Se consuma

Repsol vende su negocio de gas natural licuado a Shell por 6.653 millones de dólares

Repsol ha cerrado la venta de su negocio de gas natural licuado a la petrolera Royal Dutch Shell. La compañía española ha ingresado 4.400 millones de dólares y ha reducido su deuda en 2.253 millones adicionales, lo que supone valorar este negocio en 6.653 millones de dólares.

Con esta operación, Repsol logra reducir su endeudamiento sin contar con Gas Natural Fenosa a menos de la mitad, y sólo mantendrá 2.200 millones de deuda neta.

Repsol ha conseguido unas plusvalías de 3.500 millones de dólares y la petrolera estadounidense se hará con las plantas de regasificación de trinidad y Tobago, de Perú y Bahía de Bizkaia Gas, así como los contratos y los buques metaneros.

Con esta decisión, Shell tendrá que estudiar ahora si mantiene la alianza con Gas Natural en Stream LNG, que queda en punto muerto a saber si Shell quiere continuar con este negocio.

La operación estuvo hace dos semanas a punto de cerrarse pero finalmente se ha firmado este martes por la tarde por parte de los presidentes de Repsol, Antonio Brufau, y de Shell.

Acuerdo sobre la planta de Canadá

Desde el principio de la negociación, ambas partes pactaron no incluir la planta de regasificación de Canadá. Esta decisión se debe al escaso interés que genera esta instalación dedicada a la importación de gas a Estados Unidos. Canaport ha supuesto una de las inversiones más erróneas de las realizadas por la petrolera, ya que se diseñó para importar gas al norte de Estados Unidos en un momento en el que este país registró un boom en su producción gracias a la aplicación del shale gas. Ahora, la petrolera ha firmado además un contrato de abastecimiento para los próximos diez años.

Repsol ha sido sesorada por Goldman Sachs. El siguente paso tras cerrar esta venta pasa por concretrar la proporción de canje de sus preferentes, con las que la compañía quiere dar liquidez a sus accionistas y conseguir que se diluyan lo menos posible.

Repsol quiere reducir su deuda para mantener el rating tras la expropiación de YPF. A parte de los activos de GNL, la petrolera ya había materializado la venta de 1.900 millones, donde cabe destacar la venta de activos no estratégicos en Chile por 540 millones de dólares, que deja en caja una plusvalía neta de 170 millones de dólares. La compañía española cedió su filial Repsol Butano Chile a un consorcio de inversores chilenos liderados por el grupo LarrainVial.

Los planes iniciales se centraban en vender activos no estratégicos valorados por 4.500 millones en cinco años, pero los buenos resultados de la venta de los activos de gas han batido cualquier previsión y dan oxígeno a la compañía para afrontar su Plan Estratégico.

La nueva hoja de ruta de la petrolera se centra en el upstream (exploración y producción), en el retorno del downstream (refino y márketing) y en la solidez financiera.

Reunión del consejo

Este miércoles, el consejo de administración de la petrolera también aprobará las cuentas de 2012, que presentarán unos favorables resultados si se cumplen las expectativas del consenso de analistas.

En concreto, según estas estimaciones el resultado neto ascendió a 452 millones de euros en el cuarto trimestre de 2012, un 54,7% más que en el mismo periodo del año anterior.

Por su parte, el resultado de explotación fue de 1.018 millones en los últimos tres meses, frente a los 703 millones del ejercicio precedente, lo que supone un aumento del 44,8%.

Esta favorable evolución sería consecuencia del fortalecimiento del área de refino y márketing, con la ampliación de las plantas de Cartegena y Bilbao, así como por el restablecimiento total de la producción de Libia, tras el parón sufrido por la Primavera Árabe. De hecho,

El balance del grupo también se ha visto favorecido por la presencia de extraordinarios consecuencia de las ventas de activos antes mencionados para reducir deuda y por la fortaleza del dólar.

Fuente: el economista

Tragedia

Fallece un marino holandés de 52 años al caer al mar en el Puerto de Bilbao

Otro tripulante del mismo barco, que estaba atracado, ha tenido que ser rescatado con hipotermia tras tirarse al agua para intentar rescatar a su compañero

Un marinero holandés de 52 años ha muerto esta mañana al filo de las ocho tras caerse de su barco, que está atracado en un muelle de Santurtzi del Puerto de Bilbao. Un compañero suyo, al percatarse de que se había precipitado al agua, no ha dudado en lanzarse al mar para intentar sacarle. Sin embargo, sus esfuerzos han sido en vano. Al final no ha logrado ayudarle y él mismo ha tenido que ser rescatado con síntomas de hipotermia, aunque tras recibir asistencia médica en el lugar ya se encuentra en perfecto estado. El fallecido, que permanecía en el agua, ha sido izado con una grúa hasta la cubierta del barco por la propia tripulación, según fuentes de la Autoridad Portuaria, que ha destacado que "aunque se le ha intentado reanimar, ha sido imposible hacer nada por él", pese a la rápida intervención de sus amigos y de una unidad médica de la institución portuaria.

El 'Argos Borg', el barco donde trabajaba la víctima, es de bandera holandesa y tiene 143 metros de eslora. Se trata de un carguero que transportaba vigas y que llegó ayer a Santurzi procedente de Argelia para hacer escala antes de seguir su travesía hasta Avilés. De momento, no ha podido moverse de la localidad marinera, ya que aún está pendiente el levantamiento del cadáver y la Ertzaintza investiga las circunstancias de la tragedia, cuyas causas se desconocen, si bien ha trascendido que en el momento del suceso no estaban trabajando con su mercancía. De hecho, los agentes están tomando declaración a posibles testigos que esclarezcan por qué razón el marinero holandés ha caído al mar en un día en que ni el oleaje ni el viento parecen haber contribuido a desestabilizarle. 

Fuente: el correo

A tope con los remolcadores

Teekay Boosts Towage Operations in Port Hedland

Teekay Shipping Australia has chartered three more high powered Rotor®Tugs from KOTUG International to boost maritime services for the mining industry in Western Australia's North-West region.

Teekay Shipping Australia has boosted towage operations in the Port of Port Hedland in Western Australia, chartering three more 80+ bollard pull tonne Rotor®Tugs on behalf of BHPB Billiton Minerals.

The 'RT Rotation', 'RT Sensation' and 'RT Inspiration', supplied under contract from KOTUG International, will join three powerful Rotor®Tugs already operating in the Port.

Teekay Shipping currently provides crewing and technical management services to BHPB, which now boasts a fleet of 14 tugs in what the mining sector regards as Australia's busiest port.

Managing Director of Teekay Shipping Australia, David Parmeter, said the new charter was a great vote of confidence in Teekay's operations.

"It demonstrates our ability to work with BHPB Minerals to ensure the Port’s towage operations safely and effectively meet current and projected demand," Mr Parmeter said.

The Port Hedland Port Authority is forecasting an increase in throughput results from 247 million tonnes per annum (mtpa) in 2012, to nearly 500 mtpa by 2017.

Teekay and KOTUG's close working relationship, particularly in Port Hedland, has been further solidified by the establishment of joint venture company KT Maritime Services Australia, created in July 2012.

Mr Parmeter said the partnership was "an opportunity to combine the mutually beneficial strengths within Teekay and KOTUG."

"On one hand Teekay is a proven Australian operator of tankers, bulk carriers, FPSOs, FSOs, tugs and a diverse range of specialised vessels for both commercial and government applications.

"Conversely, KOTUG is a world leader in the tug boat industry and has been consistently recognised and awarded by its peers over the past 25 years. It is widely regarded by the international maritime community as a world class, highly innovative marine towage service provider," he said.

Currently, KT Maritime is actively engaged in working with owners and proponents on a number of Australia's key resource projects.

KOTUG currently owns over 40 tugs located in Australia, the Netherlands, Germany and Africa. Teekay operates a total of 16 tugs in Australia, located in Port Hedland and Hay Point (Queensland).

Fuente: Maritime Execution

Y los nuestros parados...

