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Las noticias económicas más importantes de hoy #13Ago

Asignarán a partir de este lunes Bono de Vacaciones

El gobierno venezolano comenzó la asignación de un nuevo bono, esta vez, los usuarios con el carnet de la patria recibirán el Bono de Vacaciones, con el valor de 50 mil bolívares. Este nuevo bono presentó un aumento de 10 mil, comparado con el último entregado por el gobierno el pasado 24 de julio. Descifrado

 

Tener a los venezolanos cobrando $3 al mes es “traición a la patria”, dice el economista José Guerra

El brazo judicial de la dictadura venezolana, el Tribunal Supremo de Justicia, violó la inmunidad parlamentaria de tres diputados a la Asamblea Nacional. Uno de ellos, el economista José Guerra. El parlamentario calificó la medida de “absurda”, a su juicio, la “traición a la patria”, cargo del que se le acusa a él, está en tener a los venezolanos devengando un salario inferior a los tres dólares al mes. Descifrado

 

69% de petróleo que exporta PDVSA se dirige a China e India

Las cifras de la Agencia Internacional de Energía al cierre del primer semestre de 2019 indican que para mediados de año el volumen de exportación por parte de Petróleos de Venezuela (PDVSA) estuvo en 960.000 barriles diarios, un nivel que se alcanzó por la acumulación de inventarios, de los cuales 41,6% fueron para China y 28,1% para India. Petroguia

 

Saudi Aramco gana un 11,3% menos hasta junio, pero se confirma como la empresa más rentable del mundo

La petrolera estatal de Arabia Saudí, Saudi Aramco, registró un beneficio neto de 46.938 millones de dólares (42.033 millones de euros) en los seis primeros meses del año, cifra que representa un retroceso del 11,3% en comparación con el resultado obtenido en el mismo periodo del ejercicio anterior. Esta es la primera vez que la compañía árabe ha revelado sus cuentas, las cuales confirman a la petrolera como la empresa más rentable del mundo. EL PAÍS

 

Victoria de la oposición populista argentina en las primarias pone en duda las inversiones en energía

Las compañías energéticas probablemente no tomarán grandes decisiones de expansión, incluyendo las relacionadas a Vaca Muerta, la locación que está impulsando la producción de petróleo y gas en el país. Grandes compañías como Chevron, ExxonMobil y Shell han invertido billones de dólares en esta jugada, una de las más grandes del mundo. Los inversionistas esperarán para saber qué dirá Fernández sobre sus políticas económicas y energéticas antes de tomar cualquier decisión. S&P Global Platts

Gobierno rechaza pronunciamiento de Estados Unidos sobre caso de buques de ExxonMobil

EL GOBIERNO DE NICOLÁS MADURO, a través de la cancillería, rechazó el comunicado que este 24 de diciembre publicó el Departamento de Estado de Estados Unidos (EE UU), en el cual reclamó a la Armada venezolana el haber detenido y expulsado en aguas internacionales buques de la petrolera americana ExxonMobil contratados por Guyana.

El Ministerio de Relaciones Exteriores venezolano calificó de “injerencista e impertinente” el documento estadounidense e insistió en que las embarcaciones se hallaban “en aguas dentro de la proyección del Delta del Orinoco de Venezuela” y no en la Zona Económica Exclusiva de Guyana que indica el comunicado de EE UU.

“A todas luces es evidente que el gobierno de EE UU interfiere a conveniencia en un asunto que en lo absoluto es de su incumbencia, con el fin de promover intereses corporativos vinculados carnalmente con la élite gobernante en Washington, sin reparar en las más elementales normas del derecho internacional público”, apunta la cancillería en un escrito publicado este 25 de diciembre en su sitio web.

A continuación, el comunicado completo:

EEUU intenta impertinentes acciones injerencistas en soberanía venezolana sobre el Esequibo

El Gobierno de la República Bolivariana de Venezuela rechaza categóricamente el comunicado injerencista e impertinente del Departamento de Estado de los EE UU sobre la acción soberana el día 23 de diciembre por parte de la Armada Nacional Bolivariana, en estricta protección de las aguas jurisdiccionales indiscutiblemente venezolanas.

Los buques de exploración petrolera contratados por fuera del marco legal internacional por la República Cooperativa de Guyana se encontraban en aguas dentro de la proyección del Delta del Orinoco de Venezuela, por lo que jamás podrían haberse localizado en una Zona Económica Exclusiva de Guyana.

Los buques abandonaron las aguas venezolanas luego de un intercambio de comunicaciones con la Armada Nacional Bolivariana, que se llevó a cabo en estricto apego a las normas internacionales y a la Diplomacia Bolivariana de Paz.

A todas luces es evidente que el gobierno de EE UU interfiere a conveniencia en un asunto que en lo absoluto es de su incumbencia, con el fin de promover intereses corporativos vinculados carnalmente con la élite gobernante en Washington, sin reparar en las más elementales normas del derecho internacional público. Hacemos un firme llamado a las autoridades estadounidenses a mantenerse al margen de las relaciones entre Estados soberanos y a ocuparse de sus asuntos y problemas internos.

Buques de ExxonMobil: Estados Unidos exige a Venezuela respeto al derecho internacional

El gobierno de Estados Unidos, a través de su Departamento de Estado, emitió un comunicado sobre el caso de los buques de la petrolera ExxonMobil que fueron detenidos por las Fuerzas Armadas venezolanas cuando, según la administración de Nicolás Maduro, violaban el territorio marítimo del país.

Para Washington, en el hecho ocurrido el pasado 22 de diciembre, “la Armada venezolana detuvo agresivamente” a estas embarcaciones que fueron contratadas por la compañía de hidrocarburos y que “operan bajo un acuerdo de exploración petrolera” con Guyana en su Zona Económica Exclusiva.

“Subrayamos que Guyana tiene el derecho soberano de explorar y explotar recursos en su Zona Económica Exclusiva. Hacemos un llamado a Venezuela para que respete el derecho internacional y los derechos de sus vecinos”, señala el breve escrito que se dio a conocer el 23 de diciembre.

Venezuela y Guyana responden tras marina venezolana interceptar buques de investigación de ExxonMobil

UNA EMBARCACIÓN DE LA MARINA VENEZOLANA se aproximó a un buque de investigación sísmica contratado por ExxonMobil frente a las costas de Guyana, uno de los incidentes más serios a la fecha en la rica zona petrolera que Venezuela reclama como propia desde hace tiempo.

La Marina venezolana no abordó el barco, que ya abandonó la zona, según un comunicado emitido por Petroleum Geo-Services, con sede en Noruega. El barco realizaba investigaciones sísmicas a nombre de ExxonMobil, con sede en Irving, Texas.

Bard Stenberg, vicepresidente de comunicaciones de PSG, declinó dar más detalles sobre el incidente, pero indicó que el buque, Ramform Tethys, no ha reanudado sus operaciones y ahora se dirige hacia el este.

Comentó que el barco contaba con todos los permisos requeridos por las autoridades de Guyana.

A través de un comunicado, ExxonMobil señaló que trabaja para garantizar la seguridad de todos los tripulantes.

Guyana condenó la incursión del buque de la armada venezolana e informó que dará a conocer a la ONU de lo sucedido, lo cual califica como “ilegal” y de “descarado irrespeto a la soberanía” del país, según Guyana Chronicle.

“Nuestro gobierno está en proceso de informar de lo ocurrido a todos los gobiernos de los 70 tripulantes del buque. El gobierno de la República Bolivariana de Venezuela también recibirá una comunicación formal”, señaló el Ministerio de Relaciones Exteriores de Guyana en un comunicado.

El gobierno de Nicolás Maduro respondió en otro comunicado que ante la “flagrante violación de la soberanía” procedieron mediante los protocolos internacionales correspondientes a la situación.

Asimismo, el texto destaca que los oficiales venezolanos informaron a los capitanes de los buques de exploración, quienes argumentaron tener el permiso de Guyana, que dicho país no tiene jurisdicción en la proyección marítima del Delta del Orinoco, por lo que decidieron levantar faena.

Venezuela admite haber informado al Secretario General de las Naciones Unidas y trasladado la correspondiente nota de protesta al gobierno de la República Cooperativa de Guyana “ante esta inaceptable violación a la soberanía nacional que, mucho más allá de la controversia territorial sobre la Guayana Esequiba, ha traspasado con esta inédita incursión todos los límites, al pretender disponer de espacios marítimos de la proyección del Delta Amacuro, de indudable soberanía venezolana”.

Exxon excavó con éxito su primer pozo frente a las costas de Guyana en 2015 y desde entonces ha realizado otros nueve descubrimientos, incluyendo uno este mes que incrementó los estimados de reservas de la compañía a un equivalente de 5.000 millones de barriles de petróleo en la zona de aguas profundas.

Los descubrimientos recientes significan que el pequeño país de 750.000 habitantes está en ritmo de rebasar a Venezuela y México para convertirse en el segundo mayor productor de petróleo de Latinoamérica dentro de la próxima década, solo detrás de Brasil, según un reporte del despacho de investigación energética Wood MacKenzie, publicado este mes.

Sin embargo el presidente de Venezuela Nicolás Maduro ha dicho que las perforaciones petroleras de la compañía estadounidense son ilegales, y muchos temen que conforme el país socialista se tambalea al borde del caos, busque provocar a la nación vecina.

Desde el Siglo XIX, Venezuela ha reclamado como propia la vasta región minera al oeste del Río Essequibo en Guyana, una postura que comparten incluso algunos de los más férreos opositores de Maduro. En 1989, un tribunal internacional decretó que el área era parte de Guyana, que en ese momento era una colonia británica. La zona en disputa conforma el 40% de Guyana.

A principios del año, el secretario general de Naciones Unidas, Antonio Guterres, envió el caso a la Corte Internacional de Justica después de que un intento auspiciado por la ONU fracasó en concretar un acuerdo.

