viernes, 2 de diciembre de 2016

El crudo Brent sube un 6,87 % y cierra en 53,94 dólares



El barril de petróleo Brent para entrega en febrero cerró hoy en el mercado de futuros de Londres en 53,94 dólares, un 6,87 % 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 3,47 dólares frente a la última negociación, cuando acabó en 50,47 dólares.

El acuerdo entre la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y otros grandes productores para recortar su producción disparó por segunda jornada consecutiva el precio del petróleo europeo.

El Brent ya se había revalorizado ayer un 8,81 % tras conocerse que la OPEP prevé recortar sus extracciones en 1,2 millones de barriles diarios (mbd) desde enero, durante seis meses, mientras que Rusia y otros productores han avanzado que recortarán 600.000 mbd adicionales.

El acuerdo, que formaliza el primer recorte en el bombeo del cártel liderado por Arabia Saudí desde 2008, ha contribuido a elevar los precios, a pesar de las dudas que han expresado algunos analistas sobre la efectividad de la medida para desahogar un mercado saturado de oferta.

"Aun teniendo en cuenta los recortes anunciados ayer, los nuevos niveles se ubicarán en la parte alta de la producción diaria de la OPEP durante la última década", indicó Michael Hewson, analista de CMC Markets.

Hewson advirtió además de que Rusia "todavía está bombeando a niveles récord de 11 millones de barriles al día" y de que los productores de esquisto estadounidenses están "a la espera" de que un avance de los precios les permita volver a poner en marcha instalaciones que habían dejado de ser rentables.

En ese mismo sentido, Dominic Rossi, analista de Fidelity International, afirmó que los mercados no deberían estar "demasiado entusiasmados por el recorte de la OPEP".

"El cumplimiento (del acuerdo) va a ser un problema. Además, los rusos comenzarán a bombear más gas y, al mismo tiempo, el costo marginal a largo plazo del esquisto estadounidense continúa cayendo", señaló.

Los precios del petróleo han caído más de un 50 % desde el verano de 2014 debido a que el nivel de demanda no puede absorber la creciente oferta de crudo, un escenario que las medidas de la OPEP, Rusia y el resto de productores aspiran a revertir. (1-12-2016)

jueves, 1 de diciembre de 2016

Gobierno prevé caída de renta petrolera en $us 768 millones



Afectado por la baja de los precios internacionales de los comodities, especialmente del petróleo, el Gobierno prevé que la renta petrolera cierre hasta fin de año con un monto de $us 3.000 millones.
Esta contracción de ingresos, respecto al año pasado ($us 3.768 millones) significará una disminución del 20,38%.

“Hay dos variables importantes: los volúmenes han aumentado pero los precios han bajado. Eso influye. El golpe más duro de la caída del petróleo fue en febrero, que ha llegado a $us 26 (por barril). Las estimaciones las estamos trabajando. Esperemos que la renta petrolera sea de $us 3.000 millones”, manifestó ayer el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez.

La autoridad destacó el dato que pese a los precios bajos Bolivia ha tenido la capacidad de hacer fuertes inversiones, ha incrementado sus reservas y ha tenido una producción histórica de 61 millones de metros cúbicos (MMm3/d) de gas.

Según las cifras históricas, publicadas en el documento De un país residual a Corazón Energético de Sudamérica, el año 2012, la renta petrolera fue de $us 4.292 millones.
El 2013 llegó a $us 5.459 millones. El 2014 fue de $us 5.489 millones y el año pasado fue de $us 3.768 millones.

Nuevos mercados
Para paliar estas bajas de los precios, el Gobierno continúa buscando mercados externos para el gas boliviano que aseguren mayores ingresos.
Desde ayer, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) empezó la venta de 2,2 MMm3/d de gas natural a la Empresa Productora de Energía Ltda. (EPE) de Brasil a un precio superior en 15% al contrato de Enarsa, Argentina, lo que representa $us 140 millones más para el Estado.

Guillermo Achá, presidente de YPFB, y Rodrigo Zúniga, representante de EPE, firmaron el contrato interrumpible de compra venta de gas natural.

El ministro Sánchez informó que desde las 6:00 de ayer, se abrió la válvula para inyectar gas a la nueva compradora.

