Hidrocarburos en Latinoamérica

América Economía • Petrobras eleva su proyección de desinversiones hasta US$35.000M en un plan a cinco años

En el sector de exploración y producción, prevé la venta de 209 activos de tierras y aguas rasas en Brasil, así como activos en Argentina, Bolivia, Colombia y Estados Unidos. Asimismo, tiene intención de deshacerse de varios bienes tanto en el sector del 'downstream' y del sector del gas y energético.

La petrolera estatal brasileña Petrobras elevó su previsión de desinversiones a un rango de entre US$25.000 y US$35.000 millones en el periodo comprendido entre 2021 y 2025, según se desprende de una presentación a inversores publicada este lunes por la compañía. El plan inicial contemplaba entre US$20.000 y US$30.000 millones.

La semana pasada, la petrolera indicó que la reducción de deuda y el desapalancamiento financiero serán una prioridad en su estrategia, con la generación de flujo de caja operativo y las desinversiones como pilares fundamentales para estos propósitos.

En esta línea, la sociedad tiene intención de deshacerse de varios activos en diferentes áreas de negocio acorde con su plan de privatización. Entre otros activos, prevé la venta de la petroquímica Braskem, su filial energética Gaspetro o su negocio de distribución de derivados del petróleo y combustibles (BR).

En el sector de exploración y producción, prevé la venta de 209 activos de tierras y aguas rasas en Brasil, así como activos en Argentina, Bolivia, Colombia y Estados Unidos. Asimismo, tiene intención de deshacerse de varios bienes tanto en el sector del 'downstream' y del sector del gas y energético.

En su plan estratégico 2021-2025, Petrobras anunció inversiones por valor de US$55.000 millones en el periodo comprendido entre 2021 y 2025, de los cuales destinará el 84%, unos US$46.000 millones, al área de exploración y producción, según ha indicado la compañía en su plan estratégico para el periodo 2021-2025.

La empresa subrayó que durante el periodo se limitaría a aprobar nuevos proyectos que puedan ser rentables y resilientes a situaciones en las que el precio del barril de brent pueda llegar a los US$35.

Fuente: América Economía

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América Economía • Mexicana Pemex está por iniciar la contratación de su cobertura petrolera para 2021

La petrolera más endeudada del mundo ha recibido este año unos US$377,3 millones por el programa de cobertura contratado para 2020 y US$369 millones por la del 2019. "En breve se comenzará a trabajar en la cobertura 2021", dijo una funcionario a Reuters.

La mexicana Pemex está por iniciar la contratación de su cobertura petrolera para el 2021, en momentos en que los precios del crudo se recuperan de la debacle de hace unos meses por la pandemia del coronavirus, que tuvo un fuerte impacto sobre la demanda, dijo una fuente de la estatal.

La petrolera más endeudada del mundo ha recibido este año unos US$377,3 millones por el programa de cobertura contratado para 2020 y US$369 millones por la del 2019, aseveró la fuente de alto rango, que pidió el anonimato por no estar autorizada para hablar del tema.

"En breve se comenzará a trabajar en la cobertura 2021", dijo el funcionario al mencionar que ello fue aprobado previamente por el Consejo de Administración de Pemex, que preside la secretaria de Energía, Rocío Nahle, y que también integran el secretario de Hacienda y el de Economía, entre otros miembros.

"Contratar la cobertura ha sido positivo. Llevamos dos años consecutivos obteniendo beneficios", agregó, sin dar más detalles.

Pemex no respondió de inmediato a una solicitud de comentario.

La cesta petrolera de exportación de México promedia este año US$34,22 por barril, según cifras de Pemex hasta el cierre del octubre, frente a US$55,63 promedio en 2019. El miércoles, su precio fue de US$43,64 por barril.

Para el año próximo, el Gobierno prevé obtener un precio promedio de US$42 por barril, según el presupuesto fiscal.

En tanto, las exportaciones de Pemex promedian este año 1.1 millones de barriles por día (bpd), tras caer en octubre a 908.000 bpd, su menor nivel en el año.

