Pemex pierde un 21% menos en el semestre, aferrada a la reducción de costes para enfrentar la caída del crudo

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EFE.- La empresa pública Petróleos Mexicanos (Pemex) comunicó una pérdida neta de 7.693 millones de dólares en el primer semestre de 2016, un 21,4% menos que la registrada en el mismo periodo de 2015. En su informe financiero, la estatal atribuyó el resultado a una caída del 36% en el precio de la mezcla mexicana de crudo, la depreciación en 21,5% del peso frente al dólar y el cambio de las tasas de interés de los bonos gubernamentales, entre otros factores.

El resultado también se vio afectado por un descenso del 2,6% en la producción de petróleo crudo, al pasar de 2,26 millones de barriles diarios (Mbd) en el primer semestre de 2015 a 2,20 mbd de enero a junio pasado. Asimismo, por la caída de 7% de la producción de gas natural, que pasó de los 6,44 de millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) entre enero y junio de 2015 a 5,99 MMcd en 2016.

Las ventas de la compañía ascendieron a 25.419 millones de dólares, lo que representó un descenso del 18,3% respecto al primer semestre del año pasado. La utilidad bruta se ubicó en 11.830 millones de dólares, un 27,6% superior al reportado un año antes, mientras que el rendimiento de operación se situó en 8.206 millones de dólares, un 51,6% más que en el primer semestre de 2015. El ebitda (ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización) se desplomó hasta perder unos 656 millones de dólares.

En el segundo trimestre de 2016, Pemex registró una pérdida neta de 4.414 millones de dólares, un 1,4% menos que en el mismo período de 2015. Los ingresos se desplomaron un 17,2% en el periodo abril-junio respecto al primer trimestre de 2016, al situarse en 13.522 millones de dólares, indicó la petrolera. La estatal enfrenta este año un recorte presupuestario de 100.000 millones de pesos (5.288 millones de dólares), que afectará especialmente a sus proyectos de exploración y producción. De hecho, los resultados del segundo trimestre siguen afectados por el descenso de la producción y el contexto internacional desfavorable, aunque este quedó en parte aminorado por los cambios en los costes y en los impuestos.

Las ventas experimentaron una caída del 17,2% entre abril y junio, quedándose en 13.522 millones de dólares. La reducción, tanto a nivel externo como interno, se justifica por los menores precios y, en el caso de las ventas nacionales y en menor medida, por la disminución de volumen de las ventas del gas LP. El exceso de oferta sigue condicionando el mercado internacional de hidrocarburos, así como «una aparente recuperación de precios por la declinación temporal en producción», debido a incendios en Canadá y problemas en Nigeria, entre otros factores, enumeró el director de Finanzas de Pemex, Juan Pablo Newman.

Durante el segundo trimestre, «se observaron cambios positivos en los costes, impuestos y derechos que ayudaron a compensar» los efectos negativos del entorno en cuanto al precio de los hidrocarburos y el tipo de cambio, apuntó el director de Finanzas. Esto permitió «mejorar ligeramente» los resultados en comparación con el periodo anterior. La producción de crudo experimentó una caída del 2,2% en comparación al pasado año, principalmente por la reducción en un 6% en la producción de crudo pesado, cuyo promedio fue de 2,18 millones barriles diarios. Según indicó Newman, la producción resultó afectada por la «declinación natural de los campos maduros y el incremento del flujo fraccionario del agua».

El director de Recursos, Reservas y Asociaciones de Exploración y Producción, Gustavo Hernández, subrayó el componente estratégico del campo Trión del Golfo de México. El trabajo en este campo de aguas ultraprofundas, que será explotado por primera vez bajo el modelo de asociación entre Pemex y el sector privado, es visto por la petrolera como un «primer paso» para adoptar tecnologías y mejores prácticas que repercutan en la eficiencia y competitividad de la firma, apuntó Hernández. Ello a través de una fórmula que permitirá a Pemex «utilizar menos de sus recursos presupuestales y dividir los riesgos», en un área que tiene reservas probadas, probables y posibles por cerca de 485 millones de barriles de petróleo.

México lanza la primera licitación bajo el modelo de asociación entre la estatal Pemex y un operador privado

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EFE.- El Gobierno mexicano anunció la licitación para la exploración y explotación de hidrocarburos en el campo Trión del Golfo de México, bajo un modelo que por primera vez es de asociación entre Pemex y el sector privado, y en el que la empresa estatal tendrá una participación del 45%. La exploración corresponde a aguas ultraprofundas, concretamente en el área del Cinturón Plegado Perdido y a una profundidad de más de 2.500 metros.

