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  • “El Caribe, una nueva provincia productora de hidrocarburos”

    BoletteDolphin Kronos
    A Petrobras, la petrolera estatal brasileña, a pesar de estar en el ojo del huracán por casos de corrupción, la industria la reconoce como una de las más experimentadas en exploración en el mar. 
    El XVI Congreso Colombiano de Petróleo y Gas comienza hoy en Bogotá. Uno de los grandes invitados es el gerente de exploración de Petrobras, Marco Antonio Santiago Toledo, quien trabaja con la estatal brasileña desde 1987 y ha estado a cargo de proyectos en América del Norte, África y Oceanía.
     
    El Espectador habló con Santiago sobre los recientes descubrimientos en el mar Caribe colombiano y sus prospectivas. La velocidad con la que se den los desarrollos de la industria en el offshore depende de “la capacidad exploratoria de las compañías y de los marcos ambientales y fiscales del país”.
     
    Viene al Congreso Colombiano de Petróleo y Gas a hablar de exploración en el mar, ¿cómo está Colombia en esa materia?
     
    Las aguas profundas del Caribe podrán despegar como una nueva provincia de producción de hidrocarburos en el futuro, teniendo en cuenta los primeros resultados exploratorios. Esto permitirá un desarrollo de infraestructura marítima y costera, además del desarrollo de una industria de servicios para offshore más estable y que promueva un avance tecnológico local. Sin embargo, la velocidad con la cual todo esto puede pasar dependerá de la capacidad de inversión exploratoria de las compañías y también de la continuidad de los ajustes de los marcos ambientales y fiscales con las particularidades de las actividades en costa afuera.
     
    El mar Caribe se está calentando, como se dice en el argot de los petroleros, ¿cree en el futuro de la exploración “offshore” en Colombia?
     
    Petrobras y Ecopetrol obtuvieron el primer bloque offshore en aguas profundas de la administración de la ANH en 2004 y desde 2010 también tenemos como socios a Repsol y a Statoil en el bloque Tayrona. Pasados once años, el Caribe ya es un tablero lleno que cuenta con la participación de las principales compañías actuantes de offshore en el mundo. Esto representa que el futuro de la exploración, a corto y mediano plazo es prometedor.
     
    Una de las dudas que genera esta actividad es la posibilidad de la comercialización de la producción, ¿puede ser una limitación?
     
    Una cuenca sedimentaria puede caracterizarse al principio como una frontera exploratoria, cuando los modelos geológicos exitosos aún no están dominados y dependen de la mitigación de riesgos sistémicos del subsuelo. Una vez desarrollada esta parte, se considera como una provincia productora. El paso para esta segunda fase comprueba la posibilidad de comercialización del proyecto, que básicamente dependerá de la viabilidad tecnológica y de los potenciales confirmados durante la fase exploratoria.
     
    Se cumplen siete meses del hallazgo en Orca-1, ¿qué avances se han presentado allí?
     
    El principal avance decidido con nuestros socios Ecopetrol, Repsol y Statoil fue formalizar un Programa de Evaluación del hallazgo Orca con la ANH para realizar más inversiones, incluyendo estudios profundizados en geofísica, geología, ingeniería de reservorios, ambientales y de perforación. Las expectativas con el área de Orca siguen positivas, así como en otras áreas del bloque.
     
    Orca-1, como Kronos-1, hasta ahora han sido hallazgos de gas, ¿cuándo se sabrá si hay o no petróleo?
     
    Ese es uno de los riesgos sistémicos del subsuelo que solo la continuidad de la perforación exploratoria en distintos sitios costa afuera podrá revelar.
     
    ¿Es posible que el Caribe sea una gran cuenca de gas?
     
    Es una de las posibilidades de escenario futuro para el Caribe. Cabe resaltar que el gas es un combustible fósil con importante proyección de valor en las matrices energéticas del mundo, por cuenta del crecimiento del mercado global de gas licuado, además de su perfil ambiental, al tener menores emisiones de CO2.
     
    ¿De qué depende el éxito de la exploración “offshore” en Colombia?
     
    La exploración offshore arranca bien con los resultados anunciados recientemente de pozos exitosos. Al mismo tiempo, la visión de éxito general de la frontera costa afuera depende de la intensidad de las perforaciones en el futuro.
     
    Fuente:  ElEspectador.com
  • 2,20 millones de barriles por día (bpd), fue la Producción de Petrobras en Febrero

    Petrobras informa que su producción total de petróleo y gas natural, en febrero, fue de 2,82 millones de barriles equivalentes de petróleo por día (bepd), de los cuales 2,703 millones bepd fueron producidos en Brasil y 113 mil bepd en el exterior.
     
    Nova PetrobrasLa producción media de petróleo en el país fue de 2,20 millones de barriles por día (bpd), volumen 1% inferior al de enero. Ese resultado se debe, principalmente, a la parada programada del FPSO Cidade de Paraty, localizado en el campo de Lula Nordeste, en el presal de la Cuenca de Santos, y al final de la fase de pruebas del Sistema de Producción Anticipada (SPA), que operó en el campo de Búzios bajo el régimen de Cesión Onerosa. El objetivo del SPA fue recaudar informaciones sobre el comportamiento de los depósitos de ese campo.
     
    En febrero, la producción de gas natural en Brasil, sin contar el volumen licuado, fue de 80,2 millones de m³/d, 1% inferior al mes anterior, principalmente en función a la parada programada del FPSO Cidade de Paraty.
     
    Producción del presal
    En febrero, la producción de petróleo y gas natural operada por Petrobras (parte propia y de los socios), en la capa de presal, fue de 1,53 millones de bepd. Ese volumen representa un aumento de 41% en relación a la producción de febrero de 2016. Sin embargo, en comparación a enero de este año, ese volumen registró una reducción de 3%, debido a la parada programada del FPSO Cidade de Paraty, en el campo de Lula Nordeste, y al final de la fase de pruebas del SPA, en el campo Búzios.
     
    Producción de petróleo y gas en el extranjero
    En febrero, la producción de petróleo en los campos del exterior fue de 63,5 mil bpd, volumen 8% inferior al mes anterior. La producción de gas natural fue de 8,4 millones de m³/d, 3% inferior al volumen producido en enero de 2017. Ese desempeño provino, principalmente, de la parada operacional de los campos de Lucius y Hadrian South, en EE.UU., en función de la limitación de drenaje de la producción, que se realiza a través de instalaciones de terceros.
     
    Petrobras - paisminero.co
  • Alza en la producción de crudo presal le da a Petrobras motivos para celebrar

    En dos años, la petrolera brasileña ha triplicado la producción de crudo presal. 
     
    Plataforma PetRIO DE JANEIRO—Cuando en 2007 la petrolera estatal brasileña Petróleo Brasileiro SA PETR4.BR -0.79%  anunció el mayor hallazgo de su historia, el entonces presidente del país, Luiz Inácio Lula da Silva, bromeó que eso comprobaba que Dios era brasileño.
     
    Las nuevas cifras de producción están haciendo que muchos ejecutivos empiecen a pensar que el ex mandatario tenía razón. La producción de los yacimientos presal superó los 500.000 barriles de petróleo al día, casi el triple frente a 2012 y ahora equivale a casi una cuarta parte de la producción total de Petrobras, que asciende a dos millones de barriles diarios.
     
    Se trata de un incremento vertiginoso para Petrobras y se produce en una de las zonas más difíciles del mundo para extraer crudo. Los depósitos se ubican a unos 320 kilómetros del litoral sudeste de Brasil enterrados en el fondo marino, debajo de una densa capa de sal.
     
    "En términos de productividad y de la rapidez con que Petrobras ha pasado de cero barriles al día a 500.000 barriles diarios, no tiene precedentes", dice Ruaraidh Montgomery, analista de la firma de estudios petroleros Wood Mackenzie.
     
    Los avances en los yacimientos presal son muy necesarios para compensar el declive en la producción en los campos ya maduros de la empresa. El año pasado, la producción total de Petrobras descendió a 1,93 millones de barriles equivalentes de petróleo al día, frente a 1,98 millones en 2012. Este año, conforme los yacimientos presal producen más crudo, la producción general ha subido. En junio, se ubicó en 2,008 millones de barriles por día.
     
    La empresa con sede en Rio de Janeiro tiene programado dar a conocer hoy sus resultados del segundo trimestre.
     
    Brasil quiere aprovechar el auge presal para convertirse en uno de los cinco mayores productores de crudo para 2020, cuando prevé generar unos cuatro millones de barriles diarios. Para conquistar esa meta tan ambiciosa, sin embargo, Petrobras tiene que superar obstáculos tanto en el plano financiero como en el técnico.
     
    La rentabilidad de la empresa es exprimida por el gobierno, que la obliga a vender gasolina importada por debajo del costo para combatir la inflación. También ha asumido grandes deudas para financiar actividades de exploración y desarrollo y se ha convertido en la petrolera grande más endeudada del mundo. La compañía proyecta gastar US$102.000 millones en el área presal para 2018, a lo que hay que añadir decenas de miles de millones para desarrollar estas reservas por completo.
     
     
    Por si esto fuera poco, Petrobras tiene que hacerlo todo por su cuenta. Las estrictas normas para compartir la producción impuestas por el gobierno exigen que la empresa sea el único operador en todos los proyectos presal y tenga una participación mínima de 30%. Tales condiciones han desalentado el ingreso de la mayoría de las grandes petroleras, que han optado por dirigir sus recursos hacia otros países. En la primera, y hasta el momento única, licitación de los yacimientos presal hubo sólo una oferta de un consorcio liderado por la propia Petrobras.
     
    La situación de los codiciados yacimientos presal en Brasil está en las antípodas de lo ocurrido con el auge de los combustibles de esquisto en Estados Unidos, donde el gobierno ha abierto las puertas de par en par a todos los interesados. A cambio, ha recibido regalías más bajas, pero ha fomentado un auge de hidrocarburos y pasado a tener una mejor seguridad en el frente energético.
     
    De todos modos, no cabe duda que los hallazgos presal han reconfigurado el mapa de la energía brasileña. Ahora hay más plataformas que operan en aguas profundas, buques de aprovisionamiento, producción flotante y unidades de almacenamiento en Brasil que en cualquier parte del mundo.
     
    Se estima que las dos principales cuencas tendrían unos 50.000 millones de barriles de petróleo recuperables. El mayor yacimiento, bautizado Lula por el ex presidente, cuenta con reservas estimadas de 8.000 millones de barriles de petróleo, unas ocho veces más que el mayor campo marino del Golfo de México.
     
    Para acceder al petróleo, sin embargo, Petrobras ha invertido miles de millones de dólares en investigación, tecnología de punta de imágenes tridimensionales, la renovación de sus buques y la compra de helicópteros más grandes para trasladar a los empleados y a los equipos a las plataformas.
     
    También tuvo que recurrir a nuevas técnicas de perforación para acceder a los campos, que pueden estar a unos 6.000 metros por debajo del lecho marino. La capa de sal, que está en constante movimiento, llega a tener un grosor de casi 2.000 metros.
     
    Los agujeros perforados en la sal pueden volverse a cerrar por su cuenta, de modo que se necesita un tipo especial de barro para mantenerlos abiertos. Asimismo, cuando se trabaja a tales profundidades, la temperatura varía del frío extremo al calor. El gas en los yacimientos presal es especialmente corrosivo, por lo que hay que usar tubería de acero especial.
     
    "Producir en estas condiciones es algo que no ha hecho nadie", observa Edmundo Marques, director general de exploración de Ouro Preto Óleo e Gás, una petrolera independiente de Rio de Janeiro, y ex ejecutivo de Petrobras.
     
