Entradas

Rusia y Ucrania se asoman a una nueva guerra del gas después de que Gazprom rompa sus contratos de suministro

/0 Comentarios/en /por

EFE / Europa Press.- Rusia y Ucrania se asoman a una nueva guerra del gas después de que el gigante gasístico ruso Gazprom cortara el suministro y anunciara su decisión de romper todos los contratos con Kiev, incluido el tránsito gasístico hacia la Unión Europea a través de Ucrania.

El monopolio estatal ruso ha roto la baraja al entender que sus intereses han sido gravemente dañados por el Tribunal de Arbitraje de Estocolmo, que resolvió más de 4 años de litigio entre los dos países con una sentencia muy favorable a la gasística ucraniana Naftogaz. «Gazprom se ve obligado a iniciar en el Arbitraje de Estocolmo los trámites para romper los contratos de suministro y tránsito de gas con Naftogaz», aseguró el presidente de Gazprom, Alexéi Miller. El anuncio ha sentado como un jarro de agua fría tanto en Kiev como en Bruselas, que teme que se repitan «las guerras del gas» recientes, en las que algunos países europeos dejaron de recibir gas ruso.

El Arbitraje de Estocolmo consideró que Gazprom ha incumplido el contrato de tránsito de gas a Europa a través de Ucrania, al bombear por su red de gasoductos menos de 110.000 millones de metros cúbicos al año, el mínimo que establece el contrato entre Gazprom y Naftogaz. Tras cifrar la compensación en 4.630 millones de dólares, el tribunal dedujo de esa cantidad los 2.070 millones de dólares que debe Naftogaz a Gazprom en concepto de suministros atrasados, y fijó que el gigante ruso debe pagar a la parte ucraniana 2.560 millones de dólares. Gazprom esgrime que aunque el contrato prevé unos volúmenes de tránsito mínimo, no contempla multas ni compensaciones por incumplimiento de ese punto.

Pero al mismo tiempo, en otra sentencia del pasado diciembre, anuló la cláusula del contrato de suministro que obligaba a Naftogaz a pagar por un volumen mínimo de gas ruso, al asumir que Kiev no puede cumplir con ese punto por la mala situación económica del país. «Los árbitros han argumentado su decisión con el agudo empeoramiento de la economía ucraniana. Nosotros estamos categóricamente en contra de que los problemas económicos de Ucrania se resuelvan a costa nuestra», aseveró el presidente de Gazprom tras acusar al Arbitraje de «doble rasero».

Por su parte, el presidente de Ucrania, Petró Poroshenko, denunció que Rusia no tiene derecho a romper los contratos y advirtió de que, en caso de que así sea, Ucrania demandará una recompensa adicional ante el Arbitraje de Estocolmo. De hecho, nada más conocerse la sentencia, el monopolio ruso suspendió el bombeo de gas a Ucrania y devolvió a Kiev el dinero adelantado en concepto de los suministros de marzo. Lo hizo con el argumento de que para empezar los suministros, las dos empresas deben firmar un anexo al acuerdo vigente. Aunque no aclaró los términos de ese anexo, todo apunta a que Gazprom considera insuficiente el precio que paga Naftogaz por el gas ruso.

Ucrania, afectada por el temporal de nieve y temperaturas que rozan los -15ºC en muchas regiones del país, reaccionó con el cierre temporal de escuelas y guarderías en todo el país para ahorrar en el consumo de gas. «Hemos decidido detener completamente el trabajo en instituciones educativas preescolares, escuelas e instituciones de educación superior hasta el 6 de marzo», ordenó el ministro de Energía, Igor Nasalik. El país sufre un déficit de hasta 20 millones de metros cúbicos de gas diarios para garantizar el suministro a hogares, industrias e instituciones, por lo que adoptó un «plan de acción nacional» para ahorrar el consumo y garantizar una temperatura mínima aceptable en los centros educativos de Ucrania.

Asimismo, se ha propuesto analizar las instalaciones de producción de hidrocarburo con la condición de ahorrar recursos de gas. En particular, las compañías productoras pasarán a utilizar fuelóleo en lugar de gas, lo que permitirá ahorrar entre 15.000 y 20.000 millones de metros cúbicos de gas por día hasta nivelar las reservas. Naftogaz acusó a Rusia de «chantaje», mientras que Poroshenko pidió a sus conciudadanos que reduzcan la calefacción en sus casas para hacer frente a la falta de gas. «Es suficiente con reducir la calefacción en las casas en un grado y evitar en la medida de lo posible que se pierda el calor en el hogar», apuntó Poroshenko.

