SA, o Petrobras, redujo en junio su meta de producción nacional para 2020 en 33%, a 2,8 millones de barriles diarios, y la estatal colombiana Ecopetrol SA rebajó su objetivo para ese mismo año de 1,3 millones de barriles equivalentes de petróleo al día a 870.000.

«Los ciclos de inversión fuera de EE.UU. son mucho más largos. Cuando empieza a haber recortes inicialmente es muy difícil revertir esas decisiones rápidamente», señala Poppy Allonby, gestora de portafolio de BlackRock Inc., que supervisa US$4,8 billones en activos. «Está claro que los precios son demasiado bajos para alentar una inversión significativa».

La AIE proyectó que la producción de los países que no integran la OPEP, sin contar EE.UU., baje en 300.000 barriles diarios el próximo año. El mercado global probablemente seguirá con un exceso de suministro en 2016 debido a la robusta producción de la OPEP, agregó el organismo. El cartel está produciendo más que su meta de 30 millones de barriles al día.

Otros analistas dicen que la demanda podría ponerse al día con la oferta antes. «Si vas de país en país, no es difícil recortar 2,5 millones de barriles (al día) de producción» en los próximos 12 a 15 meses, dice Steven Kopits, presidente de la consultora Princeton Energy Advisors.

Los inversionistas no quieren verse sorprendidos nuevamente, después de que muchos no previeron la caída de casi 50% en los precios el año pasado. Los futuros de petróleo en EE.UU. han repuntado desde sus mínimos de seis años en marzo, pero la recuperación perdió fuerza la semana pasada debido a preocupaciones sobre el continuo crecimiento del suministro en EE.UU. y la OPEP.

La dirección que tome el mercado en los próximos cinco años podría depender del 47% de la oferta global que proviene de fuera de EE.UU. y la OPEP. Sin embargo, no es sencillo obtener cifras de producción precisas de algunos de esos países, lo que aumenta la incertidumbre. «Simplemente no sé cómo ganar confianza» de todos los datos de oferta y demanda, dice John Dowd, gestor del Fidelity Select Energy Portfolio, que administra US$2.200 millones en activos. «Todo esto está extraordi-nariamente sujeto a revisión o es extraordinariamente volátil».

Un gran interrogante es la perspectiva a largo plazo de la producción de crudo de esquisto de EE.UU. No todos observadores consideran que sean necesarias grandes inversiones en las arenas bituminosas canadienses o la perforación en el Ártico. En un informe en mayo, Goldman Sachs Group Inc. rebajó su pronóstico de los precios del crudo Brent a US$55 el barril en 2020 y agregó que el incremento de la producción de EE.UU. y la OPEP sería suficiente para satisfacer la demanda en los próximos cinco años, y posiblemente en los próximos 10 años si la productividad mejora..(La Nación)

 

Venezuela amplía esquema de mezcla de crudo con compras a Nigeria

Venezuela comenzó a importar crudo ligero por primera vez en el 2014 para diluir el petróleo extrapesado de la Faja del Orinoco, buscando con ello recortar costos y formular mezclas de exportación más atractivas.

Petróleos de Venezuela (Pdvsa) compró dos cargamentos de 1 millón de barriles cada uno de crudo nigeriano a Royal Dutch Shell en el último mes para usarlos como diluyentes para su petróleo extrapesado, dijeron a Reuters operadores.

Venezuela comenzó a importar crudo ligero por primera vez en el 2014 para diluir el petróleo extrapesado de la Faja del Orinoco, buscando con ello recortar costos y formular mezclas de exportación más atractivas.

Pdvsa importó unos 4 millones de barriles de crudo argelino Saharan Blend desde octubre del 2014 hasta enero de este año en virtud de un contrato de suministro con la estatal Sonatrach durante el mantenimiento de uno de sus mejoradores de petróleo extrapesado, con lo que asegura se ahorró de 10 a 20 dólares por barril.