Los astilleros constructores japoneses buscan expandir su actividad al mercado de las superplataformas flotantes

En medio de una recalentada competencia con Corea del Sur y China, el gobierno japonés, junto con los principales astilleros constructores y empresas de maquinaria pesada está desarrollando grandes plataformas flotantes (“megafloats”) con el propósito de expandir sus negocios en el exterior, utilizando tecnología de avanzada desarrollada en el país.

De acuerdo con la Asociación de Astilleros Constructores de Japón y otras organizaciones relacionadas, la oferta sigue superando a la demanda en el mercado global de construcción de buques de transporte. Existe la posibilidad de que la cartera de órdenes de construcción de los principales astilleros constructores japoneses caiga a cero para finales de 2013.

Después del pico de demanda experimentado en el 2011, la cantidad de nuevas órdenes de construcción cayó dramáticamente, y el país se vio expuesto a una severa competencia de precios con China y Corea del Sur, lo que mantuvo deprimido el valor de venta de buques de carga nuevos.

La industria naval de construcción se ha concentrado más recientemente en ciertos desarrollos marinos como la explotación de petróleo y gas, así como en la construcción de buques de transporte de gas natural licuado y megapetroleros.

Las áreas de explotación de recursos minerales marinos se van desplazando hacia las regiones pelágicas, a medida que se agotan los recursos más costeros. Y como la distancia entre las nuevas explotaciones y las costas se incrementa a cientos de kilómetros, aparecen las grandes plataformas flotantes como una alternativa para la satisfacción de muchas necesidades.

La industria naval japonesa ha llevado a cabo investigaciones sobre el desarrollo de superplataformas flotantes desde 1995. Un ejemplo notable de tal proyecto, es el de la estación de almacenamiento de petróleo Shirashima, instalada en Kitakyushu.

Otra estructura gigante que se había utilizado como parque pesquero flotante en Shizuoka, fue recientemente destinada a servir de punto de almacenamiento del agua contaminada por radiación que se había utilizado para enfriar los reactores dañados y el combustible nuclear de la planta Fukushima 1 de Tokyo Electric Power Co.

Existe también un proyecto asociado con el desarrollo petrolero offshore en Brasil, que podría atraer una inversión de alrededor de 10 billones de yenes, para el 2020.

Otro tema que es materia de planeamiento en la actualidad, es el referido a la minería de los fondos marinos en la zona económica exclusiva de Japón, especialmente en lo referido a los hidratos de metano, considerado un combustible de próxima generación.

Corea del Sur también está liderando en el mercado de plantas offshore equipadas con facilidades para usos de explotaciones minerales. En 2011, Corea tenía el 39% del mercado, mientras que Japón solo participaba con el 1%.

Los astilleros locales tienen esperanzas de recibir apoyo financiero del gobierno, para lanzar una ofensiva en el mercado del desarrollo marítimo, con foco en las superplataformas flotantes.

Fuente: Nuestro Mar

Hay fechas

Repsol sondeará a fines de 2014 y abrirá 20 pozos si halla petróleo

La polémica política y social sobre las previstas prospecciones petrolíferas frente a las costas de Lanzarote y Fuerteventura no alteran los planes de la multinacional Repsol. Así, la compañía tiene previsto iniciar “a finales” de 2014 el primero de los dos sondeos programados, aunque antes deberá obtener la declaración de impacto ambiental favorable a ambas perforaciones, y para ello ya elabora los correspondientes estudios, en colaboración con al Universidad de Las Palmas de Gran Canaria. El segundo sondeo lo realizará en 2015, aunque la fecha depende del resultado del primero.

Así lo han informado a este diario fuentes de la empresa, que echan en falta “un debate sereno y riguroso” sobre este asunto en Canarias, “con argumentos, hechos y cifras reales y no carentes de base científica”. Cada una de estas horadaciones costará 100 millones de euros, y, caso de confirmarse la existencia de petróleo, Repsol abrirá una veintena de pozos, y, si se trata de gas, quince, que estarían a una distancia no inferior a 50 kilómetros de las costas de las islas orientales.

Los sondeos se realizarán con barcos diseñados para este fin (como los que ilustran este reportaje, usado en Brasil) y también serían estas embarcaciones las que extraerían los hidrocarburos, por lo que, según las citadas fuentes, no se instalarán las clásicas plataformas ancladas al fondo marino. El alquiler de estos barcos, conocidos por sus siglas en inglés, FPSO, supone la friolera de medio millón de euros al mes.Y es que la profundidad del mar en la zona supera el kilómetro y la bolsa de crudo que se espera encontrar está a más de 2.500 metros bajo el fondo oceánico. Eso, como objetivo principal, aunque también podría hallarse a 3.500 metros de profundidad.

Cada sondeo tardará unos dos meses en completarse, y, según Repsol, en esta fase no hay riesgo alguno de vertidos, pues no se pretende hacer aflorar el crudo o el gas en esta fase.

Uno de los aspectos que llama la atención en el proyecto es que, caso de hallarse combustible en estado gaseoso, el proyecto prevé una planta de tratamiento en tierra conectada por un gaseoducto con el pozo en alta mar. Al respecto, la compañía aclara que lo ideal en una explotación gasista es abastecer a la población más próxima, en este caso las islas de Lanzarote y Fuerventura para su uso en las plantas desaladoras de agua marina, la generación de electricidad o para “las cocinas”.

Las estimaciones iniciales de Repsol es que los yacimientos junto a Canarias contengan suficiente volumen para extraer entre 100.000 y 150.000 barriles al día de crudo durante 20 años, con lo cual se cubriría una cuota del 10% sobre el total de combustible que se consume en España.

Los sondeos previstos requieren un trabajo previo de geólogos y geofísicos en el Centro de Tecnología con que cuenta la empresa en Mósteles (Madrid) así como en Huston (EE.UU.), y para procesar los datos se utiliza una supercomputadora en Barcelona que realiza complicados algoritmos a mucha velocidad. Las perforaciones se harán con tecnología punta, mediante una broca en forma de antena invertida de entre 30 y 40 centímetros de perímetro. Caso de resultar positivas las prospecciones, los orificios se taponarían hasta la fase de explotación.

A la pregunta de los beneficios que tanto los sondeos como el crudo pueden reportar a Canarias, Repsol explica que contrataría servicios para el apoyo logístico y de astilleros, así como de mantenimiento, lo que podría dejar en empresas radicadas en el Archipiélago el 15% de los 350 millones de inversión durante la fase de investigación de hidrocarburos.

Si se descubre “un gigante”, es decir, una gran bolsa de crudo o gas, la inversión se podría multiplicar por 20, y elevar al 20% el porcentaje para las industrias del Archipiélago. En ese supuesto, la petrolera estima que se podrían crear en Canarias entre 3.000 y 5.000 puestos de trabajo, durante los 20 años que duraría la explotación de los yacimientos, con una inversión anual de 300 millones de euros en todo ese periodo.

Repsol recuerda que Marruecos ya ha lanzado su carrera petrolífera con sondeos en su costa, cuadriculada para tal fin desde la zona próxima a la Península hasta el Sahara Occidental. Los técnicos de la compañía han determinado que, por la evolución geológica de la Tierra, igual que se halló gas y petróleo en una línea que une Brasil y Angola, existe otra con oro negro entre el noroeste de Canadá y Canarias occidental.

Todo este escenario depende, además, de la evolución de los recursos interpuestos por el Gobierno canario ante el Tribunal Supremo contra este proyecto.

Por su parte, Julio Barea, portavoz de Greenpeace, asegura que “ninguna compañía puede garantizar que no haya riesgo de contaminación del mar por una industria de este tipo” y evoca, en este sentido, el grave derrame en el Golfo de México en una plataforma de prospección “que estaba haciendo pruebas para la explotación de crudo”

Fuente: Diario de Avisos

Más

Sonatrach eleva su participación en Gas Natural Fenosa y supera el 4%

El grupo estatal argelino Sonatrach ha realizado su primera escalada accionarial dentro de Gas Natural Fenosa desde que entró en el capital en 2011 y ha alcanzado una participación superior al 4%, que le consolida como tercer principal socio del grupo español, tras La Caixa y Repsol.