    El próximo desafío de Petrobras reside en sus actuales yacimientos petrolíferos maduros, cuya producción cae rápidamente. Eso ejerce presión para que la empresa mantenga su racha ganadora en los yacimientos presal para cumplir sus metas de producción. "Es una carrera, conforme los viejos gigantes están en declive", señala Bob Fryklund, estratega jefe de exploración y producción de la consultora IHS.
     
    Una portavoz de Petrobras indicó que la tasa de declive en los campos maduros de la petrolera es menor a los parámetros internacionales para esta clase de yacimientos.
     
    Por Will Connors y Luciana Magalhães
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Aprueban en Brasil proyecto de ley que acaba con exclusividad de Petrobras en zona del presal

    Presal PetrobrasCon 292 votos a favor y 101 en contra, la Cámara de Diputados de Brasil aprobó el fin de la participación obligatoria de Petrobras en todos los campos del presal, con lo que abre las puertas a otras petroleras para explorar los gigantescos yacimientos de crudo que se esconden en aguas muy profundas del Atlántico y debajo de una capa de sal de dos kilómetros de espesor.
     
    Río de Janeiro. El Congreso brasileño aprobó este jueves el proyecto de ley que acaba con la exclusividad que tenía la petrolera estatal Petrobras en la zona del presal, que estaba obligada a ser socia con al menos el 30% de participación en cualquier consorcio que explotase campos en la zona, famosa por tener grandes reservas de hidrocarburos.
     
    Con 292 votos a favor y 101 en contra, la Cámara de Diputados de Brasil aprobó el fin de la participación obligatoria de Petrobras en todos los campos del presal, con lo que abre las puertas a otras petroleras para explorar los gigantescos yacimientos de crudo que se esconden en aguas muy profundas del Atlántico y debajo de una capa de sal de dos kilómetros de espesor.
     
    La iniciativa, que ya había sido aprobada por el Senado, abre la puerta para que cualquier petrolera pueda adjudicarse licencias para explotar el presal y ser su propio operador.
     
    Petrobras tenía la obligación por ley hasta ahora de ser socio de al menos el 30% en cada consorcio que explote en el presal y de ser el operador en todos ellos, es decir, responsable por toda la infraestructura de exploración y explotación, por lo que las socias tendrían que limitarse a aportar capital.
     
    Con la aprobación del proyecto, Petrobras podrá decidir ahora si entra o no en un consorcio para explorar la zona del presal, y si quiere ser o no el operador.
     
    El proyecto de ley fue rechazado por los partidos de izquierda, entre ellos el Partido de los Trabajadores (PT), que bajo los gobiernos de Luiz Inácio Lula da Silva (2003-2010) y Dilma Rousseff (2011-2016) fomentaron el dominio en exclusiva de Petrobras en el presal, así como de sindicatos.
     
    No obstante, el nuevo presidente de Petrobras, Pedro Parente, se convirtió en uno de los más firmes defensores del cambio de ley, ante las dificultades financieras por las que atraviesa la estatal, muy afectada por un gigantesco escándalo de corrupción que desvió al menos 2.000 millones de dólares entre 2004 y 2014.
     
     
     
    Xinhua
     
     
  • Aprueban la venta de participación en Nova Transportadora do Sudeste, entre otras materias a Petrobras.

    Nova PetrobrasPetrobras informó que la Asamblea General Extraordinaria de Accionistas (AGE) aprobó hoy la venta del 90% de la participación de capital detenida por la empresa en Nova Transportadora do Sudeste (NTS) al precio de US$ 5,194 mil millones, para el fondo Nova Infraestrutura Fundo de Investimento em Participações, gestionado por Brookfield Brasil Asset Management Investimentos Ltda.

    La transacción es parte del plan de desinversiones de la compañía, de US$ 15,1 mil millones en el bienio 2015-2016, y todavía está sujeta al cumplimiento delas condiciones previas previstas en el contrato.

    Se aprobó también en la AGE el nombre de Sr. Marcelo Mesquita de Siqueira Filho como miembro del Consejo de Administración, elegido por los accionistas minoritarios.

    Finalmente, la AGE aprobó las propuestas de cambios en el Estatuto Social, teniendo por objetivo la mejora de las prácticas y estructuras de gobernanza corporativa de las empresas controladas por la administración pública, en línea con los nuevos requisitos de la Ley 13.303, que dispone sobre el estatuto jurídico de las empresas públicas y sociedades de economía mixta, sancionada el 30 de junio de 2016, y para encuadrarse en las exigencias del Programa Destaque em Gov

  • Así es Anadarko, el gigante petrolero que llega a Colombia

    Anadarko PlataformaLa firma, con base en Texas, se llevó en la Ronda 2014 tres de los cinco bloques que se adjudicaron en aguas profundas y ultraprofundas del Caribe colombiano, áreas por las que nadie más apostó.
     
    Más de una persona quedó sorprendida tras escuchar la oferta de inversión propuesta por Anadarko para ganarse el bloque petrolero COL 1, un área ubicada en aguas ultraprofundas del mar Caribe, en la Ronda Colombia 2014.
     
    Y es que el monto daba para sorprenderse: 123 millones de dólares, una suma que equivale a multiplicar por dos la segunda mayor inversión propuesta en toda la Ronda, que fue la que hizo Parex Resources Colombia por un bloque de no convencionales en el Magdalena Medio: 54 millones de dólares.
     
    “Es la oferta más agresiva de toda la historia del país, para que se hagan una idea de cómo dimensionar lo que estamos hablando; la meta del Gobierno para todo el año 2014 está en 24 mil kilómetros, esa sola empresa está ofreciendo una sísmica que no se ha hecho nunca en el país”, señaló el ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta.
     
    El escenario de la oferta fue el Salón Barahona del Centro de Convenciones de Cartagena, en el que la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, organizaba la subasta petrolera.
     
    Anadarko fue la única empresa que ofertó por ese bloque, así como fue la única en presentar sus cartas a las áreas COL 6 y COL 7, para las que hizo una propuesta de inversión adicional de 36 y 15 millones de dólares, respectivamente.
     
    Así que, con las propuestas hechas en estos tres bloques, la compañía sumó un total de 174 millones de dólares, un monto que representa el 43 por ciento de las inversiones adicionales que se hicieron por los 26 bloques preadjudicados en la Ronda.
     
    Después de que se conocieran las cartas de esta empresa norteamericana, la pregunta obvia para buena parte del auditorio era ¿qué fue lo que vio Anadarko en estos bloques que no vio el resto de las petroleras?
     
    CONOCIMIENTO DE LA ZONA
     
    El presidente de la ANH, Javier Betancourt, señaló al respecto que hacer una inversión de este monto implicaba tener mucha confianza en lo que se puede descubrir en esta área que está ubicada en una cuenca, en palabras del mismo Betancourt, ‘absolutamente frontera’. Es decir, de la que no existe mucha información sobre ella.
     
    “Ellos tenían la misma información que estaba en los paquetes de la Ronda sobre estos bloques. Sin embargo, ellos tienen otros bloques y la información de lo que han podido explorar tal vez se pudo extrapolar a estas nuevas áreas y generarles ese interés”, explicó.
     
    Con los tres nuevos bloques costa afuera, que seguramente le adjudicarán oficialmente esta semana, la compañía completará participación en siete áreas ‘offshore’ en el país.
     
    Tiene dos contratos de evaluación técnica en la cuenca Colombia que son aguas profundas. De estos, en el bloque COL 5, está en asociación con Ecopetrol. En el otro, COL 2, es la única operadora.
     
    En la cuenca del Sinú tiene participación en los bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur, que en los próximos doce meses iniciarán el proceso de perforación de los primeros pozos.

    La plataforma de exploración para estos dos pozos que se perforarán en Fuerte Norte y Fuerte Sur es traída de África y se espera que en noviembre ya estén llegando al Caribe. Con lo que en el primer trimestre del año iniciaría la exploración en forma.
     
    LA GRAN CAMPAÑA
     
    Lo que más impactó de la oferta hecha por Anadarko es que implica el inicio de una de las mayores campañas exploratorias hechas por empresa alguna en el país e, incluso, hay quienes dicen que este proyecto no tiene antecedentes en América Latina.
     
    La propuesta implica la realización de 20 mil kilómetros de exploración sísmica 3D, que equivale a 32 mil kilómetros de sísmica 2D.
     
    “Esta es una empresa que arriesga, pero no da pasos en falso”, señaló una fuente consultada por Portafolio, recordando el rol que ha tenido la compañía en el desarrollo de la industria de esquistos en los Estados Unidos, donde tiene importantes operaciones en las formaciones de Marcellus y Eagleford.
     
    Y aunque sin explorar es difícil predecir cuán exitosa puede ser una cuenca o un bloque, el año pasado, en sus operaciones mundiales Anadarko reportó una tasa de éxito de 67 por ciento en sus actividades de exploración y evaluación técnica en aguas profundas.
     
    En un par de años se sabrá si ese mismo éxito se puede lograr en el Caribe colombiano.
     
    LAS OTRAS COMPAÑÍAS EN LA COSTA
     
    Puede que Anadarko sea la nueva reina, por la inversión proyectada y el número de bloques costa afuera, pero no es la única empresa interesada y con acciones en estas áreas.
     
    De hecho, más de la tercera parte de las inversiones propuestas en la Ronda Colombia se hicieron para bloques costa afuera.
     
    Otra compañía que tiene grandes apuestas para encontrar crudo en el mar colombiano es Petrobras, que este año iniciará la perforación del pozo Orca 2, en el bloque Tayrona.
     
    Ecopetrol también está en el bloque RC-9 en la cuenca Guajira Offshore, en la que, el próximo año iniciará la perforación del bloque Molusco.
     
    En el país hay contratos de evaluación técnica en cinco bloques ubicados en las cuencas Colombia y Guajira Offshore; trece contratos de Exploración y Producción en esas mismas cuencas y así como en la de Sinú y Tumaco Offshore.
     
    Pero, en la Ronda Colombia 2014, se sumaron cinco nuevas cuencas: cuatro en aguas ultraprofundas del mar Caribe y una en la cuenca Sinú Offshore.
     
    En total, son nueve empresas las que operan estos bloques. Anadarko tiene participación en siete y Ecopetrol, en seis. Pero también están Petrobras, Repsol y Shell, con participaciones en tres bloques cada una. Equión y Oil and Natural Gas Corporation Limited, Ongc (una empresa de la India operan dos bloques cada una.
     
    Y en la nueva Ronda 2014 entró Statoil, una firma noruega con amplia experiencia en Offshore, que en alianza con Repsol y Exxon Mobil se hizo a un bloque de la cuenca Colombia.
     
    Se estima que en el país hay 1.500 millones de barriles de recursos probables en el mar. En los próximos cinco años se podrían perforar unos cinco pozos en el mar Caribe.
     
     
     
    Nohora Celedón
    Economía y Negocios
    Portafolio.co
     
  • Brasil pospone su próxima subasta de campos petroleros

    Foto de SheltemarFoto de SheltemarEl Gobierno de Brasil decidió posponer para finales de este año su próxima licitación de campos petroleros, que estaba prevista para el primer semestre.
     
    El cambio de fecha se debe en parte a la caída del precio del crudo y también a la crisis de la petrolera estatal Petrobras, que está en el eje de un enorme caso de corrupción, aunque también influyeron otros factores, según afirmó el secretario de Petróleo y Gas, Marco Antonio Almeida.
     
