Las reservas de petróleo de EEUU subieron en 2,8 millones de barriles

Las reservas de crudo se encuentran por encima del promedio para esta época del año, aunque son un 2,3 por ciento más bajas que en el mismo periodo de 2011.

En las últimas cuatro semanas las importaciones de crudo han tenido un promedio diario de 8,909 millones de barriles diarios, un 0,4% más que la media que se registró durante el mismo mes del año anterior.

Después de que se divulgaran los datos oficiales, el precio de futuros del petróleo crudo para entrega en mayo subió 1,11 dólares a 102,13 dólares por barril (159 litros) en la Bolsa Mercantil de Nueva York.

Por lo que se refiere a los inventarios de gasolina, el informe precisa que disminuyeron en 4,3 millones de barriles (un 1,9 por ciento) y se ubicaron en 217,6 millones de barriles frente a los 221,9 millones de barriles de la semana anterior.

En la Bolsa Mercantil de Nueva York el precio de la gasolina reformulada para entrega en mayo subió 0,0154 centavos de dólar a 3,265 dólares por galón (3,78 litros).

Las reservas de combustible para calefacción descendieron en 4 millones de barriles, un 2,9 por ciento menos que la semana anterior, y se situaron en 131,9 millones de barriles.

En la Bolsa Mercantil de Nueva York el precio del combustible para calefacción para entrega en mayo subió 0,0141 centavo de dólar y quedó en 3,1098 dólares por galón (3,78 litros).

El informe señaló asimismo que en la semana pasada las refinerías petroleras en Estados Unidos operaron al 83,8 por ciento de su capacidad, comparado con un 85,7 por ciento en la semana anterior.

Estas cifras excluyen la Reserva Estratégica de Petróleo del Gobierno de Estados Unidos, que cuenta con 696 millones de barriles, el mismo volumen de la semana anterior.

El total de existencias de crudo y productos refinados en Estados Unidos, incluida la Reserva Estratégica, alcanzó la pasada semana 1.765,9 millones de barriles.

El Gobierno de Irán aclara que las exportaciones de crudo a España no se han suspendido «todavía»

La cadena estatal en lengua inglesa Press TV y la agencia de noticias Mehr, que citaron «fuentes informadas», anunciaron que Irán había interrumpido el suministro de crudo a España, cuyas exportaciones supusieron cerca del 15% del total que llegó al mercado español en 2011, en respuesta a la imposición de sanciones contra el crudo iraní por parte de la Unión Europea. Por su parte, Mehr calculó en 200.000 el número de barriles que dejará de exportar a España.

La emisora de televisión afirmó que «Teherán cortó el suministro de petróleo a España después de suspender las exportaciones a Grecia, dentro de sus medidas contra las sanciones», impuestas por la Unión Europea al sector petrolero de Irán, y «estudia si cortar el suministro de crudo a Alemania e Italia». La información no aportó más detalles.

Sin embargo, el portavoz del Ministerio de Exteriores iraní, Ramin Mehmanparast, matizó desde Bosnia la versión difundida por los medios oficiales y tan sólo admitió que Teherán «decidió revisar sus relaciones con Francia y Reino Unido» en lo relativo a exportaciones de petróleo, según declaraciones recogidas por la agencia Reuters.

«En relación al resto de países, no se adoptaron todavía tales decisiones», añadió, en respuesta a una pregunta sobre el fin de las exportaciones a España y las revisiones sobre Alemania e Italia.

En este punto, coincidió con la información ofrecida por la Embajada de España en Teherán y la Comisión Europea que afirmaron no haber recibido «ninguna comunicación oficial ni extraoficial» de las autoridades iraníes sobre ese posible corte de suministro.

No obstante, y según los datos del Ministerio de Exteriores español, citados por la fuente de la Embajada, señalaron que las empresas españolas esperaban dar por finalizadas sus importaciones de petróleo iraní durante el pasado mes de marzo, «aunque se pudo producir algún retraso».

