Tecnología de Pdvsa destaca en Premios Mundiales de Petróleo 2015
La tecnología SAPINTTM, un reductor de viscosidad para crudos pesados a base de saponinas y ácidos grasos insaturados desarrollado por Petróleos de Venezuela S.A. (Pdvsa), resultó finalista en la categoría de Mejores productos químicos de producción durante la edición 2015 del Premio Mundial de Petróleo (World Oil Awards).
La propuesta del Instituto de Tecnología Venezolana para el Petróleo (Intevep, filial de Pdvsa) obtuvo un puesto de relevancia entre 1.780 trabajos nominados en 16 categorías, informa un boletín de prensa de Pdvsa.
Este concurso reúne a 41.000 empresas del sector y desde hace 14 años ha premiado las innovaciones de líderes en el segmento de la energía.
Su metodología en la evaluación sólo se selecciona 5% del total de los trabajos nominados.
En la edición 2014, el brazo tecnológico de Pdvsa quedó como finalista en la categoría Mejores fluidos de perforación y terminación de pozos (Best Drilling & Completions Fluids), con la tecnología INDEFLOCTM.
Exposición de avances del sector gasífero
Durante su conferencia magistral “Proyectos del gas natural en Venezuela”, en la III Jornada Técnica de Gas Natural, el miembro de la Junta Directiva de Pdvsa y presidente de la filial gasífera, Antón Castillo, destacó los avances revolucionarios del sector, especialmente en el área de costa afuera.
Castillo destacó como hitos revolucionarios los avances desarrollados en materia de gas costa afuera, específicamente en el noroccidental y costero estado Falcón, con una producción de 340 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD); así como en la construcción de gasoductos.
“Hemos levantado un promedio de 500 kilómetros por año de gasoductos de grandes diámetros”, resaltó.
“Vamos a continuar los proyectos costa afuera y los proyectos que tenemos en tierra para el acondicionamiento del gas natural y la obtención de líquidos, fundamentales para el desarrollo de la petroquímica”, informó.(RNV)
Es incierta la reposición de reservas de gas natural
El Gobierno, a través de YPFB, deja en la incertidumbre una agresiva exploración a expensas de que aún no se aprueba la ley. Urge acelerar las inversiones y presencia de capital externo.
En una paradoja, donde las exportaciones hidrocarburíferas ameritan ser sostenibles en el tiempo y la intensiva exploración aún no detona, la reposición de las reservas de gas natural que se produce y se comercializa al Brasil, Argentina, y para el consumo interno, genera dudas. La información del Gobierno y de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), por no decir desconocida, es incierta según los expertos.
La última certificación sobre dichas reservas a diciembre de 2013 daba cuenta de 10,45 trillones de pies cúbicos (TCF por su sigla en inglés). De esa fecha hasta hoy se desconoce cuánto exactamente fue el consumo de gas entre el mercado interno y lo que se exporta. Según los expertos, Hugo del Granado, Álvaro Ríos y Bernardo Prado, en estos dos últimos años las reservas habría desminuido a 9 TCF, dado que no se ha repuesto ningún volúmen gas al no haber logrado nuevos descubrimientos.
Ante la escasa información oficial, Prado fundamenta que aproximadamente al año se consumen 0,7 TCF.
Tomando en cuenta esa estimación, se entiende que nuestras reservas de gas entre el 2013 y 2015 han disminuido 1,4 TCF aproximadamente, por lo que actualmente se calcula que se tiene 9 TCF de reserva probada.
“Desde la última certificación de reservas (el 2013) de 10,45 TCF, no se ha hecho ninguna mención de nuevos descubrimientos. Tampoco hay un nuevo estudio de certificación”, puntualizó Prado.
Un panorama desalentador. Según el analista energético Hugo Del Granado, el panorama en el que se encuentran las reservas de gas es preocupante, dado que el consumo de TCF cada vez están en incremento de 0,77 a 0,8 TCF.
“Entre enero y agosto se ha consumido alrededor de 0,53 TCF, pero entre agosto 2014 hasta hoy, más de un año, se ha consumido 0,8 TCF. Eso ha hecho que cada vez vayan disminuyendo las reservas probadas”, apuntó.
El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, afirmó que los pozos gasíferos Margarita 7 y Margarita 8 permitirán incrementar la producción en más de 5 millones de metros cúbicos día (MMmcd), misma que en los próximos días podría incrementarse a 6,5 MMmcd con el reservorio Huamampampa H3. “El Margarita 8 produce 2 MMmcd y el Margarita 7 produce 3 MMmcd, pero nos falta hacer una prueba en 15 días y yo espero que el Margarita 7 va a llegar a los 4,5 MMmcd”.
Sin embargo, con el descubrimiento de gas en los pozos Margarita 7 y 8, el ministro, en mayo de este año, afirmó que en cuanto a reservas, estos dos pozos incrementaron en 0,8 trillones de pies cúbicos (TCF). “Es decir con estos dos pozo hemos logrado 0,8 TCF’s , obviamente que este reservorio es nuevo y por eso digo que el 2015 tendríamos que llegar a más de 15 TCF’s”,informó.
Al respecto Del Granado señaló con el caso de Margarita 8 y 7 solo hacen una estimación muy gruesa. “El propio Gerente General de Repsol (responsable de las dos áreas) no se anima a dar cuántos TCF se suman”, afirmó.