La compañía argelina dispone en la actualidad de 40,09 millones de acciones de Gas Natural Fenosa, tras haber adquirido casi 2 millones de acciones durante el ejercicio 2012, según se aprecia en el informe de gobierno corporativo remitido por el grupo español a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

La compra de estas acciones, valoradas en más de 30 millones de euros a precios actuales de mercado, permiten elevar la participación de Sonatrach del 3,85% comunicado en 2011 al 4,007% actual. El valor del paquete accionarial del grupo argelino alcanza los 612 millones de euros.

A diferencia de otros socios de Gas Natural Fenosa, que declaran la percepción de dividendos por parte de la compañía, Sonatrach no realiza ninguna notificación en este sentido, lo que da a entender que el grupo argelino se decantó en 2012 por la opción de recibir el 'scrip dividend' de su socio español en acciones.

Sonatrach no está presente en el consejo de administración de Gas Natural Fenosa, pero es desde junio de 2011 socio estratégico de la compañía gracias a un acuerdo con el que las dos partes sellaron la paz tras un largo litigio sobre los precios de gas.

El litigio sobre la revisión de los precios del gas argelino suministrado por Sonatrach entre 2005 y 2008 dio origen a un laudo de un tribunal internacional en el que se condenó a la parte española a pagar 1.897 millones de dólares (unos 1.310 millones de euros).

Como parte del arreglo tras el dictamen, Sonatrach y Gas Natural Fenosa firmaron un acuerdo por el que la primera tomaría una participación del 3,8% en la segunda y ambas desarrollarían proyectos estratégicos conjuntos.

Este segundo compromiso propició que hace apenas unas semanas el grupo español pudiese comprar al argelino un 10% del gasoducto entre España y Argelia Medgaz.

Fuente: Yahoo

Por precaución

Evacuan planta de GNL Statoil en ártico noruego después de filtración

La planta de gas natural licuado que procesa hidrocarburos provenientes del campo Snoehvit en el ártico noruego fue evacuada el sábado después de que ocurrió una filtración de gas, dijo su operador Statoil.

La planta, que había estado cerrada por mantenimiento desde fines de enero, sufrió una filtración en el sistema de enfriamiento y 32 personas fueron evacuadas a las 1130 GMT, dijo la portavoz de Statoil, Elin Isaksen.

"Estábamos por iniciar el funcionamiento de la planta, que había estado cerrada por un tiempo debido a tareas de mantención", dijo Isaksen. "Hubo una filtración de gas en el sistema de enfriamiento (...) y las válvulas de seguridad se abrieron", agregó.

Isaksen dijo que aún no está claro cuándo podrían reiniciarse las funciones de la planta.

Fuente: Reuters

Anda suelto

Alertan del peligro de un “barco fantasma” en el Atlántico

Es porque si llegase a naufragar podría verter líquidos tóxicos. El carguero ruso Lyubov Orlova quedó a la deriva cuando se rompió el cable que lo unía al remolcador.

La asociación ecologista francesa "Robin des Bois" alertó de la “amenaza inminente para el medioambiente” que constituye el carguero ruso Lyubov Orlova, el cual se encuentra a la deriva en el Atlántico desde el pasado 23 de enero.

Según la asociación, si el barco llegase a colisionar, naufragar o tener alguna avería, “liberaría inmediatamente o a medio plazo hidrocarburos (...) y otros líquidos tóxicos", además de otros materiales contaminantes, indicaron en un comunicado.

El carguero que fue construido en 1976 en la ex Unión Soviética abandonó el puerto canadiense de Terranova el pasado 23 de enero con destino a la República Dominicana, donde iba a ser desarmado.

Fue en ese momento que el cable que lo unía al remolcador se rompió. Las autoridades canadienses intentaron recuperarlo cuando amenazaba con chocar con una plataforma petrolífera, pero las condiciones meteorológicas no permitieron completar la operación de rescate, por lo que el barco “fue abandonado en aguas internacionales”.

El navío fue localizado hoy a 2.400 kilómetros de la costa oeste de Irlanda, según una agencia de inteligencia estadounidense.

Según un documento de la Agencia Nacional de Inteligencia Geoespacial al que tuvo acceso la agencia de noticias AFP, el barco fue localizado en las coordenadas 49-22.70N y 044-51.34W, a aproximadamente 1.300 millas náuticas (2.400 km) de la costa

El barco -sin tripulación a bordo más que ratas- corre peligro de chocar contra un iceberg o, a la vista de su mal estado de conservación, hundirse, advirtió la asociación. Para "Robin des Bois", Canadá es responsable de la suerte que corra el carguero.

Fuente: Clarín

Gas colombiano

Pacific Rubiales anuncia descubrimiento de gas natural y condensado en el Bloque de Exploración Guama en Colombia

Pacific Rubiales Energy Corp. anunció hoy el descubrimiento de gas natural y condensado en el pozo de exploración Manamo-1X perforado en el Bloque Guama en la Cuenca Baja del Magdalena , tierra adentro al norte de Colombia. La Compañía tiene un 100% de participación en el bloque y es la operadora.

Ronald Pantin , CEO de la Compañía, comentó: "Es este un importante descubrimiento para Pacific Rubiales, dado que demuestra el potencial positivo del bloque Guama y de la Cuenca Baja del Magdalena donde la Compañía tiene un importante acreaje de exploración. También valida el modelo sísmico geofísico que se está usando para identificar, de manera exitosa, estas acumulaciones ricas en gas condensado".

El pozo Manamo-1X fue perforado siguiendo dos previos descubrimientos de exploración en el bloque, el pozo Pedernalito-1X perforado en 2010 y el pozo Cotorra-1X perforado a comienzos del 2012. El pozo apuntaba a las arenas de Porquero Medio C y D, y sedimentos del Mioceno, una zona de baja permeabilidad exitosamente evaluada por los anteriores pozos de exploración. Además de encontrar arenas de baja permeabilidad, el pozo también dio como resultado un nuevo reservorio de arena a nivel estratigráfico en la zona del Porquero Medio D, que es diferente e independiente de los intervalos de arenas evaluados en el pozo Cotorra-1X.

El pozo Manamo-1X fue perforado hasta una profundidad total de 7.600 pies. La evaluación petrofísica indica un total de 251 pies de arena neta con un promedio de 18% de porosidad en un intervalo bruto superior a los 400 pies. El pozo fue evaluado en una zona perforada de 91 pies en la nueva arena prospectiva. Esta arena no requiere simulación de fraccionamiento hidráulico, dejando zonas prospectivas rentables adicionales sin examinar para una posterior evaluación, incluso una arena de gas de 23 pies identificada en la zona más llana de Porquero. El pozo Manamo-1X llegó a una tasa de flujo de gas máxima de 4,9 MMcf/d y 296 bbl/d 54°API condensados a través de un obturador de16/64" en una prueba isocronal de tres etapas, y una tasa promedio de 2,8 MMcf/d de gas y 160 bbl/d condensado a través de un obturador de 12/64" a presión en cabezal de pozo de 3.720 psi, en un test de flujo extendido. El pozo está ahora cerrado para una presión creciente de cuatro días.

Inmediatamente luego del actual programa de evaluación, la Compañía tiene planes de perforar el pozo de exploración Capure-1X aproximadamente 2 km al oeste del Pedernalito-1X, apuntando a extender el área de Porquero Medio hacia el noreste. El pozo Capure-1X completará el compromiso para la fase de exploración final en el bloque Guama. Un programa de evaluaciones de flujo extendido está planificado para los pozos perforados en el bloque, y se espera que comenzará más avanzado el año. Los datos de las evaluaciones de flujo extendido se usarán para determinar las características del flujo a largo plazo en las arenas de reservorio del Mioceno, así como el potencial aporte de recursos de las arcillas circundantes.

Pacific Rubiales, una compañía canadiense productora de gas natural y petróleo crudo, es propietaria del 100% de Meta Petroleum Corp., que opera los yacimientos de petróleo pesado de Rubiales, Piriri y Quifa en la Cuenca Llanos , y el 100% de Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera el yacimiento de gas natural La Creciente en la zona noroeste de Colombia. Pacific Rubiales también adquirió el 100% de PetroMagdalena Energy Corp., que es propietaria de los activos de petróleo liviano en Colombia, y el 100% de C&C Energia Ltd., propietaria de activos de petróleo liviano en la Cuenca Llanos . Además, la Compañía tiene una cartera diversificada de activos fuera de Colombia, que incluye activos de producción y exploración en Perú, Guatemala, Brasil, Guyana y Papúa Nueva Guinea.

