El precio del barril OPEP sigue a la baja y cotiza a 45,64 dólares
El petróleo de referencia de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) cotizó el martes a 45,64 dólares, un 1,3 por ciento menos que en la jornada anterior, informó hoy en Viena el grupo petrolero.
El barril OPEP acumula así tres depreciaciones consecutivas y cae a su marca más baja de las últimas dos semanas, cortando así la carrera alcista que inició a principios de mayo.
Otros crudos de referencia internacional, como el Brent europeo y el Texas estadounidense, evolucionaron también a la baja afectados por la incertidumbre que despierta entre los inversores la votación del próximo 23 de junio en la que los británicos decidirán sobre la permanencia de su país en la Unión Europea.(Investing)
Petroamazonas contrató con Sinopec para el Tiputini
¿Cuándo se firmará el contrato de servicios para el campo petrolero Sacha?
Estamos avanzados en algunas conversaciones con empresas. Tenemos compañías interesadas en campos de Petroamazonas y en este momento nos encontramos en proceso de negociación.
¿Se tiene alguna fecha?
Estamos muy avanzados. No puedo adelantar una fecha, pero puedo decir que estamos cercanos a poder cerrar algún negocio.
El ministro Poveda dijo que se espera un adelanto de inversiones de unos USD 1 500 millones de la compañía interesada…
Es justamente uno de los temas en negociación. No quisiera adelantar cifras.
¿Hay interés en otras áreas de Petroamazonas?
Hay empresas interesadas en algunos campos. Dentro del mismo ITT estamos actualmente explorando en el campo Tiputini. Tenemos un contrato suscrito con la empresa Sinopec (de China, ndlr.). Y tenemos otras empresas interesadas en explorar el campo Tambococha.
¿En el Tiputini se tiene ya firmado algún contrato con Sinopec?
Sinopec se encuentra ya perforando en el Tiputini.
¿Como contratista de servicios o como socio?
La empresa está como contratista de servicios.
¿La figura es similar a la del contrato de Schlumberger en Auca?
No es exactamente la misma figura. Es un contrato diferente, con particularidades distintas al de Schlumberger, pero Sinopec se encuentra ya perforando. Ha perforado seis pozos en el Tiputini, fuera del Parque Nacional Yasuní y tenemos muy buenos resultados, aunque los pozos aún no están en producción. Estamos en etapa de pruebas y esperamos poder alcanzar una producción plena entre finales de agosto e inicios de septiembre.
¿Es la misma figura de prestación de servicios como con Schlumberger?
*El contrato es de Servicios Integrados de Perforación del campo Tiputini (3 plataformas). Es un contrato de 3 años. En la negociación se obtuvo 15 meses de gracia antes de que la empresa envíe las facturas por sus servicios. La empresa debe perforar 40 pozos.
¿Se paga a Sinopec una tarifa por barril extraído?
*No se paga una tarifa por barril extraído, sino el precio de los servicios: perforación, completación y materiales.
¿Existe en el contrato algún pago anticipado similar a los USD 1 000 millones que entregó Schlumberger por el campo Auca?
En el caso de Sinopec en el Tiputini no existe esa figura.
¿Pero Sinopec está a cargo de las inversiones para extraer el crudo?
Correcto. Y nos ha ido bastante bien. Nosotros estábamos proyectando una producción entre 3 000 y 3 500 barriles por día. Pero parece que tendremos algo mucho mejor, en el orden de unos 5 000 barriles por día.
¿Se puede decir que Sinopec está a cargo de la inversión en Tiputini?
Sinopec maneja las inversiones, sí. Pero el operador, por supuesto, es Petroamazonas.
¿Cuándo se firmó el contrato con Sinopec?
Hace unos dos meses. *La fecha de inicio de la perforación fue el 28 de marzo del 2016.
¿Solo se firmó para el campo Tiputini?
Sí. Tambococha aún estamos explorando. Aunque ya hay empresas interesadas.
¿Y en Ishpingo?
En ese campo aún debemos tramitar la licencia ambiental.
¿Con qué producción arrancará el Tiputini?
Comenzaríamos con 5 000 barriles al día. Esperamos tener en un pico de producción de unos 20 000 barriles al día
¿En cuánto tiempo?
En unos dos años.
¿Cuánto invertirá Sinopec en el campo Tiputini en este año?
La inversión total en el Tiputini están en el orden de USD 500 millones en los tres primeros años del contrato, cuando la inversión es más fuerte.
¿Cómo se pagan las inversiones de Sinopec?
*Las inversiones de la contratista se ejecutan para brindar su servicio, se pagan una vez que lleguen las facturas por el servicio.
¿Hubo una licitación abierta y pública para contratar los servicios para el campo Tiputini?