También ha estado comprando desde entonces crudo ruso Urales para la refinería Isla y un terminal de almacenamiento en Curazao.

Ahora la compañía está utilizando crudos nigerianos, que en su mayoría son livianos y con bajo contenido de azufre.

Pdvsa compró un cargamento de crudo Bonny Light el mes pasado y estaba buscando un segundo embarque para julio, según una fuente cercana a la operación.

La segunda carga que compró, también a Shell, fue de crudo mediano Bonga, dijo otro operador.

Ninguno de los cargamentos había llegado a puerto venezolano hasta el 5 de julio, de acuerdo a informes internos de Pdvsa. Retrasos generalizados para cargar Bonny Light fueron reportados en algunos puertos de Nigeria en junio, postergando el embarque de al menos cuatro tanqueros para julio.

Pero una carga de crudo de África Occidental en el tanquero DHT Target fue descargada la última semana de junio en Curazao. El tanquero Dimitros P, cargado el 23 de junio en el terminal Qua Iboe en Nigeria, también está en camino a la instalación de almacenamiento Bullenbay de PDVSA en la isla caribeña, indicador datos de seguimientos de buques de Thomson Reuters.

No quedó claro de inmediato el tipo y el volumen de crudo que arribaría a Curazao. Shell y Pdvsa declinaron hacer comentarios.

Pdvsa, que también importa nafta como diluyente, reveló recientemente que prevé mezclar el crudo pesado de Venezuela con el ligero de sus aliados de la OPEP, en un intento de competir con la producción de Estados Unidos y los suministros canadienses.

Uno de los operadores dijo que Shell y Pdvsa están discutiendo la posibilidad de intercambiar los crudos medianos venezolanos para los suministros de Nigeria, lo que reduciría las necesidades de crédito de Pdvsa para importaciones.

Las mezclas con crudo nigeriano también permitirían a Pdvsa diversificar su cartera de exportaciones mientras reduce las costosas importaciones de nafta que ha estado realizando en el mercado abierto.(El Universal)

 

Pacific Rubiales seguirá operando en Colombia y no tiene ofertas de compra

el CEO de la petrolera, Ronald Pantin concedió una entrevista en la que cuenta que Pacific Rubiales seguirá operando en Colombia y Brasil

Ejecutivos como Ronald Pantin, Serafino Iacono y Miguel de la Campa, fundadores de Pacific Rubiales, decidieron formar negocios en Colombia. La compañía pasó de ser una pequeña empresa petrolera a la segunda jugadora del sector (detrás de Ecopetrol) con ingresos de más de US$3.000 millones y utilidades cercanas a US$480 millones en los tres primeros años de estadía en el país.

Pacific Rubiales, en sus mejores momentos, logró tener una producción cercana a 280.000 barriles de petróleo por día. Hoy, la compañía pasa por uno de sus escenarios más complicados.

Marzo de este año fue la gota que derramó el vaso, luego de que Ecopetrol no renovara el contrato que tenía Pacific en Campo Rubiales, hecho que acentuó el desplome financiero de la empresa y que agudizó la caída del precio de las acciones de la compañía, que tocó un máximo de $67.260 el 3 de marzo de 2011 y su mínimo fue de $5.330 el 29 de enero de este año.

La compañía empezó, durante el primer trimestre de 2015, a buscar soluciones para mejorar las pérdidas en utilidades por más de $720.000 millones. Uno de esos salvavidas fue una oferta hecha por la mexicana Alfa y la estadounidense Harbour Energy en mayo 5 de 2015 para comprar 81% de la compañía. Sin embargo, un grupo de accionistas venezolanos liderados por la empresa O’Hara, ingresaron en el negocio y al final este no se concretó.

Hoy el CEO de la petrolera canadiense decide romper su silencio y contestar algunas preguntas de lo que será el futuro de la compañía. Ronald Pantin en entrevista con LR cuenta que Pacific Rubiales seguirá operando en Colombia y Brasil y que mantiene su interés en la operación nacional.