Es «tan atrevida en términos financieros, técnicos y geológicos» que es necesaria la participación de un socio, aseveró el director de Petróleos Mexicanos (Pemex), José Antonio González. Pemex contará con una participación de un 45% en el proyecto, y no se permite a los licitantes participar en el concurso individualmente, sino que es necesario que lo hagan en un consorcio. El operador designado tendrá entre el 30 y el 45% de la participación, mientras que el otro operador contará con un porcentaje comprendido entre el 10 y el 25%. En el caso de que hubiera otra empresa como no operadora, tendría un máximo del 10%.

El bloque Trión, asignado a Pemex en la Ronda Cero, tiene reservas probadas, probables y posibles por cerca de 485 millones de barriles de petróleo, lo que es «equivalente a las reservas de recursos prospectivos de todas las rondas anteriores», detalló Anaya. El secretario mexicano de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, afirmó que las inversiones que se esperan a lo largo de la vida del contrato, de 35 años, con dos prórrogas adicionales de 10 y 5 años, podrían llegar a superar los 11.000 millones de dólares. La etapa de presentación de propuestas comienza el 5 de diciembre de este año.

Para ser operadores, las petroleras deberán acreditar la capacidad para trabajar en aguas profundas, con un promedio de producción anual de más de 50.000 barriles diarios, y ser expertas en términos de seguridad industrial y protección del medio ambiente, así como acreditar un capital contable mínimo de 5 millones de dólares o de activos por 25.000 millones. Desde la subsecretaría de Hacienda, Miguel Messmacher, aseveró que, a diferencia de las licitaciones anteriores de la Ronda Uno, se establece un «acarreo de costes obligatorios», para emparejar la inversión que Pemex ya realizó dentro del proyecto, de casi 400 millones de dólares.

La adjudicación será mediante subasta al primer precio en sobre cerrado y el licitante ganador será el que presente la propuesta con el mayor porcentaje de regalía adicional. En el caso de dos ofertas iguales, el criterio de desempate será una oferta de recursos adicionales por parte del consorcio, «donde una parte irá al Fondo Mexicano del Petróleo y otra parte irá como inversión para el proyecto y nos permitirá desarrollarlo más rápido», informó Messmacher.

También habrá un «mecanismo de ajustes», que se desarrollará a medida que vaya aumentando la rentabilidad del consorcio entre Pemex y las empresas privadas. De esta forma «se estará incrementando la cuantía de la regalía adicional para capturar parte de las sorpresas positivas que tengamos, desde el punto de vista de precios o un descubrimiento significativamente mayor a lo esperado», remarcó el subsecretario. El Gobierno de Peña Nieto abrió el sector petrolero a la iniciativa privada tras casi ocho décadas.

BP pierde 1.817 millones por la debilidad de los precios del crudo aunque es un 37,8% menos que en 2015

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EFE.- La debilidad de los precios del crudo volvió a castigar a BP al registrar unas pérdidas netas de 2.002 millones de dólares (aproximadamente 1.817 millones de euros) en la primera mitad de 2016, aunque fueron un 37,8% menos que en el mismo periodo de 2015.

El consejero delegado de BP, Bob Dudley, admitió que la situación del mercado es de «desafío» y que aunque los precios del petróleo mejoraron, a un promedio de 46 dólares el barril, se sitúan por debajo de los niveles del año pasado, en 62 dólares. Al dar a conocer sus resultados, BP indicó que en los seis primeros meses de 2015, sus pérdidas atribuidas habían llegado a 3.221 millones de dólares (2.924 millones de euros).

Según BP, en el primer semestre de 2016 sus pérdidas brutas fueron de 4.241 millones de dólares (3.850 millones de euros), frente a los 6.336 millones de dólares de pérdidas (5.753 millones de euros) registrados en la primera mitad de 2015. La facturación de la empresa también se vio reducida en el primer semestre al situarse en 86.442 millones de dólares (78.489 millones de euros), un descenso del 27,6% frente al mismo periodo del 2015.

Las adquisiciones en el semestre fueron de 59.355 millones de dólares (53.894 millones de euros), menos que hace un año, cuando ascendió a 85.412 millones de dólares (77.554 millones de euros). BP añade que pagará un dividendo de 10 centavos de dólar por acción ordinaria, que se espera sea abonado el 16 de septiembre, y la cantidad en libras será comunicada el 6 de septiembre.