Fue una negociación directa con Sinopec, amparada en la normativa de contratación directa de Petroamazonas, y así lo hicimos en ese caso. La propuesta era muy atractiva. Ya hubo la aprobación previa del Directorio de Petroamazonas para hacer esta contratación. Hay otros casos donde se consideran varios oferentes como en Sacha.
¿Hay algunos otros campos en esa línea?
Estamos conversando con empresas que han mostrado interés por Cuyabeno . Pero no tenemos ninguna negociación cerrada.
¿Cuál será el costo de producción en Tiputini?
Entre USD 15 y 17 por barril. Una vez que tengamos la producción en pleno, tal vez podamos optimizar un poco más.
¿Qué tipo de crudo hay en el Tiputini?
Debe estar entre 15 y 17 grados API, según las pruebas. Esperábamos que fuera más pesado pero hasta el momento tenemos mejores resultados.
¿Cuál es la meta de producción de este año para Petroamazonas?
La meta era 360 000 barriles día y la hemos superado ostensiblemente. Y una vez que comencemos la operación del Tiputini, esperamos superar el récord de producción histórica de Petroamazonas. Yo creo que cerraremos en más de 365 000 barriles diarios.
*Petroamazonas hizo ayer, 14 de junio, estas precisiones, vía correo electrónico, a la entrevista realizada el lunes pasado, 13 de junio.
Petroamazonas superó su récord de producción al promediar los 366 754 barriles en abril El Ministerio de Finanzas obtuvo liquidez de dos petroleras estatales Petroamazonas contrató con Sinopec para el Tiputini(Entorno Inteligente)
Aranguren: “Se compró gas a Chile cuando no fue posible recibir más desde Bolivia”
El ministro de energía y minería dijo que eran “carentes de veracidad” las expresiones formuladas la semana pasada por el senador Fernando Pino Solanas sobre la importación de gas natural de Chile, y dispuso refutarlas “tanto en sede judicial como ante la opinión pública”.
En una nota referida al artículo publicado por Solanas el miércoles 8 en el portal Infobae, Aranguren recordó que el 29 de febrero pasado el ministro de Hidrocarburos y Energía de Bolivia, Luis Alberto Sánchez, informó que su país no iba a poder entregar los 19,9 millones de m3 por día de gas natural establecidos por contrato para este año, y que ofreció en cambio aportar 15,4 millones para el primer semestre y 19 millones para el segundo.
“Ante este panorama y un pronóstico de frío más severo que en años anteriores para este invierno, y dado que el gas producido en nuestro país no alcanza -desde hace más de 10 años- a cubrir toda la demanda en el período invernal, decidimos evaluar la posibilidad de diversificar la oferta energética importada”, explicó Aranguren.
De ese modo se buscó “limitar al mínimo posible el corte de suministro de gas natural a la industria, lo cual fuera muy frecuente en años anteriores, aunque ocultado y minimizado por las autoridades energéticas que nos precedieron”.
El ministro recordó que las vías de importación de gas natural “son limitadas” al contrato con Bolvia y un par de opciones de re-gasificación de gas natural licuado (GNL) en los puertos de Bahía Blanca y Escobar, “cuya capacidad se encuentra a pleno durante los meses de junio a agosto”.
“Asimismo -prosiguió Aranguren- en invierno debemos recurrir a la importación de combustibles líquidos (principalmente gasoil) para generar energía eléctrica en varias centrales térmicas, liberando así gas natural para que se destine al abastecimiento residencial y para el sector de transporte, como GNC”.
El ministro señaló que la compra directa a ENAP de Chile por parte de Enarsa está prevista en la normativa y resaltó que “estamos comprando todo el gas natural que Bolivia pone en disponibilidad, por lo que denunciar que se compró a Chile a un precio 128% superior al que corresponde por contrato con Bolivia es una verdad planteada en forma maliciosa”.
“Se acudió al gas natural proveniente de Chile cuando ya no era posible contar con mayor cantidad de gas de Bolivia que el que se estaba adquiriendo”, dijo Aranguren
Es decir, amplió, “el senador Solanas compara el precio de un bien disponible (gas de Chile) con el de un bien que hoy no está disponible (gas adicional de Bolivia); en esa comparación entre lo existente y lo inexistente, llega a su errada conclusión de ‘sobreprecio’”.
En un análisis serio, dice la nota del minisro, sólo es posible comparar el precio de los distintos bienes “efectivamente disponibles”.
Todo volumen adicional de gas natural que se pueda comprar -sostiene Aranguren- remplaza al combustible marginal que se quema en el invierno para generar energía eléctrica (gasoil), cuyo costo es actualmente de 11,8 dólares por millón de BTU.
“Es decir, que la compra de gas a Chile se hace a un precio que es 40% inferior al del combustible alternativo que remplaza, ahorrándole al país con esta operación 840 millones de pesos”, puntualiza la nota.