En este sentido, señalaron que España redujo sus compras de petróleo iraní a menos de la mitad entre noviembre de 2011 y enero de este año, por lo que las importaciones podrían ser sustituidas por crudo de otros lugares, según dijo una portavoz de la Comisión Europea, que tampoco pudo confirmar este corte de suministro.

«El petróleo iraní juega cada vez un papel menor en España», aseguró la portavoz, quien indicó que las dos grandes petroleras que recurren a esta fuente para abastecerse, Cepsa y Repsol YPF, no tendrán problemas para encontrar sustitutos en el mercado.

Precisamente, Repsol YPF aseguró que el impacto de un eventual corte de suministro de Irán será nulo porque no compra crudo a ese país desde el mes de enero y precisó que el volumen de crudo que compraban a Irán hasta enero lo han repartido entre varios países. Mientras, Cepsa afirmó que a corto plazo no tenían prevista ninguna compra de petróleo a Irán.

Irán fue el año pasado el tercer suministrador de petróleo a España, con 7,5 millones de toneladas, un 14,36% de la cantidad consumida, por debajo de Rusia, que aportó un 15,29% del total de crudo y casi 8 millones de toneladas, y de Arabia Saudí, con un 14,69% y 7,6 millones de toneladas.

Según datos de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (Cores), dependiente del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, en la lista de los países que suministran crudo a España, después de Rusia, Arabia Saudí e Irán se sitúan Nigeria, con casi 7 millones de toneladas, un 13,25 %, y México, de donde llegaron 6,1 millones de toneladas, un 11,76 % del total.

Con respecto al crudo iraní, la cantidad importada varió a lo largo del año 2011, del mínimo de 222.000 toneladas registrado en enero hasta el máximo de 870.000 del mes de abril y con un cierre de año en diciembre de 2011 de 407.000 toneladas,

Los últimos datos que facilitó Cores son los de enero de 2012, cuando España recibió de Irán 279.000 toneladas de crudo, un 6,03% del total recibido, que fue de 4,6 millones.

El pasado 5 de abril, PressTV anunció que Irán había cortado el suministro de petróleo a dos empresas griegas, Hellenic Petroleum y Hellas, debido a que habían dejado de pagar sus compras.

Según medios locales, el ministro de Petróleo de Irán, Rostam Qasemi, confirmó que el país dejó de vender petróleo a Grecia y que estaban estudiando el corte de suministro a otros estados europeos. Por su parte, según datos de Eurostat, Grecia no compra petróleo iraní desde enero de este año.

La Unión Europea aprobó el pasado 23 de enero nuevas sanciones petroleras y financieras a Irán y una de las más importantes era el embargo total de compras de crudo de los Veintisiete, que entrará en vigor el próximo 1 de julio, como medida de presión para que suspenda su programa nuclear.

En el momento de aprobar el embargo, la Unión Europea importaba de Irán aproximadamente el 5,7% del petróleo que consume, porcentaje que ascendía a cerca del 15% en el caso de España y al 13,1% en el de Italia.

Por su parte, Estados Unidos apremió a sus países aliados para que aprueben sanciones contra el petróleo y el sector financiero iraní en un intento por presionar a las autoridades iraníes para que abandonen su programa nuclear, mientras que Teherán aseguró que el desarrollo de centrales nucleares tiene fines civiles.

Todas estas circunstancias llevaron a las compañías europeas que importan crudo de la República Islámica a sustituirlo por el de otros países, lo que también fue uno de los factores que propició un aumento significativo de los precios internacionales del petróleo en el primer trimestre de este año.

En este sentido, Arabia Saudí ya manifestó su disposición a aumentar la producción de crudo para suplir la carencia de combustible tras el veto a Irán.

Estas sanciones causan graves problemas al sistema bancario de Irán para enviar y recibir transferencias internacionales en dólares y euros y a sus empresas importadoras y exportadoras para hacer sus pagos y cobros. Por este motivo, el país anunció hace pocas semanas que admitiría pagos en oro o en divisas locales de otros estados para eludir las sanciones y seguir con su comercio internacional.