Fuente: PRNewswire

Más carga

Empresarios atuneros mexicanos apuestan por astillero asturiano

El presidente del Grupo Marítimo Industrial (Grupomar) elogió al Astillero Armón mientras observaba el esqueleto del nuevo buque pedido por la empresa mexicana, que será botado en junio de 2013 y partirá rumbo a México en diciembre próximo.

"La renovación de la flota atunera de México es una oportunidad para Armón", dijo el ejecutivo astur-mexicano Antonio Suárez.

"El primer buque va dentro de lo proyectado y en los tiempos previstos. Estoy encantado con el encargo que hicimos. Cumplí un poco con mi tierra y Armón, en la que tenemos plena confianza, funciona muy bien”, agregó el empresario.

"Este astillero se hará experto en hacer barcos atuneros y entonces estoy seguro de que tendrá muchos más encargos", agregó, según informó El Comercio.

En declaraciones a T21, Suárez comentó que los empresarios mexicanos ya llevan encargados 10 barcos atuneros, y anticipó que en los próximos cinco años podrían encargar la construcción de otros 30 barcos.

"Este astillero es perfecto para los atuneros", afirmó.

El Grupo Pinsa (Pesca Azteca), por ejemplo, ya encargó dos embarcaciones atuneras al astillero español Armón.

Pesca Azteca posee una flota de 20 barcos atuneros activos, con una capacidad de captura anual de 75.000 toneladas. Además, cada buque cuenta con helicópteros y lanchas rápidas que hacen más eficiente el trabajo.

Suárez mencionó también la posibilidad de realizar inversiones en Asturias.

"Tengo esa ilusión y estamos viendo lo que se nos ocurre. Aparecerá algo y dentro de un año hablaremos. No se trata de comprar nada o de aprovecharse de la situación, sino de la creación de una empresa que genere empleo para Asturias -aclaró-. Algo va a acontecer pero no voy adelantar nada todavía.”

Fuente: Fis.com

Siguen buscando

Repsol invertirá 50 millones en búsqueda de hidrocarburos en Rumanía

Repsol se ha aliado con la filial rumana de la petrolera austriaca OMV, OMV Petrom, para explorar de forma conjunta yacimientos de hidrocarburos en cuatro bloques en Rumanía, en la región de los Cárpatos.

En virtud del acuerdo, Repsol tomará una participación del 49% en el proyecto, en el que se prevé explorar recursos a una profundidad de entre 2.500 y 3.000 metros, indicó OMV Petrom en una nota remitida a los medios de comunicación.

El responsable de exploración y producción de OMV Petrom, Johann Pleininger, indica que la búsqueda de recursos 'on shore' en el país se ha convertido en uno de los ejes estratégicos de la empresa, y que Repsol se presenta como una petrolera con gran capacidad para la exploración en zonas profundas y complejas estructuras geológicas.

Por su parte, el vicepresidente ejecutivo del área de 'upstream' de Repsol, Luis Cabras, aludió a "gran potencial" de Rumanía y expresó su confianza en que la alianza con la filial de OMV sea un éxito.

Las inversiones de 50 millones de euros se acometerán en el plazo de dos años y el acuerdo entre OMV Petrom y Repsol se produce después de que el grupo rumano cerrara alianzas similares con ExxonMobil en 2008 y con Hunt Oil en 2010.

Fuente: Europa Press

La gente les importa un huevo

Holanda asume el riesgo de seísmos a cambio de extraer gas natural

El ministro de Economía se niega a una reducción del bombeo por fractura hidráulica

“Debo prolongar la inseguridad ciudadana un año más”

A tres kilómetros de profundidad, en la provincia holandesa de Groningen, al noreste del país, se encuentra el mayor yacimiento europeo de gas natural. Formado por la carbonización de capas de turba en el periodo Carbonífero, fue descubierto en 1959. Solo en 2012, la materia prima dejó en las arcas nacionales 11.500 millones de euros. Consumida a su vez por el 97% de la población, su explotación presenta un problema poco asociado a Holanda: los terremotos. Desde 1986, ha habido cerca de un millar y su intensidad ha oscilado entre 2 y 3,4 grados de magnitud en la escala de Richter. El pasado 9 de febrero, uno de 3,2 fue registrado en la localidad de Loppersum, cercana al mar del Norte. A las quejas de sus 10.000 habitantes, que han visto agrietarse paredes y desencajarse puertas y ventanas, se añade la alarma de que lo peor está por llegar. Según datos oficiales, la extracción intensiva de gas por medio de la fractura hidráulica (fracking, en lenguaje técnico en inglés), que inyecta fluidos a presión en la tierra para ampliar las fracturas naturales del sustrato rocoso con las bolsas de hidrocarburo, puede provocar sacudidas de hasta 5 grados.

Las consecuencias de semejante golpe son imprevisibles para una llanura salpicada de granjas y casas centenarias. El Gobierno, sin embargo, no cerrará la válvula de los 300 pozos de la región. Reducir el bombeo un 20% le costaría 2.200 millones de euros. Por eso busca la forma de compensar los daños causados. La respuesta dada por Henk Kamp, ministro de Economía, durante un encuentro con los vecinos en el pabellón deportivo de Loppersum fue incluso más lejos. “Debo prolongar la inseguridad ciudadana un año más. Es un riesgo que asumo y del que me hago responsable”, dijo, ante una sala atónita que pedía una reducción del ritmo de extracciones. “Es lo mínimo que pueden hacer hasta la presentación, en diciembre, del informe oficial sobre el futuro del gas natural en la región”, dice Marga Tap, con seis años de residencia en el pueblo y presente en la cita. Su casa tiene grietas. Sus amigos del final de la calle, suman una factura de 25.000 euros. “Los expertos dicen que son temblores suaves. Bueno, yo noté el suelo moverse bajo mis pies y un sillón se desplazó de lugar. ¿Qué nos espera?”, pregunta.

En Loppersum hay muchos contratistas de obras, como su marido, Enrico, con más trabajo que nunca. “No es una cuestión de ingresos. Haces una oferta, llega otra sacudida y vuelta a empezar. Hay daños que se ven, pero no así las emociones. Nadie quiere irse del pueblo. Solo pedimos que bajen la producción”, asegura. Su propuesta viene avalada por el Servicio Estatal de Minas, que ha llamado a “cerrar inmediatamente la espita del gas natural”, como dijo Jan de Jong, inspector general minero, en el Parlamento. Según explica NAM, acrónimo de la Sociedad Holandesa del Petróleo (y del gas), en manos de las petroleras Shell y Exxon Mobil, se suele introducir agua, arena y productos químicos para que fluya el gas por la grieta creada, “bajo estrictos controles de seguridad, por su eficacia”. El gas es luego transportado por Gasunie, esta sí, de propiedad estatal.

En Estados Unidos, donde fue inventado, la Sociedad Sismológica señala que el fracking puede provocar microsismos de 1,6 a 3,3 grados de Richter. Por encima se considera peligroso. Al ser inducidos por el hombre, se supone que no superarían la barrera de los 5 grados. Es decir, no desplazarían las placas tectónicas, ni tampoco habría sacudidas posteriores. De todos modos, la sociedad investiga el aumento de temblores, entre 2009 y 2012, desde Alabama y Montana, a Ohio y Tejas. En Reino Unido también se apunta una relación entre los terremotos del año pasado, al noroeste del país, con la inyección de fluidos. Los ecologistas temen contaminaciones en los acuíferos y daños permanentes en el subsuelo.

