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Las dos empresas denuncian a la estatal Sonatrach ante un tribunal de arbitraje Argel alega retrasos en el desarrollo de la concesión

La compañía estatal argelina Sonatrach ha decidido rescindir el contrato suscrito con Repsol YPF y Gas Natural para desarrollar el gran proyecto integrado de gas natural de Gassi Touil, que las dos empresas españolas se adjudicaron en 2004 en un concurso internacional y que suponía su mayor contrato, valorado en 1.600 millones.

La rescisión del contrato reduce drásticamente la posición de Repsol en Argelia, pero el varapalo es aún mayor para Gas Natural, ya que era la única concesión que poseía en el país norteafricano, sexto país del ‘ranking mundial’ de reserva de gas.

Según la comunicación remitida por Repsol YPF y Gas Natural a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), Sonatrach retomará en exclusiva el control de las operaciones que, al tratarse de un proyecto integrado, se extienden tanto a las fases de exploración y producción de gas natural como a las de licuefacción y comercialización.

Las dos empresas españolas, a las que Sonatrach ha comunicado su decisión, señalan que la medida adoptada está “en línea con la decisión política manifestada en los últimos meses por las autoridades argelinas”.

Repsol y Gas Natural lamentan y rechazan la decisión de Sonatrach de “apropiarse de forma ilegítima” del proyecto, por lo que harán valer sus derechos en el procedimiento arbitral internacional que, de acuerdo con el contrato, decidirá sobre la validez de la decisión y sobre “los daños y perjuicios causados”.

El 17 de noviembre del 2004, Repsol y su participada Gas Natural se adjudicaron un proyecto para explorar, producir y comercializar gas natural licuado (GNL) en la zona de Gassi Touil, en el este de Argelia. El contrato, el mayor suscrito para abordar un proyecto de gas en el país magrebí, se firmó a principios de diciembre.

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La petrolera estatal brasileña Petrobras espera poner a funcionar en octubre dos plataformas en un yacimiento costa afuera de crudo pesado y otras dos en campos de petróleo ligero, tras algunas demoras, dijo el lunes un director de la firma.

El director de exploración y producción de Petrobras, Guilherme Estrella, dijo que hubo problemas con la obtención de permisos ambientales para el yacimiento Piranema, de crudo ligero, y un inconveniente no especificado con su válvula y uno de los sistemas.

“Ahora esperamos por la licencia y la finalización de un pozo. Para el inicio de octubre esperamos tenerlo listo y comenzar a producir en Piranema,” señaló Estrella a periodistas sobre el primer proyecto en aguas profundas en el noreste de Brasil, cuyo desarrollo asciende a cerca de 1.200 millones de dólares.

El arranque había sido inicialmente programado para abril y más tarde fue postergado hasta septiembre. El yacimiento debería producir 10.000 barriles del crudo más ligero de Brasil -44 grados API- en la fase inicial y alcanzar 30.000 bpd en el 2008.

El martes, funcionarios de la compañía y el Gobierno bautizarán la pionera plataforma de Piranema con una cubierta redondeada, arrendada a la noruega Sevan Marine . El yacimiento está ubicado a 25 kilómetros de la costa del estado de Sergipe, en el noreste del país.

El segundo módulo de 100.000 bpd de petróleo ligero del yacimiento Golfinho debería comenzar a funcionar el mes próximo, y Estrella afirmó que ambas gigantescas plataformas de 180.000 bpd destinadas al yacimiento Roncador, de crudo pesado, en la cuenca de Campos deberían comenzar a bombear el mes próximo.

Golfinho ha sido demorado desde mayo. Los altos costos y la escasez de equipos en el mercado han retrasado varios proyectos de Petrobras en los últimos dos años.

Pero Petrobras prevé un crecimiento promedio anual de producción de más de un 7 por ciento hasta el 2012 y de un 6,8 por ciento hasta el 2015, aunque el de este año sería menor, cercano al 4 por ciento, tras las demoras y los problemas técnicos en algunas plataformas.