En un análisis de “Gas Energy Latin America para la Petróleo & Gas”, publicado en un boletín de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), señala que acorde a la proyección de la demanda de gas natural el año 2020 el país requerirá reponer cerca de 0,87 trillones de pies cúbicos por año y para el año 2032 casi 1 TCF por año. “En este sentido, Bolivia no puede darse el lujo de no continuar con las exportaciones a Brasil y Argentina que requerirán del gas boliviano por lo menos en los próximos 15 años”, alerta el estudio.
Francesco Zaratti, analista energético, asegura que el aspecto agravante de toda esta situación es la exploración que no arranca de manera dinámica y agresiva, más aún en una crisis internacional y una disminución de las inversiones en países productores de materias primas. “Desafortunadamente se perdió el tren de las oportunidades. Después de una década perdida, ahora no veo alternativas claras, especialmente cuando, de nuestros aliados naturales, Brasil (Petrobras) están en una crisis profunda y Argentina busca desarrollar sus propias reservas”, argumentó.
Proceso demasiado lento. Si bien, dentro el plan del Gobierno, la prioridad apuesta a renovar el contrato en firme con Brasil y expandir el mercado eléctrico con energías renovables, en ese hecho también, según Zaratti, estamos muy atrasados como país.
El estudio de “Gas Energy Latin América” pone énfasis en que el país debe recordar, que en el corto plazo (dos a tres años), todo indica que habrá un descenso en el valor de las exportaciones por los bajos precios del petróleo, que afectarán los precios de exportación del gas natural. Se estima que Bolivia entre 2015 y 2016 sufrirá una reducción de precios de gas de exportación cercano al 45% respecto a los precios que se tuvieron entre 2012 y 2014, cuando el precio del petróleo bordeaba los $us 100 a 110 por barril.
Para atenuar esa situación, el gobierno este año, más que aspectos concretos, ha anunciado dar un fuerte impulso a la exploración con la emisión de tres decretos supremos: 2366, 2400 y 2298, a objeto de generar confianza hacia las inversiones externas. Entre ellos se destaca el decreto referido a la exploración en áreas protegidas del país, el mismo que hasta hoy ha generado protestas en pueblos indígenas. A ellos se suma la anunciada Ley de Incentivos, que desde el 2013 hasta hoy no culmina de aprobarse en la Asamblea Legislativa Plurinacional (ALP).
Según Álvaro Ríos, analista de Gas Energy, es positivo que el Gobierno se dé cuenta de la urgencia de llevar adelante su decisión de “detonar exploración” lo más antes posible. “Dentro de esa viscisitud, es que vemos que reponer más (a las reservas de gas existentes). Para ello se necesita inversión, lo cual no solamente lo va ha poder hacer YPFB, hay que buscar inversión extranjera”, explicó Ríos.
Sin embargo, este último señaló aún no se puede analizar qué alcances tendrá la Ley de Incentivos, pese a que el Gobierno ha hecho entrever nuevos tipos de remuneración de precios para los líquidos, la existencia de fondos de compensación a través del IDH. “Esa ley debería salir. Es urgente que salga esa ley, dado que necesitamos reponer reservas cada año y solo podrá suceder si se hace exploración”, finalizó.
Según el Gobierno
Pasos que se vienen dando para reponer más reservas gasíferas
Dudas. Lo que los expertos coinciden en señalar es por qué la certificación de reservas de gas y petróleo se demora tanto, cuando su periodicidad cita que se debe actualizar cada año. Según la Ley 3740 de Desarrollo Sostenible del Sector de Hidrocarburos, ordena que hasta el 31 de marzo de cada año se debe publicar el volumen de la riqueza hidrocarburífera en el país.
Intervalo. La última cuantificación, a cargo de la empresa canadiense GLJ Petroleum Consultants, de las reservas probadas de gas data del 31 de diciembre de 2013, en el que se estableció 10,45 trillones de pies cúbicos (TCF). Esa información fue dada luego de cuatro años a partir del penúltimo reporte que fue en 2009, cuando la empresa estadounidense Ryder Scott reportó que midió 9,94 TCF de reservas probadas.
Brecha. Desde el 2013 a la fecha, no se tiene certeza de una información oficial sobre las reservas “probadas” que posee el país, dado que aún son insuficientes los logros alcanzados en términos de exploración. “Cada año se tendría que descubrir alrededor de un trillón de pies cúbicos, pero como no se está haciendo inversiones significativas, solo estamos consumiendo lo que ya teníamos hace dos años atrás”, puntualizó Prado.
Perspectivas. Según Del Granado, el decremento neto de reservas probadas es preocupante para negociar precios con el Brasil el 2019.
Exploración
Vía tres decretos se agilizará inversión
DS.2366. Aprobado y emitido el 20 de mayo de 2015, autoriza el desarrollo de actividades hidrocarburíferas y el ingreso de empresas petroleras a trabajar en áreas protegidas. A su vez prevé medidas ambientales adecuadas para precautelar la conservación de los ecosistemas y los mecanismos de compensación. Se estipula, que las empresas que desarrollen Actividades, Obras o Proyectos (AOPs) destinarán el 1% del monto de la inversión establecido en el Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental (EEIA), para el fortalecimiento del área protegida intervenida.
Ds 2.400. Establece y aprueba nuevos límites máximos permisibles, condiciones y parámetros para aspectos e impactos medioambientales en el desarrollo de actividades hidrocarburíferas en las áreas protegidas, con objeto de preservar el medio ambiente y causar el menor impacto posible.
