Precios del petróleo caen a inicio de semana
Los precios del petróleo volvieron a vivir los mismos movimientos del primer trimestre del año.
El crudo West Texas Intermediate (WTI) para entrega en septiembre cayó 1.95 dólares (dls) para negociarse en 45.17 dpb en los Estados Unidos, mientras que el Brent perdió 2.69 dls a 49.52 dpb en el contrato de septiembre 2015, el más operado en el Intercontinental Exchange.
Y es que durante el fin de semana las preocupaciones sobre la oferta de petróleo comenzaron a plantearse luego de que el ministro de Petróleo de Irán Bijan Namdar Zanganeh señalara que el país podría incrementar su producción de crudo una semana después de que las sanciones internacionales se eliminen.
«La producción puede aumentar en 500 mil barriles por día una semana después de que se levanten las sanciones y en un millón de barriles diarios un mes después», informó la Agencia de Noticias República Islámica citando Zanganeh.
En este sentido, el ministro iraní señaló que la negativa de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) a reducir su producción para dar cabida a Irán en los mercados de exportación se traduciría en menores precios del crudo.
Cabe recordar que el viernes un sondeo informó que la OPEP continúa produciendo petróleo en sus máximos niveles históricos, lo cual ha comenzado a borrar la perspectiva de los analistas de que en el futuro próximo podría existir un equilibrio en el mercado.
Por otro lado, el domingo se dio a conocer que durante el séptimo mes del año, el Índice de Gerentes de Compras (PMI, por sus siglas en inglés) Manufacturero de China se contrajo más de lo esperado en julio (47.8 pts) y alcanzó su nivel más bajo en dos años, lo que pone en duda el crecimiento económico del país en la segunda mitad del año y por lo tanto la demanda de crudo para los próximos meses.
Ahora bien, a pesar de todo Miswin Mahesh, analista de petróleo de Barclays, señaló que los precios ampliaron sus pérdidas este lunes debido a una serie de factores bajistas que coincidieron, por lo que aún no ha descartado que a largo plazo éstos pudieran comenzar a mejorar.(Televisa)
Ven riesgos en posibles cambios de reglas de Ronda Uno
Inversionistas y expertos coincidieron que la reducción en el monto de la garantía corporativa, propuesto por la Comisión Nacional de Hidrocarburos para la segunda convocatoria de la Ronda Uno, pondría en riesgo las facultades de las petroleras para la reparación de daños en caso de accidentes.
Reducir el monto de 6 mil millones de dólares que deben comprobar las petroleras para participar en la Segunda Convocatoria de la Ronda Uno pondría en riesgo la habilidad de las empresas para reparar daños al medio ambiente en caso de un accidente, coincidieron analistas.
Luego de la Primera Convocatoria en la que se asignaron dos bloques de 14 posibles, el Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) discutirá hoy en Sesión Ordinaria cambios a las bases de la segunda convocatoria que ofrece nueve campos en cinco contratos para promover una mayor inversión en las próximas rondas.
Uno de los temas que inversionistas y expertos han señalado como un impedimento es ésta garantía corporativa de 6 mil millones de dólares, sin embargo para Gonzalo Monroy, director general de la consultora GMEC, reducirla mandaría un mensaje incorrecto.
“No creo que las tengamos que revisar, sinceramente creo que no se manda el mensaje correcto si la bajamos”.
“La razón de ser de esa garantía, si de pronto hubiera un derrame, tenemos que asegurarnos que la empresa que sea, que el operador que sea, tenga la capacidad de pagar y de remediar el daño”, señaló Monroy.
Woodside Petroleum, Grupo Diavaz y Pluspetrol dejaron de participar en la primera fase concretamente por esta razón, identificó Bloomberg.
En el caso de la revisión a estatutos que le corresponde regular a Hacienda, destacan los mínimos de las dos variables de adjudicación, los cuales para expertos de la industria, impidieron una mayor inversión en la fase anterior.
Sin embargo, en esta segunda licitación podrían no ser modificados puesto que el riesgo exploratorio de los campos ofrecidos ahora es mínimo. Así, tener mínimos de 40 por ciento o 25 por ciento sí hace sentido, de acuerdo con Monroy.
Otro aspecto a revisar será la ponderación en la fórmula de las dos variables que se licitan: la participación del Estado que vale 90 por ciento y la inversión adicional al programa mínima de trabajo que vale 10 por ciento.
