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La compañía británica Sound Energy firma un acuerdo de exploración de gas por 8 años en el este de Marruecos

EFE.- La empresa británica de hidrocarburos Sound Energy anunció que ha firmado un nuevo acuerdo petrolero de 8 años de duración con Marruecos para explorar en 2 concesiones en la región oriental del país magrebí. La compañía británica señaló que este acuerdo cubre los campos de Tendrara y Matarka, de una superficie total de 14.500 kilómetros cuadrados, y comprenden 4 pozos.

El convenio entre Sound Energy y la Oficina Marroquí de Hidrocarburos y Minas (ONHYM,regulador estatal para las operaciones petroleras) entrará en vigor tras su aprobación por los Ministerios marroquíes de Energía, y Economía y Finanzas, y durará hasta 2026. Este nuevo acuerdo, denominado The Greater Tendrara Petroleum Agreement, unirá las áreas cubiertas por el acuerdo ya concluido en abril de 2013 para el yacimiento de Tendrara y el permiso de reconocimiento para el de Matarka, rubricado en 2017. «Esperamos con interés la aprobación de nuestra concesión de producción y el inicio de nuestro programa de exploración en el futuro cercano», afirmó el director general de Sound Energy, James Parsons.

Una vez que el contrato entre en vigor, Sound Energy controlará un 47,5% de la explotación, mientras que el 52,5% restante se repartirá entre la estadounidense Schlumberger (27,5%) y ONHYM (25%). La compañía británica anunció en julio que su operación de exploración en el este de Marruecos reveló grandes cantidades de gas estimadas en alrededor de 20 y 34 billones de pies cúbicos. Pese a las numerosas concesiones de exploración de gas y petróleo otorgadas por Marruecos en los últimos años, ninguna de ellas ha arrojado todavía resultados positivos en forma de gas o petróleo de calidad, y por el momento el país importa la totalidad de hidrocarburos que consume.

La italiana ENI aumentará su inversión en Argelia en los próximos 3 años para producir petróleo de esquisto con Sonatrach

EFE.- La petrolera italiana ENI proyecta aumentar su inversión en Argelia en los próximos 3 años, según reveló en Orán su consejero delegado, Claudio Descalzi. En su intervención durante un foro organizado por la empresa estatal argelina de hidrocarburos Sonatrach, el directivo italiano contó, asimismo, que ENI pretende incorporarse a la explotación de petróleo de esquisto.

«Nos hemos comprometido en múltiples operaciones de asociación e inversión con Sonatrach, especialmente en la exploración de gas y petróleo en las capas profundas», indicó Descalzi tras firmar 3 acuerdos de asociación y de inversión con la empresa argelina. Descalzi confirmó que su grupo invirtió 600 millones de euros en 2017, principalmente en equipos de soporte técnico y tecnológico que permiten una exploración más rentable y precisa de los yacimientos.

La actual colaboración ha llevado a Sonatrach y a ENI a alcanzar una cota de explotación conjunta de 5.000 barriles diarios de crudo, cifra que ambas compañías pretenden multiplicar hasta los 100.000 en los años venideros. El objetivo es aumentar en los próximos dos años la producción en el yacimiento de Berkine, en la región central de Uargla, donde ENI trabaja junto al grupo Sonatrach-Alnaft.

Además del sector de los hidrocarburos, en el que «Argelia tiene aun un gran potencial» según ENI, la compañía italiana pretende también reforzar su colaboración e inversión en las energías renovables, un sector incipiente en el que el país norteafricano tiene un gran interés. «Esta nueva colaboración permitirá a ENI dar un nuevo paso importante en un país clave como Argelia y consolidar nuestra alianza estratégica con Sonatrach», concluyó Descalzi.

Aproximadamente 1.500 profesionales de 27 países participaron en las XI jornadas científicas y técnicas que Sonatrach celebró en Orán, segunda ciudad del país. Bajo el lema innovación y colaboración en un contexto mundial de transición energética, especialistas procedentes de España, Estados Unidos, Rusia, Arabia Saudí y otros analizaron los retos del sector y buscaron soluciones de futuro. Entre los asistentes destacó la presencia del director general de Cepsa, Pedro Miró.

La producción de petróleo y gas natural en el Mar del Norte aumentará un 5% en 2018

EFE.- La producción de petróleo y gas natural en el Mar del Norte crecerá un 5% en 2018, aunque los bajos niveles de perforación indican que las perspectivas para los próximos años son «mucho más inciertas«, según un informe publicado por la asociación comercial británica Oil&Gas UK. Este estudio reveló que la producción de hidrocarburos, que tiene lugar en las aguas que bañan el noreste del Reino Unido, puede llegar en 2018 a entre los 620 y los 640 millones de barriles de petróleo.