La cobertura de la gigante estatal es mucho más pequeña que la que contrata anualmente la Secretaría de Hacienda para blindar los ingresos por ventas de crudo del país de las fluctuaciones de los precios y que cuesta alrededor de unos US$1.000-US$1.200 millones cada año.

Fuente: América Economía

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MercoPress • Venezuela reanuda envíos directos de petróleo a China a pesar de las sanciones de EE. UU.

Los clientes de PDVSA impulsaron los envíos a Malasia, donde las transferencias de carga entre embarcaciones en el mar permitieron que la mayor parte del crudo venezolano siguiera fluyendo hacia China.

Venezuela ha reanudado los envíos directos de petróleo a China después de que las sanciones de Estados Unidos enviaron el comercio clandestino durante más de un año, según datos de seguimiento de embarcaciones de Refinitiv Eikon y documentos internos de la empresa estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA).

Las empresas estatales chinas China National Petroleum Corp (CNPC) y PetroChina, durante mucho tiempo entre los principales clientes de PDVSA, dejaron de cargar crudo y combustible en los puertos venezolanos en agosto de 2019 después de que Washington extendiera sus sanciones a PDVSA para incluir a las empresas que comercian con la firma estatal venezolana.

La imposición de las sanciones fue parte de un impulso de la administración Trump para derrocar al presidente venezolano Nicolás Maduro, pero no lograron detener por completo las exportaciones de petróleo de la nación venezolana ni aflojar el control de Maduro sobre el poder.

En cambio, los clientes de PDVSA impulsaron los envíos a Malasia, donde las transferencias de cargamentos entre embarcaciones en el mar han permitido que la mayor parte del crudo venezolano continúe fluyendo hacia China después de cambiar de manos y utilizar intermediarios comerciales.

Un portavoz del Departamento del Tesoro de EE. UU. Dijo el miércoles que "quienes participan en actividades en el sector petrolero venezolano corren el riesgo de exponerse a sanciones".

El primer petrolero en reanudar el transporte de crudo venezolano directamente a China fue el Kyoto, identificado por el servicio de monitoreo de envíos TankerTrackers.com mientras cargaba 1.8 millones de barriles de crudo pesado en el puerto de José de Venezuela a fines de agosto.

Al menos otro petrolero, el Warrior King, está descargando crudo venezolano en el puerto chino de Bayuquan, mientras que dos embarcaciones propiedad de PetroChina cargaron petróleo en Venezuela este mes, según los cronogramas de carga y los documentos de envío de PDVSA, y los datos de Refinitiv Eikon.

El Kyoto, fletado por una empresa llamada Wanneng Munay según un documento interno de PDVSA, se descargó en la terminal petrolera china de Dalian a principios de noviembre después de cubrir una gran parte de su ruta a Asia en un llamado "viaje oscuro", con su transpondedor de ubicación. fuera de línea, mostraron los datos de Refinitiv Eikon.

Wanneng Munay se encuentra entre un grupo de más de una docena de empresas registradas en Rusia sin experiencia previa conocida en el comercio de petróleo que han surgido como clientes de PDVSA en los últimos meses.

El surgimiento de estas firmas ha permitido a PDVSA continuar enviando petróleo a destinos asiáticos en los últimos meses a pesar de los retiros de clientes establecidos como Reliance Industries de India y Tipco de Tailandia después de que el Tesoro de Estados Unidos puso fin a sus exenciones a las sanciones.

Los envíos directos se producen antes de la transición de poder en enero en Estados Unidos del presidente republicano Donald Trump al presidente electo demócrata Joe Biden, cuyos asesores han dicho que mantendrá las sanciones pero cambiará el enfoque de la estrategia estadounidense.

El gobierno socialista de Maduro se reunió con una delegación de funcionarios y empresarios chinos este mes para promocionar una nueva ley para promover la inversión a pesar de lo que Caracas ha llamado un "bloqueo" de Washington. La ley permite al gobierno firmar nuevos acuerdos petroleros de forma confidencial.

Maduro dijo durante la reunión que enviaría una carta al presidente de China, Xi Jinping, alentando relaciones comerciales más sólidas entre los dos países.

Tenemos que avanzar con las inversiones, con la creación de riqueza, con nuevas alianzas. La ley anti-bloqueo permite todo eso. Hagámoslo en esta nueva etapa ”, dijo Maduro.

