Pdvsa construye nuevo patio de tanques en centro refinador oriental
El proyecto de ampliación de la Refinería Puerto La Cruz, denominado Conversión Profunda, permitirá aumentar la capacidad de almacenamiento del centro refinador oriental en un millón 210 mil barriles con la construcción de un nuevo Patio de Tanques para el acopio de productos refinados resultantes de la aplicación comercial de la tecnología venezolana HDHPLUS®, que será estrenada el año 2019.
La fabricación de la nueva tanquería perteneciente a la Unidad 98 del Proyecto Conversión Profunda contempla la fabricación de 16 nuevos tanques correspondiente a dos esferas de gas licuado de petróleo (GLP) con capacidad para almacenar 20 mil barriles (MB) cada una; cuatro tanques de 150 MB para diesel; tres tanques de 65 MB para azufre líquido; cinco tanques de 25 MB para Slop; un tanque de 150 MB para residual y otro de 100 MB para nafta.
Este trabajo permitirá aumentar, en el año 2019, la volumetría actual del centro refinador oriental calculada en 13,7 millones de barriles. La construcción del nuevo sistema de tanques se ejecuta en seis áreas pertenecientes a la refinería actual, las zonas de Macotal y El Chaure, cuyo avance global supera el 34%.
Asimismo, para optimizar el actual patio de tanques y garantizar la confiabilidad operacional de Pdvsa en la región oriental, se ejecuta la adecuación de 35 tanques a través de una planificación de trabajos tempranos (denominado early work 16) el cual permitirá que 19 tanques cambien de servicio y 16 mantengan su uso actual.
Adicionalmente, se adelanta la fabricación de dos tanques pertenecientes a la Unidad 84 para el Despojamiento de Aguas Agrias cuya capacidad será de 150 MB cada uno; los cuales registran un avance superior al 67%.
El arduo trabajo de 405 hombres y mujeres que laboran en el área de tanques permitirá el ensamblaje exitoso de 53 anillos que conformarán 18 nuevos tanques que se construyen actualmente; calculados en 240 toneladas de acero de refuerzo y 500 mil pulgadas de soldaduras.
Todos estos trabajos, hasta la fecha, superan 456 mil 150 horas de labor desde el arranque de los mismos, en abril de 2015.
Con este avance constructivo en el Proyecto Conversión Profunda se demuestra el compromiso de un equipo multidisciplinario, que trabaja sin descanso en la construcción de las nuevas unidades de procesos que permitirán la valorización del crudo pesado de la Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez. (Últimas Noticias)
Torino Capital afirma que Pdvsa disminuyó despachos hacia Petrocaribe en 2016
Torino Capital afirmó en su último informe que Petróleos de Venezuela (Pdvsa) recurrió a una disminución de despacho de crudo a Petrocaribe, recortó el gasto y fijó nuevas alternativas de financiamiento para hacer frente a las restricciones de caja.
Los envíos de crudo hacia Petrocaribe cayeron 52% en los últimos dos años, al pasar de 255 mil barriles por día (bpd) de crudo en 2014 a 123 mil barriles en 2016.
Las cuentas por pagar a través de los acuerdos de cooperación ascienden a 3,2 millardos de dólares. “Esta cantidad es solo una parte de las deudas pendientes, con una buena porción aún en manos de instituciones del Estado y el gobierno central”, explicó el banco.
El último estado financiero de Pdvsa indica que hubo una caída de los envíos de petróleo a China, los cuales se redujeron en 74 mil barriles, para cerrar el año pasado en 505 mil barriles diarios.
El valor de estos despachos fue de 5,8 millardos de dólares, aunque 1,9 millardos de dólares fueron destinados al servicio de la deuda con el país asiático. “Pdvsa recibió 3,8 millardos de dólares restantes en efectivo”, subraya la firma.
La firma acotó que los beneficios antes del pago de intereses, impuestos, depreciación y amortización cayeron 53,2% al cierre de 2016, al pasar de 31 millardos de dólares en 2015 a 15,5 millardos el año pasado. “Una buena parte del costo de la caída de los ingresos fue de hecho asumida por el gobierno, con una reducción de 89,4% en las contribuciones sociales no tributarias”, manifestó Torino.
El banco puntualizó que debido al limitado acceso a los mercados internacionales, la deuda externa bajó de 36,9 millardos de dólares a 33,9 millardos de dólares, reflejando el pago de las amortizaciones.