DS.2298. Hace más dinámico y agiliza el proceso de consulta previa y participación ciudadana para actividades hidrocarburíferas. Las comunidades originarias y pueblos indígenas tendrán plazos establecidos y perentorios para presentarse, responder y negociar los términos de la consulta y participación. En ese marco, se argumenta que se respetará y garantizará el derecho a la consulta previa, obligatoria realizada por el Estado, de buena fe y concertada, respecto a la explotación de los recursos naturales no renovables en el territorio nacional.
Punto de vista
Jorge Campanini
Investigador del sector del CEDIB
“Preocupa que el Gobierno incurra en medidas insólitas”
“El país quedó rezagado el momento que se permitió que intereses ajenos decidan sobre nuestros recursos naturales. A partir de la nacionalizacion de hidrocarburos, cambió el esquema impositivo del negocio, pero no así el control de los recursos, los grandes megacampos, los cuales aportan con cerca al 60% de la producción de gas, aún continúan en manos de las transnacionales. Lo que tampoco ha cambiado es el problema de las reservas, la certificación del 2013 muestra otra vez, que entre probables y posibles existe un 13,95 TCF, es decir una variacion muy pobre en cuanto al incremento y/o reposición.
Esto es lo que de alguna manera impulsa a la actual gestión a recurrir a medidas insólitas como la de permitir operaciones exploratorias en áreas protegidas y una flexibilización del proceso de consulta entre otras. Todo ello va relacionado con los compromisos que tienen que cumplirse en cuanto a la venta de gas a Argentina y Brasil y apostar por un plan exploratorio que se ha venido formando desde los inicios de la presente gestión. Justamente con la inédita ampliación de la frontera hidrocarburífera como primer paso y ahora con la perspectiva de consolidar una ley de incentivos a la exploración, que sume a todo el paquetazo normativo que se ha gestado en los últimos meses. Nos debe preocupar, con estas medidas, es que se está atentando contra el patrimonio nacional, contra nuestras reservas naturales, entre otros valores culturales, ambientales y genéticos”.(El Día)
Embajador de China recorrió campo de producción de Petrolera Sinovensa
la visita se realizó con el propósito de conocer el avance de los proyectos que se desarrollan en la Faja Petrolífera del Orinoco “Hugo Chávez”, y estrechar los lazos de amistad y cooperación entre la nación asiática y la República Bolivariana de Venezuela
El nuevo Embajador de China en Venezuela, Zhao Bentang, realizó una visita al área operativa de PDVSA Petrolera Sinovensa, en el Campo Morichal de la División Carabobo, con el propósito de conocer el avance de los proyectos que se desarrollan para incrementar la producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco “Hugo Chávez”, y estrechar los lazos de amistad y cooperación entre la nación asiática y la República Bolivariana de Venezuela.
“Venezuela es un socio estratégico e integral de China, que ha puesto en marcha convenios de cooperación en todos los aspectos, en especial en el área energética. Tengo tres meses como Embajador de China, razón por la cual vine a conocer sobre los proyectos que se vienen adelantando, y estoy muy contento de ver que todo avanza muy bien, que hay un porvenir brillante”, destacó Zhao Bentang.
El representante diplomático asiático resaltó también que tiene la mejor disposición de promover acciones que fortalezcan las relaciones bilaterales entre China y Venezuela, en todos los aspectos.
Durante el recorrido por la Planta Deshidratadora y Desaladora (PDD) y la Unidad Básica de Construcción de Producción Número 7 (UBCP 7), Zhao Bentang estuvo acompañado por Jhoel Zambrano, gerente general de la División Carabobo; Ramón Arias, presidente de Petrolera Sinovensa; Richard Herrera, Gerente General; entre otros gerentes de la empresa mixta.
Arias agradeció al embajador Zhao Bentang la visita diplomática, tras resaltar la importancia del apoyo de China en el campo energético, la asesoría en otras áreas como la construcción de viviendas y su participación en las empresas mixtas Petrourica y Petrozumano.
El gerente general de la División Carabobo indicó que PDVSA Petrolera Sinovensa ha sido un negocio exitoso para China y Venezuela, pues la producción ha sido excepcional. “Estamos trabajando en un proyecto para producir 165 MBD y sin culminarlo ya estamos produciendo 168 MBD”.
PDVSA Petrolera Sinovensa es una empresa mixta conformada por PDVSA (60%) y CNPC de China (40%), adscrita a la Dirección Ejecutiva de la Faja Petrolífera del Orinoco “Hugo Chávez Frías” y filial de la Corporación Venezolana del Petróleo (CVP).(Correo del Orinoco)
Trabajadores petroleros piden aumento de salario lineal en 30%
156 mil trabajadores trabajan en la industria petrolera y están adscritos a la Futpv
Los trabajadores petroleros solicitan al Ejecutivo Nacional un aumento salarial de 30% lineal, que equiparé al ingreso mínimo que fue aprobado la semana pasada por el presidente Nicolás Maduro por el mismo porcentaje.
Este aumento será adicional al 118% de incremento solicitado por los trabajadores en la convención colectiva, que fue entregada hace una semana.
De acuerdo a las declaraciones de Fabricio Mejias, secretario de la Organización de Sindicato Nacional Único de Trabajadores Petroleros (Sinutrapetrol) Puerto la Cruz, ayer se planteó el incremento en una reunión con los trabajadores para organizar un documento oficial que será presentado ante el presidente de Petróleos de Venezuela (Pdvsa), Eulogio del Pino.
