PDVSA promete 1 millón de bombonas de gas doméstico a escala nacional
La filial de la compañía Petróleos de Venezuela, PDVSA Gas, anunció que a corto plazo se cubrirá el déficit cilindros de gas doméstico a escala nacional para cubrir el déficit dentro de lo que denominan Plan Día y Noche Bombonas para el Pueblo, que tiene como objetivo atender la demanda de este combustible. “Estamos incorporando más de 1 millón de bombonas. Hay 40. 000 bombonas que ya nos llegaron, las cuales estamos distribuyendo en todos los centros de distribución a escala nacional”, afirmó Cesar Triana, presidente de PDVSA Gas, quien señaló también que parte del problema de suministro se debe a la imposibilidad que tienen los transportistas debido a a las manifestaciones. En este mismo sentido, el equipo de PDVSA Gas realizó la entrega de tres camiones a la empresa de Propiedad Social Directa Comunal Katia Gas, para el beneficio de 1.179 familias de este sector en Caracas. Los nuevos camiones, que se suman a los ya existentes en la empresa, favorecerán a un total de 47.300 familias ubicadas en este sector de Catia. “Venimos con un plan a corto plazo para aumentar en casi 60 camiones para la distribución primaria. Los de distribución secundaria como los de hoy lo estamos haciendo a nivel nacional para potenciar nuestra infraestructura”, explico el presidente de la filial. En la jornada también se realizó la entrega de cilindros de 10 kilogramos a las comunidades de Vista al Mar, Guaicaipuro y El Lago, de la parroquia Sucre, en el municipio Libertador. (Petroguía)
Bonos soberanos y de Pdvsa abren en tono positivo
Los bonos soberanos abren la jornada de este martes en tono positivo, sumando en promedio 0,06 puntos. En la parte corta de la curva destacan el Venz 2018 cupón 7% y el Venz 2019 cupón 7,75% con variaciones diarias de 0,11 puntos. En la parte media de la curva destaca el Venz 2023 cupón 9% con una variación diaria de 0,13 puntos. En el largo plazo destaca el Venz 2031 cupón 11,95% con una variación diaria de 0,14 puntos. Los bonos de Pdvsa amanecen en tono positivo, sumando en promedio 0,15 puntos. En el corto plazo destaca el Pdvsa 2020 cupón 8,5% con una variación diaria de 0,20 puntos. En el mediano plazo destaca el Pdvsa 2021 cupón 9% con una variación diaria de 0,34 puntos. En la parte larga de la curva destaca el Pdvsa 2037 cupón 5,5% con una variación diaria de 0,28 puntos. (El Mundo)
TSJ convalida un dudoso y opaco negocio en la Faja del Orinoco: Petrosur S.A.
Hace tan solo unos días, el Tribunal Supremo de Justicia (TSJ), usurpando funciones de la Asamblea Nacional (AN) dio su aprobación (inconstitucional) a un nuevo “negocio”, en la Faja del Orinoco. La propuesta de este “negocio”, por supuesto, no podría ser presentada ante la Asamblea Nacional, so pena de quedar al descubierto algunos datos y señalamientos que generarían, cuando menos, suspicacias y dudas sobre la transparencia y verdaderas intenciones de la nueva asociación y de la validez del negocio. Nos referimos a la creación de la Empresa Mixta Petrosur S.A., peopiedad de 60% Corporación Venezolana del Petróleo (CVP filial de PDVSA) y 40% Inversiones Petroleras Iberoamericanas. La empresa Inversiones Petroleras Iberoamericanas que se asocia, de manera irrita, por obra y gracia del TSJ, a CVP-PDVSA para formar Petrosur S.A. y operar en el bloque Junín 10 de la Faja, es una empresa que une de nuevo a dos viejos conocidos, ambos españoles, Alfonso Cortina y José Ramón Blanco, quienes fueron expresidente y exvicepresidente de REPSOL, respectivamente, hace algunos años atrás. Esta empresa Inversiones Petroleras Iberoamericanas fue constituida hace 4 años con un capital inicial de 147.500 euros, empresa de tamaño microempresa .y tiene como domicilio en el Paseo de la Castellana de Madrid. Su objetivo social es la adquisición, tenencia, disfrute y enajenación por cuenta propia de toda clase de valores mobiliarios y participaciones sociales de entidades no residentes. En la empresa Inversiones Petroleras Iberoamericanas Alfonso Cortina figura como presidente, José Ramón Blanco Balín, como vicepresidente y consejero delegado, además está José Alberto Grande Folgado como secretario