El ministro iraní de Asuntos Exteriores, Ali Akbar Salehi, advirtió de que su país no aceptará la imposición de «condiciones» en el marco de una nueva ronda de negociaciones sobre el programa nuclear iraní, en clara alusión a la cumbre que se celebrará el próximo 14 de abril en Estambul entre las autoridades iraníes y los países del Grupo 5+1 –Estados Unidos, Reino Unido, Francia, Rusia, China y Alemania– para impulsar las conversaciones con Teherán.

Mientras, Qasemi insistió en que Irán no tendrá problemas para vender su petróleo en otros mercados, en especial en Asia, y también descartó que las sanciones internacionales puedan perjudicar las infraestructuras de extracción y procesamiento de hidrocarburos en el país, pues dice que es autosuficiente en esa materia.

Según las estadísticas de Teherán, las exportaciones de crudo y productos petroleros supusieron para Irán 130.000 millones de dólares (más de 99 millones de euros) entre marzo de 2011 y marzo de 2012.

Con esos ingresos, el presidente iraní, Mahmud Ahmadineyad, afirmó : «Irán tiene tal cantidad de divisas que, si en uno o dos años no vendiese petróleo, el país se manejaría bien y se verían frustrados los deseos de los enemigos», al no conseguir que las sanciones afecten al desarrollo iraní.

Las importaciones de petróleo iraní caen un 31% en el mes de enero, en plena preparación para su embargo

Esta caída se produjo a pesar de que las importaciones totales aumentaron un 8%, hasta 4,6 millones de toneladas, y coincidió con los debates y primeros borradores en la Unión Europea acerca del embargo de petróleo a Irán, que concluyeron con la resolución formal del 23 de enero.

Aquel día, los embajadores permanentes de los Veintisiete prohibieron la firma de nuevos contratos de petróleo con Irán y la terminación de los actuales contratos en vigor a partir del próximo 1 de julio.

El descenso en la importación de crudo iraní quedó compensado con un incremento del 32% en la compra de hidrocarburos nigerianos, que alcanzaron las 836.000 toneladas, y del 77% en los procedentes de Irak, hasta 657.000 toneladas.

Además, Venezuela vendió 262.000 toneladas a España, frente a las cero de un mes antes, y Libia multiplicó por cuatro su suministro, hasta 326.000 toneladas.

En todo caso, las importaciones procedentes de los países de la OPEP descendieron un 6,1% y equivalieron al 56% de la matriz de suministros del mercado español.

Pese a la caída en enero, Irán incrementó un 2,2% en los últimos doce meses sus exportaciones a España, hasta 7,5 millones de toneladas. En este periodo de tiempo, el petróleo iraní equivalió al 14,5% del total del consumo en España.

Este porcentaje mantiene a Irán como segundo principal suministrador a España, por detrás de Arabia Saudí, que tiene un peso del 14,7% en la matriz final, y por delante del 13,9% de Nigeria, que en apenas un mes ha elevado su peso en seis décimas.

La rusa Gazprom quiere comprar el monopolio gasístico griego DEPA

«Hemos presentado nuestra solicitud y esperamos pasar el corte. Tenemos intención de hacer una oferta por un precio real, no vamos a pagar más de lo que cuesta», explicó a los periodistas el alto ejecutivo de la compañía, citado por agencias locales. Según la prensa griega, el valor de DEPA es de 1.000 millones de dólares.

Medvédev aseguró que Gazprom no tiene intención de hacerse también con el consorcio griego de transporte del gas DESFA, adquisición que sumada a la compra de DEPA iría en contra de la normativa antimonopolio de la Unión Europea conocida como el Tercer Paquete Energético (TPE).

Al mismo tiempo, el vicepresidente del gigante del gas apuntó que en caso de la recuperación de todo el mercado europeo, el griego podría doblar sus capacidades.

Mientras, Gazprom sigue negociando con la Unión Europea la aplicación del TPE, nuevo marco legal energético en vigor desde mayo de 2011 que fuerza la separación patrimonial de las actividades de producción, transporte y comercialización del gas e incluye salvaguardas para evitar que las redes caigan en manos de compañías extranjeras.