Fuente: MercoPress

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América Economía • Producción colombiana de petróleo cae 14,8% en octubre

En octubre del año pasado la producción fue de 882.677 bpd. Si se compara el bombeo del décimo mes de este año con los 749.254 de septiembre último, se registró un aumento de 0,28%, reveló el Ministerio de Minas y Energía en un comunicado.

La producción petrolera de Colombia cayó un 14,8% interanual en octubre a 751.374 barriles por día (bpd), informó este jueves el Ministerio de Minas y Energía sin suministrar una explicación del retroceso.

En octubre del año pasado la producción fue de 882.677 bpd. Si se compara el bombeo del décimo mes de este año con los 749.254 de septiembre último, se registró un aumento de 0,28%, reveló el Ministerio de Minas y Energía en un comunicado.

La producción de crudo promedio entre enero y octubre alcanzó 785.526 barriles por día, una caída de 11,4% frente al mismo periodo de 2019, cuando se situó en 886.777 bpd.

El bombeo de crudo en Colombia se redujo por una caída de la demanda, una alta oferta y los bajos precios en medio de la pandemia de coronavirus que obligó al cierre temporal de algunos campos.

El Gobierno recortó sus proyecciones de producción de petróleo para este año a un rango entre 820.000 y 850.000 barriles diarios en promedio.

Colombia, el cuarto productor latinoamericano de crudo, alcanzó una producción de 885.851 barriles en promedio diario en 2019, un 2,4% más que el año previo, por un incremento del bombeo en los pozos de desarrollo.

El país tiene reservas probadas de 2.036 millones de barriles de crudo, equivalentes a 6,3 años de consumo, por lo que busca aumentarlas con nuevos hallazgos y programas de mejoramiento de recuperación en los campos existentes.

En tanto, la producción de gas natural en octubre bajó un 1,8% a 1.091 millones de pies cúbicos promedio día (mpcpd), en comparación con los 1.112 mpcpd del décimo mes del 2019.

Fuente: América Economía

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América Economía • Ecopetrol se adjudica contrato para primeros pilotos de fracking en Colombia

Se trata de un contrato de US$76 millones, informó la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Tras la adjudicación y firma del contrato del piloto, empezarán los trámites para licencia ambiental y todo el trabajo de socialización y relación con comunidades.

La Agencia Nacional de Hidrocarburos le adjudicó este miércoles a Ecopetrol el contrato para hacer los primeros pilotos de fracturamiento hidráulico (fracking) en Colombia.

Se trata de un contrato de US$76 millones que se realizará en el municipio de Puerto Wilches (Santander).

Tras la adjudicación y firma del contrato del piloto, empezarán los trámites para licencia ambiental y todo el trabajo de socialización y relación con comunidades.

Precisamente este miércoles se conoció que Ecopetrol comenzará en enero de 2021 el trabajo con las comunidades del municipio (de Puerto Wilches).

Durante esta fase se informará a la comunidad sobre los detalles de los pilotos, como el lugar en dónde estará el pozo, y también servirá para recolectar información sobre las infraestructuras de la zona y sobre la calidad del agua.

Ecopetrol también creará un portal que servirá de centro de transparencia para que las comunidades hagan seguimiento a los pilotos. La herramienta virtual dará información de temas claves como las modificaciones de las condiciones del área, si es que se presentan.

Para el sector petrolero el fracking es indispensable para mantener la independencia energética, pues las reservas de crudo se encuentran cercanas a los siete años. Sin embargo, esta práctica es muy cuestionada por los ambientalistas pues alertan que genera serios perjuicios medioambientales.

Fuente: América Economía

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El Periódico de la Energía • Petrobras invertirá más de 46.000 millones de euros hasta 2025

La petrolera estatal brasileña Petrobras realizará una inversión aproximada de 55.000 millones de dólares (46.187 millones de euros) en el periodo comprendido entre 2021 y 2025, de los cuales destinará el 84%, unos 46.000 millones de dólares (38.636 millones de euros), al área de exploración y producción, según ha indicado la compañía en su plan estratégico para el periodo 2021-2025.