También los estados financieros de Pdvsa muestran que la empresa apeló a otros instrumentos de pago como la emisión de notas promisorias en dólares. (Últimas Noticias)
Petróleo de Texas cerró la jornada con descenso y se ubicó en $47,37
El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) cayó este lunes 2,35% y cerró en 47,37 dólares el barril, tras una sesión marcada por la reunión del comité de seguimiento del acuerdo de los países productores para reducir los bombeos.
Al final de las operaciones a viva voz en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del WTI para entrega en septiembre, aún de referencia, cayeron 1,14 dólares con respecto al cierre de la última sesión.
El petróleo de referencia en Estados Unidos perdió posiciones después de dos sesiones consecutivas de ganancias que habían permitido al llamado «oro negro» superar la barrera de los 48 dólares en Nueva York.
Por su parte, el barril de petróleo Brent para entrega en octubre cerró este lunes en el mercado de futuros de Londres en 51,61 dólares, un 2,10 % menos 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 descenso de 1,11 dólares respecto a la última negociación, cuando acabó en 52,72 dólares.
El barril se depreció en un día en el que se reunió el comité técnico de seguimiento del acuerdo de reducción del bombeo de crudo pactado entre la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) y otros productores ajenos a la organización, vigente desde enero pasado y hasta marzo de 2018.
Sin embargo, fuentes del cartel petrolero indicaron este lunes a EFE que del encuentro que se está celebrando a puerta cerrada en la capital austríaca no se prevé que salga ninguna decisión. (El Mundo)
Opep discutirá en noviembre prorrogar recortes de producción
La Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) discutirá en su reunión de noviembre si prorrogará o pondrá fin a los recortes a su producción, dijo el ministro de Petróleo de Kuwait, Essam al-Marzouq, a la televisión local.
«En nuestra próxima reunión a fines de noviembre (…) los temas más importantes se referirán al destino del acuerdo para prorrogar o terminar los recortes a la producción», dijo Marzouq a Kuwait TV en una entrevista.
El comité técnico conjunto de países productores de la Opep y de fuera del grupo estimó que los recortes de suministro acordados se cumplieron en un 94% en julio, según dos fuentes conocedoras del asunto.
El comité, que se reunió el lunes, incluye a funcionarios de Arabia Saudita, Kuwait, Venezuela y Argelia, y de Rusia y Omán entre los países fuera del grupo. (El Mundo)
El nuevo farmout de Pemex en aguas profundas captará inversiones de hasta US$10.000 millones
El nuevo farmout de Petróleos Mexicanos (Pemex) en aguas profundas captará inversiones de hasta US$10.000 millones durante la vida del contrato, según estimaciones de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) quien además recomendó que se aplique un contrato de licencia, en el cual pretenden aprobar que los contratistas paguen con petróleo y no sólo en efectivo las contraprestaciones que debe compartir con el Estado.
Según información de lacomunidadpetrolera el área Nobilis-Maximino se localiza en el Golfo de México frente al litoral del estado de Tamaulipas, en el área Perdido, con tirantes de agua de 2.500 a 3.600 metros. Dentro del Área Contractual se ubican los descubrimientos de aceite y gas Nobilis, Maximino, Supremus y Mirus. Estos descubrimientos son el resultado de la perforación de nueve pozos exploratorios por parte de Pemex Exploración y Producción (PEP) al amparo de las asignaciones correspondientes.
La migración de estas asignaciones deriva de la solicitud de PEP para complementar sus capacidades tecnológicas mediante la asociación con un operador que cuente con experiencia comprobable en aguas ultraprofundas, con la finalidad de acelerar la exploración y el desarrollo de los descubrimientos.
Al dar su opinión favorable para esta migración, la CNH consideró que el modelo de contratación de licencia es el más adecuado dado que ofrece flexibilidad operativa y aumenta las posibilidades de inversión del contratista para el desarrollo integral del proyecto. Sin embargo, en la definición de las características de cada uno de los contratos en la Ley de Hidrocarburos se establece que en el caso de las licencias los contratistas asociados pagarán al Estado una regalía sobre costos brutos una vez que arranque la comercialización de los hidrocarburos.
Farmouts en aguas someras y de tierra. En tanto, dentro de los procesos de asociación que se llevan a cabo en la actualidad hay 15 empresas que iniciaron la precalificación en el contrato de producción compartida Ayin-Batsil, ubicado en aguas someras dentro la parte oriental de la provincia Salina del Istmo y la porción marina de la provincia Pilar Reforma-Akal, así como en los de licencia para los bloques terrestres de Tabasco, Cárdenas-Mora y Ogarrio.