    El funcionario, que depende del Ministerio de Minas y Energía, señaló que también influyó en la decisión la política que obliga a las petroleras a usar una cuota mínima de equipos fabricados en Brasil y a los problemas de "capacidad" de la industria del sector, que también sufre los efectos de la crisis en Petrobras.
     
    "Tendríamos condiciones de hacerla ahora, pero conseguiremos una ronda (de licitaciones) más robusta, mejor estructurada al final del año", dijo Almeida en declaraciones citadas por el diario O Globo.
     
    La llamada decimotercera ronda de licitaciones ofrecerá bloques de hidrocarburos en tierra y en el mar, aunque no incluirá ninguna zona en los ricos yacimientos del horizonte geológico del presal, que contienen las reservas más abundantes y de más calidad halladas en Brasil.
     
    El Gobierno de Brasil realizó rondas de licitaciones con periodicidad anual entre 1999 y 2008, bajo un régimen de concesión, pero luego las suspendió para estudiar cambios en el marco regulador.
     
    En 2013 se realizaron dos rondas de licitaciones de yacimientos en aguas poco profundas y en tierra bajo el régimen de concesión, que será el que se aplique a la futura subasta.
     
    Ese año se celebró también la primera subasta con las reglas del régimen de producción compartida, que se aplica exclusivamente a las reservas del presal.
     
    Ese marco regulador nuevo se aprobó en 2010 para asegurarle al Estado más rentas y un mayor control de la gestión de la explotación de los yacimientos de esta región localizada a gran profundidad frente a las costas de Río de Janeiro. 
     
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • Brasil: La crisis política y corrupción en la estatal Petrobras afectan fusiones y adquisiciones en América Latina

    PetrobrasLos datos, presentados por la consultora Intralinks sobre tendencias y previsiones para niveles de actividades futuras en fusiones y adquisiciones, prevén que a nivel mundial, haya un aumento del 8 por ciento en el segundo semestre y del 11 por ciento para este año, en comparación con los mismos períodos de 2014.
     
    Río de Janeiro. La crisis política que vive Brasil y el escándalo por corrupción que envuelve a la petrolera estatal Petrobras, la mayor empresa del país, afectan las fusiones y adquisiciones de empresas en América Latina, según un estudio divulgado hoy.
     
    Los datos, presentados por la consultora Intralinks sobre tendencias y previsiones para niveles de actividades futuras en fusiones y adquisiciones, prevén que a nivel mundial, haya un aumento del 8 por ciento en el segundo semestre y del 11 por ciento para este año, en comparación con los mismos períodos de 2014.
     
    En el caso de América Latina, pese a un repunte después de una inactividad desde finales de 2013, el crecimiento de fusiones y adquisiciones en fase inicial fue del 0,5 por ciento entre enero y junio y las previsiones no dan señales de un avance a corto plazo.
     
    "Por ser la principal economía de la región, Brasil afecta substancialmente los resultados de América Latina", explicó Claudio Yamashita, director general de Intralinks Brasil, para quien la región "ya sufre con los precios bajos de las materias primas y la alta cotización del dólar y las actuales crisis económica y política brasileñas, sumadas al escándalo de Petrobrás sólo sirven para agravar el descrédito e impactar las actividades de fusiones y adquisiciones".
     
    El Fondo Monetario Internacional (FMI) prevé que el crecimiento económico en Latinoamérica debe bajar del 1,0 por ciento en 2015 y dar señales de recuperación en 2016, con excepciones en países como Chile, México y Perú, que superan el promedio en la región.
     
    Según Intralinks, la región en el mundo con mayor crecimiento de fusiones y adquisiciones en 2015 será la de Asia-Pacífico con un avance del 16 por ciento, seguida de Norteamérica, Europa, Medio Oriente y Africa, todas con un 10 por ciento de incremento.
     
     
    Fuente: Xinhua - Americaeconomia.com
     
  • CNPC quiere cerrar este mes la compra de Petrobras Perú

    CnpcLa estatal Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC) prevé tomar posesión formal de los activos de Petrobras en el Perú en uno o dos meses, pero confía en que este lapso se acortará bastante si el Gobierno acelera un último trámite pendiente de aprobación, manifestó Gong Bencai, presidente de Sapet, filial de CNPC en el Perú.
     
    “Según mi conocimiento, tenemos un documento en proceso de aprobación por el Ministerio de Economía. Si esa gestión culmina con rapidez, podremos cerrar la transferencia en una o dos semanas”, refirió.
     
    Bencai detalló que esta gestión está relacionada con el retiro de Petrobras del lote 103, último trámite que la brasileña debe superar para cerrar la venta de sus activos en el Perú a CNPC, el primer productor de petróleo de China y quinto en el mundo.
     
    Petrobras aportará a la petrolera china el 100% de los lotes X y 58, el 46,16% del lote 57 (joint venture con Repsol) y el 30% del lote 103, que desarrollaba conjuntamente con Repsol y Talisman.
     
    La posesión de estos activos permitirá a CNPC incrementar su producción diaria de petróleo en 58%, de 14 mil a 24 mil barriles, con lo cual pasará a producir el 35% de este hidrocarburo en el Perú. La petrolera china opera los lotes VII-VI y participa con el 45% de los lotes 1-AB y 8, en joint venture con Pluspetrol.
     
    LOTES DE INTEROIL
    Bencai reveló también el interés de CNPC en adquirir los lotes III y IV (Talara) que la noruega Interoil opera transitoriamente en tanto se define a la empresa –o consorcio de empresas– que asumirá la titularidad de ambas concesiones.
     
    “En estos momentos estamos preparando los documentos correspondientes a la licitación que lleva a cabo Perú-Petro”, explicó.
     
    El ejecutivo remarcó que su representada no ve problemas en asociarse con Petro-Perú para operar conjuntamente uno o ambos lotes, en caso de resultar vencedor en el concurso.
     
    “Según Perú-Petro, la participación de Petro-Perú no pasará del 25%, pero aún no sabemos nada en concreto.
     
    Tendremos que conversar con ellos porque la asociación dependerá mucho del aporte de Petro-Perú. Sabemos que están gastando mucho en la modernización de la refinería de Talara, por tanto, no sé cuales serán sus ingresos y potencialidades para asociarse en ambos lotes”, sentenció Bencai.
     
    SAPET GANARÍA LOTES III Y IV
     
    Cuando faltan cuatro meses  para que Perú-Petro elija al nuevo propietario de los lotes III y IV de Interoil (la buena pro se otorgará el 12 de diciembre), se avizora a un virtual ganador: la china Sapet, filial de CNPC en el Perú.
     
    Según los entendidos en el tema, las bases del concurso  tienen un nivel tal de exigencia que cierran las puertas a postores potenciales como GyM Petrolera, Olympic y la misma Interoil (empresas pequeñas pero interesadas en la licitación), pues  no serían capaces de acreditar la perforación de 90 pozos en los últimos cinco años, como solicita Perú-Petro.
     
    Incluso la  misma Sapet quedaría fuera, pues no podría acreditar la perforación de dicho número de pozos en el lote VII-VI. Sí podría hacerlo, en cambio, si suma los pozos perforados en el lote X por Petrobras Perú, empresa que está por adquirir.
     
    Trascendió que esta evidencia genera preocupación en Perú-Petro, pues teme que solo haya un postor para ambos lotes: Sapet.
     
    Fuente: Elcomercio.pe
  • Con el presal, Petrobras entra en el cuarto ciclo de expansión de su historia

    Directora de la compañía destacó en un evento internacional la experiencia y pericia de Petrobras en aguas ultraprofundasDirectora de la compañía destacó en un evento internacional la experiencia y pericia de Petrobras en aguas ultraprofundasPetrobras entra en su cuarto ciclo de expansión de su historia con la producción alcanzada en el presal Se trata de un hito en el compañía, logrado a partir de la superación de desafíos, el desarrollo de tecnología y el incremento de capacidad técnica, evaluó la directora de Explotación y Producción de Petrobras, Solange Guedes, quien participó este martes (3/5) en el panel "Petróleo y Gas en Brasil: las Reglas del Juego", en un evento paralelo a la Offshore Technology Conference (OTC) promovido por la Cámara de Comercio Brasil-Texas (Bratecc). La ejecutiva recordó que la producción propia del presal alcanzó el nivel de 1 millón de barriles de petróleo por día un año antes de lo previsto. En diciembre de 2016, la producción de petróleo y gas operada en el presal llegó a 1,6 millones de barriles por día, un incremento del 45% con relación a la registrada en diciembre de 2015.
     
    Solange destacó que esa frontera es altamente rentable incluso en un escenario con precios del barril del Brent entre US$ 45  y US$ 50. Actualmente, Petrobras es capaz de construir un pozo tres veces más rápido que cuando se inició la producción en esa nueva frontera. “Debido a la alta productividad, se necesita perforar menos pozos para que los sistemas produzcan a capacidad máxima, lo que se traduce en un ahorro significativo en inversiones", explicó. "Además, la compañía también ha sido capaz de llegar a un costo de extracción por debajo de US$ 8 por barril en esas áreas", complementó la directora, señalando también que diez nuevos sistemas de producción entrarán en operación en el presal en los próximos años. "El enfoque en la seguridad, capacitación de personas,  la innnovación abierta,  la estandarización de alto nivel y la aceleración de la curva de aprendizaje seguirán siendo los fundamentos que guiarán la reducción de costos y el incremento de la producción", añadió la directora.
     
    La ejecutiva también habló sobre la importancia de las asociaciones con empresas y universidades en el campo tecnológico, con enfoque en la búsqueda del aumento del factor de recuperación de petróleo de los campos y la reducción de costos. "Varias empresas de servicios trabajan con nosotros desarrollando soluciones para operaciones de recuperación offshore y onshore. Tenemos alianzas activas con más de 100 universidades y centros de investigación de todo el mundo expandiendo nuestras fronteras tecnológicas", dijo, añadiendo además que, desde el final del monopolio en 1999, el sector de petróleo y gas brasileño cuenta con diversas empresas y que eso ha contribuido al fortalecimiento de Petrobras.
     
    Solange también destacó las oportunidades en el postsal. Asimismo, dijo que la Cuenca de Campos tiene un gran potencial a ser desarrollado con la aplicación de las lecciones aprendidas en los últimos años y con el uso intenso de la tecnología. La idea es trabajar para aumentar el factor de recuperación de los yacimientos.  "Creemos que podemos aumentar el factor de recuperación y, de hecho, eso ya está sucediendo. En el campo de Marlim, la recuperación de petróleo se sitúa por encima del 50%", finalizó.
     
    Ayer Petrobras destacó en el evento los efectos de la cooperación entre los socios del Consorcio de Libra, entre los cuales está la reducción del precio de equilibrio del proyecto. Vea el texto y las fotos de cobertura en la Agencia Petrobras.  
     
     
     
     
  • El escándalo de Petrobras, un sueño perdido

    La escala épica del caso de la empresa estatal ha puesto en entredicho a la propia mandataria Dilma Rousseff. La corrupción golpea a la gigante petrolera brasileña.
     
    Plataforma PetrobrasAlberto Youssef, un lavador de dinero convicto y examante de la buena vida, estaba sentado en su celda en una cárcel brasileña en marzo del 2014, preparándose para contar su historia a sus abogados. Esta giraba en torno de un complejo plan de sobornos que involucraba a Petrobras, el gigante petrolero controlado por el Gobierno.
     
    Youssef abrió con una predicción funesta: “Amigos”, si hablo, la república se va a caer”.
     