El aumento de los precios del petróleo supuso que los ingresos del sector aumentaran entre los 16.000 millones y 21.000 millones de libras (entre los 18.000 y 23.000 millones de euros) en 2017, de modo que fue el primer año, desde 2013, en que la plataforma generó suficientes ingresos por las ventas para cubrir los gastos. El informe mostró una «seria preocupación» por la falta de actividad perforadora en el Mar del Norte, ya que desde 2017 solo se han desarrollado 94 nuevos pozos, el número más bajo desde 1973.

Perspectiva de producción desde 2019

«La perforación se ha reducido en aproximadamente un 45% en solo 2 años, lo que es una tendencia particularmente preocupante para la salud futura de la explotación», advirtió el documento. Añadió que las perspectivas de producción «son mucho más inciertas a partir de 2019», puesto que «la falta de nuevos proyectos y el bajo nivel de perforación» indican que «es probable» que la actividad disminuya «durante la década de 2020″.

El texto hizo hincapié además que las perspectivas del sector «dependen en gran medida» de que se ponga en marcha la producción en nuevos campos y «continúe la gestión eficiente de la producción en los activos existentes». En 2017, las explotaciones del Mar del Norte produjeron el equivalente a 598 millones de barriles de petróleo, la misma cantidad que en 2016, ya que, pese que se había previsto un ligero aumento de la producción, el cierre temporal del oleoducto de Forties ralentizó la actividad notablemente.

Cepsa gana 743 millones de euros en 2017, un 23% más, por el encarecimiento del crudo

EFE.– La petrolera española Cepsa obtuvo el año pasado un beneficio neto de 743 millones de euros, un 23% más que en 2016, gracias a la recuperación del precio del petróleo, el buen comportamiento de los márgenes de la actividad de refino y los programas de mejora de la eficiencia. Si se eliminan los elementos no recurrentes y la variación de inventarios se calcula a coste de reposición, logró un beneficio neto ajustado de 884 millones de euros, un 60% más que en el 2016.

Según la compañía, la recuperación del precio del petróleo, con un incremento del precio del crudo Brent del 22% respecto al año anterior; el buen comportamiento de los márgenes de la actividad de refino durante todo el año y los programas de mejora de la eficiencia implementados en los últimos años, han sido los factores determinantes del nivel de resultados alcanzados. La cifra de negocios ascendió a 20.817 millones de euros, un 16% más que en 2016, mientras que el resultado bruto de explotación (ebitda) se incrementó un 18%, hasta los 1.874 millones de euros.

El área de Exploración y Producción tuvo un destacado incremento y logró un beneficio de 145 millones de euros, doce veces más que en 2016, gracias a los mayores precios de los crudos comercializados y a los programas de eficiencia y reducción de costes. La producción de crudo ascendió a 92,1 millones de barriles/día y las ventas a un total de 13,5 millones de barriles en el periodo. En el área de Refino y Comercialización, el beneficio aumentó un 39%, hasta 597 millones. Durante el año se destilaron 154,7 millones de barriles de crudo, algo menos que en 2016, en que se destilaron 158 millones.

El área petroquímica obtuvo un beneficio de 111 millones de euros, similar al que tuvo en 2016 en que ascendió a 110 millones, con unas ventas totales de 2,9 millones de toneladas en sus tres líneas de negocio: LAB (materia prima para la fabricación de detergentes biodegradables), fenol/acetona (materias primas para plásticos) y disolventes. Durante 2017, Cepsa, que destinó a este negocio inversiones por importe de 116 millones de euros, puso en marcha una planta en Dumai (Indonesia) y amplió su planta química en Brasil.

Por último, Gas y Electricidad logró un beneficio de 65,5 millones de euros, un 34% más que en 2016. Las ventas de gas ascendieron a 27.972 gigavatios hora (GWh), ligeramente por debajo de las del año anterior, y la producción de electricidad aumentó un 31% con respecto a 2016, alcanzando los 2.809 GWh. Cepsa destinó 21 millones de euros a inversiones en las plantas de cogeneración y al inicio de la construcción de su primer parque eólico, situado en Jerez de la Frontera (Cádiz). Cepsa realizó en 2017 inversiones por 888 millones de euros y su deuda neta se redujo un 18%, hasta cerrar el año en 1.722 millones, con un ratio deuda/ebitda de 0,92.

Repsol prevé mejorar la generación de caja en 300 millones de dólares avanzando en la digitalización e innovación tecnológica

EFE.- La petrolera Repsol se encuentra inmersa en un proceso de digitalización e innovación tecnológica con el que pretende sumar, a corto plazo, 300 millones de dólares de tesorería neta (free cashflow), según explicó su director general de Exploración y Producción, Luis Cabra. Así, Repsol apuesta por las herramientas digitales y la flexibilidad en los márgenes de producción gracias a la eficiencia.