En 2013, la marina de Venezuela incautó en esa misma zona a un barco de investigación petrolera alquilado por Estados Unidos en 2013 y lo retuvo durante más de una semana, antes de liberar al buque y a sus 36 tripulantes de Estados Unidos, Rusia, Indonesia y Ucrania.

*Con información de Associated Press

Las noticias petroleras más importantes de hoy #25Jul

 

Pdvsa e Inveval articulan acciones para fortalecer producción petrolera

El director externo de Petróleos de Venezuela (Pdvsa), Ricardo León, realizó una vista a la Industria Venezolana Endógena de Válvulas (Inveval), ubicada en el estado Miranda, con el fin de articular acciones conjuntas con esta empresa y poder sustituir importaciones, fortalecer operaciones y acompañar los planes de recuperación de la producción de petrolera. Últimas Noticias

Bonos soberanos y de Pdvsa mantuvieron este martes la tendencia a la baja

La deuda soberana en dólares mantuvo este martes su tendencia a la baja y cayó 0,39 puntos en promedio, de acuerdo con el informe del Grupo Arca Análisis Financiero. En la parte corta de la curva hubo una caída promedio de 0,22 puntos. Últimas Noticias

Producción petrolera caerá 40,4% por debacle financiera de Pdvsa

Sobre la deuda externa, el gobierno dejaría el default del primer semestre de 2018 para proceder a cancelar sus obligaciones. Pdvsa honrará el pago (capital e intereses) de 949 millones de dólares del bono Pdvsa20 y Venezuela agenciará la cancelación del resto del servicio de la deuda de 2018, fundamentalmente con China y Rusia (Rosneft). El Nacional

Así abrieron los precios del petróleo hoy miércoles en los diferentes mercados

Los precios de los petróleos marcadores crecieron de manera importante ante los informes del American Petroleum Institute (API) que exponen una caída en los niveles de la reserva estratégica de energía de EE UU, las advertencias de expertos sobre la nueva reglamentación de la International Maritime Organization (IMO) y las consideraciones acerca de los pronósticos del Fondo Monetario Internacional (FMI) sobre los niveles de hiperinflación en el país. Noticias24

Precios del petróleo al alza ante baja de reservas mayor a lo esperado

Los precios del petróleo subían este miércoles después que las reservas de crudo y gasolina en Estados Unidos cayeron más de lo esperado, disminuyendo las preocupaciones sobre el exceso de oferta que ha arrastrado a los mercados en las últimas sesiones. El Semanario

RUSIA ELEVA PREVISIÓN DE PRODUCCIÓN DE CRUDO PARA 2018 Y 2019

La producción petrolera de Rusia aumentará este año hasta los 551 millones de toneladas (11,02 millones de barriles por día), un nuevo máximo de 30 años y unas 3,5 millones de toneladas por encima de sus expectativas previas, dijo el miércoles el ministro de Energía Alexander Novak. Azteca Noticias

ExxonMobil continua descubriendo más petróleo en Guyana

ExxonMobil aumentó de 3.200 millones de barriles de petróleo equivalente a 4.000 millones los recursos recuperables descubiertos para el bloque Stabroek en el mar de Guyana, ubicado a unas 120 millas (193 km) de la costa en la zona que reclama Venezuela. Petroguía

India, África y China consumirán 36% de la energía mundial en 2040

China, India y África representaron colectivamente el 32% del consumo mundial de energía en 2015. Y en el caso de referencia empleado por la EIA en el International Energy Outlook 2018 (IEO2018), se prevé que estas regiones consuman el 36% de la energía mundial en 2040. Energía16

Moody’s ve riesgos crediticios para PEMEX con nueva agenda energética de AMLO

La nueva agenda energética de la administración entrante de México, de Andrés Manuel López Obrador AMLO genera riesgos crediticios para PEMEX, la petrolera paraestatal mexicana debido al nuevo énfasis en la auto-suficiencia de combustible, dijo Moody’s Investors Service en un nuevo reporte. Energía16

Las noticias petroleras más importantes de hoy #20Oct

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Pdvsa y Chevron continúan afianzando alianzas energéticas

 

El presidente para América Latina de Chevron, Geoff Strong, realizó una visita en el área operativa de la empresa mixta Petroindependencia, de Petróleos de Venezuela, S.A. (Pdvsa), con el fin reconocer las labores emprendidas en la petrolera.

Strong reconoció, durante la inspección técnica al área operacional, el esfuerzo realizado por el personal de la empresa mixta de la Corporación Venezolana de Petróleo (CVP), filial de Pdvsa, en el manejo y diseño de los sistemas informáticos que controlan el Centro de Procesamiento de Fluidos (CPF) y las Unidades Básicas de Construcción de Producción (Ubcp).

La empresa mixta Petroindependencia posee áreas operativas en los estados Anzoátegui y Monagas y está constituida por los bloques Carabobo 2 Sur, Carabobo 3 Norte y Carabobo 5 de la Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez, refirió una nota de prensa.

Petroindependencia está conformada por la alianza establecida entre la Corporación Venezolana del Petróleo (CVP) y las empresas Chevron Carabobo Holdings (Estados Unidos), Japan Carabobo (Japón) y Suelopetrol Internacional (Venezuela), compañías del sector energético que desde hace más de 10 años realizan importantes inversiones en el negocio de los hidrocarburos en el país. (El Mundo)

 

 

Este es el nuevo empresario estadounidense que reconoce sobornos a Pdvsa

 

La transparencia de Petróleos de Venezuela (Pdvsa) vuelve a quedar entredicha. Desde el Departamento de Justicia de Estados Unidos se ha demostrado que un empresario de origen estadounidense había participado en una conspiración para pagar sobornos y obtener contratos de la petrolera estatal venezolana. Específicamente, es Fernando Ardila Rueda, quien se ha declarado culpable en el juicio.

Un juez federal de la localidad de Houston, en el estado de Texas, ha aceptado la declaración de culpabilidad y ha programado la sentencia contra Ardila, que tiene 49 y es copropietario de varias empresas de energía con sede en Florida, para principios de 2018.

De esta manera, el empresario procedente de la ciudad de Miami se ha convertido en la décima persona en declararse culpable en el marco de una trama de sobornos para hacerse con contratos de Pdvsa, un caso que se hizo público en 2015 después de que las fuerzas de seguridad detuvieran a otros dos empresarios implicados.

Justamente, el año pasado Roberto Rincón, en ese momento presidente de Tradequip Services & Marine, y Abraham José Shiera Bastidas, mánager de Vertix Instrumentos, se declararon culpables de conspirar para pagar sobornos.

La Fiscalía ha indicado que Ardila, que entre 2008 y 2014 era el director de ventas de la empresa, así como copropietario de varias compañías de energía, conspiró con Shiera y Rincon para conseguir contratos.

El Departamento de Justicia ha informado de que Ardila habría ofrecido sobornos por una suma de dinero que dependía del valor de los contratos adjudicados. La petrolera Pdvsa ha criticado en varias ocasiones la que ha denominado como una “campaña internacional de desprestigio” realizada por opositores que buscan vincular la compañía a presuntos actos ilícitos. (Iberoeconomía)

 

 

Informe del Comisario de PDVSA: Venezuela vende crudos de baja calidad y fuera de especificaciones

 

El Informe del Comisario Principal de Petróleos de Venezuela (PDVSA), tras la evaluación hecha a la gestión del año 2016, advierte sobre “la alta ocurrencia” en la entrega de crudos fuera de especificaciones, lo que  confirma los suministros de hidrocarburos de baja calidad tanto al mercado interno como  las exportaciones que realiza la empresa estatal.

“Son precisamente las refinerías nacionales y los clientes internacionales, víctimas inevitables de la precariedad en la calidad de los crudos”, señala el reporte del Comisario de PDVSA, cargo que ocupa el contador público Silvestre Molero Torres. . La evaluación planteada debe incluir auditorías técnicas e investigaciones dirigidas a determinar la seguridad integral de la operación para asegurar la calidad de los crudos”, agrega.

En el documento se señala que PDVSA afronta “efectos monetarios” debido a las penalidades y reclamos que debe atender debido a incumplimientos en los contratos comerciales de suministros, es decir, la empresa se ve obligada a reducir el monto de facturación, atender el pago por retrasos o multas por no atender a productos que se ajusten a las condiciones pactadas o que atienda requisitos internacionales.

En las recomendaciones que el Comisario de PDVSA realiza a la Asamblea de Accionistas de la compañía, representada por su junta directiva, recomienda urgentemente “atender la  incidencia del crudo fuera de especificaciones”, lo que implica que se agilicen evaluaciones para determinar las causas que originan esta situación, se realice un estudio del subsuelo, las instalaciones y se cuantifiquen las pérdidas.

 

“La evaluación de la problemática del crudo fuera de especificaciones, debe incluir mesas de

 

trabajo con los expertos, asimismo solicitar la práctica de auditorías técnicas, e investigaciones dirigidas a determinar la seguridad integral de la operación para asegurar la calidad de los crudos”, indica Molero Torres. “Esta acción debe incluir la agilización de las evaluaciones por parte de INTEVEP (la filial de investigación y tecnología de PDVSA) a empresas instaladas en el país, fabricantes de productos químicos, usados en el tratamiento de los hidrocarburos; ello permitiría asimismo aliviar un tanto el déficit de divisas necesarias para financiar la operación”, acota.

 

Reclamos en el exterior

 

Una nota de la agencia de noticias Reuters, tanto en sus oficina en Caracas como en Houston, advierte sobre los reclamos que en 2017 ha recibido PDVSA por los problemas de suministrar crudos sin atender a las especificaciones internacionales.