“Te acostumbras, pero los temblores cada vez son más fuertes. Un día pasará algo grave y no tendrá solución”, apunta Anne, una chica de 16 años que vive en una casa centenaria. A Tjitte Bruinsma, otro vecino, la situación le parece absurda. “Hay crisis y el gas supone divisas. Pero las casas no resistirán. Tal vez podrían dejar el consumo de gas para el norte de Holanda, e importar el resto”, propone. Hilda Groeneveld, secretaria de la asociación que cataloga los daños y reúne a los afectados, pide “mayor transparencia”. “En un suelo de arcilla y arenas se nota más un terremoto. Hay verdadero temor”, subraya.

NAM ha reservado 100 millones de euros para compensar a los afectados, y sus inspectores pasean por Loppersum, y los alrededores, evaluando daños. “A nadie se le escapa la difícil posición del Gobierno. Pero yo velo por la seguridad de mi pueblo, y tras nueve temblores seguidos, NAM y el Gobierno tienen que ganarse nuestra confianza”, asegura el alcalde, Albert Rodenboog. El Consistorio ha abierto un registro de quejas, y apoyó la idea de que los contratistas locales colaboraran con la gente de NAM.

Loppersum es un lugar apacible, con canales bordeados de edificios que no perturban la armonía ambiental. A pesar de la solidaridad vecinal, el frenazo al bombeo de gas propuesto tiene mal encaje en una industria indispensable. Holanda, que lo exporta a Francia, Italia y Alemania, calcula que su yacimiento se agotará en unos 30 años. Por eso el Gobierno necesita ganar tiempo. Quiere convertirse en el centro neurálgico de la importación y distribución de gas natural en Europa Occidental. De ahí la presencia del primer ministro liberal, Mark Rutte, en la inauguración del gasoducto Nord Stream, en 2011, al norte de Alemania. El gas ruso llegará por allí a través del mar Báltico, y Gasunie tiene un 9% del proyecto. En Rotterdam, de otro lado, hay una terminal de almacenaje de gas licuado procedente de Trinidad y Tobago, Nigeria, Angola y Oriente Medio. Son ejemplos del margen pedido por el ministro Kamp a unos vecinos conscientes de que ganan y pierden, a la vez, con el gas.

Fuente: el país

Todos a la misma carta

Chile apuesta a que shale gas de EE.UU. alivie sus problemas de energía

El subsecretario de Energía, Sergio del Campo, sostuvo que ello atraería más inversiones en plantas termoeléctricas. El país del sur tiene debilitado su sistema interconectado y lleva tres años con baja producción hidroeléctrica.

Chile apuesta a que la pujante entrada de Estados Unidos en el mercado del gas le ayude a aliviar sus necesidades energéticas, mientras le preocupa que no puedan desarrollarse hidroeléctricas en el sur del país.

El subsecretario de Energía, Sergio del Campo, explicó que el auge de la producción de gas no convencional o shale gas en Estados Unidos atraería más inversiones en centrales eléctricas que usen ese combustible en el país sudamericano, que trata de superar una estrechez energética de años.

“Si el precio del GNL (Gas Natural Licuado) baja por debajo de los 10 dólares el millón de BTU a unos 7-8 dólares, eso podría cambiar la participación relativa en el Sistema Interconectado Central y podría tener preferencia sobre las centrales en base a carbón”, dijo Del Campo en una entrevista.

Sin embargo, reconoció que proyectos más competitivos en GNL, en el mejor de los escenarios, entrarían en funcionamiento para el 2017, tras cumplir con la normativa legal.

Problemas energéticos

El Sistema Interconectado Central (SIC), que sirve al centro y sur del país, fue debilitado por un potente terremoto en febrero del 2010, provocando incluso apagones, por lo que el Gobierno lanzó un plan para fortalecer el segmento de transmisión.

A esto se sumaron tres años de baja hidrología, debido a la sequía, lo que golpeó la generación eléctrica a través de estas fuentes para el sistema, complicando los costos.

En contraste, el sistema norteño (SING), que abastece a las grandes operaciones mineras, no presenta problemas en suministro.

Chile buscaba sumar 8,000 megavatios a su matriz energética al 2020, actualmente de 17,000 megavatios, para atender la demanda por el crecimiento económico del país.

Del Campo dijo que el Gobierno estima que al final de la década el sistema sume unos 24,000 megavatios.

Actualmente, el mayor sistema interconectado eléctrico del país, SIC, recibe más de un 30% de aporte de centrales hirdroeléctricas y a carbón y poco más del 20% de las plantas a gas. Por su parte, en el SING más de un 90 por ciento de la generación de energía es térmica.

Fuente: gestion.pe

Para los chinos

China asume control de puerto paquistaní

China asumió el lunes el control operativo de un puerto paquistaní de gran calado que podría servir como centro económico vital para Beijing, y quizás como un centro militar clave.

El control del puerto de Gwadar, en la costa suroccidental de Pakistán, fue transferido a la empresa estatal China Overseas Ports Holding Company Ltd. en una ceremonia en Islamabad que se transmitió por televisión.

Gwadar pronto será "un centro de comercio en la región", dijo el presidente de Pakistán, Asif Ali Zardari, en la ceremonia de firma. "(El puerto) es la clave para unir a los países de Asia Central" y mejorará aún más las relaciones entre Pakistán y China, agregó.

China pagó buena parte de los 250 millones de dólares necesarios originalmente para construir el puerto, que anteriormente estaba dirigido por la Autoridad del Puerto de Singapur. La operación ha sido un fracaso comercial desde que comenzó en 2007 porque Pakistán nunca completó la red vial para conectar a Gwadar con el resto del país.

El puerto en el Mar Arabe ocupa un lugar estratégico entre las zonas sur y centro de Asia y el Medio Oriente. Está cerca del Estrecho de Ormuz, por donde pasa aproximadamente el 20% del petróleo del mundo.

Los intereses chinos son impulsados por preocupaciones sobre la seguridad energética que busca para alimentar su economía de gran crecimiento. China desea un lugar para colocar ductos con el fin de asegurar suministros de petróleo y gas desde el golfo Pérsico. Beijing también opina que ayudar al desarrollo de Pakistán mejorará la actividad económica en su provincia más occidental de Xinjiang y aliviará una rebelión de baja intensidad en esa zona.

Algunos expertos consideran que Gwadar es el extremo más occidental del "collar de perlas", una línea de puertos que va desde China hasta el golfo Pérsico y que podría facilitar la expansión de la Armada china en el Océano Índico, lo que ha provocado preocupación tanto en Estados Unidos como en India. 

Fuente: el nuevo Herald

Segundas partes nunca fueron buenas...

Naviera taiwanesa construirá una réplica del Titanic

Se prevee que para 2016 pueda hacer la ruta que no pudo acabar el barco original.

La naviera taiwanesa CSC Jinling anunció hoy que ha recibido un pedido del magnate australiano Clive Palmer para construir una réplica de legendario Titanic, publica el portal teinteresa.es

La réplica se llamará Titanic II y se espera que en 2016 pueda recorrer la ruta que no pudo completar el Titanic en su viaje inicial.

El magnate australiano ha creado la compañía Blue Star Line para financiar el proyecto, que la naviera taiwanesa considera un desafío "al alcance de la experiencia de la empresa", señaló Ge Biao, director de CSC Jinling, en rueda de prensa.

El Titanic II tendrá nueve cubiertas y camarotes para acomodar a 900 tripulantes y 2.400 pasajeros.

La versión original era un barco británico de pasajeros que se hundió el 15 de abril de 1912, tras colisionar con un iceberg durante su primer viaje, de Southampton (Reino Unido), a Nueva York (Estados Unidos). 

Fuente: el Salvador

A la última

Fuel-Saving Two-Stroke Gas Engines for New Teekay Vessels

Two new 173,400-cubic meter LNG carriers ordered by Teekay LNG Partners will be the first ships of their kind to use fuel-saving MAN Diesel & Turbo ME-GI dual-fuel ultra-long two-stroke gas injection engines, according to Det Norske Veritas (DNV).

DNV approved the engines in 2010 and said their use in the new ships' "innovative propulsion package" should provide significant fuel savings compared with typical LNG carrier propulsion systems.

The engines, which Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering in South Korea will use in constructing the ships, can automatically switch between LNG and fuel oil depending on power demands, making port-to-port operation on LNG possible.

"These engines place us at the forefront of technology in the marketplace," said Tony Bingham, Teekay's technical manager for LNG.