De la inversión realizada en exploración y producción, aproximadamente 32.000 millones de dólares (26.871 millones de euros) irán destinados a los activos de campos de presal de la petrolera, de acuerdo con el posicionamiento estratégico de la sociedad, que busca enfocarse en sus activos de aguas profundas y ultraprofundas, de los cuales es propietaria natural.

El ritmo de crucero de las inversiones se incrementará hasta 2023, cuando la inversión alcance su punto más alto, para después volver a moderar la inversión hasta 2025.

Así, el plan comenzará con 10.200 millones de dólares (8.565,4 millones de euros) en 2021, siguiendo con 11.000 millones de dólares (9.237,2 millones de euros) en 2022, 11.900 millones de dólares (9.992,9 millones de euros) en 2023, 11.600 millones de dólares (9.741 millones de euros) en 2024 y, por último, 10.500 millones de dólares (8.817,2 millones de euros) en 2025.

En todo el periodo la mayor inversión se realizará en el área de exploración y producción, siendo en 2023 cuando alcance su cifra más alta, hasta 10.500 millones de dólares (8.817,2 millones de euros).

La empresa también ha subrayado que durante el periodo se limitará a aprobar nuevos proyectos que puedan ser rentables y resilientes a situaciones en las que el precio del barril de brent pueda llegar a los 35 dólares.

Por otro lado, la petrolera ha indicado que la reducción de deuda y el desapalancamiento financiero serán una prioridad en su estrategia, con la generación de flujo de caja operativo y las desinversiones como pilares fundamentales para estos propósitos.

«Nuestro portafolio de desinversiones cuenta con más de 50 activos en diferentes procesos de venta. Al mismo tiempo que el alivio de deuda, las desinversiones contribuyen a mejorar la localización de capital y consecuentemente a crear valor para nuestros accionistas», ha resaltado Petrobras.

En esta línea, ha destacado que desde enero de 2019 hasta septiembre de 2020, se redujo la deuda bruta en unos 31.000 millones de dólares (26.040 millones de euros) a pesar de los impactos de la pandemia. El objetivo a 2021 se mantiene en una deuda bruta total de 67.000 millones de dólares (56.280,7 millones de euros), mientras que para 2022 la meta es de 60.000 millones de dólares (50.400 millones de euros).

Fuente: El Periódico de la Energía

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Bolivia Hidrocarburos • Argentina busca incrementar sus exportaciones de gas a Chile

El secretario de Energía, Darío Martínez, anticipó un próximo encuentro con su colega trasandino para analizar inversiones específicas que permitan fortalecer esos envíos.

El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, expresó que hay capacidad para evacuar mayores volúmenes de gas a Chile, por lo que en un próximo encuentro con el ministro de Energía trasandino se analizarán eventuales inversiones específicas.

Al respecto, reveló que el embajador argentino en Chile, Rafael Bielsa, mantuvo una serie de reuniones con funcionarios de ese país para analizar la posibilidad de incrementar los volúmenes de gas, como parte del desarrollo de los recursos no convencionales de Vaca Muerta.

La puesta en marcha del Plan Gas contempla además de la provisión de bloques fijos de 70 millones de metros cúbicos diarios de gas por los próximos cuatro años, un esquema de exportaciones en período no invernal de alta demanda por hasta 11 millones de metros cúbicos diarios al país trasandino.

En cuanto a las posibilidades de otros mercados externos, Martínez reiteró que “la producción en Bolivia está en declino, lo que puede ser un problema pero también una ventana de oportunidad para vender gas al sur de Brasil”.

Al respecto, reseñó que le pidió al canciller Felipe Solá y al embajador Daniel Scioli “que analicen con la industria de ese país un esquema de largo plazo, a 10-15 años, para ver a qué precio se justificaría la construcción de un gasoducto”.

Martínez destacó las “ventanas de oportunidad” para la industria del sector, ante factores como la eliminación de retenciones a la exportación, incluida en el decreto de mayo pasado sobre el llamado “barril criollo”.

El funcionario resaltó además la recuperación del precio internacional del crudo y estimó que se mantendrá “entre 44 dólares y 50 dólares el barril este año y el que viene”.