En la actualidad, alrededor del 30% del gas que se consume en la Unión Europea proviene de Rusia y la mitad se transporta por los gasoductos ucranianos. Sin embargo, Moscú ya se había mostrado decidida a no renovar el contrato de tránsito con Ucrania, que expira el próximo año. El Kremlin quiere dirigir todo el tránsito a los gasoductos Nord Stream, que unen el país con Alemania por el mar Báltico, y Turkish Stream, actualmente en construcción y que conectará Rusia con Turquía por el mar Negro. También defiende la construcción de otro gasoducto Nord Stream, un proyecto rechazado contundentemente por la Unión Europea y Estados Unidos, pero que cuenta con el respaldo de Berlín.

Bruselas se ofrece como mediadora

Por su parte, la Comisión Europea se ha mostrado dispuesta a mediar en la nueva guerra del gas entre Ucrania y Rusia y ha asegurado de que el flujo de gas a Europa permanece estable, aunque vigilarán la situación. En este sentido, el Gobierno ucraniano advirtió a la Comisión de «una posible situación de emergencia en el sistema de transmisión de gas en Ucrania» y le ha pedido «activar consultas» con Rusia de cara a retomar «posibles negociaciones trilaterales«, según explicó la portavoz de Energía del Ejecutivo comunitario, Anna Kaiser. El vicepresidente de la Comisión Europea responsable de Energía, Maros Sefcovic, contactará con los ministros de Energía ruso y ucraniano para consultarles, indicó la portavoz.

El Ejecutivo comunitario descarta por ahora cualquier impacto negativo para Europa. «De acuerdo con la información que disponemos ahora, los flujos de gas a la Unión Europea son normales y estables, pero seguimos la situación de cerca», precisó la portavoz. El Ejecutivo comunitario asegura que se toma «en serio» las preocupaciones de Ucrania, aunque recordó que el nivel de almacenamiento de gas en Ucrania «está justo por debajo de los 10.000 millones de metros cúbicos», un nivel «muy bueno» para este periodo del año. «No hay anormalidades por ahora», explicó.

Las pérdidas de la mexicana Pemex crecen un 74,4% en 2017, hasta los 16.847 millones, por el deterioro de activos

/0 Comentarios/en , /por

EFE.- Petróleos Mexicanos (Pemex) incrementó sus pérdidas en 2017 un 74,4%, hasta los 16.847 millones de dólares, atribuible en buena parte al deterioro de activos, pues la firma aumentó ingresos, cumplió con la meta de producción y mantuvo la deuda estable. En 2016 las pérdidas de la petrolera mexicana estatal fueron de 9.663 millones de dólares.

En el último trimestre de 2017, Pemex perdió 17.083 millones de dólares, un 584% más interanual. Este resultado se debe en gran medida al concepto de «deterioro de los activos fijos», equivalente a 156.000 millones de pesos (8.410 millones de dólares) en 2017, que contrasta con el impacto en el deterioro de activos de 331.300 millones de pesos (unos 17.860 millones de dólares). «En 2016 no hubo este impacto de un deterioro de activos como observamos en 2017, por lo que la comparación de los estados financieros muestra diferencias significativas, especialmente en utilidad bruta y neta», apuntó el subdirector de Tesorería de Pemex, Roberto Cejudo.

Según explicó Cejudo, el registro de deterioro de activos se hace acorde a normas internacionales y metodología petrolera. Esta partida no genera «flujo de efectivo y es estrictamente contable», puntualizó. Eso sí, después de tres trimestres consecutivos con beneficios, Pemex registró de nuevo pérdidas netas en el tercer trimestre del 2017, que se acrecentaron con estos malos resultados del último trimestre del pasado año. El deterioro de activos influye en el coste de ventas, que creció un 116% interanual, aunque sin este factor sería del 15%, atribuido a más importaciones. Pemex también atribuyó sus pérdidas a un incremento de impuestos y derechos y del coste financiero, así como a una afectación causada por la depreciación del peso frente al dólar.