Añade que el contrato de compra venta de gas natural a Chile no es secreto ni tiene cláusulas de “estricta confidencialidad”, como dijo el senador Solanas.
“Como en cualquier contrato comercial -indica el ministro- existen cláusulas confidenciales, pero eso no impide presentarlo ante cualquier requerimiento de las autoridades administrativas y obviamente de las judiciales, tanto de Chile como de Argentina, ya que el contrato mismo lo prevé”.
Por último, Aranguren se refirió a las acusaciones de que es la empresa Shell, “quien fuera -como es público y notorio- mi empleador hasta el 30/06/15″, la que provee de GNL a las empresas chilenas que posteriormente revendieron el gas natural a Enarsa.
“Debe señalarse que nuestros proveedores chilenos de gas natural (ENAP y SolGas) eligen sus proveedores de GNL sin dar intervención ni información (y sin obligación alguna de darla) a Enarsa, por lo que no conozco y además no interfiero, ni tengo incidencia en la elección del proveedor por parte de las empresas radicadas en el vecino país”, sostuvo el ministro de Energía.(El Litoral)
Producción de Pdvsa cayó 120.300 barriles diarios en mayo
La empresa pasó de bombear 2,49 millones de barriles por día a 2,37 millones de barriles, reportó la OPEP
Pese a que Pdvsa aseguró recientemente que la producción de petróleo del país se ha mantenido estable este año, las cifras que el gobierno envía a la Organización de Países Exportadores de Petróleo indican que la empresa continúa reduciendo el bombeo.
El reporte mensual de la OPEP muestra que mientras en abril la producción de Pdvsa fue de 2,49 millones de barriles por día, el mes pasado bajó a 2,37 millones de barriles diarios: un descenso de 120.300 barriles por día o de 4,81%, la contracción mensual más acentuada de este año.
El registro actual también refleja que en lo que va de 2016 la caída ha sido de 221.000 barriles por día u 8,52%, pues en diciembre pasado se produjeron 2,59 millones de barriles al día.
El bombeo es aún menor si se toma como referencia fuentes secundarias como Petroleum Intelligence y la Agencia Internacional de Energía, que son citadas en el informe de la OPEP. Las organizaciones informan que Pdvsa produjo el mes pasado 2,18 millones de barriles por día, 69.000 barriles menos que el mes anterior.
Analistas nacionales y dirigentes gremiales han advertido que el descenso en la producción deja sin efecto el aumento que ha tenido el precio del barril; es decir, que a pesar de que se está cobrando más por el crudo a las cuentas nacionales ingresará igual cantidad de dinero, o menos.
Aseguran que la contracción obedece, entre otras cosas, al desvío de las inversiones, al retraso en los mantenimientos y hasta a la escasez de repuestos.
Además de Venezuela, Nigeria e Irak también bajaron su producción, mientras que Arabia Saudita, Kuwait e Irán la incrementaron. En total, la OPEP produjo en mayo 32,36 millones de barriles por día, 99.800 barriles menos que en abril.
En alza. Lo que aumentó Pdvsa el mes pasado fue la cantidad de barriles de petróleo que le vendió a Estados Unidos, luego de haber declinado desde enero debido a la menor producción y a retrasos en el puerto de Jose, informó Reuters en su portal web.
La agencia reseña que en mayo el país norteamericano recibió 47 embarques de crudo venezolano, un incremento de 3,7% con respecto a abril, pero un descenso de 2% frente a mayo de 2015, según datos de flujos comerciales elaborados con cifras preliminares.(El Nacional)
Bonos soberanos cierran pérdida de 0,44 puntos en promedio
Los bonos de la estatal petrolera presentan comportamiento similar a los de la República
Los bonos soberanos cierran la jornada con una pérdida en promedio de 0,44 puntos respecto a la jornada de ayer, en línea con el comportamiento del crudo.
Destaca la parte media de la curva soberana por ser el segmento de mayor pérdida en la jornada, disminuyendo poco más de medio punto. El papel con mayor retroceso en la jornada fue el Venz 2023 con 0,69 puntos.
La prima de riesgo ante la probabilidad de impago de la deuda soberana, es decir, el Credit Default Swap a 5 años para Venezuela aumentó 5,35% respecto al cierre de la jornada anterior y se ubica en 4,910 puntos básicos.
Por su parte, los bonos de la estatal petrolera presentan comportamiento similar a los de la República y ceden en promedio 0,51 puntos.
El Credit Default Swap de la compañía petrolera venezolana aumentó 1,58% con respecto al cierre previo y se ubica en 5,617 puntos básicos.
El rendimiento de la deuda venezolana se ubica en 30,9%, mientras que el rendimiento de la estatal petrolera es de 34,4%.(El Mundo)