La producción en el primer semestre subió un 2,3% frente al mismo periodo del año anterior. Además, BP considera superada su crisis por el vertido de 2010 en la plataforma Deepwater Horizon, en el golfo de México, que provocó la muerte de 11 trabajadores y un derrame con consecuencias medioambientales. «Siempre tendremos en cuenta lo que hemos aprendido de este accidente trágico. BP es hoy una compañía más fuerte, más centrada y disciplinada», señaló Dudley.

Aunque ha reconocido las dificultades del sector por el bajo nivel en que están los precios del petróleo, Dudley apuntó que la empresa tiene importantes nuevos proyectos que aportarán un equivalente a 500.000 barriles de petróleo diarios. «Estamos ahora por el buen camino de transformar a nuestro negocio para competir, cualquiera que sea lo que depare el futuro», subrayó el consejero delegado. Además, la empresa señala que recientemente firmó con la Compañía de Petróleo Estatal de la República de Azerbaiyán un memorando de entendimiento para la exploración conjunta de un bloque en la cuenca North Absheron, en el mar Caspio.

Asimismo, BP y Rosneft han firmado unos contratos definitivos, sujetos a la aprobación de los organismos reguladores, para crear un nuevo negocio conjunto, Yermak Neftegaz LLC (con el 51% de Rosneft y el 49% de BP), que llevará a cabo labores de exploración en el oeste siberiano. BP agrega que, junto a la compañía egipcia Egyptian Natural Gas Holding Company (EGAS), BP ha dado el visto bueno al desarrollo del proyecto Atoll Phase One, un plan de producción destinado a suministrar gas al mercado interno egipcio y que empezará en la primera mitad de 2018.

Mar Blava anuncia la paralización del proyecto de prospecciones de Schlumberger en Baleares

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EFE.- La Alianza Mar Blava asegura que el Ministerio de Medio Ambiente ha archivado el proyecto de prospecciones de la petrolera Services Petroliers Schlumberger previsto en el Golfo de León, frente a las costas de Cataluña y Baleares. El coordinador del Secretariado Técnico de la Alianza Mar Blava, Carlos Bravo, explicó que se trata del segundo proyecto de sondeos que se retira, después de que en 2015 la petrolera Cairn Energy renunciara a sus propósitos de realizar sondeos en el golfo de Valencia.

El coordinador indicó que el 8 de julio el secretario de Estado de Medio Ambiente firmó el archivo del proyecto, después de que Mar Blava así lo requiriera ya que se habían superado los tres meses legales para que la empresa presentara la documentación. «Nos preocupaba muchísimo porque el procedimiento fue complicado y en diferentes momentos tuvimos que denunciar intentos de Industria y de Medio Ambiente de tramitarlo de forma irregular para que el promotor no lo sacara a exposición pública y no tuviéramos la oportunidad de hacer alegaciones y mostrar nuestra oposición», reconoció Bravo.

Según ha detallado, este proyecto empezó a tramitarse en 2011, antes del nacimiento de la Alianza Mar Brava en 2013, y en ese momento lo gestionaba la compañía SeaBird Exploration con la anterior Ley de Impacto Ambiental. El proyecto fue archivado en una primera ocasión, en enero de 2014, porque no se había presentado documentación en el plazo legal de 18 meses, pero el promotor lo recurrió en los juzgados. A su vez, había solicitado a Medio Ambiente que lo tramitara con la nueva ley aprobada en diciembre en 2013.

Mar Blava recurrió porque se comenzó la tramitación bajo dos expedientes, «una situación francamente irregular», según Bravo. «El Ministerio pretendía pasarle al nuevo expediente toda la tramitación anterior, toda la fase de alegaciones, y dar por válido el estudio de impacto ambiental, sin que pudiéramos presentar alegaciones y mostrar nuestra oposición», ha detallado el coordinador. Finalmente, el Ministerio de Medio Ambiente archivó el primer proyecto y requirió a Schlumberger el reinicio de toda la tramitación con fase de información pública. Sin embargo, el promotor no presentó la documentación y Mar Blava requirió el archivo, que el Ministerio estaba obligado legalmente a aprobar. Ahora la promotora puede alegar, pero Mar Blava no cree que lo haga.

«Es la segunda paralización de los proyectos que hemos tenido en esta zona y evidentemente estamos muy satisfechos, pero esto no significa que se acabe la lucha», ha remarcado el coordinador, que recordó que aún quedan dos proyectos: el de la compañía Spectrum, que va desde el norte de Mallorca y Menorca hasta el sur de Ibiza y Formentera, a punto de salir a información pública, y el del Instituto Nacional de Geología y Oceanografía Experimental de Trieste, «que es un proyecto dicen científico, pero sabemos que el sector petrolero está detrás». «Buscan yacimientos salinos que son una tapadera de yacimientos de gas», denunció Bravo.