Puede leer el resto de esta información en la edición impresa de El Mundo, Economía y Negocios de mañana 20 de octubre de 2015.(El Mundo)
Colombia asistirá a reunión de OPEP y países que no integran cartel petrolero
Colombia participará el miércoles en la reunión técnica de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) en la que miembros de ese organismo y no miembros discutirán una propuesta de Venezuela para fijar un precio mínimo del crudo, informaron hoy fuentes oficiales.
La representación colombiana en este encuentro, que se celebrará en Viena, estará a cargo del viceministro de Energía, Carlos Fernando Eraso, confirmaron a Efe fuentes del Ministerio de Minas y Energía.
La cita se celebrará el 21 de octubre, según anunció hace dos semanas el ministro de Petróleo y Minería de Venezuela, Eulogio del Pino.
El ministro indicó que la convocatoria a esta reunión se hizo tras mantener una conversación telefónica con su homólogo de Energía de Rusia, Alexander Novak, sobre “temas como la cooperación entre los miembros de la OPEP y otros países productores no OPEP”.
Rusia es un gran productor mundial de petróleo pero no hace parte del cartel de países exportadores.
A esta reunión también fueron invitados otros países latinoamericanos, como México y Brasil, que al igual que Colombia tienen una importante producción de crudo pero no hacen parte de la OPEP.
Uno de los objetivos de esta cita es discutir recortes de producción y fijar un precio mínimo de entre 70 y 80 dólares el barril, que hoy cerró a 45,89 dólares en el mercado de Nueva York.
En septiembre pasado el presidente venezolano, Nicolás Maduro, reiteró su llamado a una cumbre de jefes de Estado de los países de la OPEP, en la que dijo que propondrá que se establezca un precio base del crudo y que este se adapte en función del área geográfica de la que forma parte la nación integrante del cartel.(Investing)
Menos plataformas reduciría oferta crudo
Los fondos de cobertura aumentaron las apuestas alcistas al petróleo por las versiones de que la caída de las inversiones reducirá el exceso de oferta mundial.
Los gerentes de carteras fortalecieron su posición larga neta en crudo West Texas Intermediate un 6,6 por ciento en la semana que terminó el 13 de octubre, llevándola al nivel más alto desde junio, de acuerdo con los datos de la Comisión de Negociación de Futuros de Materias Primas.
Las apuestas cortas, es decir aquellas a que los precios bajarán, cayeron por octava vez en nueve semanas.
En los Estados Unidos, la cantidad de torres de perforación descendió al nivel más bajo en cinco años, mientras que la producción se redujo respecto del máximo de cuatro décadas alcanzado meses atrás.
La producción de crudo fuera de la OPEP caerá 130.000 barriles diarios el año que viene en tanto se termine el auge del esquisto estadounidense, dijo la Organización de Países Exportadores de Petróleo en un informe del 12 de octubre.
Schlumberger Ltd., el mayor proveedor mundial de servicios para yacimientos, prevé más penurias para la industria conforme las inversiones sigan cayendo, dijo el máximo responsable ejecutivo Paal Kibsgaard el 16 de octubre.
“Schlumberger dice que las cosas están difíciles y que pasará largo tiempo antes de que veamos una recuperación de las inversiones”, señaló Dan Heckman, estratega sénior de renta fija en Kansas City, Missouri, de U.S. Bank Wealth Management, que administra unos US$126.000 millones.
“Va a llevar tiempo que esto circule por el sistema, pero podemos prever que la oferta se reducirá conforme caiga la producción.
El mercado tendrá un sesgo al alza”. El barril de WTI bajó 3,9 por ciento a US$46,66 en el informe de la Bolsa Mercantil de Nueva York. Cayó 1 por ciento a US$46,81 el barril a las 10:00 del lunes en Londres. Los futuros tocaron el nivel más bajo en seis años de US$37,75 en agosto.
Demanda mundial
La demanda mundial de crudo crece mientras que los países de fuera de la OPEP producen una menor cantidad, lo que ayudará a recuperar el equilibrio entre la oferta y la demanda el año que viene, dijeron el secretario general de la OPEP, Abdalla Salem El-Badri, y el ministro de Petróleo de Kuwait, Ali Al-Omair, la semana pasada en Ciudad de Kuwait.
En los EE.UU., la cantidad de plataformas de perforación petrolera la semana pasada se redujo en diez, a 595, informó la empresa de servicios a yacimientos Baker Hughes Inc. en su sitio web el 16 de octubre.
La producción estadounidense de crudo se redujo en 76.000 barriles diarios, a 9,1 millones, en la semana que terminó el 9 de octubre, según la Administración de Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés).
La producción se redujo en 514,000 barriles diarios respecto de los 9,61 millones alcanzados en junio, la cifra más alta desde 1972.
Una serie de aumentos en las existencias estadounidenses llegará a su fin en tanto las refinerías aumenten la producción de combustible el mes que viene, dijo Tom Finlon, director de Energy Analytics Group LLC. Las reservas de crudo aumentaron más que nunca desde abril, mientras que las operaciones de refinación cayeron al nivel más bajo desde enero, mostraron los datos de la EIA la semana pasada.