No obstante, Cejudo destacó que, a nivel operativo, Pemex logró estabilidad y cumplió la meta financiera, con un déficit de 5.067 millones de dólares. Positivamente, la petrolera señaló que los ingresos ascendieron a 71.001 millones de dólares, un 30,1% más que en 2016. Los ingresos en ventas nacionales crecieron un 30,9%, hasta situarse en 44.341 millones de dólares, y de un 28,7% en las exportaciones, hasta ubicarse en 25.701 millones. El alza en las ventas se debió en mayor parte a una recuperación de los precios de los hidrocarburos con «volúmenes razonablemente estables». Las exportaciones se vieron favorecidas por un mayor precio de la mezcla mexicana, de 35,6 dólares el barril a finales del 2016 a 46,7 dólares en 2017.

Logra sus objetivos de producción

El director de Recursos, Reservas y Asociaciones de Exploración y Producción, Gustavo Hernández, celebró que por segundo año consecutivo Pemex alcanzó la meta de producción anual de crudo, con 1,95 millones de barriles diarios para 2017, a pesar de que implica una caída del 9,5% frente al año anterior, cuando se lograron 2,15 millones de barriles por día. Asimismo, la producción de gas natural se redujo en un 13,6%, al situarse en 4.205 millones de pies cúbicos diarios. La deuda financiera total se incrementó un 2,8% comparada con el mismo periodo del año anterior y, en diciembre de 2017, se ubicó en 103.000 millones de dólares. Para 2018, la inversión estimada de la empresa es de 11.100 millones de dólares.

El beneficio bruto se ubicó en 12.478 millones de dólares después de deducir el coste de las ventas, lo que significó un 54,6% menos del registrado en el año precedente, mientras el rendimiento de operación cayó 74,8%, al situarse en 5.414 millones de dólares. La petrolera precisó que el rendimiento antes de impuestos y derechos (ebitda) cayó un 25,7% respecto a 2016, al ubicarse en 2.755 millones de dólares. Asimismo, los pasivos de Pemex, que incluyen deudas a corto y largo plazo, impuestos y derechos, ascienden a 183.261 millones de dólares, un 1,8% más respecto al cierre del pasado año.

A raíz de la reforma energética, que abrió el sector al capital privado después casi ocho décadas de monopolio estatal, Pemex está inmersa en un proceso de transformación que incluye una reestructuración interna y la alianza con firmas privadas. La empresa pública anunció en 2016 un recorte presupuestario de 5.400 millones de euros, afectando especialmente a sus proyectos de exploración y producción. Así, los datos de 2017 suponen un retroceso para el saneamiento de Pemex cuando en 2016 había logrado reducir sus pérdidas un 58,5%, unos resultados significativamente más positivos que los del 2015, cuando Pemex registró una pérdida neta de 30.315 millones de dólares.

El grupo energético francés EDF ganó un 11,3% más en 2017, hasta los 3.173 millones de euros

/0 Comentarios/en /por

Europa Press.- El grupo energético Electricité de France (EDF), participado en un 83,5% por el Estado según datos a 31 de diciembre del año pasado, contabilizó un beneficio neto de 3.173 millones de euros al cierre del ejercicio fiscal 2017, lo que representa un incremento del 11,3% respecto a las ganancias logradas un año antes.

Según indicó la compañía, la cifra de negocio disminuyó un 2,2%, hasta situarse en 69.632 millones de euros. El resultado bruto de explotación (Ebitda) se redujo un 16%, hasta 13.742 millones de euros. Por su parte, la deuda financiera neta de la eléctrica francesa concluyó el ejercicio 2017 en 33.000 millones y la relación deuda/Ebitda se situó en 2,4 veces. «En línea con nuestras previsiones, los resultados de 2017 demuestran la solidez de EDF, una vez más rentable, en un contexto de mercado complicado», indicó el presidente y consejero delegado de la compañía, Jean-Bernard Lévy.

Para el 2018, EDF confirmó sus previsiones, de manera que prevé que el Ebitda se sitúe en un rango de entre 14.600 millones y 15.300 millones de euros, y que la relación deuda/Ebitda se sitúe en 2,7 veces. Por último, el consejo de administración propondrá en la junta general de accionistas, que tendrá lugar el próximo 15 de mayo, el pago de un dividendo de 0,46 euros por acción con cargo a las cuentas de 2017, lo que implica una ratio de pay-out del 60%.