Suspendidos los repos en la acción, ¿qué pueden esperar los accionistas minoritarios de la empresa?

Entendemos que es una medida usual que toma la bolsa cuando hay fluctuaciones inusuales en las acciones. La acción se seguirá transando normalmente en la BVC una vez se retire esta medida temporal.

¿Hay más interesados en la compra de la compañía?

En este momento no conocemos de ningún interés. La empresa continuará sus actividades de exploración y producción de petróleo y gas en Colombia. Colombia sigue siendo la piedra angular de nuestros planes de negocio.

¿Los proyectos en México siguen siendo atractivos para ustedes? ¿Estarían pensando en retirarse de Colombia definitivamente?

Seguimos analizando las opciones de negocio en México con gran interés. Colombia seguirá siendo pieza fundamental.

¿Cómo está la producción en Campo Rubiales y qué otros proyectos se convertirían en la fuente principal de ingresos de la petrolera?

Rubiales hoy día tiene una producción bruta de alrededor de 165.000 barriles/día. Hacia adelante Quifa, Río Ariari y CPE6 piezas importantes de la compañía.

¿Cómo está el plan de inversiones de la compañía bajo este escenario? ¿Cuál es la estrategia para ser más eficientes?

En la medida que el precio del petróleo se recupere revaluamos el portafolio con miras a mantener los niveles de producción y retomar la actividad exploratoria. En las presentes condiciones de mercado la capacidad de adaptarse es importante.

¿Cómo van los planes de exploración en el país? Y ¿qué contratos se han tenido que aplazar bajo la nueva figura de la ANH?

La revisión de las inversiones condujo a un desaceleramiento en la exploración, pero continuamos cumpliendo las obligaciones contractuales.

¿Qué innovaciones están trayendo y cuál es la estrategia para subir el factor de recobro?

La prueba de la tecnología Star fue muy exitosa y continuamos a nivel interno su evolución. Estamos analizando otros proyectos de recuperación secundaria y evaluando nuevas tecnologías.

 

Pacific espera producir 2% más en barriles

A pesar de las fuertes caídas que ha sufrido Pacific Rubiales, la petrolera espera cerrar 2015 con un incremento de 2% en lo que se refiere a la producción de barriles por día; la meta de la compañía es llegar a los 150.000 barriles. Según Pantin, “los llanos orientales son sin duda alguna nuestro centro de gravedad, pero también miramos con interés la zona del Putumayo como muy prospectiva”. Además, aseguró que en este momento tienen la capacidad de oleoducto suficiente para concretar el plan de negocio. Así, la compañía se muestra optimista pese a no tener un nuevo socio capitalista.(El Mundo)

 

Los bonos soberanos finalizan la jornada en terreno negativo

En promedio los bonos acumulan una caída de 0.15 puntos en sus cotizaciones.

Los papeles de mediano plazo como el Venz 2019, 2020 y 2022 fueron los que presentaron mayor volatilidad sin embargo no llegaron a medio punto.

En cuanto a la curva de Pdvsa, las caídas fueron más pronunciadas, en promedio ceden 0.70 puntos en sus cotizaciones.

En cuanto al riesgo asociado a la deuda, medido a través del Credit Default Swap a 5 años, en el caso de la República sube a niveles de 5000 puntos básicos, retomando niveles de comienzo de año. En el caso de Pdvsa el CDS a 5 años sube a niveles de 5.700 puntos bases, de lo que se puede intuir una mayor percepción de riesgo por parte de los operadores del mercado.

El día de hoy, la República tiene el compromiso de pago del cupón asociado al Venz 2034, lo que implica un desembolso de USD 70.3 millones, siendo este el único pago durante el mes de julio.

 

Materias primas

 

El crudo se mantiene con poca volatilidad en su cotización.