Entre éstas destacan la alemana Dea Deutsche Erdoel y la colombiana Ecopetrol, que ya tienen contratos en consorcio con Pemex en México, así como las que ya exploran las aguas someras mexicanas como las mexicanas Sierra Oil and Gas y Petrobal y el consorcio entre argentinas Hokchi Energy.
Entre las participantes que ya tienen contratos en México están: China Offshore Oil Corporation, la estadounidense Murphy Sur, además de las mexicanas Grupo R y la filial de Alfa, Newpek. También podrán concursar la filial del grupo argentino Techint, la egipcia Cheiron, la mexicana Gran Tierra, y la inglesa Galem Energy.
Estímulos de SHCP. La Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) dio a conocer una serie de estímulos fiscales para aquellos asignatarios de campos maduros y/o marginales de Pemex, con el fin de evitar una pérdida de ingresos y una disminución en el nivel de producción de hidrocarburos.
“En reconocimiento a los retos técnicos y financieros de las actividades de extracción en campos maduros y/o marginales realizadas por el Estado mediante asignaciones, es necesario dar mayor flexibilidad al régimen fiscal aplicable a dichas asignaciones, mediante el otorgamiento de un estímulo fiscal consistente en permitir que los asignatarios apliquen límites de deducción por concepto de costos, gastos e inversiones, mayores a los previstos en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos”, precisó a través del Diario Oficial de la Federación.
El gobierno federal ampliará los límites de costos deducibles para el Derecho por la Utilidad Compartida para campos marginales de la siguiente forma: en campos petroleros terrestres, el límite de costos como porcentaje del ingreso será de 40 y no de 20%; en campos petroleros en aguas someras será de hasta 35%; en campos de gas natural no asociado el límite es de 85%; y en los campos de Chicontepec será de 75 por ciento.
“El Estado debe implementar mecanismos para garantizar la continuidad de las actividades de extracción de hidrocarburos”, se lee en el decreto. La dependencia argumentó que otra de las razones por las cuales se amplían los estímulos es el nivel de los precios en este rubro a nivel internacional. (Energía 16)
Petróleo: Producción en Perú aumentó 8,4% en julio de este año
La producción peruana de petróleo en julio de este año fue de 45.900 barriles diarios, cantidad mayor en 8,4% respecto al registrado en similar mes del 2016, indicó hoy la Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía (SNMPE).
Este incremento se sustentó fundamentalmente a la producción del lote 192 (que no registró producción en julio de 2016), precisó la SNMPE en su último boletín estadístico mensual de hidrocarburos correspondiente a agosto.
Asimismo, el resultado de julio de este año fue mayor en 3,7% a la producción de junio del 2017.
En julio del 2017, cuatro empresas dieron cuenta del 66,3% de la producción de petróleo a nivel nacional, siendo CNPC Perú S.A. (con 10.9 mil barriles diarios) la empresa que mayor volumen registró en el mes.
La participación en la producción total de petróleo en julio estuvo liderada por CNPC (23,7%), Savia (17,2%), Pacific (16,4%), Pluspetrol (9,0%), GMP (7,4%), Sapet (7,0%), Cepsa (6,3%), otros (12,9%). (El Comercio)
El FMI ve el petróleo a 15 dólares en 2040 si el auto eléctrico triunfa
Tres investigadores del Fondo Monetario Internacional, Reda Cherif, Fuad Hasanov y Aditya Pande, prevén que la introducción de vehículos eléctricos en nuestras calles provocará una auténtica revolución energética, que podría llevar al barril de crudo al entorno de los 15 dólares (a precios corrientes) a partir del año 2040. En su opinión, la evolución del crudo en las próximas décadas podría parecerse a la que tuvo el carbón a principios del siglo XX.
En su estudio, Cabalgando la transición energética: el petróleo más allá de 2040 indican que una de las actividades que más podría cambiar en los próximos años será el transporte y lo hará gracias al vehículo eléctrico. «Hace un siglo, el avance del crudo se produjo como consecuencia de una revolución en el transporte, cuando los caballos fueron sustituidos por los automóviles. La próxima transición volverá a proceder de una revolución en el transporte ya que el 57% de la demanda global de petróleo se debe al transporte. Sólo el transporte por carretera consume el 44% del crudo». Esta alta dependencia del transporte respecto del petróleo se va a reducir notablemente por la aparición de los vehículos eléctricos.
Los autores recuerdan que a principios del siglo XX ya se fabricó un coche eléctrico con un cierto éxito de ventas en Estados Unidos. No obstante, la aparición en el mercado del Ford T de gasolina, que costaba un 60% menos que sus competidores eléctricos, relegaron a estos a un segundo plano hasta el siglo XXI. Los economistas del FMI encuentran un paralelismo entre la evolución de las ventas de coches a principios del siglo XX y de vehículos eléctricos a principios de esta década.