Martínez dijo que el Plan Gas permitirá un mayor valor agregado nacional, con “cada vez más cosas hechas en pesos”, mientras significará un ahorro fiscal de US$ 2.500 millones y de divisas por 9.200 millones de dólares, al sustituir importaciones.

En cuanto al proyecto de estímulo a la producción de hidrocarburos, explicó que permitirá “aportar una pata importante” a la reactivación, con “mayor capacidad de atender el mercado interno y transformar pesos en dólares en suelo argentino”.

“Lo que falta es confianza, por eso la ley no tendrá artículos revolucionarios sino reglas claras para poner rápidamente en producción esos recursos que hoy están”, definió.

Martínez sostuvo que “el esfuerzo fiscal en el corto plazo se revertirá en el mediano y largo plazo en un ahorro fiscal, condicionado a un mayor agregado de valor nacional”.

Fuente: Bolivia Hidrocarburos

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El Economista • En crudo, Pemex se aleja de cumplir meta anual

La extracción de la estatal y de sus socios cayó en 16,000 barriles de manera mensual y se ubicó en 1.627 millones de barriles diarios; este año esperaba producir 1.714 millones de toneles.

La producción de petróleo crudo de Petróleos Mexicanos (Pemex) con socios tuvo una reducción mensual de casi 1% o 16,000 barriles diarios en octubre, ubicándose en 1.627 millones de barriles por día, lo que además implicó una caída anual de 1.7% o 28,000 barriles por día, según las últimas estadísticas de la empresa.

La reducción se dio tras dos meses de aumentos productivos, luego de que en julio pasado Pemex tuvo su peor nivel de producción en 40 años.

En el acumulado de los primeros 10 meses del año, la producción de crudo promedió un volumen de 1.663 millones de barriles por día, con lo que disminuyó 0.6% anual o 10,000 barriles por día en comparación con los 1.673 millones de barriles diarios que se reportaron en el mismo lapso de 2019.

Entre enero y octubre, la producción de crudo de Pemex ha caído 36% en una década, con lo que este año se produjeron 92,000 barriles menos que los que se reportaban en 2010. En el promedio de los últimos 10 años, cada ejercicio se reduce en 4.2% la producción de petróleo, con lo que la estatal ha bajado en 92,000 barriles diarios menos cada año su aportación a la producción nacional.

En su Plan de Negocios 2019-2023, anunciado en julio del 2019, Pemex pronosticaba una producción promedio de 1.866 millones de barriles diarios en el 2020, antes del choque de demanda de por la pandemia del Covid-19.

En su presentación con motivo de su comparecencia ante diputados a mediados de octubre pasado, Octavio Romero, director de Pemex, planteó que la producción promedio del 2020 sería de 1.714 millones de barriles, por lo que la extracción actual de aceite está 50,000 barriles por debajo.

El directivo expuso, de hecho, que esperaba que la producción de líquidos de la empresa se ubicara en 1.9 millones de barriles al cierre del diciembre.

Durante mayo y junio el gobierno federal comprometió ante los países petroleros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y no afiliados (OPEP+) una reducción de 100,000 barriles diarios en la producción de Pemex, para aportar una caída en la oferta mundial que pudiera elevar los precios que para le Mezcla Mexicana tuvieron incluso negativos durante algunas horas en marzo. Sin embargo, la mayor reducción productiva se observó en el mes siguiente, julio, en que la extracción de Pemex con socios cayó hasta 1.595 millones de barriles por día, su peor nivel en cuatro décadas.

Así, la producción de crudo del mes de octubre estuvo incluso por debajo del mes de mayo, que fue el primero en que se suspendió la extracción de algunos campos maduros, según la dirección de la empresa, para deliberadamente bajar a 1.633 millones de barriles diarios la producción de la petrolera estatal.

En octubre, la producción petrolera de Pemex sin socios se ubicó en 1.608 millones de barriles por día, cayendo en 0.98% en un mes, con lo que se extrajeron 16,000 barriles diarios menos que en septiembre. Además de se redujo en 1.8% en un año, luego de que se extrajeron 29,000 barriles diarios menos que en octubre de 2019.