“La petrolera venezolana PDVSA está entregando cada vez más crudo con problemas de calidad a refinadores clave en Estados Unidos, India y China, levantando quejas reiteradas, cancelación de embarques y solicitudes de descuento”, indica la nota de Reutershttps://lta.reuters.com/article/businessNews/idLTAKBN1CN2LY-OUSLB   “Los problemas de calidad se derivan de la escasez de productos químicos e infraestructura para procesar y almacenar adecuadamente el crudo, así como del apresuramiento de despachos para evitar entregas tardías, lo que ha terminado por ralentizar e incluso detener algunas instalaciones de producción de PDVSA”, señala la nota de la agencia de noticias. (Petroguía)

 

 

OPEP: se acelera cada vez más reequilibrio del crudo

 

La estrategia de recorte de producción que adelanta la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) con los productores no suscritos al grupo, viene produciendo un reequilibrio de los precios en el mercado “cada vez más acelerado”, sostuvo este jueves en Londres el secretario general  Mohammad Barkindo.

El máximo representante de esta corporación mundial, sostuvo que el sector de los hidrocarburos avanza a paso seguro para consolidar el reimpulso global del área, en materia de estabilidad de mercados y sus precios.

“La estabilidad está regresando de forma continua, y hay mucha más luz al final del oscuro túnel por el que hemos estado viajando en los últimos tres años”, amplió en la conferencia Oil & Money.

El mes pasado Barkindo restó importancia al impacto negativo que, sobre el alza sostenida de los precios del barril de crudo OPEP y  de los aliados, tenga el incremento de producción del petróleo de esquisto en Estados Unidos.

Luego de un encuentro sostenido con el ministro de Petróleo venezolano, Eulogio Del Pino, aseguró que esta situación “no le preocupa”.

“Es un gran mercado y la demanda es muy fuerte. Entre la primera  y la segunda mitad de este año, el crecimiento de la demanda fue de casi  2 millones de barriles (por día), que es muy robusto”, señaló. “Así que todos tienen un papel que jugar”, sostuvo el Secretario.

De este optimismo se han hecho eco funcionarios como el ministro venezolano Eulogio Del Pino, Essam al-Marzouq representante del área en Kuwait  y Alexander Novak de Rusia, entre otros.

Además de avizorar el éxito del pacto de Viena, estiman la posibilidad de incluso tomar medidas extraordinarias, paralelas al convenio, para garantizar el reequilibrio definitivo del mercado y darle perdurabilidad en el tiempo, opciones que se comenzarán a estudiar en el próximo encuentro del Comité Ministerial de Monitoreo, el 29 de noviembre en Viena.

En tal sentido, Al-Marzouq, deslizó que si en el sexto encuentro del Comité no se alcanza acuerdo sobre la extensión del acuerdo más allá de marzo de 2018, podría convocarse una “conferencia extraordinaria” a mediados de ese mes, para tratar el tema y decidir, en consecuencia.

Eulogio Del Pino ha ratificado, por su parte, que “todas las opciones están abiertas”, para sanear el mercado y alcanzar el logro de las metas.

Hacia mediados de septiembre, el titular sostuvo reuniones, además de Barkindo, con los ministros de Petróleo de Arabia Saudita, Rusia, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Irán y Kazajistán, en los que se evaluaron “los niveles de ajuste de producción y destacaron la importancia de que los países participantes alcancen y mantengan la plena conformidad para acelerar aún más el reequilibrio del mercado del petróleo”, ventiló Pdvsa.

 

Rosneft dispuesta al canje

 

Este jueves se conoció que la petrolera rusa, Rosneft, estaría dispuesta a discutir con sus homólogos de Pdvsa, la posibilidad de reemplazar por activos “más interesantes”, la participación de 49,9% en las acciones de la refinería estadounidense Citgo de Pdvsa, que mantiene como garantía de un préstamo del 2016 por $1.500 millones concedido  a Venezuela, informó ayer el presidente ejecutivo de esta compañía, Igor Sechin.

Participación en activos de energía y suministros de combustible, se contarían entre las propuestas que se negocian desde julio.

De acuerdo a información suministrada por la agencia informativa rusa Sputnik, Sechin afirmó en Verona, Italia, que “la presión que ejerce EEUU obliga a Pdvsa a proponer el cambio de las acciones de Citgo por otros activos”.

El ministro Del Pino confirmó que, en efecto, prosiguen las conversaciones con Rosneft, a fin de alcanzar acuerdos que satisfagan a las partes involucradas. (El Universal)

 

 

El petróleo, al alza al persistir el optimismo

 

Los precios del petróleo crudo se han disparado este viernes, recuperándose tras las pronunciadas perdidas de la jornada anterior, pues persiste el optimismo en torno a los ajustes del mercado.

 

El contrato de noviembre del West Texas Intermediate (WTI) de Estados Unidos se ha situado en 51,41 USD por barril a las 10:00 horas (CET), subiendo en torno a un 0,25% o 14 centavos.

 

Mientras, los futuros del {{8833|petróleo Brent} para entrega en diciembre del ICE Futures Exchange de Londres han subido en torno a un 0,24% o 13 centavos hasta 57,37 USD por barril.

 

Los precios del crudo encontraron respaldo después de que la Administración de Información Energética de Estados Unidos anunciara que las reservas de petróleo crudo han descendido en 5,7 millones de barriles. Sin embargo, las reservas de gasolina han aumentado en 900.000 barriles, mientras que las reservas de productos destilados han aumentado en 500.000 barriles.

 

El informe indicaba también un descenso de la producción de crudo de la nación de un 0,11% con respecto a los 8,4 millones la semana pasada, pues la producción se tuvo que interrumpir causa del huracán Nate, que azotó la costa del Golfo de Estados Unidos en octubre.

 

Los precios recibieron un impulso extra ante las expectativas acerca de que los principales productores ampliarán el acuerdo para frenar la producción más allá de su fecha límite que se cumple en marzo.

 

La materia prima se había visto debilitado el jueves después de que el gobernador saliente del banco central de China advirtiera acerca de un “momento Minsky”, una referencia a un excesivo optimismo acerca del crecimiento económico.

 

Por otra parte, los futuros de gasolina han subido un 0,30 % hasta 1,65 USD por galón, mientras que los futuros de gas natural subieron un 0,35% hasta 2,883 USD por millón de unidades térmicas británicas. (Investing)

 

 

ANCAP espera que dos petroleras definan si harán pozos en el mar

 

Cuando en 2015 el derrumbe de los precios golpeó al mercado de crudo, la prioridad de ANCAP fue que las multinacionales petroleras establecidas en Uruguay continuaran con sus trabajos en la plataforma marítima. Así fue que el Ministerio de Industria accedió al pedido que realizaron los técnicos del ente petrolero de otorgar una prórroga de dos años para la primera fase de exploración.

La única que optó por entregar sus tres bloques (6, 11 y 12) en octubre de 2015 fue British Petroleum (BP). En cambio, la francesa Total y ExxonMobil siguieron adelante con sus planes en el bloque que compartían y realizaron un pozo exploratorio en marzo de 2016, aunque no encontraron petróleo.

También BG (hoy Shell) (bloques 8, 9 y 13) y Tullow Oil-Inpex-Statoil (bloque 15) continuaron con sus estudios del subsuelo marítimo y en los próximos meses deberán decidir si optan por pasar a una segunda fase. Eso implica realizar al menos una perforación en cada una de las áreas que tienen adjudicadas y supone fuertes desembolsos de dinero.

El integrante del área de Producción y Exploración de ANCAP Juan Tomasini explicó el jueves que en el caso de Tullow Oil-Inpex-Statoil el consorcio adquirió este año nueva información sísmica 3D de 2.500 kilómetros cuadrados, adicionales a otra cantidad similar que ya tenían en su poder.

“Actualmente están estudiando esos datos 3D, están en procesamiento y ya casi en interpretación para definir si pasan a la siguiente etapa exploratoria donde tendrían que perforar”, dijo el experto. Añadió que en caso de concretarse el pozo será en aguas ultraprofundas, similar al realizado por la francesa Total.

La compañía francesa realizó en 2016 la perforación del pozo Raya-1 que implicó una inversión cercana a US$ 160 millones, pero no encontró petróleo. Los resultados marcaron que la probabilidad de encontrar hidrocarburos en esa zona era apenas del 14%.

Ese mismo bloque había sido disputado por Shell en la Ronda Uruguay II cuando la multinacional holandesa también ofertó realizar un pozo durante el primer período de exploración de tres años, aun cuando en las bases del llamado a licitación ANCAP había fijado esa etapa para el segundo período.

Aunque la mochila del pozo seco Uruguay la lleva a cuestas, Tomasini explicó que las empresas “tiene muy claro” que el área off-shore del país “es enorme” y que está “subexplorada”.

 

Otro escenario

 

De cara a la Ronda Uruguay III el principal desafío pasa por encontrar empresas interesadas en un escenario de precios que no termina de recuperarse. Todo los proyectos necesitan financiamiento y hoy ese dinero para exploración no está disponible. Además, son inversiones de alto riesgo que no aseguran retorno. En el caso de Uruguay se suma que sus cuencas son de muy alto riesgo exploratorio, con 20% de probabilidades de acierto, y el no haber encontrado petróleo aún.

La Ronda Uruguay III que licitará 17 áreas en el mar tiene bases y modelos de contratos similares a los de la Ronda Uruguay II, pero plantea requerimientos menos exigentes en la calificación de empresas y en el programa exploratorio requerido por área.

ANCAP busca promover la participación de empresas petroleras independientes con foco en operaciones exploratorias. Por eso se incorpora la posibilidad de que las empresas puedan calificar exclusivamente para esa fase, con requerimientos técnicos y económicos sensiblemente diferenciados.

Así se espera que las nuevas condiciones permitan que el universo de empresas que se presenten se amplíe a compañías medianas y relativamente chicas que pueden quedar calificadas.