Moscú consideró muy perjudicial para sus empresas que operan en el mercado europeo este muro de contención que algunos denominaron «cláusula anti-Gazprom», por lo que no dejó de luchar para suavizar las condiciones del TPE que afectan directamente a sus intereses.

«Los últimos contactos con la Comisión Europea indican que aún a falta de solución hay luz al final del túnel, una luz bastante intensa que no será apagada, y tendremos la posibilidad de comercializar y hacer promoción en el mercado europeo«, manifestó Medvédev.

El vicepresidente, consciente de que el TPE no tiene marcha atrás, recordó que «las compañías noruegas han obtenido un estatus especial para sus gasoductos» y expresó su esperanza de que el régimen de aplicación de la normativa «sea debatido» para que al menos «los gasoductos rusos puedan obtener las mismas ventajas».

El ejecutivo de Gazprom también anunció que el volumen de exportación de la compañía podría dejar de crecer en 2012, entre otras cosas porque el consorcio pretende vender su producto al precio más rentable.

«Si tenemos que elegir entre exportar 154.000 millones de metros cúbicos a un precio más bajo o 150.000 a otro más alto optaremos por lo segundo», indicó Medvédev.

En 2011, el gigante ruso exportó 150.000 mil millones de metros cúbicos de gas, 11.400 millones más que en 2010. En febrero, el consorcio anunció que estima el volumen de exportación de 2012 en 154.000 millones de metros cúbicos.

Antimonopolio investiga a los consorcios petrolíferos alemanes

La citada oficina acusó a los cinco grandes consorcios que operan en Alemania de haber vendido combustible a las gasolineras independientes a un precio superior al que ofrecen a los clientes en sus propias estaciones de servicio para acabar con su competencia, según reveló el rotativo «Frankfurter Allgemeinen«.

«Se trata de una aportación para reforzar la competencia de las gasolineras libres frente al oligopolio», explicó la actuación de la Oficina Federal Antimonopolio su presidente, Andreas Mundt, en declaraciones al diario.

La investigación de la institución pública afecta a los grandes consorcios BP/Aral, Esso, Jet, Shell y Total, a los que acusa también de vender combustible a menor precio de la media en determinadas gasolineras de sus respectivas cadenas para perjudicar también a las estaciones de servicio independientes.

El hecho tiene lugar cuando el precio de los combustibles alcanzó cotas récord en Alemania, donde el litro de súper supera los 1,70 euros y el de diesel los 1,60 euros.

Repsol elevó sus reservas probadas de hidrocarburos un 4,2% en 2011

En concreto, las reservas probadas de petróleo, crudo, condensado y GLP a 31 de diciembre de 2011 alcanzaban los 978 millones de barriles, un 7,7% más, mientras que las de gas natural ascendían a cierre del pasado ejercicio a 6.747 millones de pies cúbicos, un 1,5% más.

Estas reservas confirman que el dato de reposición del grupo petrolero se sitúa por encima del 100%, según fuentes de la compañía.

Repsol YPF ha elaborado estos datos de acuerdo con los principios habitualmente utilizados en la industria del petróleo y el gas, en concreto los principios del ‘Financial Accounting Standards Board’, y las directrices y marco conceptual establecidos para esta industria por la Comisión del Mercado de Valores de Estados Unidos (SEC).

Soria no autorizará prospecciones petrolíferas a 3 kilómetros de la costa, pero no las puede revocar

Soria ha realizado estas manifestaciones ante los medios de comunicación y ha aprovechado para destacar que su departamento «nunca hubieran autorizado investigaciones y prospecciones a tres kilómetros de ninguna de las playas de Canarias, ni de ninguna playa de España». «Si revocara las autorizaciones para prospecciones sería una prevaricación porque es una acción administrativa que se hizo en base a derecho«, ha explicado.

Además ha recordado que habría que pedirle opinión a los que «en su día autorizaron estas prospecciones a esa distancia» y a quienes «muy cerca de la Comunitat, las aplaudieron o las apoyaron». «Garantizo que el presidente Fabra no las apoyó. Yo no las habría autorizado», ha insistido.

