Petróleo a 71,93 dólares el barril
Nueva York, (EFE). El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) abrió este jueves con un descenso del 0,30 %, hasta 71,93 dólares el barril, lastrado por el temor al aumento de la inflación en EE.UU. tras la reunión de la Reserva Federal. A las 9.05 hora local (13.05 GMT) en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos futuros del WTI para entrega en julio recortaban 0,22 dólares con respecto al cierre de la sesión anterior. El crudo de referencia estadounidense finalmente retrocedía tras varios días de notables ganancias que lo han llevado a un precio no visto en dos años y medio gracias a las buenas perspectivas de demanda global, con la reapertura de las economías. Pese a otra fuerte caída semanal en las reservas de petróleo nacionales, el Texas se veía afectado esta mañana por los resultados del encuentro de política monetaria del banco central estadounidense, que dio pistas sobre sus siguientes pasos.
Empresa vende su participación en un yacimiento en aguas de Noruega por 35,7 millones de euros
Repsol ha alcanzado un acuerdo con Lime Petroleum, filial de la empresa de gas y petróleo Rex International, para la venta de su participación del 33,84% en el yacimiento de Brage, en Noruega, por un importe de 42,6 millones de dólares (unos 35,7 millones de euros) después de impuestos. Según informó Lime Petroleum, este acuerdo de compraventa le permitirá hacerse con la participación de la compañía española en el campo de petróleo y gas, así como con las cinco licencias de la plataforma continental noruega. Descubierto en 1980, Brage es un campo en la parte Norte del Mar del Norte, a 10 kilómetros al Este del campo Oseberg. La profundidad del agua es de 140 metros y la producción comenzó en 1993. En 2020 se produjeron alrededor de 3.800 barriles equivalentes de petróleo diarios en el campo Brage correspondientes a esa participación. Aunque el campo Brage ha estado produciendo durante mucho tiempo, aún se está trabajando para encontrar nuevas formas de aumentar la recuperación del campo. Al final de la vida útil de producción del campo Brage, Lime Petroleum pagará un 1,69% de los costes totales estimados de desmantelamiento de la infraestructura actual del yacimiento. Por su parte, Repsol ha acordado el pago a Lime Petroleum del ‘Brage Decommissioning Carry’ limitado al 95% de los costes de desmantelamiento de la infraestructura actual del campo con respecto a su participación del 33,84%. A finales del año pasado, el grupo ya vendió su participación en otro yacimiento en Noruega -Vette- a Okea. Repsol está presente en el país nórdico, donde mantiene activos, desde 2003, desarrollando la actividad de exploración y producción a través de su filial Repsol Norge. Esta nueva desinversión se une a las realizadas en los últimos tiempos por el grupo presidido por Antonio Brufau. Así, a principios de este mes acordó la venta de sus activos de exploración y producción (‘upstream’) en Malasia y el bloque 46 CN en Vietnam a una empresa filial de Hibiscus Petroleum, compañía cotizada con sede en Kuala Lumpur. Además, también procedió a la venta de activos en Rusia, al cese de la producción de petróleo en España y el fin de la actividad exploratoria en otros países -Australia, Irak, Irlanda y Marruecos-. La energética acordó también a mediados de abril la venta de su negocio de carburantes en Italia a Tamoil, operación que incluía así el traspaso de la red de estaciones de servicio, compuesta por un total de 275 instalaciones, y el negocio de ventas directas de combustibles de Repsol en el país. El plan estratégico 2021-2025 de Repsol pone el foco en las áreas geográficas con mayores ventajas competitivas y prioriza el valor sobre el volumen. En su nueva ‘hoja de ruta’, Repsol prevé pasar de los 26 países en los que estaba hasta el año pasado a 14 en el negocio de exploración y producción en el próximo lustro.