“Nos estamos acercando al nadir de la actividad de refinación”, declaró telefónicamente Finlon, que trabaja en Júpiter, Florida.
“Las refinerías empezarán a funcionar en noviembre, después del mantenimiento, y con eso habrá un aumento de la demanda”.(El Día)
Un problema crudo
La situación del sector petrolero es más grave de lo que muchos se imaginan y las soluciones aún están a mitad de camino.
Esas son las conclusiones que dejó el Congreso de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), que tuvo lugar la semana pasada en Bogotá. Tras dos días de presentaciones y debates quedó claro que la actual coyuntura no tiene visos de mejorar en el corto plazo, y que el nuevo entorno exige grandes esfuerzos tanto públicos como privados.
El panorama petrolero está nublado por donde se lo mire. Aunque los precios internacionales han tenido un ligero repunte en las últimas semanas, la recuperación seguirá siendo lenta y la posibilidad de volver a cotizaciones altas no se ve por ningún lado.
El rasgo fundamental de la nueva realidad consiste en que la Opep ha dejado de operar como un cartel, y ahora el mercado depende del libre juego de la oferta y la demanda.
La noticia buena para Colombia es que los bajos precios ya han impactado al sector en Estados Unidos, mermando gradualmente la producción de crudo en los últimos meses y reduciendo drásticamente el número de taladros en operación. Aunque esa situación daría para esperar un aumento de las cotizaciones, la mala noticia es que los miembros de la Opep están luchando entre sí para no perder participación en el mercado, en un entorno de grandes inventarios y capacidad productiva por utilizar. Por eso, no es raro que algunos expertos afirmen que el mundo tiene que hacerse a la idea de que los precios actuales constituyen la nueva normalidad.
Las noticias en el ámbito nacional no son mejores. Aunque la producción se ha mantenido alrededor del millón de barriles diarios, el panorama hacia adelante no es promisorio. Con el actual ritmo de extracción, las reservas con que cuenta el país no durarían más de seis años, lo que impone la necesidad apremiante de encontrar nuevos yacimientos. Sin embargo, la caída de los precios ha afectado severamente los recursos que tienen las empresas petroleras para invertir. En lo corrido de este año se han desarrollado 19 pozos exploratorios, lo que implica una caída notable frente a los 92 del 2014.
El Gobierno ya ha empezado a tomar medidas para enfrentar esta situación. El año pasado las autoridades viabilizaron la creación de zonas francas para los proyectos que se desarrollan costa afuera y agilizaron la expedición de licencias ambientales. Además, en los últimos meses la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) ha tomado varias medidas orientadas a ampliar los plazos de los proyectos, permitir el traslado de recursos de actividad exploratoria de unos bloques a otros, y flexibilizar las garantías de los contratos para liberar recursos para las compañías.
Aparte de lo que ya se ha hecho, es necesario trabajar en áreas sensibles como la promoción de la exploración en vastas zonas del país, que aún no han sido intervenidas, y urge implementar estrategias más efectivas para ofrecer bloques al sector privado. También será necesario ajustar la tajada que el Gobierno toma de los ingresos petroleros (conocido como el ‘government take’), de modo que se adecúe a las nuevas condiciones del sector, y a la renovada competencia de países vecinos, como México. Ese ajuste deberá hacerse teniendo en cuenta los demás elementos de la Reforma Tributaria estructural, que se pondrá en marcha una vez las autoridades reciban el informe final que la Comisión de expertos debe emitir antes de terminar el año.
Por supuesto que el sector privado también tendrá que adaptarse a las nuevas condiciones del mercado. Las compañías petroleras no deben esperar a que se recuperen los precios para poner en marcha cambios operativos y transformaciones tecnológicas, que permitan elevar una productividad, que en muchos casos permaneció dormida durante la época de las vacas gordas. Si no hay profundos ajustes productivos, cualquier esfuerzo de las autoridades sería estéril.
La actual crisis petrolera no es la primera que enfrenta el sector en su larga historia, y tampoco será la última. De toda ha salido avante con la suma de esfuerzos públicos y privados. Esta no debe ser la excepción.(Portafolio)
El crudo de la OPEP se deprecia un 1,73 % hasta 44,92 dólares el barril
El precio del crudo de la OPEP ha iniciado la semana a la baja al retroceder el lunes hasta 44,92 dólares por barril, un 1,73 por ciento menos que el viernes, informó hoy el grupo petrolero con sede en Viena.
El barril de referencia de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), integrado por doce tipos diversos de crudo (uno por cada país miembro), se mantiene así a un nivel considerado muy bajo, cerca del 50 por ciento menor al promedio de 2014.
Venezuela, uno de los miembros fundadores de la organización en 1960, ha hecho una propuesta para defender un “petroprecio” mínimo de entre 70 y 80 dólares que será discutida mañana en Viena por representantes de naciones productoras de petróleo de dentro y fuera de la OPEP.
No obstante, según indicaron a Efe fuentes cercanas a la organización, no todos los participantes enviarán a sus ministros a este encuentro, del que no se esperan en principio decisiones vinculantes.
La próxima conferencia regular de la OPEP, en la que los socios deberán decidir cuál será el nivel de su oferta en la primera mitad de 2016, está convocada para el 4 de diciembre en Viena.(Yahoo Finance)
Perú recibe 3.000 TM de GLP al mes de Bolivia
Plantas. El carburante es enviado desde Río Grande y Gran Chaco
Bolivia exporta al Perú mensualmente 3.000 toneladas métricas (TM) de gas licuado de petróleo (GLP) a precios por encima de los establecidos por las cotizaciones internacionales. Los envíos se realizan desde las plantas Gran Chaco y Río Grande.