y consejero. Alfonso Cortina presidió Repsol entre 1996 y 2004 y bajo su mandato la petrolera española adquirió la argentina YPF, nacionalizada el año pasado. También presidió la inmobiliaria Colonial, controlada por La Caixa, hasta que en 2006 fue adquirida por el empresario sevillano Luis Portillo y ha asesorado a la sociedad de capital riesgo TPG. José Ramón Blanco Balín, fue nombrado vicepresidente del grupo Repsol en el año 2002. Este empresario fue imputado en el caso Gürtel (*), considerado por la policía como la persona que montó la estructura en el extranjero, imputación y juicio que le costó a Blanco Balín unos 30 millones de Euros. La constitución de la referida empresa mixta Petrosur, S.A. fue aprobada, en reunión de Junta Directiva de Petróleos de Venezuela, S.A., realizada el 22 de marzo de 2017, tras el convenio firmado por Orlando Chacín, en aquel momento vicepresidente de PDVSA y por el consejero delegado José Ramón Blanco de Inversiones Petroleras Iberoamericanas. Resulta, cuando menos, curioso que José Ramón Blanco y Orlando Chacín, ahora Director Interno de PDVSA, amigo inseparable del presidente de la empresa Eulogio Del Pino, tengan algo en común. En efecto, a Orlando Chacín, el Ministerio Público (MP) lo citó en calidad de imputado, por estar presuntamente incurso en procesos irregulares para la adquisición de vehículos en el transcurso de su gestión como director ejecutivo de exploración de PDVSA Oriente. De acuerdo con lo que es conocido de este caso Orlando Chacín habría adquirido automóviles a través de un comité de contrataciones designado a dedo, los cuales, además, fueron comprados en divisa internacional, a pesar de que, inicialmente, se había previsto la compra en moneda nacional. Asimismo, el lote de automóviles fue comprado con sobreprecio y se confirmó que uno de los vehículos fue asignado para su uso personal. Aunque externamente Orlando Chacín, es poco conocido, en el ámbito interno, suena en muchos casos de corrupción ocurridos en Exploración y Producción de PDVSA desde el año 2009, eso sí, siempre a bajo el manto protector de su “carnal” Eulogio Del Pino. Desde nuestro punto de vista, resulta evidente que esta empresa española, mas allá de tener en su nómina un par de nombres vinculados a la alta gerencia de una empresa como REPSOL, no tiene ni la calificación técnica operacional para manejar un campo de crudo extrapesado; ni la capacidad financiera que la avale; ni negocios precedentes que la sustenten. En definitiva, es nuestra opinión que la Asamblea Nacional, muy probablemente, no habría aprobado esa Asociación, al menos para los fines de negocios que se plantean. (La Patilla)
Petrobras reporta que producción de petróleo en el Pré-sal en junio rompió record de enero
La producción de petróleo de Brasil operada por Petrobras en la reserva del Pre-sal superó el record establecido en enero de 1 millón 280.000 barriles por día al ubicarse en junio en 1 millón 350.000 bpd. y el 19 de junio, alcanzar el volumen de 1 millón 420.000 barriles. Destaca la petrolera de brasileña que la producción de petróleo y gas natural operada alcanzó el nuevo récord de 1 millón 690.000 boed. “Contribuyeron a este resultado, el inicio de producción de la plataforma P-66, en el campo de Lula,y , y el arranque a lo largo de este año de nuevos pozos productores conectados a las unidades flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSOs) Ciudad de Caraguatatuba, Ciudad de Ilhabela, Ciudad de Maricá, Ciudad De Mangaratiba y Ciudad de Saquarema – todos instalados en la Cuenca de Santos”, señala Petrobras. Petrobras informa que para el mes de junio la producción total de petróleo y gas natural fue de 2 millones 813.000 barriles de petróleo equivalente por día (boed), cifra que evidencia un aumento de 13.000 barriles por día, 0,46% adicional, si se compara con la producción total de petróleo y gas natural del mes de mayo cuando alcanzó el volumen de 2 millones 800.000 barriles de petróleo equivalente por día. De ese total producido en junio, 2 millones 700.000 boed fueron producidos en Brasil y 113 mil boed en el exterior, cifra que si se contrasta con el mes anterior cuando se produjeron 2 millones 