    Para esos abogados, Tracy Reinaldet y Adriano Bretas, quienes recientemente relataron la conversación, esto sonó un poco melodramático. Pero luego Youssef tomó una hoja de papel y empezó a escribir los nombres de los participantes en lo que pronto se llegaría a conocer como el escándalo de Petrobras. Renaildet miró los nombres y preguntó, no por última vez ese día, “¿habla en serio?”
     
    “Estábamos consternados”, recordó, sentado en una sala de conferencias en su despacho legal en el centro de Curitiba, la capital del estado sureño de Paraná, una mañana de junio. “En Brasil, sabemos que la corrupción es un monstruo. Pero nunca vemos realmente al monstruo. Esto era como ver al monstruo”.
     
    Lo que Youssef describió a sus abogados, y luego a los fiscales, tras firmar un acuerdo de aceptación de culpabilidad en 2014, es un fraude que ha desestabilizado al sistema político del país, ayudado a inclinar a la economía hacia la recesión y dejado a miles sin empleo.
     
    Casi ha devastado el estatus de Brasil como una estrella en ascenso en el escenario mundial.
     
    En el centro del escándalo está un plan de sobornos al viejo estilo. A partir del 2004, según los fiscales, un pequeño número de altos funcionarios de Petrobras se coludieron con un cártel de empresas para hacer sobrecargos a la compañía petrolera por contratos de construcción y servicios. El cártel decidiría qué compañías entre sus miembros ganarían un contrato para, por ejemplo, prestar servicio en una plataforma petrolera o construir parte de una refinería. Esta competencia falsa era supervisada por los cómplices en Petrobras, a quienes se recompensaba con sobornos.
     
    Conservaban algo del dinero, pero compartían gran parte del mismo con personajes públicos. (La compañía, aunque se cotiza públicamente, es propiedad del Gobierno en 51 %, y más de unos cuantos de los ejecutivos de Petrobras les deben sus puestos a funcionarios de elección).
     
    ESCALA ÉPICA
     
    Lo que ha asombrado a los brasileños no es la novedad de este fraude, sino su escala épica. El primero de muchos gritos ahogados de asombro fue emitido en diciembre, cuando un ex- empleado de Petrobras llamado Pedro Barusco prometió devolver cada centavo de sus ganancias mal habidas, 100 millones de dólares.
     
    Eso fue solo el principio. Barusco dijo a las autoridades en febrero que el gobernante Partido de los Trabajadores se había embolsado hasta 200 millones de dólares a lo largo de los años, dinero que supuestamente fue usado para financiar campañas políticas.
     
    En marzo, aproximadamente un millón de brasileños se lanzó a las calles en ciudades de todo el país para protestar.
     
    Gran parte del furor se dirigió contra la mandataria Dilma Rousseff, quien presidió Petrobras durante parte del tiempo en que operó la mafia de corrupción. (Ella niega cualquier participación y no ha sido acusada). Pero políticos de su partido y de otras cinco agrupaciones han sido implicados, de manera que hay mucha culpa que repartir.
     
    Hasta la fecha, se han emitido 117 acusaciones, cinco políticos han sido arrestados, y se han presentado casos criminales contra 13 compañías. Funcionarios de Petrobras han situado el total de los sobornos en casi 3.000 millones de dólares, una cifra que hace parecer al escándalo de la Fifa, el organismo que rige al fútbol mundial, como obra de aficionados.
     
    Si usted no vive en Brasil, el lío de Petrobras probablemente ha sido registrado, en la medida en que acaso haya sido registrado, como un fraude esotérico perpetrado por personas y corporaciones cuyos nombres no reconoce. En Brasil, ha convulsionado al país con furia y una hiriente sensación de traición.
     
    Los brasileños tienen un dicho cuando son arrestados los ricos y poderosos: “Siempre termina con una fiesta con pizzas”.
     
    Las palabras pretenden sugerir que el sistema de justicia está amañado a favor de las élites. Se dice que los acusados evitan la prisión y luego celebran ordenando pizzas.
     
    OPERACIÓN LAVACOCHES
     
    Si algún bien ha surgido de la debacle de Petrobras, es la naciente sensación de que esta vez pudiera ser diferente. Parte de la razón es obra del juez Sérgio Moro, quien está supervisando la investigación, oficialmente conocida como Operação Lava Jato, u Operación Lavacoches. En Brasil, los jueces tienen amplia libertad para definir la dirección y el alcance de las investigaciones criminales, y la disposición de Moro a perseguir incluso a los eminentes e influyentes lo ha convertido en un héroe popular.
     
    Otra fuente de optimismo público puede encontrarse en el octavo piso de un edificio de oficinas a unos kilómetros de distancia, que alberga al equipo de nueve fiscales que trabajan en la Lava Jato, como le llaman todos.
     
    El fiscal principal, Deltan Dallagnol, tiene 35 años de edad y un título de la Escuela de Derecho de Harvard. La investigación de los fiscales tiene sus orígenes 1.100 kilómetros al norte de Curitibia, en Brasilia, la capital de la nación, cortesía de un peculiar golpe de suerte.
     
    “Se necesitó la alineación de muchos factores improbables para que empezara este caso”, dijo Dallagnol. “Fue como si los dioses nos dieran una ventana de oportunidad”.
     
    En el 2012, la policía federal estaba realizando una investigación de lavado de dinero, que incluía vigilar al dueño de la Estación de Gasolina Tower. (Esta institución común y corriente alguna vez albergó a un lavadero de autos, ya cerrado, lo cual dio nombre a la investigación). Un oficial en una conversación interceptada se dio cuenta de que estaba escuchando a Youssef.
     
    El gran avance en el caso de Petrobras se dio cuando el equipo de vigilancia descubrió un correo electrónico de Youssef, que hacía mención de un vehículo Range Rover comprado para un ejecutivo de Petrobras llamado Paulo Roberto Costa.
     
    Del 2004 al 2012, Costa fue director de suministros de Petrobras, un puesto que le puso en el sitio ideal para aprobar contratos importantes. El regalo de cuatro ruedas condujo, eventualmente, a una orden judicial para registrar la oficina de Costa y a su arresto. Se convirtió en el primer involucrado en la Lava Jato en hablar.
     
    “Esta crisis va al corazón del capitalismo estatal brasileño, las líneas borrosas entre las políticas económicas de Estado y los benefactores del Estado”, dijo Matthew M. Tay-lor, de la Escuela de Servicio Internacional de la Universidad Americana. “Lo que se está demostrando es el costo de la relación entrelazada entre la empresa y el Estado, y los tipos de corrupción a que puede conducir”.
     
    David Segal - Nueva York
     
    Fuente: Portafolio.co
  • El ICP de Ecopetrol llega a sus 30 años con 292 tecnologías desarrolladas

    ICP JUN2015 En la última década le ha generado a Ecopetrol más de US$3.800 millones en beneficios comprobados por sus desarrollos tecnológicos.

     Cuenta con 35 plantas piloto y 22 laboratorios especializados, base para la investigación, el desarrollo y la innovación en procesos de la cadena del negocio de la Empresa.

    Con un inventario de 292 tecnologías desarrolladas, 79 patentes obtenidas en Colombia, México, Brasil, Estados Unidos, Nigeria y Rusia e importantes inversiones para mejorar su infraestructura tecnológica, el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) celebra sus primeros 30 años y se consolida como el más importante centro de investigación petrolera del país.

    El ICP, ubicado en Piedecuesta (Santander), llega a su tercera década convirtiéndose en pieza clave para apalancar la nueva estrategia empresarial de Ecopetrol 2030, en la cual jugarán un papel preponderante sus soluciones tecnológicas para las actividades de exploración, producción, transporte y refinación, entre otras.

    En los últimos cinco años las inversiones hechas en el fortalecimiento de su infraestructura tecnológica con el fin de afrontar los nuevos desafíos de la industria de petróleo y gas ascienden a US$200 millones.

    En 32 hectáreas se extienden hoy 38.000 metros cuadrados de edificaciones, en donde funcionan 35 plantas piloto y 22 laboratorios especializados que son la base para la
    investigación, el desarrollo y la innovación en procesos de la cadena del negocio de Ecopetrol. A la fecha el ICP cuenta con 277 equipos especializados en 57 áreas de
    experimentación.

    Su más reciente instalación es el área de Inyección de Aire del Laboratorio de Recobro Mejorado, única en Latinoamérica y una de solamente tres en el mundo con capacidad
    para hacer pruebas a alta presión con esta tecnología.

    Desde 2014 el ICP construye, con sede en Chichimene, departamento del Meta, una planta de desasfaltado a escala semi-industrial para viabilizar la evacuación de crudos
    pesados utilizando menos diluyente; y el área de pruebas piloto de inyección de aire para incrementar la recuperación de crudos pesados y extra-pesados de los llanos
    colombianos.

    El ICP también opera desde agosto de 2014, el Centro de Procesamiento Sísmico, que es soporte para mejorar las imágenes sísmicas adquiridas en campo y de esta manera reducir riesgos en el proceso exploratorio.

    En la última década, el ICP le ha representado a la compañía beneficios comprobados por al menos $3.859 millones de dólares. Si bien el mayor aporte ha sido en el área de tecnologías de producción, con beneficios del orden de los US$2.491 millones, el ICP también ha desarrollado tecnologías para los segmentos de exploración; transporte;
    refinación y petroquímica; comercialización de petróleo y gas; y para la sostenibilidad ambiental de las actividades de Ecopetrol.

    Estas soluciones le han aportado a la empresa importantes reducciones de costos en los diferentes segmentos; han redundado en el crecimiento de reservas de Ecopetrol; la reducción de incertidumbre en variables exploratorias; una mayor recuperación de petróleo de sus yacimientos; y producción de combustibles más limpios.

    Así mismo, en 2014 el ICP recibió por parte de Colciencias la certificación de 26 de sus investigaciones por un monto de $209.500 millones, siendo la Empresa con mayor
    número de proyectos certificados en el país. En 2015 se han certificado seis proyectos por valor superior a los $53.000 millones, generando exenciones tributarias a la compañía.


    por: Paisminero.co

  • Empresario pagó a Petrobras sobornos por $us 36 millones

    Logo PetrobrasEFE / Río de Janeiro - El vicepresidente de la constructora brasileña Camargo Correa, Eduardo Hermelino Leite, confesó a la Justicia haber pagado el equivalente a unos $us 36 millones en sobornos a la petrolera estatal Petrobras, según un documento de la Fiscalía. Leite, detenido en noviembre por su supuesta participación en las corruptelas y después puesto en libertad, se acogió en la víspera a un acuerdo de colaboración judicial a cambio de una futura reducción de pena.

    Los pagos efectuados por Leite se llevaron a cabo entre 2007 y 2012, y se destinaban a dos directivas de Petrobras, la de Servicios y la de Abastecimiento, de acuerdo con la declaración divulgada por la empresa de televisión Globo.

    El directivo indicó que Camargo Correa subcontrataba a terceras empresas para que realizasen servicios en obras de Petrobras cuyo precio se elevaba para disfrazar el pago de las comisiones ilegales. El caso de corrupción de Petrobras se investiga hace más de un año y la Policía arrestó a cinco exaltos cargos de la petrolera, a decenas de empresarios de las mayores constructoras de Brasil y a varios políticos, entre ellos el ahora extesorero del gobernante Partido de los Trabajadores (PT) João Vaccari.

    Según las investigaciones, decenas de constructoras amañaban las licitaciones de la petrolera y después elevaban artificialmente los precios de las obras para su propio beneficio y para pagar sobornos a los responsables de Petrobras y a decenas de políticos.