“Estamos parados en un escenario de precios del petróleo realmente bajos. Todo lo que es exploración en el mundo ha decaído mucho. Se han dado algunos pasos para tratar de promover de todas maneras la participación de empresas en Uruguay. Para nosotros sería un éxito si la ronda tuviera al menos un contrato de área adjudicada”, dijo Tomasini.

En 2012 cuando Uruguay licitó 15 bloques y adjudicó 8 la foto era muy distinta porque los precios del crudo estaban arriba de US$ 100 por barril.

El ente presentará la nueva ronda este viernes en Londres, tras una primera instancia realizada en Houston a mediados de setiembre. El 6 de abril de 2018 vencerá el plazo para que las petroleras presenten las cartas de interés y los documentos para la calificación. El 24 de abril comenzará la recepción de propuestas de las empresas que califiquen y el 26 de abril se realizará la apertura. La definición de la propuesta ganadora para cada área tiene como plazo máximo el 23 de octubre del año próximo.

US$ 1017 millones totaliza la inversión en exploración de hidrocarburos en Uruguay desde el año 2007, según cifras de ANCAP. Unos US$ 736 millones corresponde a petroleras que operaron con contratos. (El Observador)

 

 

67.000 litros de petróleo permanecen al interior del buque salmonero “Seikongen”

 

Luego del hundimiento del buque salmonero “Seikongen”, producto de un forado en el casco, mientras finalizaba sus faenas de embarque de salmónidos desde el centro Pilpilehue, al sur del Canal Yal, en las costas de Chonchi, en la Isla de Chiloé, la Armada desplegó un operativo para evitar contaminación en el sector.En concreto marinos del Subcentro Local de Combate a la Contaminación de Castro, dependiente de la Quinta Zona Naval, llegaron al lugar de la emergencia con la totalidad de los elementos de contención y recuperación, debido al peligro existente de derrame de sustancias oleosas.Tras una inspección realizada por buzos de la Armada se pudo comprobar que el estanque que contiene 67.000 litros de petróleo en el buque siniestrado permanece sellado, por lo que no habría, por el momento, peligro de derrame.En tanto, los 37.000 salmones vivos que trasladaba el buque, permanecen al interior de sus estanques sellados, aunque sin oxígeno, por lo que ya estarían muertos, pero sin riesgo por el momento de daño ambiental.El Gobernador Marítimo de Castro, Capitán de Fragata, Héctor Aravena, comentó que “durante toda la noche la Armada continuó instalando barreras anticontaminación en el sector donde está hundido el buque. Por el momento se ha observado, tras el buceo realizado, que la nave al ser moderna tiene sistemas de bloqueo de estanques, por lo que los restos oleosos presentes en el agua son mínimos”.Derrame menorPor el momento son 600 litros de combustible que se han derramado desde dos tambores que estaban en la cubierta del buque, quedando aún 67.000 litros de petróleo en los estanques sellados de la nave.En la jornada del 19 de octubre, la empresa CPT propietaria de la embarcación hundida, sostuvo reuniones con la Armada para coordinar las labores para reflotar el buque y continuar con las medidas preventivas para evitar daño ambiental. En tanto, la empresa debe reunirse con Sernapesca para el plan de acción de retiro de los salmones. (Mundo Marítimo)

 

 

Ecopetrol elabora presupuesto 2018 con barril de petróleo a US$50

 

Hace 35 días Felipe Bayón Pardo asumió el cargo como presidente de Ecopetrol y durante ese periodo ha tenido lo que popularmente se conoce como “la suerte del principiante”. En ese lapso el precio de la acción de la empresa se ha valorizado en 6,56 %, entró en vigor un cese bilateral de hostilidades con el ELN, lo que ha evitado que se atente contra la infraestructura petrolera, y el valor del crudo en los mercados internacionales escaló hasta los 52 dólares (ver Protagonista).

Tras un mes de empalme con Juan Carlos Echeverry, quien se retiró por motivos familiares, Bayón recibió el mandato de la junta de continuar el proceso de transformación y enfocarse en el crecimiento rentable (ver Informe).

En diálogo exclusivo con EL COLOMBIANO, el funcionario reveló detalles de lo que será el presupuesto de Ecopetrol en 2018, así como las iniciativas para aumentar las reservas en el mediano y largo plazo, y el interés de la empresa por extenderse en Latinoamérica.

¿Con qué precio de barril de petróleo está haciendo las cuentas Ecopetrol para el año que viene?

“Estamos viendo un precio constante de 50 dólares por barril y, con ese valor, estamos armando el presupuesto para 2018, tanto de Ecopetrol como de todas sus filiales”.

Pero, ¿qué puede anticipar de lo que incorporará ese presupuesto?

“Nos mantenemos en que con un precio de 50 dólares por barril podríamos estar invirtiendo entre 3.000 millones y 3.300 millones de dólares por año. Para este 2017, el presupuesto fue de 3.500 millones de dólares y hemos logrado eficiencias. Por ejemplo, un pozo que antes nos costaba cierto monto ahora cuesta menos y eso significa un ahorro que podemos utilizar en exploración. Justamente, en ese renglón, este año invertimos 650 millones de dólares, y para 2018 la cifra sería un poco mayor a los 500 millones de dólares. Hay que anotar que hasta 2016, casi la mitad de las inversiones de Ecopetrol estaba destinada a terminar la construcción de los sistemas de transporte de hidrocarburos y la Refinería de Cartagena (Reficar). En adelante, la mayoría de las inversiones irán a exploración y producción, es decir volver al corazón del negocio: buscar reservas, más producción y nuevas oportunidades. En ese contexto, un 90 % de la inversión deberá ejecutarse en exploración tanto en Colombia y en el exterior (Golfo de México) y miramos otras oportunidades en el continente, así como en producción petrolera”.

 

¿Habría posibilidad de ejecutar otro tipo de inversiones?

 

“Estamos viendo oportunidades de negocio en varios frentes, desde participaciones en campos o compañías porque uno de los mayores desafíos que tenemos es aumentar el nivel de las reservas”.

Brasil tendrá una subasta la próxima semana, ¿está en el radar de Ecopetrol?

“Estamos analizando las condiciones técnicas en ese país, hay cuencas interesantes para explorar y otras en producción. Brasil es un país con el que tenemos buenas relaciones y nos parece pertinente mirar las alternativas estratégicas que esto ofrece para definir la mejor manera de participar.

Por el momento no podemos revelar el nivel de recursos que destinaríamos para esas opciones, pues es un mercado competido en el que participan jugadores globales. Lo que puedo decirle es que tenemos una posición sólida de caja y financieramente estamos en un buen momento”.

A 2020 la empresa busca aumentar su producción hasta 760 mil barriles por día, ¿será posible cumplir esa meta?

“En nuestro plan de negocio hemos dicho que con un precio internacional de 50 dólares por barril de petróleo es posible alcanzar ese volumen. Eso sucederá paulatinamente. Pero, si el precio es más alto, eventualmente, tendremos más plata para hacer más inversiones y esa producción podría crecer. Por ahora, estamos en el ejercicio de presupuesto, en noviembre lo presentaremos a la junta directiva y en diciembre quedará aprobado” (ver Análisis).

 

¿Cómo prevé el cierre de este año?

 

“Hasta junio obtuvimos unos resultados muy buenos, al punto que el nivel de ahorros que teníamos estimado para 2019 ya lo cumplimos. Las utilidades del primer semestre fueron 2,2 billones de pesos, mejores que las que obtuvimos el año anterior y la producción se mantuvo en 715 mil barriles diarios. No hemos cerrado el tercer trimestre, pero vemos que si Ecopetrol salió fortalecida de una crisis de precios tan compleja, consideramos que hay muchísimas oportunidades hacia adelante. Creemos que la producción terminará estable, las refinerías están trabajando a plena capacidad y los sistemas de transporte se están utilizando bien y en los últimos quince días no hemos tenido ataques. Somos moderadamente optimistas para lo que resta del año”.

 

Y, ¿qué pasa con los yacimientos que están en operación?

 

“La empresa tiene más de 300 campos en operación en todo el país. Hay unos muy grandes como Rubiales, Castilla, Chichimene, Caño Limón e Infantas 2, pero para entender cómo sacarle más producción a los demás tenemos que aplicar tecnología, conocimiento y disponer de talento humano para ser exitosos”.

 

¿Qué otras opciones para aumentar las reservas petroleras está contemplando Ecopetrol?

 

“Ahí debemos mencionar todo lo que tiene que ver con los no convencionales, y en eso la posición de Ecopetrol se ha vuelto relevante ya que es necesario pensar en la seguridad energética de mediano y largo plazo. Entonces, el país tiene que dar el debate sobre la conveniencia de poder producir petróleo no convencional. Estamos preparando una prueba piloto en el Magdalena Medio y la idea es que eso nos muestre cómo se podrá hacer ese tipo de explotaciones” (ver Glosario).

 

¿Cómo está pensado ese piloto?

 

“La intención es hacer algo acotado, controlado, y en lo que puedan participar todos los interesados, desde las autoridades, las comunidades y los sindicatos. Valga la pena decir que en Colombia ya hay autorización para perforar pozos de exploración de petróleo no convencional y algunas compañías lo han hecho. En nuestro caso, próximamente estaremos solicitando los permisos para hacerlo. Lo que no está definido es la regulación en detalle para la explotación de ese tipo de pozos. Lo que hemos venido haciendo es preparar esa prueba y, de hecho, no están decididos los municipios que estarán involucrados. Queremos que esto nos ayude a definir la manera correcta de hacer ese tipo de explotación”.

Muchas comunidades y grupos ambientalistas ya han expresado su preocupación por el eventual uso empleo del fracking…

“No solo por el fracking, también por la llamada estimulación hidráulica y por el temor a que se contaminen las aguas o temas de sismicidad. Esas son inquietudes válidas, pero lo que la prueba piloto permitirá es despejar muchos de esos interrogantes. Creemos que ese tipo de fenómenos, vistos desde la ciencia y los técnicos, serían desmitificados” (ver Paréntesis).