El ministro ha distinguido entre una investigación o prospección para determinar si hay o no hay petróleo, de lo que es una autorización de explotación. «No daría una autorización de explotación a tres kilómetros de la playa», ha insistido.

Soria ha justificado esta decisión porque España «vive del turismo». «No porque haya más o menos garantías medioambientales, porque éstas en España son las de la UE, sino por el impacto que tiene», ha indicado.

El ministro ha puesto el ejemplo de las prospecciones petrolíferas y los derechos de explotación en Canarias. «No se está hablando de tres kilómetros, ni de 10, ni de 20, ni de 50, se está hablando de 61 kilómetros», ha reseñado.

Soria ha explicado que en el lugar donde están autorizadas estas investigaciones es «exactamente en el borde de la mediana entre el Reino de Marruecos y el Reino de España». Marruecos lleva desde hace varios años autorizando investigaciones en su parte, «con las garantías medioambientales marroquíes, que no son las europeas».

El lugar donde se han autorizado las investigaciones y prospecciones petrolíferas es «donde ya las hace Marruecos y es sobre una misma roca madre». Soria ha subrayado que si hay petróleo, caben dos escenarios: «que solo lo saque una de las partes, o las dos».

En este sentido se ha preguntado si en una economía con una dependencia energética del 99,08 por ciento «se puede permitir el lujo de prescindir de eso». «Si se confirma la probabilidad de que hay 140.000 barriles al día, el 10 por ciento del consumo total de España, creo que no», se ha respondido.

El Gobierno Vasco cerró Petronor el pasado 20 de marzo por emisiones de benzeno y la empresa lo niega por ser «categóricamente incierto»

Según Medio Ambiente, el Gobierno reclamó a Petronor los datos de emisiones tras recibir quejas de vecinos de la zona por los malos olores y por sufrir dolores de cabeza.

Al comprobar el elevado nivel de partículas de benzeno, el Ejecutivo ordenó la parada total de la refinería hasta que estuvo reparada la incidencia, una avería en la refrigeración de la Unidad 1. Las instalaciones se volvieron a poner en marcha el 1 de abril.

Por su parte, la empresa negó que Medio Ambiente haya cerrado la factoría y aseguró que un requerimiento de esta magnitud por parte del Ejecutivo hubiera exigido una orden escrita que en ningún caso se produjo.

Petronor agregó que es «categóricamente incierto que, como parece desprenderse del comunicado de la oficina de prensa del Departamento de Medio Ambiente, se hayan superado los máximos legalmente exigidos» de emisiones.

Sin embargo, el departamento de Medio Ambiente mantendrá activos seis equipos de medición, tres de ellos fijos y los otros tres móviles, en las inmediaciones de Petronor y no registraron ninguna incidencia medioambiental en la puesta en marcha de las instalaciones.

Además, durante toda la semana realizará un seguimiento especial de los resultados de estas unidades de medición para evaluar si existe alguna repercusión en el entorno.

La refinería informó de que reanudó la producción de combustibles derivados del petróleo, que tenía detenida desde mediados del pasado mes de febrero por la baja demanda existente, al apreciar un leve repunte del consumo de estos productos.

Cepsa formaliza el acuerdo de compra de Chevron España

Desde Cepsa indican que respetarán los derechos laborales de los empleados de Chevron, que se integrarán dentro de la estructura del grupo.

Esta compra supone la adquisición de 64 estaciones de servicio que operan actualmente bajo la marca Texaco en el archipiélago canario, una terminal de almacenaje de productos petrolíferos en el puerto de Las Palmas, el negocio de suministro de aviación en Península y Baleares, el negocio de lubricantes en España, Portugal y Gibraltar, y una planta de mezcla y envasado de lubricantes en la Comunidad Valenciana.

En cuanto al negocio de distribución de combustibles y carburantes de automoción, la compañía se convierte así en el segundo operador canario con 73 estaciones de servicio, lo que supone disponer de una cuota de mercado del 17,4%.

