febrero 27, 2017 | Mundo
(El Comercio) La empresa energética español Repsol enfocará sus inversiones previstas para el 2017 en la exploración y producción (conocido como ‘upstream’) en sus operaciones en América Latina, Norteamérica y el Sudeste Asiático.
Así lo detalló el informe anual publicado por la petrolera. En el documento se explica que el énfasis de sus esfuerzos estará en proyectos de alto valor añadido. Según el medio «Expansión», la apuesta de Repsol se concentrará en proyectos de desarrollo y construcción de instalaciones en Trinidad, Estados Unidos, Brasil, Venezuela, Canadá, Reino Unido, Argelia, Bolivia, Indonesia, Malasia, Vietnam y Perú.
Para nuestro país, el informe de la española señala que en el 2016, dentro del programa de desarrollo y puesta en producción del descubrimiento Sagari en el bloque 57, se finalizaron los pozos de desarrollo Sagari 8D y Sagari 7D. «En 2017 está prevista la finalización de la campaña, con la finalización del pozo Sagari 4X (que fue el pozo descubridor)», anotó.
INVERSIONES
Para el periodo 2016-2017, Repsol tiene programado inversiones por US$5.500 millones, monto menor en más de un 30% respecto a lo previsto el 2015, debido, entre otros factores, «al proceso de optimización y al programa de eficiencia puestos en marcha por la petrolera», agregó la petrolera.
Para América Latina se prevé el inicio de la producción en abril del segundo pozo productor en el campo Lapa (Brasil), así como el inicio de producción en el primer semestre del año de Huacaya-2 (Bolivia), dentro del campo Margarita-Huacaya -operado por Repsol, con una participación del 37,5%.
En Asia, agregó «Expansión», esperan iniciar la producción del bloque del proyecto Bunga Pakma, dentro del proyecto del bloque productivo PM-3 CAA, situado entre Malasia y Vietnam, del que la petrolera es operadora con una participación del 35% a partir de este año tras la extensión de la licencia hasta 2027.
En Vietnam, a mitad de año se decidiría la inversión para el desarrollo y puesta a producción del proyecto gasífero Ca Rong Do, donde cuenta con una participación del 46,75%. A su vez, Repsol estimó «el inicio de la producción de gas a finales de este año en el proyecto Reggane Nord (Argelia), con un objetivo de producción 100% de 8 millones de metros cúbicos de gas diarios», apuntó el portal especializado en economía y negocios.
Cabe señalar que en el 2016 Repsol inició el Programa de Eficiencia, que tras sinergias de la integración con Talisman, ha aportado más de 1.600 millones de euros en 2016. Todo esto permite a Repsol afrontar el año 2017 con mayores retos, apunta la compañía. «En 2017 se espera que el plan continúe creciendo, estimando alcanzar 2.100 millones de euros de ahorros, batiendo las expectativas previstas y anticipando el objetivo establecido para el año 2018», destacaron.
febrero 17, 2017 | Mundo
(Gestión) Si bien los indicadores financieros de Petróleos del Perú (Petroperú) cerraron el 2016 en azul, no fueron mayores a los del periodo anterior, salvo el Ebitda que creció 2,84%
Así, su rentabilidad en el caso de las ventas fue inferior por la menor utilidad neta obtenida, mientras que la rentabilidad económica (ROA) se redujo, impactada por la menor utilidad operativa por el registro de los gastos para atender los siniestros ocurridos en el Oleoducto Nor Peruano (ONP).
También influyó el mayor crecimiento del activo fijo, a raíz de la ejecución del Proyecto de Modernización de la Refinería de Talara (PMRT).
En tanto, su rentabilidad financiera (ROE) fue impactada por la menor utilidad neta obtenida respecto al aumento del patrimonio, afectada por la utilidad del 2016 y el 2015, así como por el ajuste del capital adicional a raíz del retiro de las provisiones para pensiones de jubilación.
Deudas por cobrar
El reporte anual de la empresa estatal indica también que tienen S/ 894,2 millones en deudas por cobrar, siendo el grueso (S/ 633 millones) por el crecimiento de la deuda de los mayoristas (Corporación Primax y Numay) como consecuencia del mayor volumen vendido, a pesar de los menores precios de los combustibles.
Un dato a destacar es que la empresa estatal ha registrado un crecimiento en cuanto a su financiamiento interno. Así, éste pasó de S/ 2,214.1 a S/ 3.307,8, representando una variación de 49%.
En el balance también se detalla que en los créditos bancarios el saldo se incrementó debido a mayores préstamos temporales de corto plazo para el PMRT, además de préstamos en moneda local y extranjera para compras locales e importaciones.