 

¿Cuándo se pondrá en marcha esa iniciativa?

 

“Hoy no estamos listos, eso va tomar entre tres y cinco años. Nosotros nos estamos preparando. Con el Ministerio de Medio Ambiente estamos definiendo el alcance de las líneas base del proyecto, así como aspectos asociados a la hidrogeología, manejos de aguas y sismicidad”.

¿Cómo blindar este tipo de iniciativas del rechazo de las comunidades o de las decisiones que se adopten por la vía de las consultas previas?

“Reconocemos el derecho de la gente de expresar sus opiniones y de ejercer el derecho de voto en los casos específicos. Como compañía creemos que debemos fortalecer las relaciones con las comunidades en las que tenemos operaciones”.

Se estima que las reservas petroleras colombianas durarán cinco años, mientras este piloto da resultados, ¿qué pasa con los depósitos de Ecopetrol?

“Si miramos los hidrocarburos líquidos las reservas dan para cinco años, si analizamos gas alcanzan para doce años, pero lo que sucede es que cada año hay adiciones y lo ideal es que en la medida en que se p roduce petróleo se reponga el total de esa producción. Tales depósitos tienen un componente técnico, lo que equivale a la posibilidad de extraerlas y esto pasa por el aspecto económico. Cuando el precio del barril de petróleo bajó de cien dólares a 43, muchas dejaron ser contabilizadas, pero estas siguen allí. Con precios del petróleo al alza y las eficiencias que hemos logrado haremos que vuelvan al estatus que les corresponde y en eso trabajamos constantemente. Esto no se hace en cuestión de meses y en el mediano y largo plazo tenemos un plan para reincorporar esos depósitos”.

Y en ese propósito, ¿qué papel juega la exploración costa afuera (offshore)?

“En la actualidad, en Ecopetrol un 16 % de lo que se extrae es gas y el restante 84 % corresponde a petróleo.

Tenemos una apuesta muy grande, desde 2014, en exploración costa afuera y parte de lo que buscamos es encontrar hidrocarburos y aprender de esta actividad. Este año hemos tenido éxito en el sur del Caribe con Purple Angel y Gorgon, unos pozos en los que se confirmó la presencia de gas. Tendremos que definir el plan de desarrollo para estos recursos y en un término entre ocho o doce años poder tener este combustible en los mercados nacional e internacional. En el tiempo veremos que Ecopetrol se va a convertir en una compañía con mayor presencia en gas, que es un combustible limpio, con el que hay muchas cosas por hacer en el país”.

¿Cuál es el mensaje que se le debe transmitir a los pequeños accionistas y al mercado que ve opciones de inversión en otros instrumentos como las criptomonedas?

“Una inversión en acciones siempre tiene ciertos riesgos, pero nuestro objetivo es fortalecer la compañía y que la acción lo sienta así. El martes el precio de la acción subió a 1.460 pesos, valor que no se había logrado hace mucho tiempo (desde mayo) y quisiéramos que estuviera más alto. Hay que tener tranquilidad y entender que esta es una inversión a largo plazo”.

Un azote de Ecopetrol ha sido el terrorismo, ¿qué ha pasado este año?

“Llevamos 54 atentados, la mayoría en el oleoducto Caño Limón-Coveñas, cifra mayor a los 50 ataques que contabilizamos en 2016. Hasta septiembre tuvimos una ola muy pronunciada y, por culpa de eso, durante los primeros nueve meses del año dejamos de producir 1,4 millones de barriles y estuvimos 120 días paralizados, sin poder bombear combustibles. Ahora estamos en un cese bilateral con el Eln, lo que nos ha permitido acometer las reparaciones y, obviamente, no tener más atentado en contra de la infraestructura petrolera”. (El Colombiano)

Las 8 noticias petroleras más importantes de hoy #9Oct

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Desde 2015 Pdvsa ha perdido $ 8 millardos por caída en la producción

 

Desde que comenzó a caer el precio del petróleo, a mediados de 2014, el gobierno empezó a justificar todas las carencias del país con el declive de la cotización y decidió emprender varias giras por el mundo para intentar lograr un repunte. Sin embargo, ahora que el precio se ha estado recuperando, el colapso de la industria nacional no ha permitido que se aproveche todo el aumento.

 

En lo que va de año, la producción de Pdvsa ha caído más de 170.000 barriles por día; en diciembre de 2016 estaba en 2,27 millones de barriles por día y en agosto de 2017 bajó a 2,1 millones de barriles por día, de acuerdo con los datos que envía el mismo gobierno a la Organización de Países Exportadores de Petróleo.

 

Aunque el Ejecutivo ha intentado hacer ver que el declive en la producción obedece al acuerdo firmado con los demás países de la OPEP y los otros exportadores para hacer subir los precios, la realidad es que el pacto comenzó en enero de este año, pero el desplome en el bombeo de Pdvsa viene desde mucho antes.

 

Los reportes que la OPEP publica mes a mes demuestran que desde 2015 la producción de Pdvsa ha caído más de 500.000 barriles por día. El descenso ha impactado los ingresos del país.

 

Cálculos del economista y profesor universitario Luis Oliveros, basados en las cifras de producción y el precio promedio de la cesta petrolera venezolana, indican que desde enero de 2015 hasta agosto de este año, el país ha perdido 8 millardos de dólares.

 

“Por la caída en la producción, en 2015 se dejaron de percibir 1,83 millardos de dólares; en 2016 fueron 3,5 millardos de dólares y en lo que va de 2017 son 2,6 millardos de dólares más”, dijo.

 

El analista precisó que si en lo que resta de año, se mantiene el ritmo de caída en la producción como hasta ahora, lo más probable es que la pérdida total en 2017 sea de 3,95 millardos de dólares.

 

Oliveros aseguró que si el bombeo no hubiera caído tanto y el gobierno tuviera más dinero, probablemente las autoridades no habrían tenido que suspender el mecanismo de asignación de divisas Dicom, y no les estuviera costando tanto pagar el servicio de la deuda externa que se vence el último trimestre de este año.

 

“En este momento el problema no es el precio del petróleo, es que la industria petrolera colapsó. De la caída en la producción no se puede responsabilizar a nadie más, es culpa del gobierno”.

 

¿Qué hay detrás?

 

El economista y analista petrolero Orlando Ochoa coincidió en lo respectivo al colapso de la industria y advirtió que la producción que más ha caído es la de los crudos ligeros y medianos, esenciales para usar como diluyentes y en los procesos de refinación.

 

“Aunque los precios del petróleo han estado subiendo, Venezuela no puede aprovecharlos como debería, por la magnitud de sus distorsiones económicas, por los problemas financieros que hay en la industria petrolera y por las restricciones que tienen las empresas mixtas”, agregó.

 

Dijo que la caída en la producción obedece, entre otras cosas, a la ausencia de nuevas inversiones. “Para aumentar la producción del sector hace falta hacer inversiones y elevar la productividad de los pozos, eso es pagarle a las empresas de servicios”.

 

Oliveros estuvo de acuerdo. “Lo que estamos viendo es la consecuencia de no hacer las inversiones necesarias, de no contar con el personal adecuado y de tener tanto desorden financiero”.

 

Recordó que el año pasado el Banco Central de Venezuela debió imprimir más dinero para poder cubrir el déficit que tenía Pdvsa, por vender productos en el mercado interno a precios muy por debajo de los costos. “En este momento no hay alguien que ponga orden dentro de la industria petrolera, no hay alguien que diga qué es lo que se debe hacer. Además, el gobierno ha sido incapaz de generar el interés para invertir en este país y en esta industria”.

 

El especialista añadió que mientras más se tarde en tomar decisiones, más va a costar recuperar el nivel de producción que tenía el país.

 

LAS CIFRAS

 

5,8

 

millones de barriles de petróleo por día debía producir Pdvsa en 2012, según el Plan Siembra Petrolera de Hugo Chávez. En este momento no se produce ni la mitad

 

2,6

 

millardos de dólares ha dejado de percibir el país en lo que va de año por la caída en la producción de petróleo

 

44,34

 

dólares es el precio promedio del barril de petróleo venezolano este año. En 2016 estuvo en 35,15 dólares por barril. (El Nacional)

 

 

Venezuela propone cumbre presidencial de países Opep y no Opep para finales de año

 

La realización de una cumbre presidencial para finales de este años, o principios de 2018, con países exportadores de petróleo Opep y no Opep propuso Venezuela, informó este domingo el presidente de la República, Nicolás Maduro, tras su gira por varios países del mundo.

 

“Tuvimos reunión con 25 ministros de los países productores de petróleo y gas del mundo. Tuvimos conversación franca y buena. Yo hice mi propuesta de las nuevas fórmulas para la fijación de precios, que ya ha iniciado el debate, y aspiro una cumbre de jefes de Estado y de Gobierno muy pronto, a finales de este año o principios de 2018, una cumbre en un lugar a convenir de los países Opep y no Opep”, precisó en el programa Los Domingos Con Maduro, donde da un balance de las visitas a Argelia, Rusia, Bielorrusia y Turquía.

 

En esta cumbre, dijo, se deben acordar nuevas fórmulas para la estabilización del mercado petrolero y la fijación de precios del crudo.

 

“Ya echamos andar nuestra propuesta y esperamos en las próximas semanas y meses en un debate libre. Estoy seguro de que vamos a lograr una fórmula consensuada que va a cambiar el mercado y la fórmula para fijar los precios del petróleo, y que tendrá incidencia directa en el gas”, señaló. (Últimas Noticias)

 

 

Mercado de petróleo podría requerir medidas extraordinarias en 2018 para reajustarse, según jefe de Opep

 

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y otros productores de crudo podrían tener que tomar “algunas medidas extraordinarias” el próximo año para reequilibrar el mercado petrolero, dijo el domingo el secretario general del grupo, reseña Reuters.