"We benefit, our charterers benefit and so does the environment through lower SOx [sulfur oxides], NOx [nitrogen oxides], CO2 [carbon dioxide] and particulate emissions."

Bingham said the ship will use a "revolutionary re-liquefaction plant" that consumes less than 300 kilowatts and can re-liquefy any excess boil-off at speeds below 15 knots.

"This unique design ensures that the maximum cargo is delivered to the customer at the lowest unit freight cost in the industry," he said.

The vessels are scheduled for delivery in 2016, and Teekay has an option to buy three additional ships.

Dual-fuel technology has become increasingly popular for LNG carriers in recent years.

Wärtsilä Corporation said in May that it first fitted dual-fuel engines in an LNG carrier in 2006 and has since provided them to 100 such vessels.

Fuente: Ship and Bunker

Échale la culpa a Canadá

Repsol no consigue cerrar aún la venta de su negocio de GNL por el bajo interés de algunos activos

Las compañías interesadas en comprar el negocio internacional de gas licuado dudan por los problemas de los activos en Canadá, según Bloomberg.

Repsol decidió acelerar su plan de desinversiones para reducir sus niveles de deuda, asumir el golpe de la expropiación de YPF y salvar su ráting de futuras rebajas. Con este objetivo, la petrolera puso en marcha el pasado julio la venta de su negocio de gas natural licuado (GNL), con activos en Canadá, Perú y Trinidad y Tobago, valorados en unos 2.000 millones de euros.

Los planes de la compañía española pasaban inicialmente por cerrar la operación a principios de este mes (después ya de varios aplazamientos), pero de momento no hay acuerdo y la venta podría retrasarse por el bajo interés que los grupos energéticos candidatos a la compra ven en los activos de Repsol en Canadá, según informa hoy Bloomberg.

El problema canadiense

Repsol cuenta con el 75% del capital de la planta de regasificación de Canaport, construida para proveer de gas al mercado estadounidense desde Canadá. Ahora, en pleno boom en EEUU del gas esquisto, que le convertirá en el mayor productor mundial de gas en unos años, la viabilidad del negocio de Canaport está en entredicho.

Desde que arrancara el proceso, una decena de compañías habían mostrado interés en la adquisición del negocio de gas de Repsol, entre ellos la china Sinopec, la rusa Gazprom, la francesa GDF Suez, British Gas y también Gas Natural Fenosa. De esa lista se fueron descolgando algunos nombres y parecía que el candidato que tomaba fuerza para hacerse con los activos era la gala GDF Suez.

Según informa Bloomberg citando fuentes próximas a la operación, GDF no puja por todos los activos que ha puesto a la venta Repsol, y la rusa Gazprom se habría retirado del proceso por no estar interesado en absorber Canaport. En paralelo, la pública francesa EDF y la también estatal india Gail han confirmado hoy mismo haber presentado una oferta no vinculante para la adquisición solo de los activos de Trinidad y Tobago.

Solucionar los problemas de balance

Ayer mismo, el director financiero de Repsol, Miguel Martínez, aseguraba que la compañía "acabará de solucionar en breve" los "daños" y los "problemas de balance sufridos" a causa de la "tristemente en curso confiscación" de YPF por parte del Gobierno argentino. Durante su intervención en el X Encuentro del sector energético organizado por el Iese, el directivo recordó que la expropiación de YPF ha situado a la petrolera en el último escalafón del grado de inversión dentro de los baremos utilizados por las agencias de 'rating'.

En este sentido, Martínez mencionó explícitamente que la compañía trabaja en la venta de su negocio de gas natural licuado (GNL) -ahora retrasada-, aunque al tiempo subrayó que dispone de caja y líneas de crédito por valor de 9.000 millones de euros que le permiten desarrollar con normalidad su actividad, informa Europa Press.

Repsol ha llegado a caer hoy en bolsa un 2,5%, colocando el valor en su mínimo del año, en los 15,40 euros por título. La caída se había contenido a las 12.00 de la mañana, y los títulos se situaban en los 15,57 euros, con una corección del 1,46% en relación al cierre de ayer.

Fuente: Expansión

Solamente una parte

EDF y la india Gail presentan una oferta por activos de GNL de Repsol en Trinidad y Tobago

La compañía estatal india Gail se ha unido a la también estatal francesa EDF para presentar una oferta no vinculante por los activos de gas natural licuado (GNL) de Repsol en Trinidad y Tobago, anunció el presidente de la primera, B.C. Tripathi.

Durante una conferencia de prensa, Tripathi explicó que la oferta ya se hizo hace cerca de dos meses y que existe un tercer aliado integrado en esta muestra de interés conjunta, indica el diario indio 'The Economic Times'.

Gail, señaló su presidente, también está interesada en comprar una participación en la sociedad de 'midstream' Stream, controlada a modo de 'joint venture' por Repsol y Gas Natural Fenosa y dedicada al transporte de hidrocarburos por barco.

Repsol ha puesto a la venta todo su negocio de GNL en bloque, en el que, aparte de los activos de Trinidad y Tobagó, figuran la planta canadiese de importación Canaport y la peruana de exportación Perú GNL.

El director financiero de Repsol, Miguel Martínez, aseguró ayer en unas jornadas organizadas por el IESE que, "en breve" la compañía acabará de solucionar los "problemas de balance" provocados por la expropiación de YPF, que han obligado a la compañía a redoblar sus esfuerzos por mejorar la calidad crediticia.

Pese a que Martínez no aludió al negocio del GNL, la petrolera ha anunciado que la venta de esta actividad forma parte de las operaciones prioritarias para fortalecer el 'rating' de la compañía.

Repsol tiene una participación del 75% en la planta de regasificación canadiense de Canaport, así como un 20% de la planta de licuefacción peruana de Perú GNL, así como derechos de exportación en exclusiva dentro de esta instalación.

Fuente: Europa Press

Gigante

Irán inaugura el mayor proyecto de GNL en Golfo Pérsico

El proyecto más grande de gas natural licuado (GNL) ha sido inaugurado este jueves en la isla iraní de Siri, en el Golfo Pérsico.

El presidente de la República Islámica de Irán, Mahmud Ahmadineyad, ha estado presente en la ceremonia de inauguración de este proyecto, cuyo objetivo es explotar yacimientos gasísticos, incluido extraer el gas sumergido en petróleo.

El proyecto GNL de Siri está diseñado para producir 143 millones de pies cúbicos de ácido sulfhídrico; 108 millones de pies cúbicos de gas dulce, 7744 barriles de propanos, 3422 barriles de ‘butano’, 1392 barriles de pentano y mil 328 barriles de gas.

Estos productos después de su almacenamiento se exportarán a través de los puertos.

En este proyecto destaca la instalación de equipamientos para la reducción, orientación, traslado y el reciclaje de productos que se evaporan en el proceso de la producción.

La isla de Siri, uno de los lugares petrolíferos del país persa, que se extiende sobre una superficie de 17 kilómetros cuadrados, está situada a 25 millas al oeste de la isla iraní de Abu Musa y a 120 millas del puerto de Bandar Abas, en el sur de Irán. 

Fuente: HispanTV

Y más de lo mismo...

Shell, Gazprom y Sinopec, finalistas en la puja de Repsol por los activos de GLN

La petrolera podría cerrar esta misma semana o la próxima la venta de su negocio de gas natural licuado, valoradas en torno a 2.000 millones

La dirección de Repsol tiene previsto cerrar en breve, puede que incluso esta misma semana, la venta de sus activos de Gas Natural Licuado (GNL), según ha sabido este diario de fuentes solventes.

La petrolera anglo-holandesa Shell, la rusa Gazprom y la china Sinopec, que ya es socia del grupo español que preside Antonio Brufau en Brasil, son los tres claros finalistas, y las que tienen más papeletas para hacerse con esta operación que lleva abierta muchos meses y cuyo precio estimativo ronda los 2.000 millones de euros, añaden las fuentes.