La información fue dada a conocer ayer por el presidente ejecutivo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Guillermo Achá, “Nosotros estamos exportando GLP en volúmenes importantes, son más de 3.000 toneladas métricas al mes”, manifestó.
La autoridad añadió que ese volumen de GLP es evacuado desde las plantas separadoras de líquidos Río Grande (Santa Cruz) y Gran Chaco Carlos Villegas (Tarija). Esta última fue inaugurada en agosto de este año. El presidente de YPFB no precisó el precio de venta del carburante. No obstante, afirmó que es mayor al de las cotizaciones internacionales.
El 24 de agosto, fecha de la inauguración de las operaciones comerciales de la Planta Separadora de Líquidos Gran Chaco Carlos Villegas, ubicada en el municipio de Yacuiba del departamento de Tarija, Achá precisó que los precios de venta de GLP al vecino país están basados en la cotización internacional. “De lo que es la mezcla de un butano y un propano, componentes de GLP, derivan de la cotización internacional sobre esto está valuado la exportación de nuestro GLP”, señaló Achá en esa ocasión.
En la misma fecha, detalló que Bolivia envía a Perú un promedio de 2.500 a 3.000 TM por mes desde la planta Río Grande de Santa Cruz, y que con la puesta en marcha de la planta Carlos Villegas los volúmenes de las exportaciones aumentarán.
Antecedentes. El 23 de junio, el presidente Morales y su homólogo de Perú, Ollanta Humala, firmaron un acuerdo energético. Con este convenio, los nuevos precios del GLP que se exportará a Perú serán más baratos que los actuales y se espera que ese país le venda a Bolivia diésel a “precios soberanos”. La venta se efectuaría máximo en tres meses, aseguró el Gobierno. Los mercados asegurados para el GLP, según Sánchez, son Paraguay, Perú, Uruguay, Brasil y Argentina.
La Razón publicó el 25 de junio que la estatal YPFB, a través de una alianza estratégica con Petroperú, será el distribuidor mayorista de gas licuado de petróleo en siete zonas altiplánicas de Perú, lo que permitirá captar más divisas para el Estado boliviano.
El 15 de julio, el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, informó que Yacimientos comenzó a exportar de manera provisional 10.000 garrafas por día de GLP a la ciudad de Juliaca, en Perú, en el marco de los acuerdos energéticos firmados con este país el 23 de junio.
El acta que encamina esta exportación fue suscrita el 22 de julio entre el ministro Sánchez y la ministra de Energía y Minas del Perú, Rosa María Ortiz. En aquella ocasión se detalló que las garrafas serán envasadas en la planta de Senkata y enviadas a la ciudad peruana de Juliaca. Inicialmente se considera 10.000 unidades/día. La operación iba a comenzar en agosto.
Esa fecha, las autoridades anticiparon que en noviembre se iniciaría la exportación de gas natural licuado. “En cumplimiento de los acuerdos que se celebraron en Puno estamos suscribiendo esta acta en donde avanzamos en la venta de GLP para el mercado del sur del Perú. De la misma manera se va a presentar la empresa estatal de Bolivia en el compulso que estamos haciendo para la masificación del gas natural en las ciudades alto andinas de nuestro país”, manifestó la ministra Ortiz.
Más datos sobre la temática
Barato
La Razón publicó el 26 de junio las declaraciones del ministro Sánchez sobre los precios “más baratos” del GLP para exportar al Perú y que se espera que ese país le venda a Bolivia diésel oil a “precios soberanos”.
Energía
El acuerdo firmado el 22 de julio entre Bolivia y Perú incluye la compra-venta de electricidad.(La Razón)
Bonos soberanos terminan a la baja
En cuanto a los bonos de Pdvsa, el bono que mostró mayor disminución en su cotización fue el Pdvsa 2026
En promedio los globales ceden 0.43 puntos y los de Pdvsa retroceden 0.25 puntos.
La parte media de la curva presentó las variaciones más pronunciadas en la jornada de hoy, perdiendo en promedio 0.48 puntos, en este segmento de la curva el Pdvsa 2023 presenta la caída más significativa al perder 0.70 puntos de su valor.
En cuanto a los bonos de Pdvsa, el bono que mostró mayor disminución en su cotización fue el Pdvsa 2026, que se cotiza a 35% de su valor nominal, evidenciándose con esta variación la menor demanda en el día de hoy. Este papel le permite obtener al inversionista un rendimiento en el orden de 21% de su inversión.
Los papeles de la estatal petrolera que presentan mejor rendimiento corriente, es decir, relación cupón-precio son el Pdvsa 2022 (26.05%) y el Pdvsa 2035 (23.69%). La prima de riesgo de Pdvsa medida por el Credit Default Swap a 5 años se mantuvo estable con una pequeña variación de 0.05% respecto al cierre anterior.
Materias primas
El crudo cierra la jornada en negativo extendiendo de esta forma la caída de la semana pasada, esto como consecuencia de que las señales persistentes de sobreoferta global se disiparan de una manera más lenta a lo originalmente previsto.
El oro por su parte cierra de igual forma en terreno negativo luego de que el índice del mercado inmobiliario en Estados Unidos reportara mejor a lo esperado, reavivando el posible aumento de tasa de interés por parte de la FED próximamente.