El West Texas Intermediate cede 20 centavos en su cotización mientras que el Brent muestra una mayor caída en su precio (80 centavos) cotizándose en niveles de 58 dólares.

En cuanto a los metales, el oro pierde 5 dólares en su cotización ante la fortaleza del dólar y las declaraciones de Janet Yellen en cuanto a una subida de tasas de interés para finales de este año en Estados Unidos.

 

Mercado bursátil

 

Las acciones en Estados Unidos cierran en terreno positivo, luego del avance observado entre Grecia y sus principales acreedores, lo que puede significar un respiro temporal en cuanto a esta situación.

El S&P 500 sube +1.07%, el Dow Jones +1.22% y el Nasdaq +1.49%.

En Europa, el optimismo se hizo sentir, el euro Stoxx cierra con un incremento de 1.75% y el DAX +1.49%.

El Euro cede al final de la jornada y se ubica en 1,101 dólares.(El Mundo)

 

Pdvsa sigue importando crudo: En el último mes compró dos cargamentos a Shell

La estatal Petróleos de Venezuela compró dos cargamentos de 1 millón de barriles cada uno de crudo nigeriano a Royal Dutch Shell en el último mes para usarlos como diluyentes para su petróleo extrapesado, dijeron a Reuters operadores.

Venezuela, con las mayores reservas de crudo del mundo, comenzó a importar crudo ligero por primera vez en el 2014 para diluir el petróleo extrapesado de la Faja del Orinoco, buscando con ello recortar costos y formular mezclas de exportación más atractivas.

Petróleos de Venezuela (PDVSA) importó unos 4 millones de barriles de crudo argelino Saharan Blend desde octubre del 2014 hasta enero de este año en virtud de un contrato de suministro con la estatal Sonatrach durante el mantenimiento de uno de sus mejoradores de petróleo extrapesado, con lo que asegura se ahorró de 10 a 20 dólares por barril.

También ha estado comprando desde entonces crudo ruso Urales para la refinería Isla y un terminal de almacenamiento en la caribeña Curazao.

Ahora la compañía está utilizando crudos nigerianos, que en su mayoría son livianos y con bajo contenido de azufre.

PDVSA compró un cargamento de crudo Bonny Light el mes pasado y estaba buscando un segundo embarque para julio, según una fuente cercana a la operación.

La segunda carga que compró, también a Shell, fue de crudo mediano Bonga, dijo otro operador.

Ninguno de los cargamentos había llegado a puerto venezolano hasta el 5 de julio, de acuerdo a informes internos de PDVSA. Retrasos generalizados para cargar Bonny Light fueron reportados en algunos puertos de Nigeria en junio, postergando el embarque de al menos cuatro tanqueros para julio.

Pero una carga de crudo de África Occidental en el tanquero DHT Target fue descargada la última semana de junio en Curazao. El tanquero Dimitros P, cargado el 23 de junio en el terminal Qua Iboe en Nigeria, también está en camino a la instalación de almacenamiento Bullenbay de PDVSA en la isla caribeña, indicador datos de seguimientos de buques de Thomson Reuters.

No quedó claro de inmediato el tipo y el volumen de crudo que arribaría a Curazao.

Shell y PDVSA declinaron hacer comentarios.

PDVSA, que también importa nafta como diluyente, reveló recientemente que prevé mezclar el crudo pesado de Venezuela con el ligero de sus aliados de la OPEP, en un intento de competir con la producción de Estados Unidos y los suministros canadienses.

Uno de los operadores dijo que Shell y PDVSA están discutiendo la posibilidad de intercambiar los crudos medianos venezolanos para los suministros de Nigeria, lo que reduciría las necesidades de crédito de PDVSA para importaciones.

Las mezclas con crudo nigeriano también permitirían a PDVSA diversificar su cartera de exportaciones mientras reduce las costosas importaciones de nafta que ha estado realizando en el mercado abierto.(La Patilla)