Petrobras aprueba compartir el control de su distribuidora

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EFE.- El Consejo de Administración de la petrolera estatal Petrobras aprobó compartir el control de Petrobras Distribuidora (BR), su subsidiaria dedicada a la distribución de combustibles en todo Brasil, según comunicó la compañía. La decisión altera el modelo de venta de una parte de BR, considerada como la «joya de la corona» de la petrolera, con el fin de facilitar la operación, según Petrobras, que aprobó el pasado año la venta del 25% de la distribuidora aunque las tres propuestas recibidas no «atendieron los objetivos» de la empresa.

De esta forma, la Dirección Ejecutiva y el Consejo de Administración de la compañía decidieron apostar por el inicio de un nuevo proceso competitivo basado en el control compartido. El objetivo, según la petrolera, «es aumentar el valor de negocio de la distribución de combustibles, atender los objetivos estratégicos de Petrobras y mantener la operación integrada en la cadena de petróleo». Petrobras, que espera recibir las nuevas ofertas hasta final de año, tendrá una participación del 49% en el capital con derecho a voto, pero será mayoritaria en el capital total, que incluye accionistas con y sin derecho a voto.

Petrobras precisó que la condición para concluir la transacción es que «las cuestiones estratégicas de Petrobras estén adecuadamente reflejadas en la estructura». La venta de parte de Petrobras Distribuidora, líder del mercado de combustible, forma parte del plan de desinversión anunciado por la empresa estatal en 2015 para hacer frente a la crisis provocada por la caída de las ganancias, la elevación de la deuda, el desplome de los precios del crudo y las dificultades de captación. Dicha crisis se agravó por el gigantesco escándalo de corrupción del que Petrobras es protagonista y por el cual están siendo investigados directivos de la compañía y políticos

Ecuador quiere recuperar los 112 millones de dólares pagados a la petrolera estadounidense Chevron tras perder un arbitraje

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EFE.- El Estado ecuatoriano iniciará acciones de repetición contra los jueces y servidores judiciales que estuvieron a cargo de las causas presentadas por la petrolera Chevron, a la que, la semana pasada, Ecuador le pagó 112 millones de dólares, montante ordenado por la Corte Suprema de Estados Unidos.

La Procuraduría señaló que las acciones de repetición se iniciarán una vez que el Ministerio de Finanzas efectuó el pago ordenado en el laudo arbitral a favor de Chevron Corporation. «El Estado ecuatoriano iniciará las acciones de repetición contra los jueces y servidores judiciales que estuvieron a cargo de las causas presentadas por la compañía que, según la decisión del Tribunal, incumplieron su obligación de administrar justicia de manera oportuna, razón por la que fue condenado el Estado ecuatoriano«, señaló la Procuraduría General de Ecuador.

Diego Martínez, gerente del Banco Central, señaló que el Estado ha pagado esa cantidad a la petrolera, que corresponde al laudo arbitral por 96 millones de dólares más los intereses. El pago se realizó después de que no prosperara una propuesta de Ecuador para crear una cuenta de garantía para el depósito de esa cuantía ante una orden de embargo en Ecuador contra los activos de Chevron, que en un juicio en ese país andino fue condenada a pagar en 2013 9.500 millones por daños ambientales en una de la Amazonía ecuatoriana en la que operaba la compañía Texaco, que fue comprada posteriormente por Chevron.

Disputas continuas entre ambas partes

Chevron llevó el caso a un tribunal de Nueva York al considerar que el juicio en Ecuador fue fraudulento, y en 2014 un juez falló a favor de la compañía. «El pago del laudo fue efectuado una vez levantado el embargo sobre el crédito a favor de Chevron, generado por el laudo arbitral que estableció a su favor el pago de 96 millones de dólares. El embargo fue ordenado por la Corte Provincial de Sucumbíos en el juicio iniciado por comunidades indígenas en contra de la petrolera», indicó la Procuraduría.

Recordó que en el laudo que le obligó a pagar los 96 millones de dólares más los intereses el Tribunal concluyó que Ecuador había incumplido el Tratado Bilateral de Promoción y Protección de Inversiones suscrito con EEUU, por una demora indebida por parte de los tribunales que no resolvieron los siete casos comerciales presentados por la petrolera entre 1991 y 1994. «Aun cuando Chevron-Texaco solicitó una indemnización de 1.605 millones de dólares, el Tribunal Arbitral, atendiendo los argumentos de la defensa del Estado, solo le concedió una fracción de este valor de aproximadamente 96 millones de dólares más intereses«, resaltó.