«Estas herramientas, que se pueden obtener a un relativo bajo coste, nos permiten capturar información, almacenarla y transmitirla con una facilidad que nada tiene que ver con años anteriores», explicó Cabra. Asimismo, valoró la mejora en la eficiencia gracias a conceptos como los macrodatos, el avance en los sensores de transmisión y la inteligencia artificial «capaz de emular el cerebro humano para sacar conclusiones de forma sofisticada» con la información.

En este sentido, Repsol alcanzó un acuerdo en el 2014 con el gigante tecnológico IBM para colaborar en innovación e investigación científica que optimice la producción y explotación de nuevos yacimientos de petróleo. Englobado en el proyecto Watson de IBM, esta sinergia fue «pionera en el sector de la energía» y permitió a Repsol desarrollar aplicaciones como Pegasus, primer desarrollo tecnológico que aplica el conocimiento cognitivo a la exploración y producción de petróleo y gas.

Respecto a la cuestión medioambiental, Cabra apuntó que «es una falacia» que seguridad y responsabilidad climática aumenten los costes de producción de las empresas, ya que el desarrollo en innovación mejora la eficiencia de la exploración. «La seguridad y la protección ambiental es básica en el negocio, la sociedad nos dejará operar en el sentido en el que nuestra actividad se haga de forma segura y que el medio ambiente está protegido al 100%», concluyó.

La petrolera española Repsol presenta una oferta en Grecia junto a Hellenic Petroleum (HELPE) para explorar en el mar Jónico

EFE.- Al tiempo que el Consejo de Gas Natural Fenosa ha nombrado a Guillermo Llopis e Íñigo Alonso de Noriega como nuevos consejeros dominicales a propuesta de Repsol en sustitución de Josu Jon Imaz y Miguel Martínez, la multinacional está apostando por hacerse con buena parte de la explotación energética en Grecia y, tras asegurarse derechos de exploración en la plataforma continental, ahora solicita permisos para hacerlo en el mar Jónico.

Repsol presentó una oferta junto a Hellenic Petroleum (HELPE) para explorar en un bloque situado en el mar Jónico, a través de un consorcio en el que ambas compañías participan a partes iguales, si bien será la española la que dirigirá el proyecto, según indicó la empresa helena. El Ministerio griego de Energía indicó que la solicitud, con la que se ha cerrado el proceso de licitaciones, será analizada en breve por la empresa encargada de gestionar los hidrocarburos (HHRM). La licitación final quedará en manos del Gobierno y el Parlamento deberá aprobar el contrato.

HELPE presentó además una oferta junto con la estadounidense ExxonMobil y la francesa Total para explorar en aguas situadas al suroeste y al oeste de la isla de Creta. En este sentido, el ministro de Energía, Yorgos Stathakis, afirmó que el interés de estas multinacionales constituye «un voto de confianza» en las perspectivas de la economía griega y en el papel de Grecia «como un factor de estabilidad en el sureste del Mediterráneo». No hay datos precisos sobre el volumen de gas y petróleo que puede haber en el Jónico.

En el caso de resultar adjudicatario, Repsol ampliaría así su presencia en Grecia, pues el año pasado obtuvo la autorización para explorar y explotar yacimientos de hidrocarburos en la región de Etolia-Acarnania y en Ioánina en consorcio con la compañía helena Energean Oil and Gas. Repsol participa en este consorcio con un 60% y también es la encargada de llevar a cabo las exploraciones en ambas zonas, que cubren un área de 8.547 kilómetros cuadrados.

Consejo de Gas Natural Fenosa

Respecto a los nombramientos de Guillermo Llopis e Íñigo Alonso de Noriega en el consejo de Gas Natural Fenosa, está previsto que, una vez se complete el traspaso de Repsol al fondo CVC del 20,072% del capital de la gasista, estos dos consejeros y el tercer miembro de Repsol (Luis Suárez de Lezo) en el máximo órgano de gobierno sean sustituidos por las tres personas que designe el nuevo accionista.

Gas Natural Fenosa ha indicado que los nuevos consejeros fueron nombrados por el sistema de cooptación y que tendrán la consideración de consejeros dominicales a propuesta de Repsol. El Consejo decidió además nombrar a Íñigo Alonso de Noriega miembro de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones y a Guillermo Llopis miembro de la Comisión Ejecutiva y de la Comisión de Auditoría. También formarán parte de esta Comisión Ejecutiva Luis Suárez de Lezo y Alejandro García-Bragado.

La compañía italiana ENI explorará en aguas de Rabat (Marruecos) en busca de petróleo por primera vez

EFE.- La compañía italiana ENI va a iniciar una operación de exploración en busca de petróleo en aguas de Rabat (Marruecos), donde nunca antes se ha explorado, según revela el diario Le Matin, que prevé esta operación esta semana próxima. Las operaciones tendrán lugar a unos 30 kilómetros de la costa atlántica, a la altura de Rabat, en el bloque llamado Rabat Deep Offshore, participado por ENI (40%), Woodside Energy (20%) y la Oficina Nacional de Hidrocarburos (ONHYM, 25%).