La producción petrolera de Venezuela baja de los 2 millones de barriles diarios y marca su mínimo en 3 décadas

/0 Comentarios/en , /por

Europa Press.- La producción de petróleo en Venezuela durante octubre fue inferior a los 2 millones de barriles diarios, el nivel más bajo en 3 décadas, según los datos que el Gobierno de Nicolás Maduro ha entregado a la Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP). En octubre la producción petrolera de Venezuela se sitúo en 1,955 millones de barriles diarios, siendo la primera vez que cae por debajo de los 2 millones de barriles desde 1989, según el Ministerio de Petróleo.

Dependencia de ingresos del petróleo

En septiembre, este índice superó por poco dicho umbral con 2,085 millones de barriles diarios. En 2016, la nación caribeña logró mantener el tipo, con una producción media de 2,373 millones de barriles diarios. El petróleo es la principal fuente de ingresos de Venezuela pero en los últimos años ha disminuido su rendimiento debido a unas instalaciones obsoletas y a la caída del precio del crudo en el mercado internacional. «Se necesitarían precios del crudo aún más altos para que PDVSA, la petrolera estatal, vuelva a pararse sobre sus pies», comentó Francisco Monaldi, experto venezolano.

Un acusado de practicar sobornos para obtener contratos de la petrolera venezolana PDVSA se declara culpable en Estados Unidos

/0 Comentarios/en /por

EFE.- Un copropietario de varias compañías de energía con sede en Florida (Estados Unidos) se declaró culpable de cargos de soborno por su plan para obtener contratos corruptos de la petrolera estatal de Venezuela (PDVSA), según anunció el Departamento de Justicia estadounidense.

«Fernando Ardila Rueda, de 49 años, de Miami, se declaró culpable en un tribunal federal en Houston de un cargo de conspiración para violar la Ley de Prácticas Corruptas en el Extranjero (FCPA) y otro por violar de hecho dicha ley”, apunta dicho departamento, que expone que Ardila conspiró con los empresarios estadounidenses Abraham Jose Shiera Bastidas y Roberto Enrique Rincón Fernández para pagar sobornos y enseres de valor a los analistas de compras de PDVSA. Los sobornos fueron pagados para asegurar que las compañías de Shiera y Rincón fueran colocadas en paneles de licitación de PDVSA y para obtener negocios con la petrolera venezolana.

De 2008 a 2014, mientras era director de ventas, gerente y copropietario de varias de las compañías de Shiera, Ardila proporcionó entretenimiento y ofreció sobornos a funcionarios de PDVSA basándose en un porcentaje del valor de los contratos que éstos ayudaron a otorgar a las compañías de Shiera. Con Ardila entre ellas, un total de 10 personas se declararon culpables y están pendientes de sentencia como parte de una investigación más amplia y en curso del Gobierno de Estados Unidos sobre los sobornos a PDVSA.

Pemex avanza en su plan de alianzas y explotará dos campos con la alemana DEA Deutsche y la egipcia Cheiron

/0 Comentarios/en /por

EFE.- Petróleos Mexicanos (Pemex) encontró dos aliados para explotar dos campos maduros terrestres, en un concurso en el que si bien quedó desierto un tercer bloque, en aguas someras, fue celebrado desde la empresa estatal, inmersa en un plan de modernización.

«Es un resultado favorable para Pemex, que recibe un pago en efectivo de más de 500 millones de dólares, y para el Estado mexicano, que recibe además de las regalías máximas, un pago al fondo del petróleo de cerca de 30 millones de dólares», destacó el titular de la petrolera, José Antonio González. De este modo se celebraron tres concursos para que Pemex encontrara socio para explorar y extraer hidrocarburos mediante un farm out, una asociación estratégica entre una empresa que tiene los derechos de explotación y producción y que migra estos a otra firma.