Para George Baker, director general del sitio energía.com con sede en Houston, el revisar estas variables y el tener un criterio de desempate pudo haberle dado a Statoil el bloque 7 de la primera convocatoria.
“Si se tuviera mayor ponderación para la parte de inversión o un sistema de empate técnico, Statoil hubiera ganado y eso hubiera validado el sistema mexicano a nivel mundial, a nivel de los mercados”, señaló Baker.
Un cambio ya anunciado por el Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, será que los inversionistas podrán presentar una segunda oferta en caso de que la primera no se ubique por arriba de los mínimos establecidos.(El Financiero)
Statoil supera los 100 millones de barriles producidos en el campo brasileño de Peregrino
La petrolera noruega Statoil ha comunicado que el campo Peregrino, ubicado en la cuenca Campos, en la costa de Brasil, ha superado la barrera de los 100 millones de barriles de petróleo producidos desde que comenzó a operar en abril de 2011.
Pål Eitrheim, gerente de Statoil en el país, ha señalado que están “muy satisfechos de haber alcanzado un hito importante en nuestras operaciones Peregrino”. Según Eitrheim “Peregrino demuestra el poder de lo posible, y estamos orgullosos de operar un proyecto que es a la vez emocionante y desafiante”. El ejecutivo ha ligado los resultados al trabajo del equipo que opera en la zona: “Estos resultados reflejan el profesionalismo de nuestra gente, y la aplicación de la tecnología desarrollada por Statoil, en Brasil y en otros lugares. Estamos constantemente aprendiendo y esperamos alcanzar nuevos hitos a medida que seguimos para desarrollar este gran campo”.
De acuerdo con un informe publicado por la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) de Brasil en marzo de 2015, Peregrino es el octavo campo más grande de Brasil y tiene el segundo crudo más pesado jamás producido en Brasil.
También es el campo más grande operado por Statoil fuera de Noruega y representa alrededor del 12 por ciento de su producción internacional (unos 720.000 barriles por día). Las reservas recuperables se estiman entre 300 y 600 millones de barriles.
Statoil tiene una participación del 60 por ciento y es el operador del campo, mientras que la china Sinochem tiene el 40 por cieno restante.
A principios de año, Statoil presentó a la ANP el plan de desarrollo del Peregrino Fase II. Con una inversión estimada de 3.500 millones de dólares, el proyecto incluye una nueva plataforma de perforación y se estima que sume cerca de 250 millones de barriles en reservas recuperables en el campo Peregrino.(Energía 16)
Petroprecios caen 19% en dos semanas
El precio de la mezcla mexicana de exportación cayó 9.8 dólares en los últimos diez días, al pasar de 51.15 a 41.28 dólares por barril, una caída de 19 por ciento que la ubica en su nivel más bajo desde enero de este año.
En poco más de dos semanas, los precios del petróleo cayeron en 19 por ciento. Del 14 de julio hasta el 3 de agosto, la mezcla mexicana pasó de 51.15 a los 41.28 dólares por barril de ayer, para ubicarse en su nivel más bajo desde el 31 de enero de este año.
Esto significó además una pérdida de 11 por ciento en sólo cinco días o 5.29 dólares, es decir una pérdida de un dólar diario del llamado oro negro mexicano.
La mayor parte de este desajuste se dio en un solo fin de semana, pues tan solo del viernes al cierre de ayer la mezcla perdió 9.53 por ciento de su valor o 4.35 dólares, dado que pasó de 45.63 a los 41.28 dólares por barril.
Pablo López Sarabia, coordinador de Estudios Económicos de Banamex, atribuyó el desplome del precio del crudo a una serie de cambios globales, entre ellos, menores proyecciones del PIB mundial y de economías emergentes; desaceleración de China; normalización de la política monetaria de la Fed y el ciclo de los precios de los commodities, además de una mayor producción de los países de la OPEP.
Para Macario Schettino, analista económico, la pérdida que se da en respuesta a una serie de cambios globales, tiene su mayor implicación en las finanzas públicas.
“Es otra vez un fenómeno global, contra el que no se puede hacer mucho, pero las implicaciones importantes son para el Gobierno porque las finanzas públicas todavía tienen un peso relevante del petróleo”, señaló Schettino.
Otra de las implicaciones importantes está en la depreciación del peso. Este comportamiento ha generado bajas en el precio de la mezcla mexicana de petróleo que explican en parte la depreciación del peso, ya que su correlación ha aumentado de manera importante (en) 80 por ciento”, señala el análisis de López Sarabia.