Para los trabajos de perforación, ENI va a necesitar traer desde Chipre el barco Saipem 12000, con pabellón de las Bahamas y una longitud de 28 metros, del que se espera llegue a la zona de exploración el 9 de marzo próximo. Según el diario, la decisión de exploración se ha tomado tras un estudio de viabilidad realizado por un gabinete estadounidense especializado y que ha concluido que existe en la zona un potencial bruto de 768.000 millones de barriles.

Aunque no había habido exploraciones a la altura de Rabat, sí que hay permisos expedidos en las aguas vecinas, concretamente en Kenitra y Mohamedia. Son numerosas las compañías que exploran en aguas marroquíes y también dentro del territorio buscando hidrocarburos, hasta ahora sin éxito, lo que obliga a Marruecos a una dependencia total del mercado exterior para su aprovisionamiento y le ha llevado a desarrollar en los últimos años ambiciosos planes en las energías renovables.

La francesa Total estudiará el potencial petrolífero de las costas de Guinea-Conakry

EFE.- La multinacional francesa Total anunció la firma de un acuerdo con la Oficina Nacional del Petróleo de Guinea (ONAP) para estudiar el potencial en aguas profundas y muy profundas de las costas de Guinea-Conakry, en un espacio de 55.000 kilómetros cuadrados. Total dispondrá de un año para «efectuar la evaluación del potencial» de la cuenca de esa antigua colonia francesa del África occidental.

Al término de este periodo, Total tendrá la posibilidad de seleccionar 3 permisos con la meta de iniciar un programa de exploración. «Total continúa con su estrategia de explotación de las zonas de las cuencas con aguas profundas con potencial«, manifestó el director de Exploración de Total, Kevin McLachlan, que recordó que este acuerdo permite a la compañía «aplicar su experiencia» en el dominio de la exploración en Mauritania y Senegal, también del África occidental.

El regulador ambiental de Brasil rechaza un estudio de la compañía francesa Total para hacer exploraciones petrolíferas en el Amazonas

Europa Press.- El Instituto de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Ibama) del Ministerio de Medioambiente brasileño rechazó el estudio medioambiental presentado por la petrolera francesa Total para llevar a cabo exploraciones de crudo en la Cuenca Foz de Amazonas, y subrayó la necesidad de aportar más información ya que lo aportado hasta ahora es «insuficiente». En este sentido, la presidenta del Ibama, Suely Araújo, explicó que algunas cuestiones, como el modelo de dispersión de hidrocarburos, reflejan dudas respecto al posible impacto medioambiental.

También destacó la importancia de mantener conversaciones respecto a riesgos potenciales con la Guayana Francesa, Surinam, Venezuela o los archipiélagos caribeños, respecto a las perforaciones. Por último, Araújo señaló que, después de haber rechazado hasta en tres ocasiones el proceso, si Total «hace caso omiso, una vez más, de los puntos demandados» en el cuadro técnico presentado por el Ministerio, «la licencia será finalmente archivada». La petrolera lleva cuatro años intentando lograr la licencia para realizar exploraciones en el Amazonas, en un área en la que, según expertos consultados por Reuters, podría contener hasta 14.000 millones de barriles de petróleo.

Repsol firma con la rusa Gazprom Neft un acuerdo para reforzar su colaboración en Siberia

Servimedia / EFE.- Los consejeros delegados de Repsol y Gazprom Neft, Josu Jon Imaz y Alexander Dyukov, han firmado un memorando de entendimiento para reforzar su colaboración en la región de Siberia Occidental y explorar inversiones conjuntas en el área próxima a la zona donde Eurotek Yugra, filial de Repsol en Rusia, ya posee licencias de exploración de hidrocarburos. Según Repsol, tras este memorando ambas compañías trabajarán conjuntamente en la búsqueda de nuevas oportunidades exploratorias que permitan incrementar la actividad en Siberia Occidental.

Sin embargo, ambas empresas mantendrán su capacidad de buscar oportunidades individualmente si se descartas la exploración conjunta. Eurotek Yugra, sociedad conjunta participada por Repsol en un 75% y Gazprom Neft en un 25%, posee derechos de exploración sobre 7 bloques en Siberia Occidental, un área de Rusia relativamente poco explorada y que alberga un gran potencial de hidrocarburos. Gazprom Neft posee una opción de incrementar su participación en Eurotek Yugra hasta el 50%. Repsol anunció en 2014 dos descubrimientos en los bloques Karabashsky 1 y 2, cuyos recursos recuperables se estiman en 240 millones de barriles equivalentes de petróleo, según los cálculos del Gobierno ruso.