Por primera vez desde que Pemex tiene registros de la composición de sus actuales yacimientos, la producción de crudo pesado cayó por un millón de barriles diarios, ya que en octubre la producción de este tipo fue de 995,000 barriles por día, con una reducción mensual de 2.5% o 26,000 barriles diarios en relación con septiembre.

La extracción de crudo ligero aumentó en 7,000 barriles por día en un mes, para ubicarse en 493,000 barriles por día, y la producción de petróleo súperligero fue de 139,000 barriles por día, con un aumento mensual de 3,000 barriles diarios.

Fuente: El Economista

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World Energy Trade • Colombia apura el paso para aprovechar los hidrocarburos antes de la transición energética

Colombia está compitiendo para desarrollar el crudo y el gas natural como elemento decisivo para la recuperación económica a corto plazo y un vehículo para financiar una transición energética a largo plazo.

En la reciente conferencia patrocinada por la Cámara Colombiana de Petroleo y gas, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) expuso una estrategia upstream centrada en una cuarta ronda de licencias permanentes, una segunda ronda de proyectos piloto no convencionales y exploración offshore en el Caribe para exploración y desarrollo de gas.

Hay consenso en que los hidrocarburos seguirán siendo importantes para el desarrollo económico, la sostenibilidad fiscal y la seguridad energética del país, con un papel más importante para el gas natural como combustible de transición.

A más largo plazo, Colombia está promoviendo expandir las fronteras de exploración hacia la costa del Pacífico.

Los hidrocarburos también jugarán un papel en el financiamiento de la transición energética, dijo este viernes el presidente de la ANH. Armando Zamora.

Para Zamora, el viejo paradigma de dejar algo para las generaciones futuras cambia completamente a un paradigma de lo que no explotamos ahora permanecerá bajo tierra para siempre.

Resultado de la tercera subasta y la cuarta por venir

La tercera ronda resultó en la adjudicación de cuatro bloques onshore a dos firmas canadienses predominantes independientes, Canacol con VIM 44 y VMM 47, y Parex con VIM 43 y Llanos 134.

Los cuatro nuevos contratos que se firmarán a partir del 30 de noviembre representan unos US$ 40 millones en inversión.

En cuanto a la cuarta ronda, que aún no tiene fecha definida, el presidente de la ANH informó durante la conferencia, que Colombia adjudicaría hasta 40 bloques para ser subastados en su próxima ronda petrolera.

Zamora dijo que el mapa de tierras está abierto y permanece así para que las empresas que desean manifestar interés en otra área lo pueden hacer.

La cuarta ronda de superficie ofrecerá al menos 10 contratos de evaluación técnica y 20 contratos de exploración y producción en dos cuencas costa afuera y seis en tierra. Las empresas aún pueden nominar acres adicionales antes de la subasta programada para mediados de 2021.

Los proyectos piloto para petróleo no convencional

La ANH está dando los toques finales a la regulación para una segunda ronda de proyectos piloto no convencionales. La primera ronda a principios de este mes generó una oferta única de Ecopetrol, por un proyecto de la cuenca del Valle Medio del Magdalena.

Las empresas del sector privado, incluidas ExxonMobil y la minera de carbón Drummond, se retiraron en espera de la implementación de regulaciones adicionales, incluidos los términos de evaluación al final del período piloto y el nombramiento de un comité de evaluación.

Colombia tiene reservas probadas de 2,036 millones de barriles de crudo, equivalentes a 6.3 años de consumo, por lo que busca aumentarlas con nuevos hallazgos y programas de mejoramiento de recuperación en los campos existentes.

Ante la falta de nuevos descubrimientos convencionales de petróleo, se ha considerado que el fracking podría proporcionar una solución viable. Colombia tiene mucho interés en iniciar la exploración y producción de petróleo no convencional.

Sin embargo, el desarrollo de yacimientos de hidrocarburos no convencionales, incluida la fracturación hidráulica, es altamente polarizante en Colombia y actualmente no se permite su desarrollo comercial, debido a que, en el año 2018, el Consejo de Estado, el más alto tribunal administrativo de Colombia, impuso una moratoria sobre esta actividad.