En lo que respecta propiamente a la oferta y la demanda de crudo los últimos datos de la Agencia de Información de Energía de Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés), al cierre del segundo trimestre de este año, ubica en 93.12 millones de barriles diarios el consumo global, mientras la producción en el mismo periodo cerró en 95.70 millones de barriles diarios.
Lo anterior implica una diferencia de 2.58 millones de barriles diarios, más que la producción de México, que no están siendo consumidos y por tanto son almacenados.
“La producción global de líquidos continúa por arriba del consumo, lo que resulta en incrementos de inventarios. Los inventarios globales se estiman en 2.2 millones de barriles diarios en la primer mitad del 2015”, señala la EIA.
El reporte de la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés), señala que la producción total en junio llegó a un promedio de 96.6 millones de barriles diarios, un “impresionante” crecimiento de 3.1 millones de barriles diarios, frente al mismo periodo del año anterior.
“De ese crecimiento el crudo y el gas producido por los países de la OPEP representó el 60 por ciento. El crecimiento de la producción de los países fuera de la OPEP se detendrá en 2016 como consecuencia de los bajos precios”, identifica la IEA.(El Financiero)
11 claves del reembolso de los accionistas B de Sidor
El capítulo final del reembolso de los accionistas B de la Siderúrgica del Orinoco (Sidor) inició la última semana de julio con un acto de entrega que supo más a resabios que a alegrías, luego de siete años de mora, de conflictos y e vejámenes del Estado hacia los copropietarios. Siete años de los que se extraen estos puntos claves:
Fue en 2008, año de la reestatización de la empresa, cuando los accionistas clase B deciden vender su cuota de participación en la fábrica al Estado, previendo unas condiciones laborales que no les generarían los mismos dividendos que en los tiempos de la privatizada Ternium.
Ternium Sidor produjo 4,3 millones de toneladas de acero entre 2004 y 2007, lo cual generó unos 2 mil 500 millones de dólares en excedentes de caja, que luego se distribuyeron entre los socios minoritarios.
Al cierre de 2007, Ternium Sidor había distribuido unos 704 millones de dólares de forma trimestral entre sus copropietarios, lo cual constituyó el principal sustento de los ex trabajadores.
La fase final de reembolso implicó la distribución de 1.441.943.250 bolívares entre los propietarios de un millón 922 mil acciones clase B de Sidor, lo cual deviene en un valor de 750,23 bolívares por acción.
La creciente devaluación de la moneda y la demora de siete años para la cancelación del reembolso obligó a los accionistas a recalcular constantemente el valor cada acción para evitar su descapitalización.
El último recálculo se acordó en diciembre de 2014, cuando se determinó el valor de 750,23 bolívares por acción. Sin embargo, la agudización de la crisis económica en Venezuela –inflación incluida– en 2015 hace que el pago final de esta semana, a siete meses del último cálculo, represente una alta descapitalización.
Los fondos para honrar este compromiso provienen de Petro San Félix: una alianza entre Pdvsa y la Corporación Venezolana de Guayana (CVG) cuya finalidad -dicho por el vicepresidente del área social, Héctor Rodríguez- es potenciar las empresas en la explotación de la Faja Petrolífera del Orinoco.
Al cierre de 2014, los activos de la acería se calculaban en 11.908 millones de bolívares; sus pasivos, en 27.235 millones; las deudas, en 11.353 millones de bolívares.
El quiebre productivo de Sidor hace que la empresa no tenga excedentes de caja para honrar el reembolso de los accionistas.
Según el Código de Comercio, si la disminución de los activos alcanza los dos tercios, “la sociedad se pondrá necesariamente en liquidación, si los accionistas no prefieren reintegrarlo o limitar el fondo social al capital existente”.
Durante años, losaccionistas B de Sidor recibieron numerosos vejámenes por parte de varias de las administraciones de la CVG. Esperas continuas a las afueras de la sede de la corporación, desatenciones de los presidentes y hasta la tala de los árboles donde solían esperar en CVG Casa Matriz evidencian el maltrato hacia los copropietarios; muchos de ellos, de la tercera edad.(Correo del Caroní)
Sinopec retirará a empleados en el extranjero para reducir costes
El Grupo Sinopec, la segunda mayor compañía de energía en China, planea reducir costes retirando el 40 por ciento de sus trabajadores en el extranjero ante la caída de los precios del petróleo, según afirma un artículo publicado hoy martes por el diario local China Daily.