    Varios directivos detenidos se acogieron a acuerdos de colaboración judicial para delatar a los políticos implicados a cambio de reducciones de condena. La Fiscalía, que trata el caso como el mayor escándalo de corrupción destapado en Brasil, informó que los sospechosos arrestados a lo largo de este año ya devolvieron a las arcas públicas cerca de 1.000 millones de reales (unos $us 329 millones).

    Las corruptelas, que desviaron una cantidad no precisada de miles de millones de dólares, se prolongaron por más de una década y tuvieron ramificaciones en otros organismos públicos, en los investigados operaban de forma similar. Hace unos días se detuvo al ahora extesorero del Partido de los Trabajadores, João Vaccari. Este personero está acusado de corrupción, asociación ilícita y lavado de dinero. También esta semana fue detenida su cuñada  Marice Correa.

     
    Fuente: LaRazon
  • George Soros duplica su número de acciones en Petrobras

    George Soros George SorosLa crisis de corrupción y los altibajos bursátiles que atraviesa la petrolera brasileña Petrobras no parecen haber supuesto un problema para el especulador financiero, George Soros, quien duplicó su número de acciones de la semiestatal en el último trimestre de 2014.
     
    Mientras que los grandes fondos de inversiones de Estados Unidos redujeron su activos en acciones de compra PETR3 y PETR4, el multimillonario norteamericano de origen húngaro, George Soros, pasó de tener 2,4 millones a 5,1 millones de acciones en el último trimestre.
     
    Así lo confirmaron esta semana los datos de la Soros Fund Management, el fondo de inversión (hedge fund en inglés) que gestiona cerca de 28.000 millones de dólares, en su informe trimestral para la Securities and Exchange Commision (SEC), agencia del Gobierno de los Estados Unidos que regula el mercado financiero norteamericano.
     
    Con caídas de hasta el 9% en la Bolsa de Sao Paulo en la última semana y una devaluación cercana al 40% en el último año, la estrategia de acumulación de títulos a bajo precio por parte de Soros levanta suspicacias, especialmente cuando no ha sido presentado el temido balance del tercer trimestre de la petrolera que acumula más de un mes de retraso debido a las investigaciones de la Policía Federal en el contexto de la Operación Lava Jato.
     
    Conocido por ser el responsable del llamado miércoles negro, ocurrido el 16 de septiembre de 1992 cuando Soros provocó la quiebra del Banco de Inglaterra, está considerado la séptima persona más rica del mundo por la revista Forbes con una fortuna personal de unos 22.000 millones de dólares.
     
    Ferviente neoliberal, en los años 80 financió personalmente movimientos sindicales anticomunistas en varios países de la antigua Unión Soviética entre ellos Polonia, apoyando al movimiento polaco Solidarność, y en Checoslovaquia, contribuyendo a la elaboración de la llamada Carta 77, con el objetivo de debilitar la estructura soviética en esos países.

     

     

    Fuente: Sputniknews.com

     

  • Gigantes petroleras de América Latina deben US$275.000 millones

    Petroleo ExtEcopetrol planea reducir las inversiones anuales en los próximos años y se concentra cada vez más en la exploración y la producción.

    Los gobernantes de la región se ven obligados a archivar planes de gastar fondos petroleros en proyectos populares luego de que el precio del crudo cayera más de 50 por ciento en los últimos dos años, por lo que ahora se ven ante crecientes cuentas en sus gigantes con respaldo estatal. La carga crece a medida que las monedas locales declinan contra el dólar, lo que eleva el costo de reembolsar deuda en moneda extranjera.

    Es un problema general. La gigante estatal de Brasil, Petróleo Brasileiro SA, es la compañía petrolera más endeudada del mundo, mientras que los operadores de permutas de riesgo crediticio apuestan a que hay un 68 por ciento de probabilidades de que Petróleos de Venezuela SA, conocida como PDVSA, se encamine a un impago en los próximos 12 meses. Ambas tienen peso en la economía de la región, que ya se estima se contraerá por segundo año consecutivo en 2016.

    “Es difícil, no hay duda”, dijo Alberto Ramos, economista jefe para América Latina de Goldman Sachs Group Inc. “Algunas de esas compañías acumularon un fuerte endeudamiento en el período en que los precios del petróleo eran altos”.

    Si bien muchos dicen que el implícito –y en algunos casos explícito- respaldo del estado hace improbable un impago de las compañías, su salud financiera se considera cada vez más precaria. El riesgo de los bonos que mide el mercado de permutas de riesgo crediticio ha aumentado en el caso de gigantes petroleras latinoamericanas en momentos en que las compañías productoras de crudo de Venezuela, Brasil y México tienen una deuda en dólares más abultada que la del gobierno que las respalda. Sólo la colombiana Ecopetrol SA tiene una deuda menor.

    Amenaza colectiva

    Petróleos Mexicanos, conocida como Pemex, que tiene la calificación crediticia más alta de las cuatro, ya sufrió una rebaja de nota por parte de Moody’s Investors Service en noviembre y está en revisión con miras a otra reducción. La compañía, que tiene sede en Ciudad de México, cuya producción ha declinado durante 11 años consecutivos, se ve cada vez más presionada a vender activos. El mes pasado se comprometió a reducir 100.000 millones de pesos mexicanos (US$5.600 millones) su presupuesto de 2016 luego de dar a conocer pérdidas de US$32.000 millones el año pasado.

    Por su parte, la compañía productora brasileña también se deshace de activos y suspende proyectos luego de años de invertir más de US$40.000 millones anuales en enormes yacimientos de petróleo en aguas profundas del Atlántico Sur y subsidiar importaciones de combustible par el gobierno. Su endeudamiento casi se cuadruplicó en los últimos cinco años.

    La compañía, conocida como Petrobras, que emitió bonos a 100 años el año pasado, tiene más de US$13.000 millones en capital de bonos que vence en los próximos 24 meses. La empresa se aseguró el mes pasado un crédito de US$10.000 millones de China Development Bank Corp.

    La colombiana Ecopetrol planea reducir las inversiones anuales en los próximos años y se concentra cada vez más en la exploración y la producción. Por su parte, la compañía venezolana enfrenta pagos de bonos de US$13.000 millones en los próximos dos años y se considera que corre el riesgo de un impago al encontrarse el gobierno ante su propia carga de próximos vencimientos soberanos, dice Standard & Poor’s.

    Si bien la diversidad y magnitud de los problemas hace que los analistas adviertan que no debe agruparse a las compañías petroleras estatales latinoamericanas, éstas conforman de todos modos una amenaza colectiva para la economía de la región.

    Fuente: Elespectador.com

  • Gobierno brasileño libera a Petrobras a definir precios de combustibles

    Plataforma de Petrobras - Foto cortesíaPlataforma de Petrobras - Foto cortesíaRío de Janeiro,  (EFE).- El Gobierno del presidente interino de Brasil, Michel Temer, anunció hoy que dará libertad a la petrolera Petrobras para que defina los precios internos de los combustibles y dispute las concesiones que sean de interés de sus accionistas y no exclusivamente de su controlador.
     
    La nueva posición fue fijada en un comunicado divulgado hoy y en el que el ministro de Minas y Energía, Fernando Coelho Filho, defendió "la reducción del intervencionismo estatal" en el sector y la "estabilidad reguladora", como herramienta para "crear un ambiente de negocios que permita a las empresas hacer inversiones con seguridad".
     
    Petrobras, controlada por el Estado pero con acciones negociadas en las bolsas de Sao Paulo, Nueva York y Madrid, hasta ahora adoptó las políticas de precios internos de los combustibles impuestas por el Gobierno, su accionista mayoritario.
     
    En los últimos años Petrobras sufrió elevadas pérdidas por vender en Brasil combustibles por valores menores a los que pagaba por comprarlos en el exterior, ante la política del Gobierno de impedir un aumento de los precios de la gasolina y el diesel para mantener la inflación bajo control en el país y evitar protestas de la población.
     
    Coelho Filho aseguró que Petrobras podrá definir ahora los precios según las necesidades del mercado y con una visión empresarial, y no siguiendo la "política de control de precios de los combustibles impuesta por el gobierno anterior".
     
    "Coelho Filho considera que Petrobras, y las demás empresas estatales o de capital mixto, tienen que contar con libertad para actuar conforme evalúen que sea más saludable para la empresa, sin imposiciones del Gobierno", agrega el comunicado del Ministerio.
     
    El Gobierno del presidente interino de Brasil, Michel Temer, anunció hoy que dará libertad a la petrolera Petrobras para que defina los precios internos de los combustibles y dispute las concesiones que sean de interés de sus accionistas y no exclusivamente de su controlador.
     
    La libertad de Petrobras para definir los precios de los combustibles fue defendida por el nuevo presidente de la petrolera, Pedro Parente, en la ceremonia en la que asumió el cargo esta semana.
     
    El ministro de Minas y Energía también defendió que Petrobras dispute las concesiones petroleras según su interés y que no sea obligada a participar en todas las licitaciones para adjudicarse los derechos de explotar los yacimientos en el presal.
     
    Temer, que asumió la Presidencia el 12 de mayo en sustitución de Dilma Rousseff, separada del cargo mientras el Senado la somete a un proceso de destitución, defendió un proyecto de ley en discusión en el Congreso y que permite que empresas diferentes a Petrobras sean las operadoras en los yacimientos del presal.
     
    Estos gigantescos yacimientos, descubiertos en aguas profundas del océano Atlántico bajo una capa de sal de dos kilómetros de espesor y que pueden convertir a Brasil en uno de los mayores exportadores mundiales de crudo, sólo pueden ser explotados por consorcios en que Petrobras figure como operador, según la actual legislación.
     
    En su comunicado de este sábado, el ministro de Minas y Energía dijo ser partidario de que Petrobras "tenga libertad para escoger cuáles concesiones petroleras quiere disputar y que no sea obligada a ser la explotadora única en el presal".
     
    Fuente: EFE
  • Golpeada por el escándalo, Petrobras perdió un 87% de valor y ya vale menos de u$s 25.000 millones

    Plataforma PetrobrasEl valor de mercado de Petrobras rompió por primera vez desde 2005 la barrera de los R$ 100.000 millones por la caída de las acciones de la estatal. Sumada la devaluación del real, eso implica que la compañía vale hoy menos de 25.000 millones de dólares.
     
    El conjunto de las acciones de la emblemática petrolera de Brasil, golpeada por un escándalo de coimas que investiga la justicia, valía R$ 99.680 millones en la bolsa ayer.
     
    La pérdida de valor coincide exactamente con el aniversario de cinco años de la operación de mega-capitalización por un valor de R$ 120.000 millones (de los cuales R$ 45.000 millones en caja), el 24 de septiembre de 2010, señala el diario Valor.
     
    El gobierno celebró en aquel momento la que consideró la operación del tipo más grande del mundo, pero desde el punto de vista de los accionistas minoritarios fue vista como un símbolo de deterioro en términos  de gobernanza de la compañía.
     
    Desde la capitalización, cuando dio un salto y pasó a valer R$ 321.000 millones, la pérdida de valor de mercado de Petrobras fue de 69%, o de R$ 223.000 millones. En dólares, la caída fue más fuerte porque la desvalorización de la moneda acentúa el mal desempeño de las acciones locales. De acuerdo a ese criterio, el valor de mercado cayó 87% desde la capitalización, lo que representa una destrucción de u$s 163.000 millones en valor, que cerró ayer a u$s 24.000 millones.
     