Hasta la fecha se han interesado otros muchos grupos multinacionales por estos activos y hasta alguno nacional como Gas Natural Fenosa, participado por Repsol y Caixabank, que no llegó a concretar una oferta después de su interés inicial, dado que además en estos momentos las relaciones con su accionista tampoco atraviesan ahora su mejor momento a causa de los negocios de la gasista en Argentina en medio del pleito entre Repsol y el gobierno peronista del país austral. Gas Natural Fenosa tiene un contrato con Argentina para venderle GNL cargado en buques metaneros este año del entorno de 1.000 millones de dólares.

Los que se han ido quedando en el camino además de Gas Natural Fenosa, fundamentalmente han abandonado las negociaciones por estar interesados sólo por algunos activos y no todo el paquete que Repsol tiene a la venta. No obstante, aseguran las fuentes, todavía puede pasar cualquier cosa y hasta el final del proceso puede haber todo tipo de sorpresas de última hora.

OTROS INTERESADOS

Al parecer, quienes si estuvieron interesados y contactaron con la petrolera española y sus asesores para esta operación, Goldman Sachs, han sido hasta la fecha la también rusa Novatek, que es el segundo productor de gas licuado de su país, la india Gail y las francesas Total y GDF. Y es más que probable que se hayan acercado también los socios de Repsol en algunos de los activos que están a la venta.

Repsol tiene en venta estos activos de GNL, operación que no todos los analistas entienden, para cumplir los objetivos de desinversiones de su plan 2012-2016 y así reducir deuda, además de para compensar la expropiación de YPF por el gobierno argentino de Cristina Fernández de Kirchner, con el que sigue inmersa en un pleito.

IMPORTANTES ACTIVOS

Los activos a la venta incluyen una participación de un 75% en la planta de regasificación Canaport en Canadá, el 20% de la planta de licuefacción de Camisea en Perú, un 23% en otra planta de licuefacción en Trinidad y Tobago y puede que también el 25% de la central Bahía de Bizcaia de Electricidad, así como diversos contratos y buques metaneros. Algunos de estos activos, como los de Camisea, han estado en ocasiones en el punto de mira del Gobierno peruano, hasta ahora sin consecuencias.

El consejo de administración de la petrolera española ha estudiado ya la operación en varias ocasiones y podría reunirse en cualquier momento para dar su aprobación a la venta. 

Fuente: Valencia Plaza

El tiro por la culata (parece)

Argentina importa gas en mayor cantidad y cada vez más caro

Crece el consumo, pero no así la oferta local. El gas en los últimos tiempos se ha convertido en un recurso esencial, pero la falta de inversión en el sector ha arrastrado a la caída en la producción, con lo que se importa en mayores volúmenes y a un precio cada vez más alto. El año pasado Argentina importó gas por un total de 4697,8 millones de dólares.

La suba en la importación de gas aumentó de un año a otro (en relación a 2011 y 2012) un 60 por ciento más de divisas en dólares, tuvo que desembolsar el gobierno por tan preciado recurso. Representa en la balanza nacional un 7 por ciento en las compras que el país realizó al exterior el año pasado.

El incremento en la compra de gas al exterior en la relación comercial entre 2011 y 2012 equivale a un 15 por ciento, en un recurso que cada año cuesta un poco más.

Importación de gas: dos vías

Argentina importa gas a partir de dos vías y mediante el comercio con dos países vecinos: Bolivia y Brasil.

En el caso del primero, el gas es trasportado a nuestro país a través del gasoducto que llega desde el país andino; en el caso del segundo, lo hace en forma de Gas Natural Licuado (LNG, según sus siglas en inglés) y se transporta a través de barcos que llegan a los puertos de Bahía Blanca y Escobar. En ambos casos, la operación está bajo el control de YPF y Enarsa.

En 2012, las compras a ese país crecieron un 65 por ciento en volumen. Aunque la Argentina paga unos 11 dólares por millón de BTU (la unidad de medida), es decir, cuatro veces más que el valor que recibe por la misma cantidad una petrolera local, está por debajo de los alrededor de 17 dólares que el Gobierno gasta para comprar el gas licuado en el exterior.

Ese último ítem es, por mucho, el que más le duele a la balanza energética: en comparación con los números de 2011, las importaciones crecieron el año pasado un 17 por ciento, pero implicaron un desembolso 46% mayor.

Gas: un déficit histórico, una cuenta pendiente

El elevado gasto que significó al Estado nacional la importación de gas es producto de una política de la desinversión y el mal uso de los recursos naturales y el subsuelo de nuestro país.

YPF es muestra de este manejo terrible del subsuelo argentino. La empresa del Estado que daba ganancias y que aplicaba tecnologías en la producción  y el tratamiento local de recursos petrolíferos, en el menemismo entregada a España y “recuperada” durante el kirchnerismo, pero ya con los pozos vacíos, sin explotación off shore.

Hoy, en la refinería, la planta de tratamiento que se encuentra en la vecina ciudad de Ensenada, el gas sobrante, que no se usa ni se vende, se quema en una antorcha que se eleva en el cielo de la provincia, como muestra fiel de la continuidad de la nefasta política energética del país.

Otro es el cantar de nuestro vecino Brasil, cuya industria petrolífera ha crecido enormemente en los últimos tiempos producto de una política estratégica y a largo plazo en el desarrollo de la explotación de la plataforma submarina continental, al interior del mar. En la actualidad es una fuerte potencia a nivel latinoamericano y avanza en el desarrollo de nuevas tecnologías y en la explotación de combustibles no convencionales como la alcohonasfta. Por nuestra parte, nosotros seguimos comprando gas a Bolivia.

Fuente: Diario Hoy

Mientras que dictaminan algo...

Argentina explora ya los yacimientos expropiados a Repsol

La petrolera YPF, controlada desde abril de 2012 por el gobierno argentino tras la expropiación del 51% de las acciones de Repsol, ha anunciado que iniciará la exploración de hidrocarburos no convencionales en la sureña provincia de Chubut.

La petrolera YPF, controlada por el Estado argentino tras la expropiación del 51 % de las acciones al grupo español Repsol, anunció el inicio de la exploración de hidrocarburos no convencionales en la sureña provincia argentina de Chubut.

Con un acto en la ciudad de Comodoro Rivadavia (1.737 kilómetros al sur de Buenos Aires), la presidenta argentina, Cristina Fernández, puso en marcha simbólicamente la perforación del pozo 914 en la formación D-129, en el yacimiento El Trébol, perteneciente a la cuenca del Golfo San Jorge.

Se trata del segundo proyecto de hidrocarburos no convencionales encarado por la petrolera argentina tras el descubrimiento del gigantesco yacimiento de Vaca Muerta, en el suroeste del país.

"Con la formación D-129, es la primera vez que perforamos un pozo no convencional en Chubut, yendo a 3.000 metros de profundidad", destacó en el acto el presidente de YPF, Miguel Galuccio, quien también anunció el inicio de las tareas de recuperación secundaria en el yacimiento maduro de Manantiales Behr, en Chubut.

Según informó la petrolera en un comunicado, este pozo exploratorio en D-129 implica una inversión de 60 millones de pesos (12 millones de dólares).

Cristina Fernández afirmó que desde la nacionalización de YPF, el año pasado, se ha parado "el formidable declino" que había en la producción de gas y petróleo, "aumentándola considerablemente".

La mandataria sostuvo que YPF "ha vuelto a producir por y para el país" y aseguró que "los argentinos pueden ser buenos y eficientes" en la administración de las grandes empresas.

Galuccio precisó que YPF cerró 2012 con un crecimiento en la producción de crudo del 2,5 por ciento, contra una caída del 8 por ciento en 2011, con una meta de crecimiento del 4 por ciento para 2013. "Para el gas también detuvimos el declino y planteamos un 1,8 por ciento más de producción en 2013", indicó el ejecutivo.

Asimismo, indicó que la producción de combustibles creció el año pasado un 2,6 por ciento, frente a una caída del 6,9 por ciento en 2011, con el objetivo para 2013 de un incremento del 4 por ciento. "Estas cifras demuestran a las claras lo que ha sido esta gestión de apenas ocho meses y lo que hemos logrado revertir", aseguró Fernández.