 

“Existe un creciente consenso de que (…) está en camino un proceso de rebalanceo. En forma gradual pero constante estamos logrando nuestros objetivos comunes y nobles”, dijo Mohammad Barkindo a los reporteros en el Foro de Energía de India, organizado por CERAWeek en Nueva Delhi.

 

“Para sostener esto el próximo año, se podría tener que adoptar algunas medidas extraordinarias a fin de restaurar esta estabilidad sobre una base sustentable hacia el futuro”, dijo, sin dar más detalles.

 

Arabia Saudita y Rusia ayudaron a conseguir un acuerdo entre las naciones de la OPEP y 10 productores rivales, con el objetivo de reducir la producción en unos 1,8 millones de barriles por día (bpd) hasta fines de marzo de 2018, en un esfuerzo para disminuir un exceso de oferta.

 

Barkindo dijo que hay en marcha consultas para extender el pacto liderado por la OPEP más allá de marzo de 2018 y que más naciones podrían unirse al pacto, posiblemente en el próximo encuentro de la OPEP en Viena el 30 de noviembre.

 

También sostuvo que Nigeria y Libia, que están exentas del acuerdo, “están haciendo progresos hacia una recuperación completa” de la producción, tras lo cual podrían unirse al acuerdo liderado por la OPEP.

 

Los futuros del petróleo Brent descendieron más del 2 por ciento el viernes, poniendo fin a su racha de repuntes semanales más largo en 16 meses, pues las preocupaciones sobre el exceso de bombeo resurgieron a medida que los productores comienzan a cubrir perforaciones futuras.

 

No obstante, Barkindo declaró que no le preocupa la subida de la producción de petróleo y gas de esquisto de Estados Unidos. “Es un gran mercado y la demanda es muy fuerte. Entre la primera y la segunda mitad de este año, el crecimiento de la demanda fue de casi 2 millones de barriles (por día), que es muy robusto”, señaló. “Así que todos tienen un papel que jugar”. (La Patilla)

 

 

ExxonMobil hace su quinto descubrimiento en alta mar en Guyana

 

ExxonMobil ha hecho un quinto descubrimiento en el prolífico 26,800 km² Stabroek Block. Perforada a unos 50 km (30 millas) de la apertura de Liza, el mayor dijo que su última Turbot-1-hit 23 m (75 pies) de alta calidad, arenisca de petróleo. El pozo, perforado por la filial ExxonMobil Esso Exploración y Producción Guyana Ltd., se encuentra en la parte sureste del bloque y se perforó a 5.622 m (18.445 pies) en una profundidad de agua de 1.802 m (5.912 pies).

 

“Los resultados de este último pozo ilustran el tremendo potencial que vemos de nuestras actividades de exploración en la costa de Guyana”, dijo Steve Greenlee, presidente de ExxonMobil Exploration Co., en un comunicado de prensa. “ExxonMobil, junto con sus socios, seguirá evaluando las oportunidades en el Bloque Stabroek”.

 

La compañía dijo que planea perforar otro pozo Turbot en 2018. El último descubrimiento se suma a la racha ganadora de ExxonMobil después de los descubrimientos de Liza, Payara, Snoek y Liza Deep, todos los cuales se encuentran en el Bloque Stabroek.

 

La costa de Guyana continúa siendo un faro de luz para el sector de exploración de la industria y un motor de crecimiento para el pequeño país sudamericano ubicado entre Brasil y Venezuela y Surinam, donde también se están recuperando los hallazgos cercanos en el Atlántico Norte.

 

Pablo Medina, analista senior de Wood Mackenzie, Latin America Upstream, dijo que la exitosa campaña de exploración de ExxonMobil en alta mar en Guyana muestra que “las aguas profundas todavía pueden ser atractivas”. “Después del anuncio de hoy, el complejo Liza y Payara de ExxonMobil podría acercarse a la marca de 2 mil millones de barriles en las reservas comerciales”, dijo Medina en un comunicado.

 

ExxonMobil tiene gran capacidad de desarrollo

 

“Este descubrimiento también pone a Guyana en el mapa como el país actualmente no produce ningún petróleo”, añadió. “Esperamos alrededor de 350.000-400.000 bbl / d de producción de petróleo para 2026, haciendo de Guyana uno de los principales productores de petróleo en América Latina”.

 

En julio, ExxonMobil aumentó los recursos recuperables brutos estimados para el Bloque Stabroek a entre 2,25 Bbep y 2,75 Bbep. Esto siguió a noticias que el Payara-2 golpeó 18 m (59 pies) de petróleo en el campo de Payara. El campo de Payara está a 20 kilómetros (12 millas) al noroeste del proyecto de la fase 1 de Liza, que aseguró la financiación a principios de este año.

 

Como parte del proyecto de Fase 1 de más de 4.400 millones de dólares, la compañía dijo que utilizará un sistema de producción submarina y un buque FPSO para desarrollar unos 450 millones de barriles de petróleo. SBM Offshore desembarcó el contrato para construir, instalar, alquilar y operar la unidad de FPSO de crudo muy grande convertida que se extenderá en una profundidad de 1.525 m.

 

El astillero dijo que el buque tendrá una capacidad de almacenamiento de 1,6 MMbbl de crudo, una capacidad de tratamiento de gas de unos 170 millones de pies cúbicos estándar por día y una capacidad de inyección de agua de aproximadamente 200.000 bbl / d de agua. El FPSO convertido será capaz de producir hasta 120.000 bbl / d. (Energía 16)

 

 

Rosneft busca impulsar exportaciones de crudo a China

 

El mayor productor de petróleo de Rusia, Rosneft, tiene como objetivo duplicar sus exportaciones de crudo a China a través de Kazajstán, informó Reuters el viernes, citando tres fuentes de la industria, en lo que podría ser otra señal de que los lazos petroleros entre Rusia y China son cada vez más cerca.

 

El gerente general de Rosneft, Igor Sechin, informó esta semana que buscan aumentar el suministro de petróleo a China a 13 millones de toneladas al año, con la posibilidad de aumentarlas a 18 millones de toneladas, según una fuente familiarizada con los planes de Rosneft que hablaron con Reuters. El objetivo anual de 18 millones de toneladas sería igual a 36.000 bpd. Los envíos de crudo de Rosneft a China a través de Kazajstán se espera en unos 10 millones de toneladas este año.

 

“Esto significaría importantes recortes de los suministros de petróleo a Europa”, dijo la fuente a Reuters, mientras que otras dos fuentes de la industria petrolera confirmaron que había planes de este tipo.

 

Rosneft ha aumentado gradualmente sus entregas a China, y este año se espera que la compañía rusa entregue un récord de 800.000 bpd. En comentarios anteriores, Sechin ha dicho que le gustaría ver a Rosneft exportando 1 millón de bpd a China.

 

Las formas de Rosneft de entregar crudo a China son a través del puerto de Kozmino en el Pacífico, donde termina el oleoducto de Siberia Oriental y el Océano Pacífico, a través de la sucursal de la tubería a China. El resto de los suministros de petróleo se realizan ya sea a través de Kazajstán o vía ferrocarril.

 

Rosneft y China CNPC han llegado a acuerdos

 

En enero de este año, Rosneft y China CNPC acordaron aumentar los suministros de petróleo de la compañía rusa a través de Kazajstán. Rusia está ganando la guerra de cuota de mercado en China, y fue el principal proveedor de petróleo de Beijing entre enero y agosto de este año, seguido por Angola y Arabia Saudita. Rusia ya había superado a Arabia Saudita como el mayor proveedor de petróleo chino para 2016, pero los recortes de la OPEP han hecho que el dominio ruso sea más pronunciado este año.

 

En otro acuerdo petrolero Rusia-China, el conglomerado industrial chino CEFC ha acordado recientemente comprar 14,16 por ciento en Rosneft por aproximadamente US $ 9 mil millones . El acuerdo no fue una sorpresa, ya que vino en los talones de un anuncio de Rosneft sobre el sellado de un acuerdo de asociación estratégica con CEFC, pero es claramente indicativo de un calentamiento continuo entre Moscú y Pekín que ha dado a los primeros la ventaja en una carrera para la cuota de mercado con Arabia Saudita. (Energía 16)

 

 

México lanzará licencias de esquisto a empresas petroleras

 

México continúa dando pasos hacia una ronda inicial de petróleo y gas no convencionales, habiendo alineado planes detallados que cubren la superficie potencial para varias pizarras y juegos petrolíferos estrechos. Sin embargo, los exploradores potenciales todavía están esperando en el país para lanzar la ronda, con una fecha firme todavía por establecerse.

 

Las autoridades dijeron que la primera ronda de lutitas podría tener lugar este año, tras la aprobación de las regulaciones para gobernar el sector de la incipiente agencia de seguridad de petróleo y gas Asea, pero no se ha dado a conocer todavía. A principios de este año, funcionarios dijeron que los reguladores todavía estaban trabajando en un modelo de contrato.

 

El Ministerio de Energía del país ha dicho que la industria puede esperar dos rondas de licitación cada año, comenzando el próximo año con la Ronda 3 del país. La primera fase, 3.1, contendría recursos de aguas someras y convencionales terrestres, mientras que la segunda fase, – agua y recursos no convencionales.

 

El ministerio, conocido como Sener, identificó cerca de 200 bloques prospectivos en las cuencas de Sabinas Burgos y Tampico Misantla como candidatos para futuras rondas de licitación, según su plan quinquenal.

 

Sener estima un enorme recurso prospectivo de 23.000 millones de barriles en Tampico Misantla, sede de la pizarra de Pimienta, y 7.300 millones de barriles en las Sabinas de Burgos.

 

El esquisto espera por contratos

 

Esto supone un total de 31.000 millones de barriles de recursos prospectivos en términos de potencial de exploración y producción, en comparación con 6.500 millones de barriles de petróleo equivalente en aguas profundas, 3.500 millones de barriles de petróleo en aguas poco profundas y 1.200 millones de barriles de petróleo en yacimientos convencionales costeros.