Cepsa indicó que también respetará todos los acuerdos comerciales establecidos por Chevron, entre ellos los relativos a las tarjetas de fidelización y medios de pago. Progresivamente las estaciones de servicio adoptarán la imagen Cepsa y se sumarán a la actual red de más de 1.700 estaciones entre España y Portugal.

YPF anuncia un importante hallazgo de crudo no convencional en Argentina

El hallazgo «puede revertir completamente la tendencia de declino de producción de Mendoza», explicó el director ejecutivo de Exploración y Producción de YPF, el español Tomás García Blanco.

Vaca Muerta, que abarca 30.000 kilómetros cuadrados entre Neuquén y Mendoza, está considerada como una de las áreas de recursos no convencionales más importantes del mundo.

La compañía explicó, en un comunicado dirigido a la Bolsa de Buenos Aires, que se han perforado dos pozos de entre 2.200 y 2.400 metros de profundidad, con una expectativa de recursos de 1.000 millones de barriles de petróleo equivalente.

Ante estos resultados, la compañía se compromete a invertir 300 millones de dólares para ampliar las perforaciones en otros tres pozos en el área mendocina de Vaca Muerta.

Además, YPF informó de un importante hallazgo de petróleo convencional en un pozo de las Vizcacheras, en el centro de Mendoza, que produce 270 barriles diarios.

Ambos hallazgos formas parte del programa de Desarrollo Exploratorio 2010-2014 puesto en marcha por la compañía en 2009.

Fuentes de la compañía confirmaron que están negociando con el gigante Exxon Mobil un acuerdo para explotar petróleo y gas no convencional en el yacimiento de Vaca Muerta. «Estamos en negociaciones para explotar petróleo y gas no convencional en Vaca Muerta, pero no hay aun términos específicos para firmar un acuerdo (con Exxon)», apuntaron fuentes de la empresa.

Las negociaciones se mantienen en medio de la ofensiva del Gobierno argentino contra YPF, a la que acusa de descuidar sus inversiones y provocar una caída en la producción que obligará a Argentina a desembolsar cerca de 10.000 millones de dólares en la compra de hidrocarburos este año.

En las últimas semanas, seis provincias argentinas -entre ellas Neuquén, Mendoza y Chubut- han retirado a YPF licencias sobre diez áreas de explotación que, en conjunto, suponen alrededor de un 4 por ciento de la producción total de crudo y gas de la compañía.

YPF, que rechaza las acusaciones del Ejecutivo y asegura que mantiene su apuesta por el desarrollo de su actividad en Argentina, anunció que recurrirá a la justicia para defender sus derechos y ha presentado una medida cautelar ante la Corte Suprema contra la retirada de áreas en la provincia de Chubut (sur).

En medio de la polémica, fuentes de la compañía negaron versiones sobre las supuestas intenciones del gobierno de Cristina Fernández de hacerse con el 33 por ciento de las acciones de YPF. Las relaciones entre YPF y el Gobierno, en palabras de un alto directivo de la empresa, son como las de un «matrimonio, con subidas y bajadas».

«Que se discuta no significa que nos divorciemos. Hay un momento de tensión, pero también hubo momentos dulces», agregó el directivo, que adelantó que el presidente de Repsol, Antonio Brufau, ha solicitado un encuentro con Cristina Fernández y espera una respuesta en los próximos días.

La petición se produce después de que el pasado día 21, el directorio de la compañía aprobara, con el voto en contra del representante del Estado argentino, una propuesta de capitalización por importe de 5.789 millones de pesos (1.318 millones de dólares) a partir de ganancias no asignadas de 2010 y 2011.

YPF, participada en un 57,43 % por Repsol y en 25,46 % por el grupo argentino Petersen, ha anunciado que este año invertirá en Argentina 15.000 millones de pesos (3.416 millones de dólares), cifra que supera los 13.300 millones de pesos (3.029 millones de dólares) invertidos en 2011.

El año pasado, tras anunciar el hallazgo del gigantesco yacimiento de Vaca Muerta, YPF divulgó un informe en el que sostenía que la explotación de la zona permitiría en diez años duplicar la capacidad de producción de petróleo y gas de Argentina con inversiones de 25.000 millones de dólares por año.