Solo está permitido desarrollo de proyectos piloto, actualmente el gobierno y Ecopetrol están trabajando para establecer pilotos operativos de fracking.

Se cree que Colombia tiene hasta 7 mil millones de barriles de shale oil recuperable y hasta 30 billones de pies cúbicos de shale gas recuperable.

La explotación de las reservas de gas y shale oil a través del fracking sería un cambio de juego para Colombia, que depende en gran medida de la producción de petróleo pero que posee limitadas reservas convencionales.

Colombia produjo 751.400 barriles diarios en octubre, un 15% menos que en octubre de 2019, según datos del Ministerio de Minas y Energía.

La producción comercial de gas natural en octubre cayó un 7% interanual a 1,030 millones de pies cúbicos / d.

Exploración de gas en el Caribe

Colombia también está haciendo esfuerzo para encontrar más gas natural, con un enfoque en el Caribe costa afuera. A pesar de los descubrimientos previos de gas en los pozos Orca-1, Purple Angel, Kronos y Gorgon-1, las áreas en alta mar aún no se han desarrollado.

El presidente Duque ha expresado que aún queda mucho trabajo por hacer, por ejemplo, para garantizar que el gas que se encuentre en alta mar sea llevado a tierra a las personas que lo necesitan de manera competitiva.

Para Duque, el gobierno debe continuar trabajando y ver lo que otros países como China han hecho de manera exitosa.

Durante los últimos siete años, Colombia ha progresado para hacer que el área offshore sea más competitiva, dijo la presidenta de Shell Colombia, Ana Duque, citando un diálogo industrial efectivo y un marco regulatorio y fiscal mejorado.

Fuente: World Energy Trade

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Bolivia Energía Libre • Petróleo venezolano en riesgo de convertirse en el tesoro perdido más grande de la historia

Venezuela, el país con mayores reservas probadas de petróleo del mundo, corre el riesgo de convertirlas en la mayor fortuna definitivamente enterrada de la historia, a medida que el avance tecnológico y el desarrollo de fuentes de energía más limpias acortan el horizonte de viabilidad económica del crudo venezolano, uno de los más pesados y contaminantes del mundo.

Alguna vez fue un rico exportador de petróleo, pero las esperanzas de Venezuela de revivir su destrozada economía dependen de enormes inversiones para extraer una de las variedades de crudo con mayor contenido de carbono; no obstante, las preocupaciones en torno del cambio climático meten presión sobre los mercados energéticos y algunos expertos creen que gran parte de los valiosos activos venezolanos van a quedar varados en la tierra”, dice un artículo del Financial Times que cita, entre otros, a Pedro Burelli, ex miembro de directorio de PdVSA, la petrolera estatal venezolana. “Esta vez el petróleo no nos salvará; tenemos que reinventarnos como país y como economía”, dice Burelli.

La aparente paradoja –economía destrozada, recursos sin utilizar- es aún mayor si se tiene en cuenta que PdVSA no alcanza a proveer de combustible a los propios venezolanos. Un artículo de la agencia Reuters consigna que producción cayó en septiembre a 397.000 barriles diarios, el nivel más bajo desde la década del treinta del siglo pasado, menos de un tercio de los 1,2 millones de barriles de hace un año, cuando EEUU comenzó a aplicarle sanciones, y menos de una décima parte de la producción de principios de siglo.

La situación es tal que en el campo petrolero “La Concepción”, que llegó a producir 12.000 barriles diarios de crudo de buena calidad pero está paralizado hace dos años, los empleados de PdVSA hacen la vista gorda al robo de crudo por parte de venezolanos que por sus propios medios lo convierten en lo que la población llama “gasolina artesanal”.

El robo de crudo y su refinación casera implican un alto riesgo de siniestros y contaminación y la “gasolina artesanal” suele arruinar los motores de los vehículos, ahondando la pérdida de los empobrecidos venezolanos.

Crudo y hambre

La producción venezolana de combustible depende básicamente de las refinerías Cardón y El Palito, que PdVSA pudo reactivar entre junio y julio pasado, pero que sufren continuos cortes programados de energía. “No podemos mantener actividades tan exigentes si tenemos hambre”, dice, citado por Reuters, Freddy Camacho, un ingeniero que trabajó en reactivar Cardón y arregla heladeras para ganar algún ingreso extra.