 

La Administración de Información sobre Energía (EIA, por sus siglas en inglés) tiene una estimación algo menor, pero aún coloca a los recursos de pizarra de México entre los 10 mejores del mundo, con 545 billones de pies cúbicos de gas natural y 13.100 millones de barriles de petróleo y condensado.

 

También en México, el recién llegado canadiense Renaissance Oil ha continuado apuntando a la prospección de acres para el xile mediante la agricultura en los contratos de servicios legados de Pemex, áreas que se convertirán en nuevos contratos de exploración y producción.

 

La compañía tiene como objetivo aplicar la experiencia de los veteranos estadounidenses del sector no convencional a las lutitas jurásicas del país y otros objetivos no convencionales como la formación Chicontepec. (Energía 16)

 

 

Tendencia a la baja de combustibles se mantendrá el resto del año

 

A partir de hoy lunes se registrarán importantes rebajas en el precio de los carburantes y es posible que esa tendencia a la baja se mantenga por el resto del año.

 

Arnaldo Castillo, ministro de la Secretaría de Desarrollo Económico (SDE), reaccionó de esa manera, luego de que la Comisión Administradora del Petróleo (CAP) anunció rebajas importantes en el precio de los carburantes que entran en vigencia a partir de las 6:00 de la mañana del lunes.

 

Con tal motivo, se registrará una rebaja de 1.85 lempiras en el precio de la gasolina superior; mientras que la regular bajará 1.32 lempiras y el kerosene reportará una diminución de 1.21 lempiras.

 

Por su parte, el diésel y el gas LPG doméstico conservarán su precio anterior y el gas LPG vehicular sufrirá un incremento de 52 centavos.

 

En ese sentido, el funcionario comentó que “después del paso del huracán Harvey en Estados Unidos estábamos más bien haciendo análisis, en especial de la gasolina superior, y creíamos que iba a subir hasta ocho lempiras”.

 

“Pero, gracias a Dios no hubo ese incremento y hasta el día de hoy los aumentos acumulados de la gasolina han sido de 4.47 lempiras”, detalló.

 

Castillo puntualizó que “el análisis que hicimos en su momento en torno a la reapertura de las refinerías nos iba a ayudar en el tema de los precios de los derivados”.

 

Recordó que se había registrado un alza en el barril del petróleo la semana anterior de 1.95 por ciento; sin embargo, esta semana se produjo una rebaja de 1.29 por ciento en el precio del barril”.

 

“Lo anterior ha venido a contribuir en la rebaja de los carburantes”, reconoció el ministro este domingo.

 

OPEP

 

Castillo confió que “la tendencia a la baja continuará, tomando en cuenta los resultados que hubo en una reunión de la Organización de los País Productores de Petróleo (OPEP)”.

 

“Al parecer la cita no tuvo los efectos que se esperaban en cuanto a ponerse de acuerdo para disminuir la producción del crudo”, agregó.

 

Consideró que “Estados Unidos ha ejercido una presión en el mercado, aparte de que también las refinerías reanudaron operaciones”.

 

Aunque mencionó que “el invierno va a empezar en noviembre y nosotros veremos algunas incidencias en el uso de los combustibles y eso podría traer algunas alzas”.

 

En lo que respecta al diésel, adelantó que “el precio del litro subirá un centavo en esta semana”, pero lo consideró como “aceptable, pues es uno de los derivados que más se utilizan. El acumulado hasta ahora es de 4.14 lempiras”. (La Tribuna)

 

 

Los coches eléctricos derrumbarán la demanda de petróleo en 2025

 

La demanda de petróleo podría derrumbarse en los próximos años si las ventas de vehículos eléctricos continúan su escalada y los países anuncian sus planes para prohibir la entrada a las grandes ciudades de los vehículos con motores de combustión.

 

La adopción progresiva de más vehículos eléctricos y una mejor eficiencia del combustible podría borrar hasta 3,5 millones de barriles diarios de petróleo de la demanda de los automóviles en 2025, según los analistas de Barclays. Esto es aproximadamente el equivalente a la producción total de Irán, que es el tercer mayor productor de oro negro de la OPEP.

 

Si en 2040 los coches eléctricos consiguen ocupar un tercio del mercado, esto podría llevar a eliminar 9 millones de barriles diarios de la demanda de petróleo, lo que representa alrededor de lo que produce diariamente Arabia Saudita.

 

Francia, Alemania, Gran Bretaña, China y la India han propuesto recientemente la prohibición o limitación del uso de vehículos con un motor de combustión interna tradicional.

 

Barclays también apunta a que los vehículos eléctricos tienen un largo camino por recorrer antes de alcanzar el estado de mercado masivo; la intención de los consumidores a comprar coches eléctricos se puede frenar por sus precios más altos y la vida de la batería, mientras que la capacidad de la industria automotriz para acelerar rápidamente la producción sigue siendo cuestionada por los expertos.

 

Las ventas de coches eléctricos aumentaron un 40 por ciento el año pasado en todo el mundo, alcanzando el número total de vehículos eléctricos en las carreteras los 2 millones de unidades aproximadamente, menos del 0,2 por ciento de toda la flota mundial. Sin mencionar que los persistentemente débiles precios de la gasolina también juegan un papel importante, alentando a los clientes a comprar coches grandes, como SUV, con sedientos motores de combustión interna. (Autopista)

Las 7 noticias petroleras más importantes de hoy #12Sep

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Reuters: Brasil investiga presunto lavado de dinero en ventas a Pdvsa

 

La policía brasileña lanzó el lunes una operación para investigar el posible lavado de dinero en la unidad de agronegocios de la petrolera estatal venezolana PDVSA mediante exportaciones de equipos agrícolas desde Brasil a Venezuela, dijeron autoridades.

Según la maniobra, que se investiga desde hace tres años, PDVSA pagó de más a dos compañías -una venezolana y una brasileña- por maquinaria agrícola por unos 200 millones de reales (64,46 millones de dólares) entre 2010 y 2014, dijeron funcionarios. Según la policía, la venezolana Tracto América, una empresa comercial, compró equipos agrícolas a la brasileña America Trading que fueron vendidos a PDVSA a precios inflados.

El dinero extra fue distribuido en empresas ficticias, disfrazado como pagos a consultoras. Parte de los fondos quedó en Brasil, pero la mayoría acabó en Panamá, Estados Unidos y Suiza, entre otros países. Arib Jiobanny Garcia Vargas, propietario de Tracto America, fue arrestado en Madrid con la ayuda de la Interpol y también está siendo investigado en Venezuela por delitos cambiarios y contrabando.

La operación también incluye seis órdenes de arresto en los estados brasileños de Rio Grande do Sul y Sao Paulo, y seis personas fueron detenidas para sor interrogadas.

Las autoridades brasileñas dijeron que planean lanzar una nueva etapa de la investigación para aclarar más detalles en colaboración con fiscales venezolanos. (Panorama)

 

 

Tarek William Saab: Aumento desmedido de robos afectó producción en Petrozamora

 

El Fiscal General de la República, Tarek Willam Saab, al momento que anunció la detención de 8 gerentes de Petróleos de Venezuela (PDVSA) por presuntos casos de sabotaje y producción en la empresa mixta Petrozamora, advirtió que estos hechos pueden afectar la sociedad que tienen la compañía estatal y la rusa Gazprombank. Además indicó que las irregularidades detectadas ocasionaron una caída en la producción; aunque las cifras de PDVSA señalan que hasta 2016 tuvo un repunte en su volumen de extracción de crudo.

“Entre las anomalías detectadas están el incumplimiento de acuerdos, las acciones de sabotaje, la disminución del suministro de gas, el aumento desmedido del índice de robos que afectaron la producción; las irregularidades en el Departamento de Seguridad Interna, encargado de garantizar la seguridad de los campos, y retrasos en la ejecución de mantenimientos preventivos y correctivos”, dijo Saab. “El objetivo de estas prácticas era afectar la producción de la empresa, a los fines de exigir pagos extorsivos para garantizar el suministro de gas que permitiera continuar la producción”, acotó el funcionario.

El representante del Ministerio Público indicó que adicionalmente se presume la sustracción y comercialización ilegal de crudo, presuntamente con el fin de enviarlo a las islas del Caribe, además de la compra de aditivos para procesar el petróleo con una empresa vinculada a los implicados con el fin de evadir el proceso de licitaciones.

“Estas acciones reiteradas produjeron pérdidas millonarias a la República y podían afectar la relación con sus socios estratégicos al no poder garantizarse la operación de la empresa”, aseguró el Fiscal General.

Pese a los señalamientos hechos por Saab, las cifras de PDVSA indican que Petrozamora fue de las pocas empresas mixtas que incrementó producción de 15,7% durante el año 2016 al ubicarse en 109.000 barriles por día frente a los 94.200 barriles diarios de 2015. (Petroguía)

 

 

Bloomberg: Sanciones incentivan a Maduro a pagar

 

Uno de los mayores tenedores de bonos venezolanos dice que las sanciones estadounidenses están dando al gobierno de Nicolás Maduro un mayor incentivo para pagar sus deudas.

Las sanciones impuestas a finales del mes pasado restringen la capacidad del país para reestructurar sus obligaciones, lo que significa que la única opción del presidente es mantener el dinero en efectivo lo suficiente como para mantenerse al día en notas en el extranjero, reseñó Bloomberg en su portal web.

Maduro retrasará el incumplimiento tanto como sea posible porque sería catastrófico para la industria petrolera, y en última instancia conduciría a un colapso del gobierno, según Bent Lystbaek, quien supervisa 3.400 millones de dólares en deuda de mercados emergentes en Danske Capital.