El contrato tendrá una vigencia de cuatro años y terminará el 31 de diciembre de 2019.
“Hoy tenemos una producción excedentaria y estamos buscando otros mercados a mejor precio. Y este va a ser el precio base para la negociación de contratos futuros. Además de vender a mejor precio y tener volúmenes excedentes, significará mayores ingresos para el Estado y las regiones”, dijo Luis Sánchez.

Se informó de que para las próximas semanas, las autoridades energéticas del país se reunirán con sus pares de Argentina para hablar sobre la compra-venta de energía.
Con Brasil, la agenda será desde enero de 2017

miércoles, 30 de noviembre de 2016

La OPEP acuerda recortar la producción de crudo por primera vez en ocho años



La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) logró este miércoles tras intensas negociaciones un acuerdo para recortar la producción de crudo por primera vez en ocho años y estimular al alza los precios.

El cártel reducirá la producción en 1,2 millones de barriles diarios (mbd) hasta un total de 3,2 mbd, indicó la organización en Viena tras intensas negociaciones que provocaron una gran volatilidad de precios en las últimas horas.

El acuerdo también incluye a países que no forman parte de la organización, como Rusia, que ya anunció un recorte de producción de 300.000 mbd.

La OPEP buscaba desde hace meses un acuerdo para hacer frente a la caída del crudo, ahora en menos de 50 dólares el barril cuando hace dos años todavía llegaba a los 100.

Tras el anuncio, el Brent para entrega en enero subía casi cuatro dólares, superando los 50 por primera vez en un mes. Por su parte el barril de WTI se negociaba a 49,21 dólares (+$3,98).

Venta abierta de gas natural YPFB apuesta a empresas brasileñas para exportar

En un giro anticipado, el Gobierno decidió apostar a empresas privadas para exportar gas al Brasil, a partir de 2019 y mirar a distancia a Petróleos Brasileños (Petrobras), cuando existe un compromiso del vecino país para recibir, a partir de ese año, alrededor de 15 millones de metros cúbicos de gas natural (MMcd), es decir, un 50 por ciento menos de los volúmenes acordados entre estados (contrato GSA) para el mercado vecino.

DIVERSIFICACIÓN

“Esa es la línea, diversificar el mercado, no solo vender gas, sino sus derivados, como es la energía eléctrica para exportar”, afirmó ayer el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez. Para demostrar que existe un cambio en la estrategia boliviana, desde hoy miércoles, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) venderá 2,2 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas natural a la Empresa Productora de Energía LTDA (EPE) de Brasil, a un precio superior en 15% al contrato de Enarsa - Argentina.

CONTRATO

En este sentido, el presidente de YPFB, Guillermo Achá, y el representante de la Empresa Productora de Energía LTDA, Rodrigo Zúniga de Melo Sousa, suscribieron ayer, martes, el contrato interrumpible de compra venta de gas natural, en acto que fue presenciado por el Ministro Sánchez.

PETROBRAS

La posibilidad de que Petróleos del Brasil (Petrobras) vuelva a renegociar un nuevo contrato en firme de exportación de gas natural, similar al que expirará en 2019, parece más lejano, así por lo menos estableció el ministro Sánchez cuando ante una consulta de EL DIARIO.

Acerca de una nueva estrategia boliviana de exportación del energético respondió el ministro que habrá dos situaciones: Primero, que no existe certidumbre si la estatal brasileña del petróleo “será comprador del 50 o 100% del gas” y, segundo, que está indefinición “abre una oportunidad de vender nuestro gas a empresas privadas”.

Sánchez fue incluso más allá y reveló: “Petrobras está preparando una nueva normativa (para exportar gas) y nosotros tenemos nuestra propuesta (vender gas a privados con contratos interrumpibles)”.

INFRAESTRUCTURA

De cualquier forma lo importante es que “Bolivia se constituya en un sitio geográfico importante, tiene infraestructura, tiene las reservas y hay un déficit energético en la región, porque la demanda crece y la oferta disminuye”, señaló el ministro Sánchez.

Sobre la base de estos antecedentes, el ministro repitió más de una vez: tenemos grandes oportunidades, bajo esta nueva modalidad, no solo de vender gas al Brasil, sino también, al “Perú, a la propia Argentina y a Paraguay”, a través de empresas privadas.