El PBI de Venezuela cayó más del 75% en los últimos cinco años, según datos del FMI, y 5 millones de venezolanos dejaron el país pese a que, según los datos de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), el país tiene las más grandes reservas probadas de petróleo del mundo.

Una de las pocas cosas en que coinciden el presidente de facto, Nicolás Maduro, y Juan Guaidó, el líder de oposición y reconocido como presidente por la Unión Europea y por EEUU, es en que las chances de recuperación dependen de enormes inversiones que revivan el sector petrolero. El equipo de Guaidó diseñó incluso un “Plan País” que define al petróleo y el gas como “los recursos fundamentales para empezar a reconstruir la Nación”. Elías Matta, presidente de la Comisión de Energía, estimó que harán falta entre 8 y 10 años y entre USD 180.000 y 200.000 millones de inversión para que Venezuela vuelva a producir unos 2 millones de barriles diarios.

Matta trabaja en un plan para reabrir el sector a la inversión privada y dice que hay “un alto interés” de petroleras extranjeras. Pero, igual que muchos partidarios de Guaidó, reside en Miami, tras haber sido forzado a exiliarse por el gobierno de Maduro. Además, dice el FT; la oposición será seguramente derrotada en las elecciones legislativas de diciembre, diseñadas por el gobierno para ganarlas. El gobierno de EEUU ya las consideró un fraude.

Más allá de lo que haga Maduro o de lo que proyecte Guaidó, la riqueza petrolera venezolana puede volverse inútil, debido a los dramáticos cambios en la industria energética global. “El Plan País dice que volvamos a la era del petróleo, una premisa equivocada; estamos en el final de esa era”, dijo Burelli en una presentación ante la sociedad Británica-Venezolana. Según él, la infrastructura del sector fue destruida, la industria petrolera colapsó, el país está físicamente en manos de bandas armadas y se necesitará una enorme asistencia humanitaria antes siquiera de hablar del petróleo.

Un ejecutivo petrolero le dijo en cambio al Financial Times que la industria petrolera venezolana es “aún muy factible”, por dos razones: “es petróleo a apenas 5 horas de (las refinerías de) Houston y el crudo venezolano sigue siendo muy competitivo”.

Sin embargo, las presiones de los inversores sobre las petroleras para que se vuelvan “neutrales en carbono” aumentan cada año y van extinguiendo las chances del petróleo venezolano. Al respecto, el FT cita a Valérie Marcel, una experta londinense en energía. “Cada vez más compañías dan la espalda a los crudos sucios, y el crudo venezolano está entre los más sucios; tal vez queden algunos jugadores capaces de invertir en ellos, pero son cada vez menos”, dice.

El diario británico también cita a Andrew Grant, de “Carbon Tracker” (traducible como “rastreador de carbono”), quien dice que cualquiera “ligeramente preocupado” por la futura demanda “no tocaría el petróleo venezolano ni con guantes”.

Ricardo Hausmann, ex ministro de Planeamiento de Venezuela y profesor del Centro de Desarrollo Internacional de la Universidad de Harvard, no es tan terminante. “Hay pocos lugares en el mundo con reservas probadas, riesgo geológico cero y bajo costo de producción”, enfatiza, por lo que el petróleo venezolano tendría chances si Venezuela pudiera darse un gobierno efectivo, que garantice la paz y la seguridad y ofrezca un ambiente amigable a la inversión. Pero aun en tales condiciones, aclara Hausmann, el petróleo no volverá a ser un factor tan importante como lo fue en el pasado. Sería mejor, dice, pensar en invertir en agricultura, turismo y otras industrias que compensen la pérdida del petróleo.

Francisco Monaldi, un experto en petróleo venezolano del “Instituto Baker de Políticas Públicas” de la Universidad Rice, de EEUU, dijo que el número de petroleras potencialmente interesadas en Venezuela se achica año a año. “Por el cambio climático, hay compañías que están dejando Canadá; ninguna de ellas considerará jamás Venezuela. La ventana para esas inversiones se está cerrando”.

Fuente: Bolivia Energía Libre

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