El primero de ellos quedó desierto al no haber interesados en el bloque Ayín-Batsil, con una modalidad de contrato de producción compartida. La falta de interés en esta zona, la más grande por extensión y por millones de barriles de petróleo crudo equivalente con 350 en reservas 3P (probadas, probables, posibles), hizo temer un fracaso en las licitaciones. González explicó que este campo es «complicado», pues pese a estar formalmente en aguas someras, se encuentra algo más profundo, lo que aumenta los costes y la tecnología. De haberse adjudicado, las estimaciones apuntaban a que la producción inicial daría en 2020 un máximo de 80.000 barriles diarios para los siguientes años.

El segundo concurso correspondió al área Cárdenas-Mora, un campo maduro terrestre licitado bajo el contrato de licencia de asociación con Pemex. Dos grupos ofertaron y finalmente ganó la egipcia Cheiron, perteneciente a Pico International Petroleum y fundada en 1989, tras presentar la mejor propuesta con un valor de regalía adicional del 13%, el máximo, y un pago en efectivo de 41,5 millones de dólares. González puntualizó que ello implica un pago inicial a Pemex de 167 millones de dólares y supondrá una inversión, a dividir entre las partes de la asociación, de 1.100 millones de dólares. En su etapa más alta, el campo producirá entre 13.000 y 14.000 barriles diarios.

En este concurso hubo dos interesados, la egipcia Cheiron Holdings Limited, que competía individualmente, y Gran Tierra Energy (Canadá) en consorcio con Sierra Blanca P&D (México), que quedó en segundo lugar.  Al tratarse de un licitante individual, el operador designado contará con una participación del 50% en la explotación del área Cárdenas-Mora. Los campos Cárdenas y Mora, que suman 168 kilómetros cuadrados, cuentan en su conjunto con reservas 3P (probadas, probables y posibles) de 93,2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. La producción actual de estos campos es de aceite ligero con gas asociado.

Finalmente, en un concurso muy reñido con cuatro interesados, la empresa alemana DEA se adjudicó el bloque Ogarrio, un campo maduro terrestre ubicado, al igual que Cárdenas-Mora, en Tabasco. DEA Deutsche Erdoel AG, fundada en 1899 en Hamburgo, tiene como principales unidades de negocio la exploración y producción de hidrocarburos con operaciones en Europa, Norte de África, Sudamérica, Caribe y Mar Caspio. Además, ya tenía intereses en México, pues suscribió un contrato derivado de la primera licitación de la Ronda 2, que forma parte de la reforma energética de 2013.

DEA ganó la licitación tras presentar una oferta con un valor de regalía adicional del 13%, el máximo, y un pago en efectivo de 213,9 millones de dólares. Así, la aportación total de DEA será de casi 400 millones de dólares, y la explotación del campo implicará una inversión de unos 490 millones de dólares, llegando a producir unos 15.000 barriles diarios, señaló el director de Pemex, que subrayó que «es un buen resultado, el mayor pago en efectivo de todas las rondas petroleras. Es un buen día para Pemex».

El campo Ogarrio tiene reservas 3P de 54 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Tiene un área de 160 kilómetros cuadrados, y de él se extrae principalmente aceite ligero y gas asociado. Este concurso fue el que despertó mayor interés de los inversores; dos compitieron de manera individual y los dos restantes en consorcio. Las interesadas fueron la chilena Ogarrio; la estadounidense California Resources Corporation, en consorcio con la mexicana PetroBal; la alemana DEA, y el grupo conformado por la argentina Tecpetrol International y la mexicana Galem Energy. Al tratarse de un licitante individual, el operador contará con una participación del 50% en Ogarrio, bajo un contrato de licencia.

A su vez, el comisionado presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Juan Carlos Zepeda, explicó que en estos dos campos licitados los costes de producción son «significativamente bajos», de 11 dólares por barril en Ogarrio y 16 en Cárdenas-Mora. La Secretaría de Hacienda detalló que en estos contratos de licencia, si se toman en cuenta todos los elementos fiscales, la participación total del sector público en las ganancias será del 84% en promedio.

Pemex está inmersa en un proceso de cambios y proyectos dentro de la reforma energética, una era marcada por las alianzas, la modernización y la austeridad presupuestaria. En marzo, Pemex formalizó su primer farm out con la australiana BHP Billiton para explotar el campo Trión, en aguas profundas del Golfo de México, que fue otorgado a la estatal en 2014 en el marco de la Ronda Cero de la reforma energética de 2013, que abrió el sector al capital privado tras más de siete décadas de monopolio estatal. Además, la petrolera mexicana celebrará en enero de 2018 un concurso para elegir su socio en el área Nobilis-Maximino, en aguas profundas.