YPF prevé para 2013-2017 un plan de inversiones por 37.200 millones de dólares para la búsqueda de nuevas reservas, la explotación de hidrocarburos convencionales y no convencionales y el aumento de su capacidad de refino, entre otros ítems.

Repsol, que mantiene un 12 por ciento de participación en YPF, ha demandado al Estado argentino ante el Centro Internacional de Arbitraje de Disputas de Inversiones por la expropiación de sus acciones en YPF. 

Fuente: el imparcial

Para meter miedo

Rusia se embarca en la construcción de su mayor buque de guerra desde la era soviética

La Marina de Guerra rusa ha lanzado su proyecto más ambicioso para la próxima década al aprobar un diseño de destructor de alta mar presentado por el Buró de diseños Sévernoye, en San Petersburgo.

Una vez defendido el concepto del proyecto, en 2-3 años será desarrollada la documentación técnica y el diseño de la nave, y serán definidas las armas que portará, informa este miércoles el diario 'Izvestia' remitiéndose a una fuente anónima de la industria militar rusa. Lo más probable es que el destructor sea armado en los astilleros Severnaya Verf, de San Petersburgo, pero el mando naval supremo todavía no ha tomado una decisión definitiva al respecto, señaló la fuente.

Con un desplazamiento de unas 12.000 toneladas, el nuevo superdestructor será el mayor buque de guerra diseñado y construido desde la época soviética. La última nave de gran desplazamiento fue construida dos años antes de la desaparición de la URSS, en 1989, cuando fue botado el crucero de misiles Piotr Velíki (Pedro el Grande) de propulsión nuclear. En 1998 esta nave se convirtió en el buque insignia de la Flota rusa del Norte y hasta ahora es el buque de guerra más grande (con un desplazamiento máximo de 26.190 toneladas) del mundo, con la excepción de los portaaviones.

"Se supone que el desplazamiento del destructor será igual o poco menor que el proyecto 1164 de cruceros de misiles clase Moskvá [buque insignia de la Flota rusa del mar Negro], es decir, con cerca de 12.000 toneladas. Se trata de una nave universal, capaz de cumplir misiones de ataque, antisubmarinas, antiaéreas e incluso antimisiles. Además, será capaz de brindar un apoyo a las tropas terrestres en las zonas costeras", precisó la fuente de 'Izvestia'.

El superdestructor estará dotado de misiles antibuque, misiles de crucero para ser lanzados contra objetivos en tierra, sistemas de defensa antiaérea y antimisiles, incluyendo el S-500 Prometey. Para combatir los objetivos subacuáticos estará dotado de un potente sonar y de torpedos antisubmarinos.

El único destructor de alta mar de la Armada rusa fue desarrollado en la URSS y pertenece al proyecto 956 clase Sovremenni. Desplaza 8.000 toneladas y está armado sólo con misiles antibuque clase Moskit y sistemas de defensa antiaérea, sin disponer de armas anti-submarino. El destructor requiere un cuidadoso mantenimiento de su planta propulsora, sobre todo respecto a la calidad de agua para sus calderas. Por lo tanto, desde la década de 1990 han quedado operativos solo 9 de estas naves.

"Nuestra Armada necesita un destructor de este tipo desesperadamente y su gran desplazamiento no debe llamar la atención. El principal destructor estadounidense de este tipo, clase Arleigh Burke, tampoco es pequeño: desplaza 9.648 toneladas, porta misiles de crucero Tomahawk y misiles antibuque Harpoon. Los 62 destructores clase Arleigh Burke disponen de defensa antiaérea superpotente, al estar provistos de sistema Aegis", indicó el funcionario.

En primer lugar, el nuevo destructor debería defender a portahelicópteros de clase Mistral, y en el futuro a futuros portaaviones nucleares. 

Fuente: RT

No hay plata, wey

Barreras aún no tiene avales para construir el buque de Pemex

Feijóo pedirá a la petrolera mexicana que amplíe el plazo concedido al astillero vigués

El astillero privado vigués Barreras, que acaba de salir de un concurso de acreedores y que aspira a construir uno de los dos buques hotel que Pemex estudia encargar a Galicia, todavía careece de avales financieros para acometer esa operación. La Xunta, según manifestó ayer su presidente, apoyará a Barreras para conseguir que la petrolera mexicana le conceda una ampliación del plazo dado a fin de lograr esos avales. Durante el acto de entrega de un buque en el astillero vigués Metalships, Alberto Núñez Feijóo confirmó que Barreras “tiene dificultades” para conseguir esos avales antes del plazo fijado inicialmente, el próximo día 18, aunque se mostró en confiado en que Pemex acceda a concederle “unas semanas más”, puesto que los directivos del astillero han trasladado a la Xunta que “al final los conseguirán”, informa Europa Press.

Feijóo remitió a una reunión que tendrá lugar esta semana en Mexico, en la que la Xunta trasladará esa petición a la multinacional petrolera. “La Xunta ha estado siempre al lado de Barreras, si no fuera así, esos barcos ya se estarían construyendo en otro sitio”, apostilló Feijóo. El presidente precisó, no obstante, que el Gobierno gallego también es “aliado” de Navantia, el astillero público que aspira a construir en Ferrol el otro buque hotel, destinado a acoger a trabajadores de las plataformas petrolíferas de Pemex. “El primer objetivo”, según Feijóo, es que se construya un flotel en la ría de Vigo y otro en la de Ferrol. Y “en el peor de los casos”, agregó, la Xunta debe trabajar para que, “ocurra lo que ocurra”, los dos buques “se construyan en Galicia”.

El reconocimiento de Feijóo provocó la reacción inmediata del alcalde de Vigo, el socialista Abel Caballero, quien advirtió de que no va a “tolerar” que ese barco sea encargado a otra factoría de Galicia. Caballero no dudó en calificar las palabras del presidente de la Xunta de “escándalo político”. “Ya se llevó la caja [de ahorros], ahora no le vamos a dejar que se lleve también el naval”, sentenció el regidor, aludiendo a la fusión de la antigua Caixanova con Caixa Galicia.

Fuente: el país

Les va bien

La naviera Balearia inicia una nueva línea entre Estados Unidos y Bahamas

La compañía naviera Balearia, que opera en la ruta entre Ceuta y Algeciras (Cádiz), ha informado hoy de la apertura de su línea con la isla de Bimini, que supone la segunda que opera entre Estados Unidos y las Bahamas.

El buque que se encarga de unir ambos puertos en dos horas y media es el "Maverick", que llegó a Estados Unidos el pasado 1 de enero procedente de España.

El Maverick, que ha operado durante dos años entre las islas de Eivissa y Formentera, tiene capacidad para 357 personas y navega a una velocidad de 30 nudos, tiene 39 metros de eslora y 9,5 metros de manga.

La compañía inicia la ruta con tres servicios semanales (viernes, sábados y domingo) con salida desde el puerto de Miami a las 9.00 horas y regreso a las 17.00 horas.

El presidente del grupo Balearia, Adolfo Utor, ha expresado su satisfacción por la apertura de esta nueva línea internacional, que constata "la apuesta de la compañía por nuevos mercados exteriores, como son Estados Unidos y Bahamas, como una estrategia más de salida a la actual crisis".

En este sentido, Utor ha señalado que "el crecimiento de Baleària en cuanto a volumen de negocio en los últimos años ha sido consecuencia de nuestra internacionalización y de la captación de cuota en los mercados nacionales, a pesar de que siguen una tendencia recesiva".

Este servicio con la isla de Bimini se inaugura cuando hace poco más de un año que Balearia empezó a operar entre Estados Unidos y las Bahamas bajo la marca Bahamas Express.

A finales de 2011 inició los servicios entre Fort Lauderdade y la isla de Grand Bahama con el fast ferry Pinar del Río, que ha transportado este primer año más de 80.000 pasajeros.

Balearia es una naviera líder en el transporte de personas y mercancías rodadas en el Mediterráneo español ya que la compañía opera servicios regulares en las Islas Baleares y también en el Estrecho de Gibraltar, donde es uno de los principales operadores.

En total, la empresa dispone de 21 líneas que se realizan con servicios de ferry o de fast ferry en función de la distancia y las necesidades del pasaje. 

Fuente: ABC