El rendimiento de la deuda estadounidense a 10 años bajó 1 punto base respecto a la mañana y se ubica en 2.02%.
Mercado bursátil:
El mercado bursátil en Estados Unidos cierra la jornada en positivo cerca de sus niveles máximos en ocho semanas, luego de que Nike Inc y Walt Disney Co, reportaran ganancias ayudando de esta manera a compensar la caída reportada por Morgan Stanley en horas de la mañana.
El S&P500 gana +0.03%, el Dow Jones +0.08% y el Nasdaq+0.38%.
Ganancias reportadas por el Deutsche Bank ayudaron a las bolsas europeas en la jornada de hoy. El Euro Stoxx avanza +0.22%, el FTSE100 -0.40%, el CAC40 +0.03% y el DAX +0.59%.(El Mundo)
Pdvsa reactivará esta semana unidad de craqueo de la refinería Cardón
La refinería Cardón, la segunda más importante de Venezuela, reactivará en los próximos días una unidad de procesamiento de combustibles afectada por un fallo eléctrico ocurrido a principios de octubre, informó la estatal Petróleos de Venezuela (Pdvsa).
En la planta de Cardón, que tiene una capacidad de procesamiento de 310.000 barriles diarios, se está realizando “una reparación menor en los accesorios externos de la unidad de craqueo catalítico fluidizado” y “estará operando normalmente a mediados de esta semana”, señaló un comunicado.
Según Pdvsa, las refinerías Amuay y Cardón, que conforman el Centro de Refinación Paraguaná -ubicadas en el noroccidental y costero estado de Falcón- “se encuentran operativas, produciendo componentes para las diferentes mezclas de combustibles, luego de la falla eléctrica ocurrida el pasado 1 de este mes”.
El incidente ocurrido en el Centro de Refinación de Paraguaná, conformado además por la planta de Bajo Grande, fue atribuido por el presidente Nicolás Maduro a “un plan para sabotear los servicios públicos del país”.
La falla había dejado sin servicio eléctrico a ambas refinerías, además de la zona residencial de Judibana, “sin haberse registrado incendios ni daños a trabajadores”, subrayó Pdvsa.
El Centro de Refinación de Paraguaná tiene una capacidad de procesamiento de 940.000 barriles diarios, afirma la estatal petrolera venezolana.
En nota de prensa la empresa indica que Pdvsa garantiza el suministro de combustible a todo el país ya que el Circuito de Refinación venezolano cuenta con suficiente inventario para atender la demanda nacional.(Noticias 24)
Petroleros se movilizarán por pagos incumplidos
A su juicio, José Bodas, secretario general de Futpv cree que se debe aprobar un alza de sueldo de Bs 8.400 a 35.000 y elevar el monto de la TEA de Bs. 12 mil a 25 mil
José Bodas, secretario general de la Federación Unitaria de Trabajadores Petroleros de Venezuela (Futpv), se pronunció sobre las condiciones salariales del personal de Petróleos de Venezuela (Pdvsa).
En su criterio, se debe aprobar un alza de sueldo de Bs 8.400 a 35.000 y elevar el monto de la Tarjeta Electrónica de Alimentación (TEA) de 12.000 a 25.000 bolívares.
“Pido a los 25.000 trabajadores de Pdvsa y las empresas mixtas en Anzoátegui a unirse por la gran lucha salarial. La estatal ha incumplido 90% de los beneficios”.
El director ejecutivo de la Futpv y miembro del movimiento 1° de Octubre, Eudis Girot, dijo que a raíz de la “ilegitimidad” del anteproyecto de contrato colectivo que introdujo el presidente de la federación, Wills Rangel, en septiembre, se desplegarán a partir de hoy en todo el país con el objetivo de recoger 12.000 firmas para pedir la revocación del dirigente sindical.
“La propuesta no fue consultada con los trabajadores y a Rangel se le venció su período sindical en octubre de 2014”.
Las rúbricas serán entregadas al ministro del Trabajo, Jesús Martínez, la primera semana de noviembre para que exigir un pronunciamiento.(El Tiempo)
Arabia Saudí aplica el bisturí y empieza a retrasar pagos a empresas españolas
OHL, Adif, Talgo, Indra y Técnicas Reunidas se ven arrastradas por la caída de ingresos del exportador de crudo
Los bajos precios del barril está haciendo estragos no solo en las grandes multinacionales del crudo sino también en los países productores. Arabia Saudí, el halcón más poderoso de la OPEP y el segundo que más crudo exporta después de EEUU, ha empezado a retrasar el pago a empresas por los menores ingresos que percibe. Toda una piedra de toque para lo que puede suceder a futuro con otros países productores. Compañías como FCC, OHL, Indra, Adif, Talgo, Técnicas Reunidas, con grandes proyectos en marcha podrían verse seriamente afectadas por la falta de liquidez de algunos magnates del petróleo.
Un informe de hace unos meses de BNP Paribas alertaba en su momento de que, si el barril se mantenía en los 70 dólares, los países de la OPEP dejarían de ingresar unos 316.000 millones de dólares, lo que provocaría que muchas inversiones y proyectos en marcha tendrían que ser aplazados. Ahora con el barril por debajo incluso de los 50 dólares, el futuro se antoja sumamente complicado para las economías árabes y latinoamericanas extraordinariamente dependientes del crudo.