Similar a la sustitución de caballos
Para calcular cuál será la cuota de mercado de los vehículos eléctricos en las próximas décadas, los autores se han basado en cómo desplazó el vehículo a motor al caballo a comienzos del siglo XX. Entre 1905 y 1915 la propiedad de caballos por cada mil personas bajó un 30% y en los siguientes quince años descendió un 90%. Siguiendo este patrón, los coches de gasolina caerán un 30%. En los siguientes quince años, la propiedad de estos vehículos caería otro 90%, según sus proyecciones.
En este contexto, prevén dos escenarios: en el primero, los vehículos eléctricos aumentarían a un ritmo del 30% de media en los próximos 25 años (menos de lo que han crecido al año entre 2011 y 2015). La llegada de los coches sin conductor, el desarrollo del car sharing y la mejoría del transporte público ayudarían a alcanzar estas cifras, que llevarían a que el 93% de los vehículos de 2042 fueran eléctricos.
No obstante, no descartan un crecimiento más lento del vehículo eléctrico, de forma que la proporción de vehículos eléctricos a principios de 2040 rondaría el 40% del total. Los autores recuerdan también un curioso informe realizado por McKinsey para la operadora AT&T sobre el potencial del mercado de teléfonos móviles. Según sus cálculos, los obstáculos que tenía (alto coste por minuto, escasa duración de la batería, falta de cobertura…) harían que el mercado rondase las 900,000 unidades en los 2000. Hoy en día, la cifra es 120 veces mayor, recuerdan los economistas.
En su opinión, las trabas que existen en el mercado del vehículo eléctrico podrían desaparecer igual de rápido. Además, otra de las claves será su precio, ya que la experiencia de primeros del siglo XX muestra un fuerte incremento de la demanda de coches cuando su precio se redujo a una cuarta parte después de los avances de Ford.
Descenso de la demanda
A este triunfo del coche eléctrico se unirá, según los autores, el crecimiento del consumo de energía eléctrica, que se impondrá a otras fuentes, en países en desarrollo, como China o India.
Todo ello llevará a que el petróleo se convierta en el «nuevo carbón», tanto en lo que se refiere a la demanda como al precio. En lo primero, los autores creen que seguirá la tendencia del carbón en la primera mitad del siglo XX. Entre 1918 y 1944, pasó de aportar el 73% de la energía primaria al 50% debido al descenso de calderas de carbón por el avance del crudo y del gas natural. Entre 1944 y 1960 se produjo el descenso total del mercado, mientras se producía un avance paralelo del petróleo. Desde el triunfo del crudo frente al carbón, el precio de éste se ha mantenido en torno a los 15 dólares por el equivalente a un barril de petróleo.
Este patrón y la previsión de un fuerte crecimiento del mercado de vehículos eléctricos son los que llevan a pensar a los autores en un descenso del consumo de petróleo en los países de la OCDE. Además, tanto en el escenario en el que esperan más de un 90% de coches eléctricos como en el más conservador, el consumo de petróleo para transporte caerá un 24% en los próximos quince años.
En este escenario en el que el petróleo pierde su rol de principal fuente de energía para transporte, su precio tenderá a converger en torno a los 15 dólares por barril de 2015 con los precios del carbón y del gas natural. En el escenario más radical, esto ocurriría en torno al año 2040. En el escenario más conservador, este precio tardaría en llegar unos diez o veinte años más. (Economía Hoy)
Petróleo, firmas reducen costos y buscan otros mercados
Cuando la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) y Rusia acordaron terminar con la sobreoferta del crudo, a finales de 2016, para subir el precio que flaquea desde 2014, los actores del negocio respiraron con alivio, fue regalo de Navidad. El acuerdo sería exitoso en meses, eran las previsiones. Pero un reporte de la Agencia Internacional de Energía (AIE) muestra que la cruzada tomará más tiempo, incluso más allá de 2018.
El coletazo llegó a Bolivia por la indexación del crudo con el precio del gas natural que produce y exporta el país a Brasil y a Argentina. El precio del combustible cayó de $us 10 a 3,01 el millar de BTU en agosto.
Esto hizo repensar los planes de inversión de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), principal operador en Bolivia, de sus socios y de todas las empresas de servicios.
En julio de este año, el ministro de Hidrocarburos Luis Alberto Sánchez, informó que de 35 proyectos la estatal priorizó ocho tanto de producción como de exploración, que tendrán una inversión de $1.183 millones, y un potencial de 9,4 TCF (trillones de pies cúbicos de gas).