Estrella anticipó una producción promedio de 1,85 millones de bpd este año, por encima de la demanda de Brasil de alrededor de 1,82 millones de bpd. Petrobras cubrió por primera vez el año pasado los requerimientos de petróleo de Brasil y el país sudamericano es un exportador neto de crudo.

Para mediados del próximo año, Petrobras tiene programado poner en marcha el segundo módulo de 180.000 bpd del yacimiento Marlim Sul. Además de una plataforma de 180.000 bpd en Marlim Leste y otra de 100.000 bpd en el campo Jabuti field, ambas en la segunda mitad del 2008.

La mayor parte del petróleo brasileño es pesado, pero Petrobras comenzó a bombear el año pasado crudo ligero de su campo Golfinho en la cuenca de Espírito Santo y ha logrado algunos hallazgos prometedores de petróleo liviano, inclusive en la capa subsal, considerada como prolífica por algunos geólogos.

Fuente: Reuters

Maxus Energy, filial de Repsol YPF SA, ha puesto a la venta activos de petróleo y gas con un potencial de 400 millones de barriles de petróleo equivalente en el Golfo de México, según figura en la página web de Tristone Capital.

El cierre de la operación está previsto para noviembre y la fecha límite para presentar ofertas está fijada al 25 de septiembre.

La prensa española adelantó hoy esta noticia señalando que estos activos están valorados en unos 7.380 millones de dólares y que el motivo de la venta de los bloques para explorar es el próximo vencimiento del arrendamiento sin que la filial de Repsol tenga tiempo suficiente para explotarlo.

Fuente: El Economista

El arancel a la exportación de petróleo ruso ascenderá a partir del 1 de octubre a 250,3 dólares, un máximo histórico, anunció hoy el ministerio de Finanzas de Rusia.

El actual arancel de 223,9 dólares por tonelada, vigente desde el pasado 1 de agosto, aumentará en 26,4 dólares, señaló Alexander Sakóvich, jefe adjunto de Departamento de aranceles aduaneros de esa cartera, citado por la agencia RIA-Nóvosti.

El Gobierno ruso revisa bimensualmente el arancel sobre la exportación de crudo en línea con la fluctuación de los precios de ese hidrocarburo en el mercado mundial.

El anterior máximo histórico, 237,6 dólares por tonelada, se registró en el bimestre octubre-noviembre de 2006.

Fuente: La Vanguardia

Irak detuvo las exportaciones de petróleo a través del oleoducto norte a Turquía de forma repentina el domingo, luego de acumular 5,2 millones de barriles en almacenes en la terminal Ceyhan, dijo el lunes una fuente de naviera.

El oleoducto desde los yacimientos de Kirkuk, en el norte de Irak, ha estado mayormente afectado por ataques de sabotaje desde la invasión liderada por Estados Unidos en marzo del 2003.

“El flujo se detuvo ayer por la noche, no sé por qué,” dijo la fuente. El bombeo paró a las 2200 hora local (1900 GMT), agregó.

La detención puede ser debido a problemas técnicos porque Irak acumuló suficiente petróleo para bombear otra tanda por el oleoducto al puerto mediterráneo turco de Ceyhan, dijo una fuente del Ministerio de Petróleo.

Todavía hay mucho más almacenaje disponible en Ceyhan, que tiene la capacidad de contener 8 millones de barriles de petróleo de Kirkuk, dijeron ambas fuentes citadas.

Irak realizó una oferta la semana pasada para vender 5 millones de barriles de crudo Kirkuk, la mayor venta este año.

La Organización de Mercadeo de Petróleo Estatal de Irak (SOMO) emitió dos ofertas de Kirkuk, por 3 millones de barriles cada una, en junio y enero de este año.

La última oferta pide que el crudo sea cargado en lotes de 1 millón a 2 millones de barriles entre el 10 y el 24 de septiembre.

La última oferta de Kirkuk de SOMO ayudó a elevar las exportaciones de julio a 1,78 millones de barriles por día (bpd), la tasa más alta en cerca de tres años.

Cuando el oleoducto Irak-Turquía está parado, Irak depende solamente de su terminal sur de Basora para sus exportaciones.

Fuente: Reuters