Junto con la estadounidense Chevron y la japonesa Inpex, Pemex firmó en febrero un contrato de licencia para la exploración y extracción de hidrocarburos en aguas profundas, en la que supuso la primera alianza de la estatal tras ganar un concurso en una ronda petrolera. En este escenario, y pese a presiones como los precios del petróleo, que no remontan, Pemex ratificó que sigue con su apuesta de futuro. «Yo todos los días quiero ir más rápido, pero solo se puede ir a la velocidad para hacerlo responsablemente bien. En 2018 va a haber una aceleración en el proceso de los alianzas«, concluyó su director.

La nuclear de Belleville sur Loire es sometida a una “vigilancia reforzada” por el regulador francés por una “seguridad deficiente”

/0 Comentarios/en /por

EFE.- La Autoridad de la Seguridad Nuclear de Francia (ASN) anunció que situó en «vigilancia reforzada» la central nuclear de Belleville sur Loire, en el centro del país, por el «deterioro del nivel de seguridad» y porque su operador EDF no ha aportado «mejoras notables«. La ASN explicó que esa vigilancia se traducirá en «controles suplementarios» y en una supervisión de la aplicación de los «ajustes necesarios en materia de organización».

No habrá un parón, ni siquiera parcial, de la producción en Belleville sur Loire, que supone alrededor del 5% de la electricidad en Francia. La autoridad señaló que el pasado año constató un aumento del número de «acontecimientos significativos» en las instalaciones (en concreto 8 con el nivel 1). También fallos de EDF en «la identificación y el análisis de las consecuencias de anomalías que afectaban a ciertos equipos importantes para la seguridad». Por último, se quejó de un empeoramiento en «la calidad de las respuestas» del operador de la central, con «una reactividad insuficiente».

Durante una inspección en profundidad de la ASN en abril quedaron en evidencia las «carencias» en la organización de la compañía eléctrica para la vigilancia y el mantenimiento de las instalaciones. Como consecuencia de todo ello, el director de la central fue convocado recientemente para pedirle que presente un plan de acción. La ASN tiene previsto realizar una nueva inspección el año próximo para verificar que se han puesto en marcha los dispositivos necesarios para corregir la situación. Fuentes de EDF se defendieron de las alegaciones de la autoridad de supervisión afirmando que han puesto en marcha mecanismos «para evitar los errores humanos, con formaciones suplementarias y una presencia reforzada de directores sobre el terreno».

La británica BP y la argentina Bridas pretenden crear la mayor petrolera privada de Argentina con Pan American Energy Group

/0 Comentarios/en , , , , , , , /por

EFE.- La británica BP y la argentina Bridas anunciaron un acuerdo empresarial con el que buscan crear la principal petrolera privada de Argentina, según indicaron fuentes empresariales. En concreto, ambas empresas, que trabajan juntas en el país austral desde hace décadas, señalaron que el acuerdo consolida sus participaciones en Pan American Energy y Axion Energy en una empresa integrada de energía.

La nueva compañía se denominará Pan American Energy Group. Según explicaron las fuentes, «permitirá complementar las fortalezas, conocimientos y vocación inversora de ambos socios para consolidarse como un operador con escala mundial». Los accionistas serán Bridas Corporation y BP, con el 50% de participación cada una. La implementación del acuerdo, que estará sujeta al cumplimiento de ciertas condiciones, está prevista para principios de 2018. Una vez se haya hecho efectivo, PAEG se convertirá, según indicaron, en «el principal productor, empleador e inversor privado del sector petrolero en Argentina», por detrás de la petrolera estatal YPF.

Pan American Energy señaló que actualmente, junto a Axion, genera empleo directo e indirecto para 23.000 personas, y que entre 2001 y 2016 ambas compañías han invertido más de 15.000 millones de dólares (unos 12.500 millones de euros) en Argentina. La compañía resultante se entregará al desarrollo de reservorios onshore y offshore en el país y la región, y continuará con la ampliación y modernización de la refinería en Campana, en la provincia de Buenos Aires, con una inversión prevista de 1.500 millones de dólares (unos 1.250 millones de euros).