Hasta 160 empleados de la Compañía Internacional de Exploración y Producción de Petróleo, una sucursal del grupo dedicada a los negocios de exploración en el extranjero, regresarán a la oficina central de Sinopec en Beijing, anunció un alto funcionario de la compañía.
«La bajada del precio global del crudo desde el verano del año pasado ha supuesto un gran desafío para el desempeño de las unidades de producción, lo cual constituye el principal motivo de la reubicación», señaló el funcionario.
La empresa retiró a 100 empleados de ultramar en 2014, ya que el precio del crudo cayó debido a la saturación global provocada por el boom del gas pizarra en Estados Unidos y el aumento de la producción en Arabia Saudí. Las exportaciones récord de Irak también afectaron al mercado.
El precio de referencia de EEUU para los futuros de crudo de West Texas Intermediate se cerró en 48,52 dólares por barril el 30 de julio, en comparación con los alrededor de 100 registrados el verano pasado.
Liang Dan, analista de crudo de ICIS Energy, una consultoría de información de energía con sede en Shanghai, estimó que los precios globales continuarán bajando esta semana.
«El exceso de suministro en el mercado petrolero ha afectado al mercado de productos de petróleo refinado», afirmó la analista, señalando que las autoridades chinas recortarán los precios de combustible al por menor por cuarta vez consecutiva esta semana.
Las compañías petroleras chinas comenzaron a tomar medidas para reducir sus costes a finales del año pasado antes el drástico descenso de las ganancias.
Sinopec, que está llevando a cabo tanto operaciones de exploración y perforación («upstream») como negocios de refinación («downstream»), ha conseguido hacer frente a este acusado descenso, a diferencia de PetroChina.
PetroChina, la mayor compañía petrolera del país, que depende fuertemente de la producción de crudo y gas natural, ha sufrido mucho más que otras empresas chinas del sector energético.
Durante el primer trimestre de 2015, PetroChina reportó una caída interanual del 82 por ciento en sus beneficios, el peor resultado trimestral desde que la compañía empezara a cotizar en 2008.
Un alto funcionario de la empresa, que no quiso ser identificado, afirmó que los empleados a nivel de gestión se enfrentan a recortes en sus sueldos para sanear los costes.
La Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC, siglas en inglés), compañía matriz de PetroChina, celebró una conferencia de trabajo en la provincia de Hebei el 30 de julio con el fin de recuperar la confianza de la empresa y mantener un crecimiento estable.
El director de la compañía, Wang Yilin, instó a un cambio cualitativo haciendo hincapié en la eficiencia. «La compañía acelerará la reforma e innovación para mejorar los niveles de administración», afirmó Wang.
Con la caída de los precios del crudo, resulta más económico para China importarlo del mercado internacional que invertir en la exploración en el extranjero.
China ha sufrido los altos precios del crudo durante su desarrollo económico, por lo que el gobierno ha animado a empresas estatales como la CNPC y Sinopec a hacer grandes inversiones en el extranjero para garantizar el suministro de recursos. (People Daily)
Estos son los candidatos para las parlamentarias del Gran Polo Patriótico
Muchos de los candidatos para las elecciones del 6 de diciembre, mencionados este lunes por el mandatario nacional, son ministros actualmente.
El presidente de la República, Nicolás Maduro, mencionó este lunes los nombres de los candidatos nominales del Gran Polo Patriótico (GPP) para las elecciones parlamentarias del 6 de diciembre.
Muchos de los candidatos son parte del tren ministerial actualmente, es el caso de Ricardo Molina encargado del Ministerio de Hábitat y Vivienda, quien participará por el estado Aragua; Carmen Meléndez; de Interior y Justicia por Lara; Héctor Rodríguez, de Educación por Bolívar y Aloha Núñez, ministra para los pueblos indígenas, en Zulia.
Por el Zulia también incorporan sus candidaturas el alcalde del municipio San Francisco, Omar Prieto; Alciro Mavarez, Lucila Pacheco (PPT) y Damelys Chávez (PSUV)
Entre otros nombres, destaca el del cantante Roque Valero y el medallista olímpico Rubén Limardo.
En Distrito Capital encabezan la lista Tanía Díaz, Iglenia Medina, Rodbexa Poleo y Fabiola González.