ELECTRICIDAD

La Empresa Productora de Energía LTD (EPE) de Brasil importará gas natural para la termoeléctrica de Cuiabá hasta 2019. Pagará un promedio anual de $us 140 millones, que, al final del acuerdo, dejará para el Estado ingresos por $us 556 millones, aseguró el ministro Sánchez.

PRECIOS

“Hoy, el mejor contrato que tiene Bolivia es Enarsa y el precio que estamos acordando con EP es 15% más que el precio de Enarsa”, recalcó.

Actualmente, el contrato de venta de gas boliviano a Argentina, firmado con Enarsa, establece un precio de 3,93 dólares por millar de BTU (Unidad Térmica Británica); mientras que el costo fijado con la brasileña EPE es de 4,52 dólares por cada millar de BTU, precisó cifras, a modo de hacer comparación de beneficios para el Estado. El nuevo contrato durará cuatro años.

DISPONIBILIDAD

Por su parte, el presidente de YPFB, Guillermo Achá, dijo que la exportación del volumen pactado comenzará este miércoles y corresponde a las disponibilidades de producción presente del hidrocarburo, que supera los 60 millones de metros cúbicos por día.

“Es una disponibilidad de producción que tenemos, las nominaciones (demanda) de Argentina y de Brasil, están en el rango contractual, pero están en volúmenes por debajo del máximo, esto nos da la posibilidad de garantizar la posibilidad de disponer de nuevos clientes, como la empresa EPE”, aseguró.

sábado, 26 de noviembre de 2016

San Alberto producirá gas 12 años más, según el Gobierno

El Gobierno calcula que los megacampos de San Alberto y Sábalo, ambos en Tarija, producirán gas natural durante 12 y 20 años más, respectivamente, y negó que haya sobreexplotación.

"Tenemos proyectado que el campo Sábalo produzca hasta 2036 y San Alberto 12 años más.

Hemos puesto un sistema de compresión en ambas plantas para mantener un plateau (nivel de producción) para que su explotación sea razonable”, informó ayer el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, en una entrevista con radio Patria Nueva.

Además, descartó que haya una sobreexplotación de parte de la operadora Petrobras, como denunció el senador de Unidad Demócrata, Óscar Ortiz.

Según Sánchez, la capacidad de procesamiento de la planta de Sábalo es de 780 millones de pies cúbicos día (MMpcd), pero en toda la historia de su explotación no se alcanzó ese nivel, el máximo registrado es de 670 MMpcd.

"Eso demuestra que se realizó una explotación racional. Si hubiera sido irracional, se podría haber sobrepasado esa capacidad de procesamiento”, dijo.

Además, mencionó que los campos de San Alberto y Sábalo y todos los productores tienen medición de presión en el fondo del pozo, que se controla cada segundo. Esto permite que no entre agua y se ahoguen los pozos.

Paralelamente, señaló que estos campos, en el caso de San Alberto, ya está en producción 16 años y Sábalo tiene 14 años.

"En la historia del mundo no hay reservorios naturalmente fracturados que tengan estos años de exploración. Además el factor de recobro proyectado para ambos campos están en 55%, mientras que en todo el mundo este tipo de reservorios no han sido explotados o recobrados al 50%”, comparó.

A la fecha, Sábalo tiene una recuperación de 2,7 trillones de pies cúbicos (TCF) y San Alberto 2,3 TCF, a futuro se prevé recuperar alrededor de ocho TCF en ambos yacimientos.

El aporte de San Alberto

El matutino Nuevo Sur de Tarija publicó que la empresa Petrobras cerró el pozo X-9 de San Alberto tras haberse agotado el gas natural. Este pozo fue uno de los principales en los últimos años y del cual se enviaron ingentes volúmenes de gas natural, especialmente a Brasil.

El ingeniero Gustavo Navarro, que reside en Tarija, explicó a Página Siete que el cierre del mismo ya estaba anunciado desde hace tiempo, debido a su agotamiento natural.

"Hace tiempo ya se había anunciado sobre la pérdida natural, debido a que cayó la presión. El campo San Alberto empezó con una producción de 12 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural y a la fecha redujo al 50%”, recalcó.