Repsol rebaja el precio de sus carburantes premium en los días de verano en los que se prevé más tráfico

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Servimedia.- Repsol reducirá el precio de sus carburantes premium en sus estaciones de servicio en España, algo que también hará durante los principales días de la operación salida y retorno de vacaciones. En concreto, se podrá repostar Diésel e+ 10 Neotech al precio de Diésel e+ Neotech. Además, durante estos mismos días la gasolina Efitec 98 Neotech tendrá importantes descuentos. Repsol destaca que estos carburantes mejoran la detergencia, eliminando la suciedad y garantizando la máxima limpieza del motor, aumentando su rendimiento.

Industria extingue el permiso de ACS para explorar hidrocarburos entre Murcia y Albacete

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Europa Press.– El Ministerio de Industria, Energía y Turismo ha extinguido el permiso de investigación de hidrocarburos Aries-1, ubicado entre Murcia y Albacete, al extinguirse los plazos concedidos a la filial de ACS titular de proyecto, Invexta Recursos. Este permiso de investigación fue concedido a través de un real decreto en diciembre de 2008, junto al conocido como permiso Aries-2, que incluye un perímetro de exploración ubicado en Alicante.

Transcurridos de esta forma más de 6 años y una vez recibidas las alegaciones de la empresa, Industria ha decidido extinguir el permiso por la caducidad al vencimiento del plazo, según figura en el Boletín Oficial del Estado (BOE). El Gobierno ha verificado que el titular no invirtió las cantidades mínimas comprometidas con el otorgamiento del permiso, al tiempo que la cuantía de las obligaciones mínimas no invertidas supera en 1,9 millones de euros la garantía depositada por el operador. A partir de ahora, el permiso Aries-1 revierte al Estado, al tiempo que el titular deberá entregar en la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria toda la documentación técnica generada por los trabajos de investigación.

El precio del gas licuado de petróleo por canalización desciende un 0,09%

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Servimedia / EFE.- El precio del gas licuado de petróleo (GLP) por canalización baja un 0,09%, con lo que rompe así con tres meses consecutivos al alza. Según una resolución del Ministerio de Industria, el precio máximo del término variable de la tarifa para usuarios finales de GLP por canalización antes de impuestos se situará en 63,3598 céntimos de euro por kilogramo (cents/kg), frente a los 63,4227 cents/kg del mes anterior.

Por su parte, el término fijo de este combustible baja de 1,57 a 1,56 euros al mes, mientras que el precio de los gases licuados del petróleo (GLP) a granel a empresas distribuidoras de este combustible por canalización repunta un 0,04%, hasta 48,8520 cents/kg, frente a los 48,8318 céntimos del mes anterior. Los precios establecidos no incluyen el Impuesto sobre Hidrocarburos e Impuesto sobre el Valor Añadido en la península e Islas Baleares, ni impuestos diversos de las Islas Canarias y de Ceuta y Melilla. La revisión de precios de los gases licuados por canalización se realiza mediante una fórmula automática que pondera el precio de la materia prima, el flete y la cotización entre el euro y el dólar.

Navantia Ferrol inicia la construcción de bloques para 4 petroleros, 2 de ellos destinados a Cepsa

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EFE.- Navantia ha comenzado hoy en Ferrol la construcción de los bloques asignados de los cuatro petroleros Suezmax para el grupo Ibaizábal, buques que ya están en construcción en el astillero de Puerto Real desde diciembre de 2015, ha informado la compañía en un comunicado.

Navantia indica que las primeras chapas para esta obra se recibieron en el astillero gallego el pasado jueves.

Según apunta la compañía, las obras en Ferrol consisten en la construcción de la Unidad Modular de la Proa Baja (80A) y el Módulo del Guardacalor/Chimenea (91A) para cada uno de los barcos, una carga de trabajo estimada de 20 meses que podría dar empleo a 200 personas en momentos puntuales.

Los dos primeros barcos se incorporarán a la flota de Cepsa, bajo la modalidad de time charter.

Navantia señala que la construcción de los barcos se enmarca dentro del acuerdo que Cepsa ha firmado con Ibaizábal para renovar su flota, incorporando las optimizaciones más avanzadas, tanto en eficiencia energética como de transporte de carga y seguridad.

La compañía incide en que los contratos suponen el regreso con rentabilidad económica en la construcción de petroleros «después de tanto tiempo sin fabricar este tipo de buques» y destaca el acuerdo con DSEC, empresa de ingeniería de Daewoo.