Por el estado Miranda destacan el ministro de Transporte Terrestre y presidente de El Metro, Haiman El Troudi; el actual titular del Ministerio de Comunas, Elías Jaua (por circunscripción); Jacqueline Farías; Erika Ortega Sanoja; el recién incorporado al GPP, Ricardo Sánchez y el cineasta Carlos Azpúrua.
En Amazonas, está Miguel Leonardo Rodríguez, seguido por Nicia Maldonado, Luis Vílchez y Maritza Gutierrez.
Por Apure está postulado el cantautor Cristóbal Jiménez, quien estará acompañado en lista por Emma Díaz, Franklin González y David Flores.
En Aragua, junto a Molina y Roque Valero, serán candidatos el exgobernador y actual secretario general de Podemos, Didalco Bolívar y Egleé Sánchez.
Asdrubal Chávez, primo del ex presidente Hugo Chávez, liderará la lista en Barinas, actual ministro de Petróleo y Minería. Lo acompañarán Nancy Pérez, Naybeth Ríos y Elena Linares.
Junto a Rodríguez y Limardo en Bolívar, están Pamela Hernández y Raiza Lanz.
Por Carabobo, los candidatos Saúl Ortega y Héctor Breña encabezan la lista. Irán junto a María Rendón, Ivonne Tellez y Yelitza Queralez.
En el estado de Trujillo, los candidatos nominales serán Hugbel Roa, Gerardo Márquez, Carolus Wimmer y Fernando Orozco.
En Cojedes, la primera dama Cilia Flores lidera los candidatos por lista. También son candidatos en esta entidad Asdrúbal Salazar, María Matute y Juan Aponte.
Por Delta Amacuro irán Pedro Carreño, Loa Tamarones, Juan Arroyo y Mireya Marcano. En Falcón están: Víctor Clark, Sol Musset, Ruvén Ávila Ávila y Sandra D’amelio.
Guárico estará representado por Óscar Figuera, Carola Martínez, Adolfo Fajardo y Nidia Loreto. Mientras que en Lara, Meléndez participará junto a William Gil, Ana Salas y Elán Pacheco.
En el estado Vargas encabezará la lista el actual diputado Darío Vivas.(El Universal)
“Falta una definición clara a nivel del Estado peruano sobre Petroperú”
ENTREVISTA Álvaro Ríos, socio director de Gas Energy. Hay otras tres razones más que están detrás de la poca atracción que ejerce nuestro país a las inversiones petroleras, entre ellas la normativa ambiental, sostiene el experto.
Existe preocupación en el país por el sector petrolero, cuya producción viene declinando. ¿Cómo ve a este sector?
Todas las pocas inversiones petroleras que están viniendo a Latinoamérica se van a ir a Colombia, Argentina, México, incluso a Bolivia, pero no al Perú.
¿Qué factores explican eso?
Son cuatro razones. La principal es la geología peruana, cuya prospección es tremendamente desfavorable, pero complementada fuertemente por otras tres: el tema ambiental y la consulta previa, que es sobre lo que muchas empresas se quejan; la falta de definición clara sobre Petroperú a nivel del Estado y el tema de la gestión pública.
¿A qué se refiere con la definición de Petroperú?
He hablado con petroleros y lo que dicen es que el Perú como país soberano necesita definir qué hará con Petroperú: fortalecerlo, darle autonomía del poder político, o lo hacen desaparecer. Pero ese intermedio de ser una empresa estatal con las características actuales no es saludable, incluso para los mismos inversionistas que quieren venir.
¿Y cómo la gestión pública es un obstáculo para la inversión petrolera? ¿A qué se refiere con el último factor?
El funcionario público en el Perú tiene miedo de tomar decisiones, lo cual traba los proyectos; y a todo ello se ha sumado la fuerte baja del precio del petróleo a nivel internacional que de por sí es un desaliento a la inversión.
¿Cuáles serán las consecuencias de esta situación?
Que la producción de petróleo en el Perú se seguirá cayendo y la nueva refinería de Talara va a tener que seguir importando crudo de petróleo, a lo que se sumaría el que Perú va a empezar a importar, y cada vez más, gas licuado (GLP), porque ya empezó a declinar la producción de líquidos de gas en el lote 88, mientras que la demanda interna seguirá creciendo. Y eso deteriorará la balanza comercial de hidrocarburos del país.
¿Qué puede hacer el Perú frente a este problema de la baja inversión?