680.000 en territorio y 120.000 en el exterior deja ver un ascenso de 0,27% de lo producido localmente y un descenso de 0,27 en lo que viene de fuera del país. En cuanto a la producción media de petróleo producida en Brasil, Petrobras la ubica en 2 millones 200.000 barriles diarios y señala que el “retorno a la producción, tras la parada programada, de la plataforma P-43 – ubicada en los campos de Barracuda y Caratinga, en la Cuenca de Campos – y de la unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) Ciudad de Mangaratiba, en el campo de Lula, Sal de la cuenca de Santos” explican el aumento si se compara con el mes anterior. De acuerdo a las cifras presentadas este aumento sería de 20.000 barriles, debido a que el mes de mayo la cifra oficial que reportó Petrobras fue de 2.180.000 barriles al día. Finalmente, señala la compañía Petrolera que la menor demanda de producción de gas en Bolivia y reducción de la producción del campo De Hadrian South, en los Estados Unidos, influyeron para que durante el mes de junio la producción de gas natural en el exterior fuera de 8 millones 100.000 m³ / d, un 13% por debajo del volumen producido en mayo de 2017.Mientras que la producción de petróleo en los campos del exterior creció 0,1% por encima del mes anterior al ubicarse en 65.000 bpd durante el mes de junio. (Petroguía)
Precios del crudo cerraron este martes con ganancias
El barril de petróleo Brent para entrega en septiembre cerró este martes en el mercado de futuros de Londres en 48,84 dólares, un 0,86% más que al término de la sesión anterior. El crudo del mar del Norte, de referencia en Europa, terminó la sesión en el International Exchange Futures con un aumento de 0,42 dólares respecto a la última negociación, cuando acabó en 48,42 dólares. El Brent se apreció este martes entre indicaciones de que ha habido un aumento de la demanda internacional de crudo, en particular en China. No obstante, continúa la preocupación por un exceso de oferta de petróleo en el mercado, dado que muchos países tienen todavía alto el nivel de reservas. Por su parte, el precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) subió este martes 0,82% y cerró en 46,40 dólares el barril, tras una jornada marcada por la debilidad del dólar. Al final de las operaciones a viva voz en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del WTI para entrega en agosto subieron 38 centavos respecto al cierre de la última sesión. El llamado «oro negro» recuperó posiciones después de una sesión en la que el «billete verde» perdió terreno frente al euro y otras divisas extranjeras. La debilidad del dólar frente al euro suele presionar al alza el precio del petróleo y otras materias primas ya que al negociarse en dólares resultan relativamente más baratos. (El Mundo)
En Argentina la producción de petróleo cayó 6% mientras sube la oferta de gas y renovables
La producción de petróleo, históricamente asociado a la riqueza argentina, parece haber caído en desgracia. Al menos así lo indican las últimas estadísticas oficiales, que muestran una baja del 6% en la oferta de crudo en mayo en comparación con el mismo período del año pasado. Ese número deja la extracción local muy lejos de los niveles de 1998, cuando se alcanzó el récord local. En la vereda de enfrente parece ubicarse el gas, un hidrocarburo que demoró años en ser tenido en cuenta en el nivel mundial. En abril registró un aumento de 0,29% en comparación con 2016 y, aunque anotó una baja de 1,8% en mayo, atrae los mayores anuncios de inversión. Si bien la diferencia es exigua, se compara con un período en que la producción local de ese recurso ya había comenzado a crecer. Y se suman las energías renovables, que después de años de letargo despertaron el interés de inversores locales e internacionales en las últimas licitaciones que lanzó el gobierno nacional. Los analistas dicen que las diferencias de precios, conflictos gremiales y mejor productividad del gas son algunos de los motivos que explican la tendencia. Los cañones de las petroleras con actividad en el país parecen privilegiar sin miramientos la producción de gas por encima de la de crudo. El ejemplo más notorio es Techint, el grupo