«Es el proyecto más importante que se haya encarado en el sector de refinación en los últimos 30 años de Argentina. En las estaciones de servicio se avanzará con la identificación de la marca Axion, que ya está presente en más de 300 de las 751 bocas de suministro que tiene la compañía en Argentina, Uruguay y Paraguay», añadió Pan American Energy. Su director ejecutivo, Marcos Bulgheroni, agregó que esta integración ratifica el compromiso con «la inversión, el empleo y el desarrollo eficiente de los recursos» que la región necesita.

«Esta nueva empresa integrada podrá capitalizar las oportunidades de crecimiento y desarrollo en Argentina, Uruguay, Paraguay y México», señaló por su parte Bob Dudley, de BP. En 1997, de la fusión de las actividades de upstream que desarrollaban Bridas y Amoco (BP) en Argentina y Bolivia nació Pan American Energy, compañía de exploración y producción de hidrocarburos. En 2010, la china CNOOC se incorporó a Bridas con el 50% de participación y dos años después, el grupo argentino adquirió los activos de ExxonMobil en Argentina, Uruguay y Paraguay, lo que dio lugar a Axion Energy.

La petrolera brasileña Petrobras pone a la venta el 90% de su participación en la Transportadora Associada de Gás

/0 Comentarios/en /por

EFE.- La estatal petrolera Petrobras puso a la venta el 90% de su participación en la subsidiaria Transportadora Associada de Gás en el marco de su programa desinversor para reducir su tamaño. La empresa a la venta opera en el sector del transporte de gas natural y tiene autorizaciones a largo plazo para «administrar un sistema de gasoductos de cerca de 4.500 kilómetros de extensión», señaló Petrobras.

Los gasoductos están localizados en su mayoría en las regiones norte y nordeste de Brasil y cuentan con una capacidad para transportar 74,7 millones de metros cúbicos diarios. La estatal lleva a cabo desde 2015 un ambicioso programa de desinversión con el objetivo de terminar de salir de la grave crisis económica en la que estuvo inmersa por el colosal escándalo de corrupción destapado en su seno. A través de ese plan de venta de activos, Petrobras pretende una reestructuración para reducir su tamaño y adecuarse a una coyuntura negativa provocada por la caída de los precios internacionales del crudo.

Para el periodo 2017-2018, la estatal espera vender activos por valor de 21.000 millones de dólares, que se sumarán a los 13.600 millones de dólares obtenidos en el bienio inmediatamente anterior. Petrobras obtuvo un beneficio neto de 1.500 millones de dólares en el primer semestre de este año, revirtiendo así las pérdidas por 280 millones de dólares que sufrió en el mismo período de 2016.

La italiana Enel comienza a construir su primer parque eólico en Perú, el más grande del país con 132 MW

/0 Comentarios/en , /por

EFE.- El grupo energético italiano Enel ha comenzado a construir su primer parque eólico en Perú, una instalación que tendrá una capacidad total de 132 megavatios (MW) y que, una vez completada, será la más grande del país. Enel explicó que la operación se llevará a cabo de la mano de su filial Enel Green Power Perú (EGPP) y que requerirá de una inversión de cerca de 139 millones de euros.

Wayra I1, nombre que recibirá la planta eólica, estará situada en el distrito de Marcona, en la región de Ica, y entrará en funcionamiento previsiblemente en la primera mitad del 2018. La nueva planta eólica, que contará con 42 turbinas eólicas de más de 3 MW cada una, venderá la energía generada en el marco de un contrato de 20 años firmado con el Ministerio de la Energía de Perú.

Podrá generar cerca de 600 gigavatios hora (GWh) al año, cantidad suficiente para cubrir las necesidades de consumo anual de más de 480.000 hogares peruanos, y evitará la emisión a la atmósfera de unas 288.000 toneladas de dióxido de carbono (CO2) al año. Finalmente, Enel subrayó que, con un total de 326 MW de energía eólica, solar e hidroeléctrica adjudicada en el país, su filial EGPP se convertirá en el principal operador en el sector de las renovables en Perú para 2018 y la única con 3 tecnologías renovables diversas.