Para recuperar los flujos de inversión en la actual coyuntura se necesitaría reestructurar varias cosas, como el tema de Petroperú, pero eso toma tiempo. Igual pasa con los demás factores (ambiente y gestión pública). En cambio, el Perú sí tiene un panorama favorable en lo que se refiere al gas natural.
Es cierto que ya producimos gas natural (GN) y hay proyectos en camino, como el gasoducto peruano del sur (GPS), pero ¿en el contexto actual son factibles todavía?
Sí, porque el Perú tiene una geología mucho más favorable en este caso y porque la demanda mundial de GN está creciendo. Lo que debe hacer el Perú es generar una mayor demanda interna y reconvertir más su matriz energética hacia este combustible. Para que haya exploración en GN tiene que haber más demanda.
¿Concretamente, respecto al GSP, le ve futuro?
La verdad es que no encuentro nada sensato sobre, por ejemplo, que se comience siquiera a educar, convencer, concientizar a la gente de que la exportación de gas natural (o de energía eléctrica) es importante como parte del proceso que implica el GSP, porque solo así el tubo se llenará. De lo contrario, los usuarios peruanos van a terminar pagando el GSP.
¿Y qué sabe de los avances de este proyecto del GSP ya en marcha?
Está andando dentro del cronograma establecido y, al ser el Estado peruano el garante del GSP, lograr el financiamiento es complejo pero no difícil. Lo único que tienen que demostrar es que hay mercado y que el Estado peruano les va a reponer una tarifa. Además, en el consorcio está la empresa Enagás (española) que cuenta con muchos recursos. Lo que no está avanzando es cómo consolidar más demanda del GN, que creo que es el cuello de botella del GSP en este momento.
¿Por qué no se está consolidando la demanda de GN?
Porque por ahora solo hay demanda para generar electricidad, otro poco para la industria y unos cuantos clientes domésticos y comerciales, muy poco. Lo que el Gobierno debe decir es que el gasoducto está abierto para exportar gas natural, pero esa frase nadie la dice, o que el gasoducto está abierto para hacer termoeléctricas en el sur y que se hará un acuerdo de integración energética con Chile para llevar electricidad a esa zona. Esa frase no existe porque saben que políticamente los destruye.
Avances del gasoducto del sur
Ya hay fecha. Según Odebrecht, ya tienen avanzado el cierre del financiamiento del proyecto y los problemas en Brasil no han afectado la marcha del Gasoducto Sur Peruano.
La ministra de Energía y Minas, Rosa María Ortiz, reveló que el cierre del paquete de financiamiento para el GSP se cerraría a fines de este mes. También informó que las obras del primer tramo ya tienen un adelanto de 21%.
en corto
RESERVAS. El proyecto del GSP está diseñado para abastecerse inicialmente del gas natural del lote 88, luego es posible que sea alimentado con las reservas que se exploten de los lotes 58 y 57, e incluso 76, en proceso de perforación exploratoria.
“El GSP no se va a frenar, no le veo ningún riesgo”
Algunos expertos consideran que a raíz de las denuncias a algunas grandes empresas brasileñas sobre presuntas irregularidades, entre las que se encuentra Odebrecht (socia del consorcio GSP) se podría afectar el financiamiento de este proyecto.
Al respecto, Álvaro Ríos sostiene que ello no debería afectar el financiamiento. “En mi opinión, al estar este proyecto del GSP garantizado por las tarifas de luz y por el Estado peruano, no habría problema. Por otro lado, si Odebrecht se encontrara ante una situación que no pueda continuar totalmente, podría reducir su participación, la cual la tomaría otra empresa o la propia Enagás. Yo creo que Enagás va a seguir con el proyecto del GSP independientemente de lo que pase a Odebrecht. Creo que el GSP no se va a frenar, yo no le veo ningún riesgo al proyecto.(Gestión)
Al menos seis postores interesados en suministrar crudo ligero a Pdvsa
El mes pasado, Pdvsa pidió a proveedores petroleros presentar ofertas para venderle unos 70.000 barriles por día
La petrolera venezolana PDVSA ha recibido al menos seis ofertas de firmas extranjeras que buscan venderle crudos ligeros para diluir su producción de petróleo extrapesado, lo que revela un interés mayor al esperado, dijeron a Reuters fuentes de las compañías involucradas.
Para mantener el incremento de la producción de la Faja del Orinoco, donde yace la mayor parte de las reservas de crudo del país socio de la OPEP, PDVSA necesita garantizar una fuente estable de diluyentes importados.