    En el mismo período la deuda líquida de la compañía creció 600%, pasando de R$ 57.000 millones a cerca de  R$ 400.000 millones, considerando una estimación del impacto de la reciente disparada del dólar (cotiza hoy a R$ 4,24).
     
    El salto en el endeudamiento no solo está vinculado con el efecto cambiario sino también con otros factores como la práctica sistemática de invertir más de lo generado por caja, la venta de combustible con perjuicio durante casi cuatro años, el desperdicio de dinero en proyecto inviables desde el punto de vista económico y los desvíos por corrupción. Pero el reciente movimiento de pérdida de valor de Petrobras, de 25% o más de R$ 30.000 millones solo en septiembre, se debe principalmente a la reducción de la nota de crédito del país y de la compañía por Standard & Poor’s y la disparada del dólar. Ambos factores impactan en el costo y en la capacidad de refinanciación de la deuda de la estatal, considerando que cada año vence un promedio de R$ 50.000 millones entre 2016 y 2019.
     
    Fuente: -hidrocarburosbolivia.com
  • Internacional - ¿Por qué las petroleras rusas crecen más que las occidentales pese a la caída del precio del crudo?

    Inversiones EconomLas acciones de las empresas petroleras rusas superan en ritmo de crecimiento a las de sus competidores occidentales. ¿Por qué las petroleras rusas ganan tanto como si el precio del crudo estuviera a 100 dólares?

    La industria mundial de petróleo y gas este año ha sufrido más que otros sectores de la economía, como muestra la dinámica del índice MSCI All-Country World. Sin embargo, las compañías rusas se mostraron más resistentes a la caída de los precios del petróleo.

    Los productores de petróleo rusos ahora ganan como si el precio de un barril de petróleo fuera de 100 dólares, cita Bloomberg a los analistas del grupo de banca de inversión y valores Goldman Sachs. De acuerdo con el banco de inversiones británico Barclays, este año el ritmo del crecimiento de flujo de caja libre de Rosneft y de Lukoil serán casi dos veces superior al de Shell y BP.

    En esta misma línea, las acciones de Rosneft en Londres han aumentado en lo que va de año un 3,4%, mientras que las de Gazprom Neft lo han hecho en un 2,5%. Mientras, las acciones de Shell en la categoría B cayeron en un 27%, mientras que las de BP lo hicieron en un 17%. Además, los gastos de capital de Rosneft en el primer semestre de 2015 fueron de 4,2 dólares por barril, casi siete veces menos que los gastos de BP.

    ¿A qué se deben estos resultados de las compañías rusas? La mayor parte de todos los ingresos al presupuesto ruso de la industria de petróleo y gas se deriva de los derechos de exportación sobre el petróleo y sus productos. Sin embargo, en enero de 2015 en Rusia entró en vigor una maniobra fiscal que implica la reducción de los derechos de exportación del petróleo y el aumento del impuesto a la extracción de minerales.

    Los ingresos de las compañías petroleras rusas se calculan en dólares estadounidenses y los gastos en rublos. Esta combinación representa un gran apoyo al principal sector exportador de la economía rusa.

    De esta manera la maniobra fiscal y la caída del rublo llevaron a que ahora Rosnerft, Lukoil y Gazprom Neft estén mostrando una mejor dinámica en el flujo de caja, en el margen de beneficio y en el precio de las acciones que Royal Dutch Shell, BP o ExxonMobil.

    Fuente: rt.com

  • Japón ofrecerá a Brasil superplataforma petrolera Durante su inminent

    Durante su inminente visita a Brasil, el primer ministro japonés, Shinzo Abe, propondrá a la presidenta brasileña, Dilma Rouseff, la utilización de tecnología japonesa en la construcción de una superplataforma flotante para el desarrollo de pozos petrolíferos en el país latinoamericano.
     
    Según la propuesta redactada a la que ha tenido acceso la agencia Kyodo, Abe tratará el tema en su encuentro con Rouseff, que se producirá en el marco de una gira que llevará a cabo entre el 25 de julio y el 4 de agosto por cinco países de la región, que incluye México, Colombia, Chile y Trinidad y Tobago.
     
    La construcción de superplataformas flotantes en la costa brasileña es desde hace años un tema de enorme interés para las empresas japonesas debido al potencial de crecimiento de los yacimientos en el país.
     
    Según la propuesta, la plataforma tendría unos 300 metros de largo por 100 de ancho, y su coste de construcción superaría los 50.000 millones de yenes (364 millones de euros/493 millones de dólares).
     
    El transporte de personal, equipos y suministros a los pozos marinos más alejados de la costa supone actualmente un enorme reto para la explotación de crudo en Brasil.
     
    En este sentido, la superplataforma supondría contar con un gran centro logístico a medio camino entre la costa y los yacimientos, lo que contribuiría a reducir los costes de transporte y a mejorar la seguridad de las operaciones.
     
    El borrador al que ha tenido acceso Kyodo también incluye un plan de la Agencia de Cooperación Internacional de Japón (JICA) para establecer este año un programa de formación para personal de la industria de los astilleros en Brasil, los cuales contarían con la participación de expertos nipones del sector. 
     
    EFE/D.com
  • Las deudas atan de manos a las grandes petroleras privadas

    Exxon, Shell, BP y Chevron tienen una deuda combinada de US$184.000 millones

    Mientras afrontan los bajos precios del petróleo, algunas de las mayores empresas de energía del mundo cargan con niveles récord de deuda, lo que alimenta las preocupaciones sobre su capacidad para repartir dividendos y encontrar nuevos barriles de crudo.

    Exxon Mobil Corp., Royal Dutch Shell PLC, BP ​​PLC y Chevron Corp. acumulan una deuda neta combinada de US$184.000 millones, más del doble que en 2014, cuando los precios del petróleo comenzaron una brusca caída que tocó fondo a principios de este año, cuando el barril se cotizaba a US$27. Los precios del crudo han rebotado desde entonces, pero todavía rondan US$50 el barril.

    Los crecientes niveles de deuda son un recordatorio del impacto que una caída de precios de dos años ha tenido en la industria. Hace una década, estas cuatro empresas comparecieron ante el Congreso para explicar sus “ganancias extraordinarias”, pero hoy su flujo de caja normal no alcanza para cubrir sus gastos.

    Los ejecutivos de BP, Shell, Exxon y Chevron han asegurado a los inversionistas que en 2017 generarán suficiente dinero en efectivo como para pagar nuevas inversiones y por dividendos, pero algunos accionistas son escépticos. En la primera mitad de 2015, según un análisis de The Wall Street Journal, esas empresas quedaron US$40.000 millones por debajo de aquel objetivo.

    “A la larga algo va a ceder”, dijo Michael Hulme, gerente del Carmignac Commodities Fund, un fondo de US$550 millones que posee participaciones en Shell y Exxon. “Estas empresas no serán capaces de mantener los dividendos actuales [con los precios del barril de entre US$50 a US$60]. Es insostenible”.

    BP ha dicho que espera el año que viene financiar sus operaciones, realizar nuevas inversiones y cumplir con su dividendo con un precio del petróleo de entre US$50 y US$55 el barril.

    La deuda se acumula a pesar de los recortes de miles de millones de dólares en nuevos proyectos y en las actuales operaciones. La cancelación de los préstamos podría pesar sobre las empresas durante años y limitar su capacidad para hacer otras inversiones y para seguir bombeando cada vez más petróleo y gas.

    “Simplemente no están gastando lo suficiente como para aumentar la producción”, dijo Jonathan Waghorn, cogerente de cartera en Londres para el Guinness Atkinson Asset Management Inc., que ayuda a supervisar más de US$400 millones en una gama de fondos de energía, incluyendo acciones de Exxon, BP, Chevron y Shell.

    Las compañías petroleras dicen que tienen muchas herramientas a su disposición para pagar su deuda, incluyendo la venta de activos, la oferta a los accionistas de más acciones en lugar de un dividendo en efectivo, y el seguir reduciendo costos. Tasas de interés históricamente bajas están ayudando a aliviar un poco el dolor.

    También dicen que estos niveles de deuda son transitorios, mientras las empresas se reestructuran, y que la deuda caerá cuando suban los precios del petróleo.

    Este año “estamos en una etapa de transición”, dijo el presidente ejecutivo de Shell, Ben van Beurden, durante el informe de ganancias del mes pasado. La compañía reportó un aumento de la deuda neta a más de US$75.000 millones al final del segundo trimestre, en gran parte debido a la adquisición de BG Group PLC.

    Deudas Petrol

    Sin embargo, analistas e inversionistas dicen que la caída del petróleo hace que a las empresas les resulte más difícil que nunca recaudar dinero para cancelar deuda mediante la venta de activos. La entrega de más acciones a los inversionistas sólo posterga el problema del pago de dividendos; en algún momento, las empresas tendrán que pagar. Incluso el impulso que muchas empresas obtuvieron de las ganancias de sus divisiones de refinación —que tienden a mejorar cuando los precios del petróleo son bajos— parece estar llegando a su fin mientras un exceso de gasolina erosiona los precios del combustible, dicen inversionistas y analistas.

    “La pregunta es, ¿pueden pasar este año y el próximo sin hacer algo radical, como suspender los dividendos?”, se preguntó Iain Reid, analista sénior de petróleo del banco de inversión Macquarie Capital.

    El aumento de la deuda neta ha contribuido a elevar el gearing de estas empresas, la proporción de la deuda neta de una compañía respecto de su patrimonio. Se trata de una medida clave de riesgo financiero que influye en las calificaciones otorgadas por las agencias de crédito.

    S&P ha rebajado la calificación de Shell, Chevron, Exxon y BP, aunque en el caso de todas estas empresas siguen siendo muy altas.

    El gearing de Shell está en 28%. El director financiero de la compañía, Simon Henry, dijo el mes pasado que incluso podría alcanzar un máximo de 30%. El gearing de BP supera el 25%, el de Chevron es 20% y el de Exxon ronda el 18%.

    En 2012, el gearing de Shell fue de alrededor de 10% y el de Exxon fue de 1,2%. En 2005, cuando los precios del petróleo subían de manera constante, Exxon no tenía ninguna deuda, y sus ganancias eran tan altas que sus ejecutivos y los de otras grandes petroleras fueron llamados a declarar frente al Senado de EE.UU. por sus beneficios extraordinarios.

    Patricia Yarrington, directora financiera de Chevron, dijo en abril que los altos niveles de deuda de la compañía eran de esperar. “Podemos manejarlo si es temporal”, manifestó.

    El presidente ejecutivo de Exxon, Rex Tillerson, ha asegurado a los inversionistas que Exxon mantiene su compromiso de pago de dividendos. La compañía ha aumentado los pagos a los accionistas durante 34 años consecutivos. Tillerson y otros han señalado que Exxon tiene la capacidad de pedir prestado.

    En todo caso, la compañía ha señalado su disposición a endeudarse para aprovechar oportunidades estratégicas como la compra de activos como InterOil Corp., una pequeña empresa dedicada a la exportación de gas de Papúa Nueva Guinea, que Exxon acordó adquirir en julio por un estimado de US$2.500 millones.

    “No vamos a renunciar a oportunidades atractivas”, dijo Jeff Woodbury, vicepresidente de relaciones con los inversionistas de Exxon, en una comunicación con estos el mes pasado.