Empresas se achican
Desde la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) indicaron que sus afiliados aceleraron sus programas de transformación organizacional y operacional para tener más eficiencia y reducir costos hasta un 30%.
“Los cambios consisten en revisar los procesos internos: finanzas, suministros, tecnología y logística para simplificarlos y agruparlos en centros especializados. Esto permitió cubrir las actividades a menor costo y mayor eficiencia”, afirmó la CBHE.
En su diagnóstico, la organización aseguró que las empresas, especialmente de servicios, se achicaron con un mínimo de actividades y personal.
La CBHE señaló que pese a la coyuntura las empresas invierten equipos y tecnología más óptimos. Pero observa que el sector necesita una revisión por parte del Gobierno por la tramitología que hay en procesos que impactan negativamente, por la complicación y largos tiempos.
Innovar y diversificar
Enrique Menacho Roca, gerente general Bolinter, señaló que su compañía trata de sobrellevar este periodo a través tres factores: la innovación, diversificación y reducción de costos.
Lamentó que YPFB postergue proyectos en los que su firma tenía grandes expectativas. “Las petroleras son contratistas de YPFB y marchan al tenor de nuestra petrolera”, afirmó.
La cancelación de proyectos, añade el empresario, hizo que la mano de obra calificada quede sin trabajo y sin saber cuánto más podrá aguantar. “Lo mismo pasa con nosotros”, afirmó.
Buscar otros nichos de mercado es una opción que estudia Bolinter, por eso la firma prevé ingresar al mercado del agua tanto para suministro como para desa-rrollo de hidroeléctricas.
“Creemos en el desarrollo de líneas de transporte a zonas de sequía y con hidroelectricidad lograr abastecer esas regiones. Este es el nuevo desafío tecnológico”, precisó el empresario.
Luis Mantilla Morales, gerente del área de fiscalización y responsable de la unidad de negocios de Bolpegas, informó que diversificarán su portafolio de servicios y actividades.
Recientemente ingresó a prestar los estudios de magnetotelúrica, técnica que se emplean en la exploración de nuevos recursos hidrocarburíferos.
Bolpegas también, apuesta, a futuro, a otro tipos negocios como la energía renovable, hidroeléctrica y la minería.
Sobre la reducción del precio de los hidrocarburos, Mantilla, señaló que la situación seguirá igual y que no se visualiza una mejora a corto plazo.
Agregó que la escenario del sector mejorará si YPFB descubre nuevos recursos, factor que ampliará la oferta de servicios.
Diversificarse en otros mercados, optimizar costos para ofrecer servicios a precios más competitivos, esa es la receta que también sigue Confipetrol, dedicada al mantenimiento y operación integral de campos de producción industrial.
Desde la compañía indicaron que ingresarán en el sector minero, de energía y de cemento. Además, señalaron que a pesar del bajo precio del petróleo no ven ningún problema para seguir invirtiendo en Bolivia.
Para el analista en hidrocarburos Boris Gómez una de las principales causas de la crisis de estas compañías es la falta de liquidez por ausencia de nuevos proyectos de escala, ocasionada por la disminución de los contratos, sumados los asuntos públicos que son de percepción muy sensible en este campo, como la excesiva regulación y tributación.
Contexto global
Hasta julio de este año la sobreproducción de la OPEP llegó a 32,8 millones de barriles diarios. Lo que significó un aumento en 172.600 barriles, el más alto desde el acuerdo con Rusia.
La abundancia causó estragos, las grandes petroleras perdieron hasta $us 250.000 millones, pero en el último semestre hubo una pequeña recuperación. Por ejempló ExxonMobil, la mayor petrolera de EEUU, duplicó su beneficio en el primer semestre, hasta $us 7.360 millones.
Con un precio debajo de los $us 50/barril, las empresas optimizan inversión y reducen gastos, hacen recortes. En 2015, las firmas realizaron más de100.000 despidos en todo el mundo.
Chevron, redujo sus gastos de capital para el 2017, para evitar que los bajos precios del crudo deterioren sus finanzas. Este año la empresa fijó un gasto de $us 17.000 y $us 22.000 millones, luego de tener un rango de $us 20.000 y $us 24.000 millones.
En la región, la petrolera venezolana Pdvsa reportó pérdidas por $us 10.624 millones por los malos precios y una desacertada administración.
La petrolera brasileña Petrobras, bajó un 24,6% sus inversiones previstas hasta 2019. (El Deber)