Pero comprarlos ha sido un desafío debido a que la estatal ha tenido que lidiar con conocidos problemas de flujo de caja que limitan su capacidad de pago en efectivo a corto plazo.
El mes pasado, PDVSA pidió a proveedores petroleros presentar ofertas para venderle unos 70.000 barriles por día (bpd) de crudos ligeros a través de contratos de hasta cinco años de duración, con entregas programadas para comenzar este mismo año.
Royal Dutch Shell, la noruega Statoil, la estadounidense Chevron Corp, las indias Reliance Industries Ltd y Essar Oil, y PetroChina Co entregaron ofertas, dijeron las fuentes.
La mayoría de las ofertas incluyen suministros de crudo de África Occidental. Una de los términos de la oferta menciona que el crudo debe ser de entre 40 y 48 grados API de densidad y con un contenido de azufre de hasta un 1,5 por ciento.
«Shell está en la mejor posición para ganar la oferta, ya que tiene capacidad de almacenamiento en Bahamas para crudos de África Occidental», dijo la fuente, que no trabaja para la compañía anglo-holandesa.
Shell vendió recientemente a PDVSA al menos dos cargamentos de 1 millón de barriles cada uno de crudos nigerianos con entregas en la isla de Curazao, donde la compañía venezolana opera una refinería y una terminal de almacenamiento.
Pero tras las compras al contado, la compañía busca garantizar el suministro de diluyentes a más largo plazo. Las condiciones dicen que los volúmenes a ser entregados podrían aumentar a entre 115.000 y 250.000 bpd a partir del 2017, si PDVSA así lo requiere.
Venezuela comenzó a importar crudo ligero el año pasado con compras de Saharan Blend, pero el contrato con la estatal argelina Sonatrach terminó tras desacuerdos sobre los términos. Esto obligó a PDVSA a reanudar la producción de mezclas menos atractivas para la exportación hechas con nafta importada.
Queda pendiente negociar cómo funcionará el mecanismo de pago para estos nuevos contratos, a pesar de que PDVSA está tratando de obtener crédito abierto.
«Algunas empresas están dispuestas a intercambiar crudo ligero por variedades medianas o pesados», dijo una segunda fuente. «Eso disminuiría el monto pendiente por pagar tras cada entrega», agregó. (Editado por Mónica Vargas)(El Mundo)
Bonos venezolanos registran comportamiento mixto en sus precios
Para este mes, la República y Pdvsa deberán de cancelar 748 millones aproximadamente
En promedio, los títulos soberanos caen 0.40 puntos, la parte corta de la curva muestra un mejor soporte que el resto de la curva. El Venz 2016 sube un punto en su cotización, mientras que el Venz 2019 y 2020 añaden 0.25 puntos en sus precios.
El resto de los papeles caen, el Venz 2025, 2026 y 2031 retroceden con mayor fuerza, mientras que los otros muestran menos movimientos.
Respecto a los títulos emitidos por la petrolera estatal, las caídas en promedio son de 1.30 puntos. La parte corta y media de la curva caen más de un punto en su cotización.
Para este mes, la República y Pdvsa deberán de cancelar 748 millones aproximadamente correspondiente a los cupones del Venz y Pdvsa 2022, Venz 2018 y Venz 2031.
En cuanto a las primas de riesgo país de Venezuela medido por el Credit Default Swap a 5 años muestra un incremento de 320 puntos básicos y se ubica en 5.268 puntos.(El Mundo)
Exxon Mobil planea nuevas exploraciones en Esequibo
El gerente general de Exxon Mobil, Jeff Simons, anunció que el gigante petrolero estadounidense tiene planificado regresar a las aguas del territorio Esequibo a principios del próximo año, para continuar con un nuevo período de exploración en el bloque Stabroek.
El directivo confirmó que el buque transoceánico de exploración petrolera de Exxon Mobil, el Deepwater Champion, había salido en junio de «las aguas de Guyana» y a la fecha se encuentra anclado en el Golfo de México.
Las declaraciones del directivo fueron publicadas por el diario Guyana Times.
«El buque había completado las obras que estaba haciendo en el Liza-1 de acuerdo a lo programado y estamos planeando otra perforación para el futuro. Hemos recogido suficiente información en esta fase de la exploración», dijo.
«Estamos pensando en volver el año que viene o tal vez antes, pero vamos a volver», aseguró Simons.(El Universal)