que comanda Paolo Rocca. A través de Tecpetrol, que desde hace décadas ocupa un lugar destacado en el ranking petrolero local, aunque lejos de los primeros puestos, le anunció al presidente Mauricio Macri que había puesto en marcha una inversión de US$ 2300 millones para producir gas en el área Fortín de Piedra, en Vaca Muerta (Neuquén). Se trata del mayor proyecto de inversión que se concretó en esta gestión, según la información que maneja la Jefatura de Gabinete, “La caída de la producción de petróleo obedece a varias causas, como conflictos gremiales, reclamos de comunidades indígenas y costos de algunos yacimientos por encima del subsidiado barril criollo. El gas natural crece por el incentivo transitorio de precios establecido por el Gobierno y por los avances de productividad en Vaca Muerta, donde se están volcando grandes inversiones ante los muy buenos resultados de los pozos de shale en producción. También es significativa la productividad lograda en los yacimientos de tight gas [otra clase de extracción no convencional] en esa zona”, explica el ex secretario de Energía Emilio Apud. Para Jorge Lapeña, el más preocupado entre los especialistas consultados, “la caída de la producción petrolera, que se ha acelerado en el último año, debe ser considerada como un fenómeno energético negativo estructural y alarmante”. Y agregó: “Este hecho, a mi criterio, muestra en forma palmaria la falla conceptual de la política petrolera argentina del último cuarto de siglo, fenómeno estructural, que debe ser cambiada. Esa política se basó en el inexplicable abandono de la exploración petrolera, núcleo central de cualquier política seria para el rubro. La cada crónica muestra también que cuando no se explora -y, por lo tanto, no se descubren nuevos yacimientos- de nada valen los paliativos de corto plazo”. (La Comunidad Petrolera)
Exxon se retira del proyecto de gas de Indonesia
La empresa ExxonMobil ha decidido que ya no desea seguir más discusiones o actividad en relación con el bloque de gas natural del este de Natuna marina de Indonesia, después de haber evaluado las perspectivas de desarrollo futuro y los costes, según información de Reuters. Se cree que el bloque de gas de East Natuna es el hogar de las mayores reservas de gas sin explotar del mundo. Exxon ha decidido no seguir adelante con planes y conversaciones para participar en el desarrollo previsto del campo, dijo a Reuters el vicepresidente de Asuntos Públicos y de Gobierno de Exxon Indonesia, Erwin Maryoto. En 1980, Exxon firmó un contrato de producción compartida (PSC) para el bloque East Natuna en el Mar de China Meridional. Se estima que el recurso contiene alrededor de 222 billones de pies cúbicos de gas húmedo con casi 46 billones de pies cúbicos de hidrocarburos recuperables, según Exxon. En agosto de 2012, un consorcio formado por la afiliada de Exxon, Esso Natuna, PT Pertamina (Persero) y PTT Tailandia firmaron un nuevo principio de acuerdo (POA) con el gobierno indonesio para un nuevo PSC para desarrollar East Natuna. En diciembre de 2015, el gobierno de Indonesia acordó extender el POA por 30 meses, para permitir más tiempo para la evaluación de las condiciones del mercado global y la tecnología para los recursos. El gobierno recibió una carta de Exxon sobre su decisión de no proceder con la participación en el bloque de gas, dijo Reuters Wiratmaja Puja, director general de petróleo y gas en el Ministerio de Energía.. El desarrollo del bloque será «antieconómico para la compañía en términos actuales», explicó Exxon en su carta, según el funcionario gubernamental. Bajo los términos actuales, el desarrollo del proyecto haría que su gas sea mucho más caro que los precios spot de GNL en Asia, según Puja. Indonesia tiene la intención de invitar a Exxon a renegociar los términos del proyecto, y podría añadir «un incentivo especial» a una posible renovada oferta para hacer el proyecto económicamente viable. Pertamina, por su parte, está comprometida con el desarrollo del proyecto, pero necesita un socio para hacerlo, dijo a Reuters el director de Pertamina, Syamsu Alam. Se dice que el desarrollo del proyecto costará hasta US $ 40.000 millones. (Energía 16)