Sugirió al Gobierno encontrar nuevos proyectos que subsanen la pérdida actual que se tiene en la región, con el fin de que la producción de gas en el país no disminuya y que a la fecha está en un promedio de 56,5 MMmcd.

La perforación del pozo exploratorio San Alberto X9 comenzó en 1988.

El megacampo es considerado como el yacimiento que volvió a poner a Bolivia en el mapa de la industria petrolera en la década de los 90. Ahora, su producción declina.

San Alberto fue el escenario del anuncio del Decreto de Nacionalización de Hidrocarburos, en 2006.

Su aporte en la producción de gas natural del país significó el 31%, pero en la actualidad sólo es del 13%; es decir que produce seis MMmcd (ver gráfica).

Las reservas de gas natural en el yacimiento fueron descubiertas en 1990, a una profundidad de 4.319 metros en la formación Huamampampa.


Los megacampos ya alcanzaron su vida útil

Punto de vista
Hugo del granado Experto en hidrocarburos


Se tiene estimado, de acuerdo con la producción actual para ambos campos, alrededor de 10 años de vida útil en cada uno. Sábalo produce más que San Alberto.

La declinación del megacampo San Alberto es mucho mayor que Sábalo debido a que el primer pozo de San Alberto, el X-9, fue cerrado, era el principal y dejó de producir.

Sobre el nivel de producción, el Ministro (Luis Sánchez) habla de implementar sistemas de compresión para mejorar el factor de recobro, mantener el plateau, pero el plateau de producción, que es el límite superior que se alcanza y se estabiliza por cierto tiempo, antes de empezar a declinar un campo, ya alcanzó su límite. Por lo tanto, los campos empezaron a declinar.

Lo único que se puede hacer para que la declinación sea más prolongada y dure más tiempo antes de ese agotamiento, son sistemas adicionales, como la recuperación secundaria y el reforzamiento de niveles de presión.

YPFB amplía la reducción de sueldos en las subsidiarias



La crisis derivada por la caída del precio internacional del petróleo profundiza su impacto en las planillas de los trabajadores de las subsidiarias de la estatal YPFB Corporación.

El vicepresidente nacional de Operaciones de YPFB, Gonzalo Wilmer Saavedra, admitió que se aplica una intensa política de austeridad orientada a reducir costos en las subsidiarias, lo que implica dejar de contratar algunos servicios, además de personal con el objetivo de optimizar los procesos. “Chaco ya ha vivido este proceso, ha tenido una reducción salarial de manera consensuada y esto tiene que suceder en todas las empresas”, dijo Saavedra al no descartar una posible fusión entre YPFB Chaco y Andina.

Aclaró que ello dependerá de los niveles de decisión de la casa matriz. YPFB tiene más de 5.000 trabajadores.

En los últimos cinco meses se han registrado más de una veintena de cambios de ejecutivos y mandos medios en las subsidiarias de YPFB Corporación, hay amenazas de retirar a trabajadores por la fusión de las subsidiarias YPFB Transporte, YPFB Transierra y GTB, y persisten las renuncias de algunos ejecutivos. El último caso se dio ayer con la renuncia de Roland Ponce Fleig a la gerencia general en YPFB Transierra.

Por otro lado, el directorio de YPFB Chaco se alista a considerar el 2 de diciembre la venta de una acción de las empresas Flamagas S.A. y de la Compañía Eléctrica Central Bulo Bulo, según un comunicado de la Bolsa Boliviana de Valores (BBV).

En el caso de YPFB Andina, se inició el reajuste de la escala salarial de los trabajadores, además de aplicar una nueva estructura organizacional. Sin embargo, las modificaciones salariales se sujetan a la aceptación y consentimiento voluntario de la parte laboral. Es decir, se trata de un despido indirecto.

Se conoció que se cursó más de un centenar de convenios individuales por ajuste salarial y manifestación de conformidad a los trabajadores. Al momento una decena de trabajadores rechazaron el recorte y otros analizan su permanencia.
Un documento al que tuvo acceso EL DEBER revela que la empresa decidió aplicar un nuevo haber básico a partir del 1 de septiembre de este año.

También expresa que la compañía procederá con el pago de la indemnización por la diferencia por concepto del ajuste sobre su haber básico, de acuerdo al tiempo de servicios prestados, excluyendo los quinquenios ya cobrados.
Se refleja que todo estará enmarcado en las normas laborales en vigencia. El pago no afectará la antigüedad laboral acumulada que posee el trabajador.