“La disposición a pagar es extremadamente alta y ahora tienen más ímpetu para mantener el barco a flote”, “por defecto sería la sentencia de muerte del gobierno de Maduro”, dijo Lystbaek.

Los precios de los bonos venezolanos cayeron los días después de que se anunciaron las sanciones, desde entonces se han recuperado sobre la opinión de que Maduro tiene un incentivo para mantener a los inversionistas contentos si quiere permanecer en el cargo.

Mientras que la represión de Estados Unidos llevó a Fitch Ratings a cortar el país más profundo en el territorio de la chatarra, las probabilidades del defecto de Venezuela han caído realmente. La probabilidad implícita en los próximos 12 meses se redujo a 61% de 65%  hace un mes, de acuerdo con los datos de incumplimiento de crédito compilados por Bloomberg.

Danske Capital es el decimonoveno mayor tenedor de bonos venezolanos y el titular número 21 de Pdvsa al 30 de junio, según datos compilados por Bloomberg.

Los bonos en dólares referenciales de Venezuela subieron en dos semanas de 40,12 centavos por dólar a partir de las 9:30 am en Nueva York.

Esto es lo que Lystbaek tenía que decir sobre la política venezolana y las oportunidades de inversión:

¿Por qué espera que Venezuela continúe pagando a corto plazo?

“No creo que Maduro pueda sobrevivir a un default. Sería muy, muy difícil exportar petróleo. Las cargas de petróleo podrían ser incautadas. La compresión de importación ya es importante y no podían importar nada entonces. El malestar social aumentaría dramáticamente y creo que sería el juego final”.

“Ahora, los chinos y los rusos se volverán a confundir. No creo que consideren la alternativa. Las consecuencias de un incumplimiento son devastadoras”.

Dicho esto, “no creo que tengan una oportunidad a largo plazo. Los chavistas viven de un día para otro. No puede durar para siempre y el día final se acerca cada vez más”.

¿Qué bonos de Venezuela ofrecen el mejor valor ahora?

“Estamos seguros de que van a pagar este año, y a largo plazo con un precio de alrededor de 30 centavos por dólar estará bien en un default”.

Las posiciones sobreponderadas más grandes de Danske Capital están en los bonos de Pdvsa debidos en 2020 y 2026. La firma es peso de mercado en el extremo largo de la curva venezolana.

“Nos sentimos muy cómodos al estar en los 2020 de Pdvsa. Hay una muy, muy alta probabilidad de que la primera cuota se pague en octubre y creemos en el valor de las acciones de Citgo como garantía”.

¿Cómo afectaría un cambio de régimen a los tenedores de bonos?

“Si hubo un cambio de régimen, la oposición iría a una reestructuración y podrían tener éxito y llegar a un acuerdo. Habría un cambio radical en la política: invitarían al FMI y todo sería muy positivo”.

“Podríamos contemplar una reestructuración benigna de la deuda caracterizada por elevadas tasas de recuperación, sustancialmente por encima de los niveles en los que los bonos de Pdvsa de cupón más bajo y de mayor duración se cotizan hoy a 30 centavos por dólar”.

“En el caso de un incumplimiento, habrá una transición relativamente rápida de poder y una reestructuración de deuda bastante rápida en la línea de lo que vimos en Ucrania en 2015”.

Aún así, “existe el riesgo de que en una etapa posterior, cuando se hayan celebrado elecciones libres y la oposición recupere el poder, digan que los préstamos no son legales y anulamos todos los tratos hechos con los rusos y los chinos”. (El Nacional)

 

 

Petróleo de Texas subió 1,24% y terminó la jornada en $48,07

 

El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) subió este lunes 1,24% y cerró en 48,07 dólares el barril, mientras siguen reanudando sus operaciones las refinerías estadounidenses tras los últimos huracanes.

Al final de las operaciones a viva voz en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del WTI para entrega en octubre, los de más próximo vencimiento, subieron 0,59 dólares respecto al cierre de la última sesión.

Los contratos de gasolina para entrega en octubre bajaron 1 centavo, hasta 1,63 dólares el galón, mientras que los de gas natural para entrega en ese mismo mes subieron 6 centavos, hasta 2,95 dólares por cada mil pies cúbicos.

Por su parte, el barril de petróleo Brent para entrega en noviembre cerró este lunes en el mercado de futuros de Londres en 53,84 dólares, un 0,11% 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 incremento de 0,06 dólares respecto a la última negociación, cuando acabó en 53,78 dólares.

El petróleo cerró con un ligero repunte en una jornada en la que el mercado comenzó a valorar el impacto en la producción y la demanda de crudo que ha tenido el paso por Estados Unidos del huracán Irma, según los analistas.

Irma se degradó este lunes a tormenta tropical, tras haber tocado tierra en el estado de Florida (EEUU) el domingo como huracán de categoría 4 y haber provocado al menos tres víctimas mortales en el país y cuantiosos daños materiales. (El Mundo)

 

 

Arabia Saudita no quiere depender del petróleo y acelera reformas

 

El Gobierno de Arabia Saudita está acelerando sus reformas económicas a la vez que ha revertido algunas de ellas para dar a los Ministerios más flexibilidad para cumplir sus objetivos, según dijo el Ministerio de Información del reino.

El programa de reformas Visión 2030, que el príncipe heredero Mohammed bin Salman lanzó el año pasado, busca liberar a la economía saudí de su dependencia de las exportaciones de petróleo. La iniciativa ha conseguido que las finanzas estatales estén más controladas, pero aún no crea nuevas fuentes de ingresos importantes diferentes al crudo.

“Visión 2030 continúa el éxito previo y está fortaleciendo la entrega de mecanismos mientras amplía el rango y el ritmo de implementación”, dijo el Ministerio de Información en un comunicado.

El texto confirmó un reporte de Reuters publicado en la semana, que citó a fuentes diciendo que Riad está modernizando partes de Visión 2030 sin diluir políticas clave como un enorme plan de privatizaciones y una campaña para reducir su déficit de presupuesto.

El Gobierno sigue adelante con los planes para vender cerca de un 5% del gigante petrolero saudita Aramco, dijo el Ministerio. Funcionarios han dicho que buscan completar la venta antes de fines del 2018, recaudando unos US$100.000 millones.

“El programa de privatización del Gobierno sigue ganando impulso y el plan para una oferta pública inicial de una participación en Aramco sigue avanzando”, sostuvo el Ministerio en el comunicado.

“El proceso de la OPI está bien avanzado y Saudi Aramco sigue concentrada en garantizar que todos los requisitos de la OPI se completen a tiempo y con los mayores estándares”, agregó. (Energía 16)

 

 

Participación de BP en los yacimientos de Azerbaiyán se reducirá

 

La empresa dio a conocer que se espera que la participación de BP en los vastos yacimientos de Azerbaiyán se reduzca bajo un nuevo acuerdo de producción compartida con la compañía estatal de energía SOCAR, según información de Reuters.

Azerbaiyán planea firmar un nuevo contrato con BP la próxima semana sobre el desarrollo de los gigantescos yacimientos petrolíferos Azeri-Chirag-Guneshli (ACG) que se extenderán hasta el 2050.

Los campos son los mayores yacimientos de petróleo del sector azerbaiyano de la cuenca del Caspio. Un acuerdo existente debiera expirar en 2024 y un consorcio dirigido por BP y SOCAR firmaron una carta de intención en diciembre para continuar el desarrollo de los yacimientos hasta 2050 en un movimiento para desbloquear miles de millones de dólares de nueva inversión.

“De acuerdo con información preliminar, SOCAR aumentará su participación a expensas de la reducción de acciones de otras compañías, incluida BP”, dijo a Reuters una fuente de la industria consciente de las negociaciones.

Otra fuente de la industria, que también está familiarizada con las conversaciones y no quería ser identificada, dijo que la participación de SOCAR podría aumentar al 20 por ciento desde el 11,6 por ciento actual, mientras que la participación de BP podría caer al 30 por ciento desde 35,8 por ciento.

“Las acciones de algunas otras compañías también podrían reducirse”, dijo la fuente. Las cifras del contrato final podrían seguir cambiando, dijo la fuente. Una portavoz de BP en Azerbaiyán dijo: “Ahora no tenemos información sobre el contenido del contrato”.

Los accionistas del consorcio son BP, SOCAR, Chevron, INPEX, Statoil, ExxonMobil, TPAO, ITOCHU y ONGC Videsh.

Las fuentes dijeron que BP seguiría siendo el operador del proyecto, aunque algunos de sus derechos existentes podrían ser delegados en SOCAR.

BP fue atacada por el presidente de Azerbaiyán Ilham Aliyev a principios de esta década por una producción inferior a la prometida. La producción de petróleo de ACG totalizó 14 millones de toneladas en la primera mitad de 2017, o 585.000 barriles diarios, frente a los 16 millones de toneladas del año anterior. (Energía 16)

 

 

Pemex garantiza abastecimiento de gasolinas ante fenómenos naturales

 

La compañía de Petróleos Mexicanos anunció que el abasto de combustibles se encuentra garantizado en el territorio nacional. Con motivo de los fenómenos meteorológicos que afectan a todo el país, se estableció una estrategia de suministro de gasolinas, diesel y turbosina provenientes de otros mercados, por lo que los inventarios son suficientes para cubrir la demanda, según la comunidad petrolera.

Pese a que con motivo del sismo registrado el pasado jueves 7 de septiembre  y de acuerdo a los protocolos de seguridad de Pemex, la refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime, de Salina Cruz, Oaxaca, entró en paro seguro de manera automática.

De acuerdo a las revisiones realizadas por personal especializado de la empresa, hasta el momento no se ha detectado evidencia de que exista daño estructural en las instalaciones de los procesos principales. Sin embargo, se encontraron afectaciones en los sistemas eléctricos de generación y recibo que, una vez resueltos, permitirán hacer las pruebas necesarias para iniciar una operación segura y rentable. (Energía 16)