     

    Fuente: lat.wsj.com / Selina Williams y Bradley Olson

  • Las metas de producción y autosuficiencia están en vilo bajo desarrollo en pozos

    Crudo 2016Bogotá- La locomotora minero energética parece estar avanzando hacia un abismo y nadie se ve realmente interesado en poner el freno para que en 2022 las refinerías, en las cuales se invirtió más de US$9.000 millones en los últimos años, no se queden sin barriles que refinar.
     
    Las últimas proyecciones que hacen Campetrol y la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) muestran que este año la producción llegaría en promedio a solo 885.000 barriles, es decir 12% menos que el promedio de 2015, y en 2022 estaría por debajo de 600.000 barriles. 
     
    La realidad del sector petrolero, como explicó el presidente de la ACP, Francisco José Lloreda, es que la actividad exploratoria y de producción está prácticamente paralizada. Según las cifras de las empresas, en el año solo se han realizado 42 pozos de desarrollo de 450 proyectados por la ANH para mantener la producción por encima de los 900.000 barriles. Estos son los que permiten extraer más barriles de las zonas de producción, que en Colombia tienen un promedio de declinación en el mediano plazo de 15%, según un estudio de la ACP. 
     
    Siendo así, para este año,  “solo un repunte continuo en el precio, sumado al éxito exploratorio en tierra y mar, permitiría que la producción se estabilice alrededor de los 600.000 barriles promedio diarios (bpd) en los próximos años”, explicó Lloreda.
     
    De no ser así, y de continuar el precio en los niveles actuales y la perforación, ACP estima que la cifra llegaría hasta 400.000 bpd para 2022. En cualquiera de los dos casos “la autosuficiencia (cargar las refinerías con crudo colombiano) se perdería para la fecha”, explica el informe. 
     
    “Y esto sería desafortunado ya que, seguramente, el país quedaría expuesto a precios de mercado spot y le tocaría incurrir en costos de transporte y, probablemente, de pago de aranceles, lo que haría el crudo más caro”, aseguró Lloreda.
     
    Ahora, además de los niveles de los precios del crudo “que no han permitido la viabilidad económica de algunos proyectos, la conflictividad social presente en las regiones extractivas ha dificultado la normal operación de las empresas, por lo que la tendencia a la baja se intensifica”, explicó, Rubén Darío Lizarralde, presidente de Campetrol.
     
    Con los bloqueos que tiene Ecopetrol desde el 7 de julio en  Acacías se suman 36 bloqueos a la infraestructura petrolera en el año. Esto ha perjudicado también la exploración y perforación y ha dejado pérdidas por daños de $11.329 millones. 
     
    Según las cifras de los bloqueos que han reportado empresas de bienes y servicios esto ha generado que los taladros y equipos, que cuestan entre US$1 millón y US$5 millones por día el alquiler, hayan estado frenados por 206 días en 2016. 
     
    Siendo este el panorama, el llamado de los gremios es a que el Gobierno tome las decisiones que se requieren para recuperar el dinamismo, “impulsar la exploración, aumentar las reservas, y recuperar la producción”. 
     
    Los daños a infraestructura de Ecopetrol
    Ecope trol envió un comunicado en el cual rechaza los actos de violencia presentados el 7 de julio por “20 desconocidos encapuchados que ingresaron al taladro PX44, en El Triunfo, y ocasionaron daños a los equipos de la localización y pusieron en riesgo la vida de las personas”. Según cuenta la empresa, que aún no ha calculado los daños, los delincuentes lanzaron botellas de gasolina al contenedor de elementos químicos del taladro y ocasionaron un incendio que fue controlado  por el equipo de brigadistas en sitio y bomberos de la empresa.
     
    La opinión
     
    Francisco José Lloreda
    Presidente de la ACP
    “Solo un repunte continuo en el precio, sumado al éxito exploratorio, permitiría que se estabilice cerca de 600.000 bpd en los próximos años”.
     
    Fuente: Larepublica.co
  • Los Precios del Petróleo y la Economía Mundial: Una Relación Complicada

    Precios OilPor Maurice Obstfeld, Gian Maria Milesi-Ferretti y Rabah Arezki

    Los precios del petróleo se mantienen persistentemente bajos desde hace más de un año, pero como se señala en la edición de Perspectivas de la economía mundial (informe WEO, por sus siglas en inglés) de abril de 2016, el estímulo que muchos esperaban que tendrían sobre la economía mundial aún no se ha materializado. Sostenemos que, paradójicamente, es probable que los beneficios mundiales se observen solo después de que los precios repunten ligeramente y las economías avanzadas logren superar el actual entorno de bajas tasas de interés.

    Desde junio de 2014, los precios del petróleo, en dólares de EE.UU., han caído aproximadamente 65% (unos USD 70) en un entorno en que el crecimiento de una amplia gama de países se ha ido reducido progresivamente. Incluso teniendo en cuenta la apreciación del dólar de 20% durante este período (en valores efectivos nominales), la reducción de los precios del petróleo en otras monedas ha sido, en promedio, de más de USD 60. Esto ha dejado perplejos a muchos observadores, incluidos nosotros aquí en el FMI, que creíamos que estas disminuciones de precios serían beneficiosas para la economía mundial, dado que si bien obviamente resultarían nocivas para los exportadores, reportarían ventajas a los importadores, con lo cual se contrarrestaría ese efecto con creces. El principal supuesto en que se sustenta esa creencia es la diferencia concreta de comportamiento de ahorro entre los países importadores de petróleo y los países exportadores de petróleo: los consumidores en los primeros, como por ejemplo en Europa, tienen una mayor tendencia marginal a gastar su ingreso que los consumidores en los segundos, como por ejemplo Arabia Saudita.

    Es evidente que los mercados mundiales de capital no se adhieren a esa teoría. Durante los últimos seis meses e incluso antes, los mercados de capitales han seguido una tendencia a la baja cuando los precios del petróleo han disminuido, resultado que no esperaríamos considerando que, en términos generales, un bajo precio del crudo favorece a la economía mundial. De hecho, desde agosto de 2015, la correlación simple entre las cotizaciones bursátiles y los precios del petróleo no solo ha sido positiva (véase el gráfico 1), sino que se ha duplicado con respecto al período anterior que comenzó en agosto de 2014 (pero no a niveles sin precedentes).

     

    SPA Oil  Chart1 En general, los episodios pasados de marcadas variaciones de los precios del crudo dieron lugar a efectos anticíclicos visibles, por ejemplo, tasas de crecimiento mundial más lentas tras registrarse grandes aumentos del crecimiento económico.  ¿Estamos presenciando algo diferente esta vez? Aunque varios factores inciden en la relación entre los precios del petróleo y el crecimiento económico, sostenemos que la gran diferencia con respecto a los episodios anteriores es que en muchas economías avanzadas la tasa de interés nominal es cero o casi cero.

    Oferta y demanda

    Un problema evidente que surge al tratar de pronosticar el efecto de las variaciones de los precios del petróleo es que una caída de los precios mundiales puede ser consecuencia de un aumento de la oferta mundial o de una disminución de la demanda a escala internacional. Pero en este último caso, esperaríamos ver exactamente la misma tendencia que en los trimestres recientes: una caída de precios y una desaceleración de la tasa de crecimiento mundial, en que los precios más bajos del crudo amortiguarían, pero probablemente no invertirían, la disminución del crecimiento económico.

    La disminución de la demanda ha ejercido, sin duda alguna, una función en estas tendencias, pero la información empírica apunta a que el aumento de la oferta ha tenido un efecto igualmente importante, si no más. En términos generales, la oferta del petróleo ha sido pujante debido a la producción sin precedentes de los países miembros de la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que ahora incluye además las exportaciones de Irán, así como las de algunos otros países que no integran la OPEP. Asimismo, la oferta de petróleo del esquisto bituminoso de Estados Unidos ha demostrado ser sorprendentemente resistente a la baja de los precios del petróleo. En el gráfico 2 puede observarse cómo, a diferencia de episodios anteriores, últimamente la producción de la OPEP ha seguido aumentando a medida que los precios han caído.

    SPA Oil  Chart2

    Incluso en Estados Unidos, un país importador neto de petróleo en que la demanda ha sido relativamente sólida, los bajos precios del crudo no parecen haber impulsado sustancialmente el crecimiento. El análisis econométrico y otros estudios apuntan a que solo parte de la reciente disminución de los precios del petróleo —entre la mitad y un tercio— está frenando la demanda y que la diferencia puede atribuirse al aumento de la oferta.

    Pero el misterio persiste: ¿dónde pueden observarse los efectos positivos de la disminución de los precios del crudo?

    Para responder a este interrogante, en la próxima edición del informe WEO de abril de 2016 se compara el aumento de la demanda interna en los países importadores y exportadores de petróleo en 2015 con lo que previmos en abril de 2015, cuando se registró la primera caída sustancial de los precios del crudo. La mayor parte de la revisión a la baja de la demanda mundial puede atribuirse a los exportadores de petróleo, a pesar de que representan una proporción relativamente pequeña del PIB mundial (un 12%). No obstante, pese a la reducción de los precios del crudo, que fue mayor de la prevista, la demanda interna en los países importadores tampoco superó los niveles pronosticados.

    Para poder comprender por qué no se detectan los efectos positivos del gasto debe examinarse más detenidamente la composición de la demanda en los países exportadores e importadores de petróleo.

    La demanda interna en los países exportadores de petróleo

    En 2015 la demanda interna en los países exportadores se caracterizó, de hecho, por una atonía mucho mayor de la prevista un año anterior. Esta sorpresa negativa se debió a un menor consumo, pero especialmente a una disminución de la inversión. Aunque los países ricos que exportan petróleo pueden recurrir a sus reservas o a los fondos soberanos de inversión –y la mayoría lo ha hecho—, también han ido recortado marcadamente el gasto público. Los países más pobres, por supuesto, tienen una capacidad de endeudamiento mucho menor, y corren el riesgo de sufrir una crisis si sus niveles de deuda externa aumentan demasiado. La mayoría de estos países tienen superávits en cuenta corriente sustancialmente más bajos o déficits más altos, y sus diferenciales soberanos se han ampliado.  En estos países el gasto interno puede reducirse marcadamente, en forma no lineal, a veces por la vía de una gran disminución del tipo de cambio que incrementa el precio de los bienes importados. La disminución de la inversión pública en estos países ha sido especialmente pronunciada: la mayoría de sus bienes de capital son importados y cuando se vuelve necesario realizar un ajuste fiscal, el gasto en capital suele ser el primer rubro que se elimina. Tampoco debemos olvidar que existen factores no relacionados con los precios del crudo —las conmociones internas en Iraq, Libia y Yemen, así como las sanciones en Rusia—  que han afectado la actividad económica de una serie de países exportadores de petróleo.

    Evidentemente, los bajos precios del crudo reducen la rentabilidad de las actividades de exploración y extracción que realiza el sector privado, además de reducir el gasto de capital. Según Rystad Energy, entre 2014 y 2015 la caída mundial del gasto de capital en los sectores de petróleo y gas fue de unos USD 215.000 millones, cifra equivalente a aproximadamente 1,2% de la formación de capital fijo a nivel internacional (nivel ligeramente inferior a 0,3% del PIB mundial). Incluso algunos países importadores se han visto muy afectados, Estados Unidos especialmente, lo cual explica una proporción significativa de la caída mundial de la inversión relacionada con el sector energético.