En Perú: Producción de petróleo aumenta en mayo; gas natural tiene ligera caída
Redacción Gestión. La producción de petróleo en barriles por día (BPD) en mayo fue mayor al mes anterior y se ubica en 48,128 BPD, de acuerdo con las cifras de Perúpetro, que son parte del Boletín Estadístico Mayo 2021 de la Sociedad Peruana de Hidrocarburos. Asimismo, la cifra registrada en mayo es mayor en 30% a la obtenida en el mismo mes del año pasado. Entre los lotes con mayor producción de este total figuran: lote X ubicado en Piura con 11,756 BPD, seguido del Lote Z-2B con 6,088 barriles y Lote 95 con 9,943 barriles. Los lotes que no registran producción son lote 192, Z-1, Z-6 y lote 8. Respecto a la producción de gas natural, el informe muestra una caída al pasar de 0,871 (MCFD) en abril a 0,780 (MCFD) en mayo. La cifra de este mes es menor en 8% a la del mismo mes del año anterior. Los lotes que reportaron mayor crecimiento de producción fueron el lote 88 con 652,695 (MCFD) seguido del lote 56 con 49,269 (MCFD). En cuanto a la producción de los hidrocarburos líquidos, se observa un ligero aumento en mayo del 2021, al ubicarse en 121,522 (MBPD). Respecto al mismo mes del año pasado se observa un aumento de 10%. Respecto a la producción de líquidos de gas natural, se observa un aumento en el mes de análisis, al pasar de 68,463 (MBPD) en abril de 2021 a 80,394 (MBPD) en mayo. Las empresas que reportaron mayor crecimiento de producción fueron: Pluspetrol con 77,554 (MBPD), seguida de Repsol con 1,827 (MBPD).
En Argentina: El gobierno descartó aplicar un desdoblamiento de precios de petróleo en el proyecto de ley de hidrocarburos
La última semana funcionarios del gobierno y directivos de YPF desistieron de incluir en el proyecto de Ley un esquema de determinación de precios del petróleo en el mercado interno, tal como pretendía en principio la Secretaría de Energía. Paradójicamente, esta semana provincias petroleras se reunieron con las cámaras empresariales con la intención de presentar a los privados una propuesta técnica para establecer un mecanismo de estabilización de precios domésticos. No se avanzará en esa dirección. Funcionarios del Ministerio de Economía y directivos de YPF finalmente acordaron no incluir en el proyecto de ley de Hidrocarburos un mecanismo de estabilización de precio del crudo consumido en el mercado interno. La información fue confirmada a EconoJournal por fuentes oficiales, las cuales aseguraron que ahora el proyecto está en proceso de validación política con las máximas autoridades del Frente de Todos. Una vez que obtenga el visto bueno el texto será enviado al Congreso. En una entrevista con este medio, en septiembre del año pasado, el secretario de Energía Darío Martínez indicó la necesidad de sincerar, en términos regulatorios, cómo viene funcionando el mercado de precios domésticos del crudo en los últimos años. Eso implicaba asumir, en su opinión, que cuando el Brent sufre una fuerte caída, como sucedió en el primer semestre de 2020, en la Argentina se establece un esquema de precio sostén —por encima del valor internacional— para mantener el nivel de actividad y puestos de trabajo. Y que, a la inversa, cuando el Brent anota una fuerte escalada, como sucede actualmente, se suele fijar un barril criollo inferior al internacional para evitar saltos bruscos en el valor de los combustibles en los surtidores locales. A partir de ese entendimiento, el gobierno comenzó a trabajar en un borrador del proyecto de ley de hidrocarburos. EconoJournal accedió a una primera versión que incluía un instrumento que cruzaba distintas variables para definir el precio doméstico del barril. Finalmente, en las últimas dos semanas se desistió de avanzar en esa dirección. «Establecer por Ley un mecanismo de ese tipo podía terminar siendo contraproducente porque es difícil que todos los actores de la industria, tanto productores, integrados y no integrados, como refinadores, queden conformes», explicó una fuente que participa de la redacción del proyecto.