En Arabia Saudí, por ejemplo, el petróleo representa el 80% de los ingresos estatales y, aunque es uno de los países menos endeudados del Planeta, con un pasivo equivalente al 2% del Producto Interior Bruto -la media europea es de un 93%-, supone un vuelco en sus previsiones macroeconómicas. Desde 2014, los ingresos están cayendo muy fuerte en el país saudí, lo que está afectando al crecimiento de su economía. Para este año, está previsto crezca un 3% frente al 10% registrado en 2011, cuando los precios del petróleo superaban entonces los 110 dólares. Posibles proyectos afectados
Precisamente, esta situación es la que ha obligado a Arabia Saudí a retrasar los pagos a proveedores del sector público y a revisar a la baja proyectos ya contratados y con las obras en marcha. Uno de los proyectos más emblemáticos que podría verse afectado por la medida y en el que participan varias empresas española es el tren de alta velocidad La Meca-Medina, que desarrolla el consorcio Renfe, Adif, Talgo, OHL e Indra, entre otras, con un coste de 6.736 millones de euros.
Otra de las obras de Arabia Saudí es el Metro de Riad, con un presupuesto de 6.036 millones y que está liderado por FCC con un 35,88%. El complejo de gasificación Jazan Gicc, de 1.700 millones ha sido adjudicado a Técnicas Reunidas así como la refinería de Jubail, presupuestada en otros 1.300 millones de euros. Es decir, con Arabia Saudí existen cuatro contratos de infraestructuras que, de paralizarse alguno de ellos, generaría un grave problema a las empresas españolas. En el primer semestre de 2015, las autoridades saudíes adjudicaron contratos se infraestructuras por un valor total de cerca de 33.000 millones de euros, un 12,4% más que en el mismo periodo de 2014.
“Es difícil resistir la tentación de multiplicar el gasto público cuando el precio del crudo está subiendo, pero muy difícil recortarlo cuando baja”, comenta el economista jefe para Oriente Medio de HSBC, Simon Willians. “Los recortes se avecinan. El déficit es demasiado grande como para ignorarlo y hacer como si fuese algo habitual”, sentencia el analista de SHBC. Y es que, se prevé que el déficit que Arabia Saudí puede acumular en el periodo 2015-2016 podría exceder los 300.000 millones de euros, lo que supondrá un golpe muy duro para el país que nada en petróleo y que dominó a todas las multinacionales petroleras norteamericanas.
Pero si duro puede resultar para la economía saudí, algunos analistas y expertos reconocen que puede ser aún peor para las empresas con intereses en otros países productores. Si los mercados siguen a la baja, las economías de los países productores caerán de golpe, lo que les obligará también a hacer recortes en sus presupuestos. Las últimas previsiones son bastante negativas. La agencia Moody’s acaba de revisar a la baja sus estimaciones de precios del crudo para el periodo 2016-2017.
Malas perspectivas a medio plazo
En el caso del petróleo Brent que se extrae en Mar del Norte -sirve de referencia para los mercados europeos-, prevé se sitúe en 53 dólares de media en 2016 frente a los 57 dólares estimados anteriormente. Para 2017, rondará los 60 dólares, cinco dólares por debajo de su anterior pronóstico. Respecto al Texas, de EEUU, se calcula se sitúe en 48 dólares/barril para 2016, cuatro dólares menos, mientras que en 2017 subirá a 55 dólares frente a los 60 de la anterior previsión.
“Creemos que los precios del crudo se mantendrán más bajos por un periodo más largo, ya que la acumulación de inventarios y el exceso de crudo en el mercado hará que los precios suban a menor ritmo”, sostiene Steve Wood, analista de Moody’s. El incremento de las exportaciones iraníes podría suponer una presión añadida sobre las cotizaciones en los mercados internacionales.
Por eso, las constructoras españolas como otras tantas extranjeras están muy expuestas a esta situación, ya que tienen contratos firmados con países productores de petróleo como Arabia Saudí, Emiratos Árabes Unidos, México, Rusia y Malasia, entre otros, países todos ellos productores de crudo y con una cartera de inversiones en infraestructuras muy potente.
Con el gobierno de Qatar tienen firmados, por ejemplo, contratos la compañía OHL para la construcción del centro médico y de investigación más lujoso del mundo para mujeres y niños, considerado uno de los más avanzados del mundo. El consorcio internacional está liderado a un 50% por la constructora española, presupuestado en más de 1.840 millones. El metro de Doha lo están haciendo, entre otras, OHL y FCC por 1606 millones. La autopista New Orbital se lo ha adjudicado el Gobierno qatarí a la empresa que preside Florentino Pérez, ACS, en 1.230 millones.
Técnicas Reunidas y OHL son dos de las empresas que más riesgos han contraído con países productores de petróleo. La primera tiene adjudicada la construcción de una refinería y petroquímica en Penderang (Malasia) por 1.150 millones y está construyendo la refinería de Volvogrado, en Rusia, por 1.100 millones. En México, el grupo OHL lidera el consorcio (64%) para la construcción de la circunvalación Ciudad de México, presupuestada en 1.386 millones y en la que también participa la compañía Indra. Técnicas Reunidas se adjudicó en septiembre pasado su último contrato en Abu Dhabi por 277 millones de euros. Representa el quinto proyecto que la compañía desarrolla en los Emiratos Árabes Unidos.(Capital Madrid)