Se hace notar a los afectados que en caso de no aceptar el nuevo haber básico, se deben acoger al retiro indirecto previsto en la ley.
Consultado el asesor legal de la Dirección Departamental de Trabajo, Aníbal Melgar, admitió que el caso es de su conocimiento. Indicó que se trata de un despido indirecto y que el funcionario que no esté de acuerdo con el reajuste debe recibir todos los beneficios de acuerdo a ley.
En medio de esta situación, ayer los trabajadores de Flamagas (89) hicieron una protesta en demanda de estabilidad laboral. YPFB garantizó la estabilidad laboral.
Se buscó a los dirigentes sindicales de las empresas, pero no fueron contactados

viernes, 25 de noviembre de 2016

Samsung Bolivia suma denuncias



La empresa nacional Serpetbol denunció que la surcoreana Samsung Engineering Bolivia, que construye la planta de urea y a la que demandó por estafa, ofrece dinero a extrabajadores suyos a cambio de que inicien un proceso a la misma Serpetbol por beneficios sociales.

El gerente de la empresa de Servicios Petroleros Bolivianos SRL (Serpetbol), Rodrigo Virreira, explicó que su empresa debe dinero a sus extrabajadores justamente debido al incumplimiento de pago por parte de Samsung.

“Al presente, hemos tomado conocimiento de que Samsung estaría llegando a un acuerdo con los extrabajadores de Serpetbol, en el cual se comprometen al pago del 50 por ciento de los reclamos salariales, bajo el compromiso extorsivo de que los trabajadores demanden a Serpetbol y retiren toda demanda a Samsung”, dice un documento firmado por Virreira y dirigido a los fiscales que llevan adelante el caso.

Serpetbol fue subcontratista de Samsung desde 2013. El conflicto surgió porque la firma surcoreana se negó a modificar el contrato para incorporar recursos para el pago de incremento salarial y doble aguinaldo de al menos 1.500 trabajadores. Después se comprometió a pagar, pero no cumplió.

En la nota presentada a los fiscales, Virreira adjunta un acta firmada por representantes de Samsung y extrabajadores de Serpetbol en la que se evidencia la supuesta extorsión, lo que califica como una prueba clara y contundente del delito de estafa.

El acta membretada lleva los logos de Samsung y de YPFB Corporación; sin embargo, Virreira considera que la estatal boliviana no conoce estos hechos.

Los Tiempos pidió una postura oficial a la Unidad de Comunicación de YPFB, pero no hubo respuesta hasta el cierre de edición.

Asimismo, asegura que Samsung usa la “extorsión” en otros casos, puesto que, además de Serpetbol, existirían otras empresas que fueron subcontratistas y que terminaron perjudicadas. Virreira considera que estas empresas no iniciaron procesos judiciales para evitar una posible ejecución de sus boletas de garantía.

El ejecutivo informó que a raíz de este conflicto que involucra indirectamente a varias empresas, la Cámara de Industria y Comercio (Cainco) y la Cámara de la Construcción de Santa Cruz (Cadecocruz) manifestaron su respaldo total.



LENTITUD EN PROCESO A SAMSUNG

En el marco del proceso judicial a Samsung, se programaron tres audiencias, pero no asistieron ni los dos ejecutivos de Samsung ni los dos responsables del proyecto. “Todas las veces que se los ha citado se han burlado y se han ido del país, ahora entiendo que están de vuelta y creo que tendrían que declarar”, manifestó el gerente de Serpetbol, Rodrigo Virreira.

Explicó que la próxima semana debe pronunciarse el Fiscal de Distrito de Santa Cruz respecto al caso y entonces se conocerán los procedimientos a seguir. Serpetbol no descarta pedir mandamiento de aprehensión para los funcionaros de Samsung, en caso de que vuelvan a ausentarse a la próxima audiencia.

Según Virreira, la solicitud de ejecución de boletas de garantía fue el peor daño a Serpetbol, puesto que tuvo que vender de activos fijos familiares ante el temor del banco garante. Serpetbol presentó pruebas ante la empresa aseguradora demostrando que no había incumplimiento y no correspondía ejecutar boletas.