Asimismo, se encuentran registradas cuatro cuotas trimestrales a pagar por la deuda de largo plazo de US$ 500 millones por el PMRT
El avance del PMRT
Sobre el Proyecto Modernización de la Refinería de Talara (PMRT), al mes de diciembre el avance real era de 52% y la empresa Técnicas Reunidas continúa desarrollando actividades en varias áreas.
febrero 15, 2017 | Mundo
(Gestión) El ministro de Energía y Minas, Gonzalo Tamayo, adelantó este martes que en los próximos días se dará a conocer a la opinión pública el futuro de la licitación del Gasoducto Sur Peruano, luego que retornara a manos del Estado.
“Sobre el proyecto falta implementar un conjunto de decisiones a nivel de preinversión, las cuales deben ir acompañadas de otros temas legislativos y en los próximos días tendrán noticias sobre los siguientes pasos”, manifestó a su salida del Congreso de la República.
Cabe recordar que hace algunas semanas el ministro reveló que existen varios inversionistas internacionales interesados en tomar el megaproyecto del gasoducto del sur, el cual regresó a manos del Estado por incumplimiento del concesionario.
Asimismo, Tamayo indicó que en el país varias compañías se han acercado al Ministerio de Energía y Minas (MEM) ha expresar el interés que tienen por este megaproyecto.
Modificarán regalías
Por otro lado, el ministro señaló que su sector impulsará la flexibilización en el pago de las regalías que efectúan las empresas de hidrocarburos para no perder competitividad por los bajos precios internacionales.
“Con los decretos legislativos no se pudo modificar (el pago de las regalías) porque las leyes orgánicas eras inafectas, entonces toca tratarlas a través de medidas legislativas que llegarán al Pleno del Congreso en su momento”, apuntó.
El ministro brindó dichas declaraciones tras su presentación en la Comisión Investigadora Multipartidaria del Congreso sobre los derrames acontecidos en el Oleoducto Norperuano.
febrero 14, 2017 | Mundo
(Gestión) El Gobierno aprobó el contrato por el cual la empresa Geopark asumió el 75% que le cedió Petroperú en el lote 64, ubicado en Loreto.
La compañía asumirá también el 25% de las inversiones que corresponde realizar a la petrolera estatal, a riesgo propio.
El lote Morona contiene el yacimiento Situche Central. La explotación se prevé realizar en etapas. La primera bajo el esquema de producción temprana a fin de acotar los riesgos técnicos y económicos del proyecto.
La segunda etapa implica un desarrollo completo de las reservas.
En una primera fase de producción temprana en dicho lote, que empezaría en el segundo semestre del 2019, se prevé invertir US$150 millones, a fin de alcanzar una producción de 8,000 barriles por día de petróleo liviano.
En una segunda fase, que empezaría en el 2020, y se desarrollaría en los siguientes siete años, se contempla una inversión de US$1,100 millones, con lo que se espera incrementar su producción inicial de 8,000 barriles hasta los 50,000 barriles diarios.
Duplicar producción
Hoy el Perú produce, en promedio, 40,000 barriles diarios. Así, de concretarse el plan de Geopark, ello significaría más que duplicar la actual producción de petróleo a nivel nacional.
El petróleo liviano que producirá el lote 64 puede ser fuente de abastecimiento para las refinerías de Talara e Iquitos.
Se prevé además sinergias con proyectos que explotan crudo pesado en los lotes 192, 67 y 39, asumiendo que el crudo ligero del lote 64 puede ser usado como diluyente del crudo pesado.
Un factor que favoreció el cierre del contrato fue que Geopark ofreció asumir el 100% de los gastos de capital y de producción (incluido el 25% que corresponde a su socio Petroperú) hasta el 21 de diciembre del 2020.
La petrolera espera recuperar la inversión solo con la producción futura. La explotación de Situche Central generaría regalías e impuestos por US$ 1,000 millones a lo largo de la vida del proyecto.
Reservas certificadas
Actualmente el lote 64 tiene dos pozos ya perforados (Situche II y Situche III), donde las firmas Ryder Scott y Gregorian Mac Nottle han certificado la existencia de reservas de crudo liviano cercanas a los 83 millones de barriles.
Ahora Geopark hará nuevas pruebas de pozo, pues se estima que el yacimiento tiene un potencial exploratorio de entre 300 millones y 500 millones de barriles.
Proyecta que la exploración que realizará en los próximos dos años se podrá confirmar si, efectivamente, hay el potencial antes mencionado, con lo cual se convertirían en el lote con la mayor riqueza de hidrocarburos del país.
Solo con las reservas ya certificadas antes citadas (83 millones de barriles), en dicho lote, se puede duplicar la actual producción.
febrero 9, 2017 | Mundo
(El Mercurio) La espera de Reino Unido se terminó: por primera vez recibirá gas natural desde Perú, luego de fallidos intentos por abastecerse desde Estados Unidos.
El lunes, Perú LNG cargó una embarcación a Inglaterra. Según el sitio web Perupetro SA, este es el primer cargamento de los 401 de la planta que sale rumbo a Reino Unido.
El 21 de febrero llegaría el barco a Inglaterra, si mantiene una velocidad promedio de 17 nudos. Este embarque es ya el séptimo que Perú LNG concreta al extranjero en lo que va de este año.