    Demanda interna en los países importadores de petróleo

    Las economías avanzadas importadoras de petróleo, por ejemplo en la zona del euro, de hecho han registrado algunos efectos positivos sobre el consumo, pero el impacto ha sido algo menor de lo previsto. Asimismo, el aumento de la inversión se ha mantenido por debajo de las expectativas, lo cual también refleja la disminución mayor de lo previsto de la inversión del sector energético en Estados Unidos, mencionada anteriormente. En el caso de los países en desarrollo y de mercados emergentes importadores de petróleo, la experiencia es variada. En esos países el mecanismo a través del cual los precios internacionales se transmiten a los precios internos de combustibles suele ser más limitado que en las economías avanzadas; algunos han reducido las subvenciones a los combustibles. Es cierto que la mejora de la posición fiscal en definitiva debería permitir a las autoridades bajar los impuestos o aumentar el gasto público, pero ese proceso lleva tiempo y está sujeto a diversas fricciones y fallas. En conjunto, el aumento de la demanda interna en estos países importadores se ajustó en general a las expectativas, pese a las difíciles condiciones macroeconómicas en unos cuantos países exportadores de otras materias primas.

    Un sorprendente desempeño macroeconómico con tasas de interés de límite inferior cero

    Hay otro factor que podría impedir la reactivación de la demanda en los países importadores de petróleo.

    En relación con otros ciclos de precios pasados, la caída de los precios del crudo coincide con un período de lento crecimiento económico, tan lento que los principales bancos centrales no tienen o tienen solo limitada capacidad para seguir reduciendo las tasas de interés de intervención a fin de respaldar el crecimiento económico y reducir las presiones inflacionarias.

    ¿Por qué esto es importante? En las décadas de 1970 y 1980, un gran volumen de estudios económicos, resumidos por Michael Bruno y Jeffrey Sachs hace más de 30 años, demostraron que los aumentos de precios impulsados por la oferta pueden ocasionar “estanflación”, es decir, una combinación de mayor inflación y menor crecimiento. Ese fenómeno es el resultado directo de los mayores costos en los que incurren los productores que usan energía, y que los llevan a reducir la producción, despedir mano de obra e incrementar los precios para cubrir sus mayores costos de producción.

    Si bien el petróleo es un factor de producción menos importante que hace tres décadas, este razonamiento debería funcionar a la inversa cuando disminuyen los precios del crudo, y debería traducirse en costos de producción más bajos, una mayor contratación y una inflación más baja. No obstante, este mecanismo es problemático cuando los bancos centrales no pueden reducir las tasas de interés. Puesto que la tasa de intervención no puede reducirse más, la disminución de la inflación como consecuencia de la reducción de los costos de producción incrementa la tasa de interés real, comprimiendo la demanda y reduciendo con toda probabilidad los aumentos del producto y el empleo. De hecho, es posible que estas variables agregadas terminen reduciéndose. Es probable que algo parecido esté ocurriendo actualmente en algunas economías. En el gráfico 3 se observa que un precio de crudo más bajo de lo previsto posiblemente reduce la inflación prevista, y se demuestra que existe una fuerte relación directa entre los precios de los contratos de crudo de Estados Unidos a futuro y una medida de las expectativas inflacionarias a largo plazo basada en el mercado.

    Una tasa de interés de límite inferior cercano a cero también puede ser señal de una respuesta “perversa” al aumento de los precios del petróleo. Cuando los bancos centrales confrontan presiones deflacionarias, es improbable que incrementen considerablemente la tasa de interés de intervención para hacer frente a un repunte de la inflación. En consecuencia, los aumentos de los precios del petróleo pueden, en forma simétrica, tener un efecto expansionista al reducir la tasa de interés real.

    Obviamente, sería un error llegar a la conclusión de que los bancos centrales pueden potenciar las ventajas del actual nivel bajo de los precios del petróleo elevando sus tasas de interés de política monetaria. Al contrario, si las demás condiciones no varían, esa medida sería perjudicial para el crecimiento ya que elevaría las tasas de interés real. Nuestro argumento es sencillamente que cuando las condiciones macroeconómicas de un país importador de petróleo justifican una tasa de interés del banco central muy baja, una caída de los precios del petróleo podría provocar movimientos de la tasa de interés real que contrarrestarían el efecto positivo en el ingreso.

    El camino por delante

    Cuando los precios del petróleo son persistentemente bajos, la conducción de la política monetaria se complica, y se corre el riesgo de que expectativas inflacionarias no ancladas ocasionen nuevos reveses. Es más, el episodio actual, en que los precios del crudo han llegado a mínimos sin precedentes, podría desencadenar una serie de incumplimientos de pagos por parte de empresas y países, y estas perturbaciones podrían volver a incidir negativamente en los mercados financieros, donde ya existe cierto nerviosismo. La posibilidad de que se produzca un ciclo de retroalimentación negativa de este tipo hace aún más apremiante que la comunidad internacional respalde la demanda y que ciertos países lleven a cabo reformas estructurales y financieras.

    Fuente: Elespectador.com

  • Los problemas de Ecopetrol y Petrobras alientan las apuestas por un alza del petróleo

    Aquellos que apuestan a un alza del precio del crudo y que tienen sus esperanzas puestas en que los pozos del oriente de Texas dejen de bombear petróleo, pueden apuntar su mirada más hacia el sur.
     
    Refinería de Barranca - ecopetrolRefinería de Barranca - ecopetrolLa explicación a la recuperación del crudo después del desplome de los precios el año pasado apunta principalmente a las empresas perforadoras de crudo de esquisto que tienen problemas de flujo de caja en Texas y en otros estados estadounidenses donde están suspendiendo operaciones en sus yacimientos. El repunte de casi 30% desde mediados de marzo en los contratos futuros de vencimiento más cercano, a casi US$60 el barril, ha reflejado una reducción de la cantidad de pozos en operación.
     
    Sin embargo, la producción de crudo de Estados Unidos no parece haber bajado substancialmente hasta la fecha. De hecho, las estimaciones más recientes del Departamento de Energía de EE.UU. indican que la producción ha llegado sus niveles más altos en décadas. Esos datos están lejos de ser precisos. Pero junto con el número de plataformas que repentinamente dejó de descender, la información sugiere que hasta ahora, la producción estadounidense está demostrado ser resistente.
     
    Así que los optimistas sobre los precios del crudo deben estar felices con la noticia que salió de Colombia la semana pasada. Ecopetrol, ECOPETROL.BO -2.76%  la petrolera de control estatal del país, redujo sus proyecciones de producción de crudo y gas natural en más de 400.000 barriles de equivalente de petróleo para 2020. Asumiendo que 82% de esa cantidad es crudo, en línea con la producción del año pasado, eso es aproximadamente 350.000 barriles de suministro gradual que quedará fuera del mercado.
     
    Esa es una cantidad importante. Las proyecciones a mediano plazo de la Agencia Internacional de Energía (AIE) contemplan que la producción fuera de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) subirá en 3,4 millones de barriles al día para 2020 en comparación con 2014. La contracción de Ecopetrol equivale a casi 10% de esa cifra.
     
    Excepto que en realidad no es así. La AIE, en anticipación a los problemas de Ecopetrol, no contaba con una gran producción en Colombia. De hecho, espera que la generación de crudo del país caiga en 150.000 barriles al día para 2020. Ciertamente, a menos de US$68 el barril, los futuros de petróleo para 2020 no indican pánico.
     
    Eso no quiere decir que el riesgo de la esperada evaporación de crudo no sea real. Un ejemplo es Brasil. La AIE estima que su producción subirá en 900.000 barriles al día para 2020, casi 25% del aumento proyectado para los no miembros de la OPEP. Pero Petróleo Brasileiro, PETR4.BR +0.24%  que produce 90% del crudo del país, se ha convertido en sinónimo de corrupción y metas no cumplidas. Y Petrobras pronto anunciara nuevas proyecciones de producción, que probablemente serán más bajas.
     
    Dejando los escándalos de lado, lo que perjudica a Petrobras así como a Ecopetrol es la necesidad de frenar el gasto conforme los precios más bajos del petróleo restringen el flujo de caja y el acceso a capital, lo que socava los planes de crecimiento. En la perspectiva de la AIE, los mercados emergentes, incluyendo potencias petroleras como Rusia, son la fuente de prácticamente todos los recortes proyectados en el suministro frente a los niveles del año pasado.
     
    Por otro lado, los mercados de capital han seguido abiertos a las empresas estadounidenses de exploración y producción. El actual ritmo de actividad financiera implica, cuando se anualiza, que el sector está acumulando la mayor cantidad de deuda desde 2012, cuando el petróleo promediaba US$94 el barril, y el mayor capital accionario en al menos 20 años, de acuerdo con el proveedor de datos Dealogic.
     
    Así que mientras hay varios comodines, tanto negativos como positivos, en lugares como Colombia, Brasil, Irán, Irak y otros, EE.UU. sigue siendo la historia central en el suministro de crudo global. Para la OPEP, que se reúne esta semana, la competencia con los productores estadounidenses habilitada por los mercados de capital debería seguir siendo una gran preocupación. La necesidad de mantener su cuota de mercado sugiere que el grupo no cambiará de posición.
     
    Dado que el coqueteo del petróleo con un barril a US$60 ha sido suficiente para desacelerar el aparente ritmo de reducción de la actividad en los yacimientos de esquisto, la pelea del suministro no ha terminado.
     
     
    Por LIAM DENNING
    Fuente; WSJournal.com
  • Moody’s mejora la calificación de riesgo de Petrobras

    Biodiesel Petrobras comunicö que la agencia de calificación de riesgo Moody’s anunció la elevación del  rating de la deuda corporativa de la compañía desde B2 hasta B1 y cambió la perspectiva de estable a positiva. 
     
    Moody's destacó en su informe la mejora continua del perfil de liquidez de Petrobras y de sus métricas financieras en los últimos trimestres, debido, entre otros factores, a la mayor eficiencia de costos y a la nueva política de precios. Esos factores también han contribuido a que la compañía mantuviera el acceso a los mercados de capitales y pudiera refinanciar una parte de su deuda. 
     
    "La revisión de la nota de crédito de Petrobras por parte de Moody's reconoce el trabajo intenso que se viene haciendo en la mejora de los indicadores operativos de la compañía, además del esfuerzo de reducción de la deuda. Muestra que estamos en el camino correcto, pero también es una constatación de que es el principio de un trabajo y que todavía hay mucho por hacer", declaró el presidente de Petrobras, Pedro Parente.
     
    La agencia resaltó la evolución en el ambiente regulatorio brasileño, que permite alcanzar mejores retornos para las inversiones a largo plazo. Además, reconoció el compromiso de la administración de la empresa en lo referente a alcanzar las metas financieras y operativas establecidas en el Plan de Negocios y Gestión 2017-2021.  Por último, la agencia informó que la perspectiva positiva indica que, en los próximos 18 meses, si la liquidez y el riesgo de crédito de la compañía siguen mejorando, es posible que haya nuevos avances en el rating de Petrobras.
     
     
    PAISMINERO.CO
     
     
  • Moody’s: habrá caída en la calidad crediticia de petroleras paraestatales de A. Latina

    “Gastarán más de US$100.000 millones anuales en los próximos años para financiar sus proyectos offshore y la deuda que tendrán que contratar representará un riesgo adicional para los tenedores de bonos”, advierte Moody's.
     
    Extraccin PetMexico. Todas las paraestatales petroleras de América Latina enfrentan el deterioro de sus indicadores crediticios de aquí hasta más o menos 2016, cuando la producción de petróleo y gas incremente lo suficiente para mejorar sus flujos de efectivo e indicadores financieros en general, señala Moody’s Investors Service en un nuevo reporte titulado, “Latin American Oil and Gas Companies Face Risk from Push for Debt-Financed Growth”. Las compañías utilizan deuda para financiar sus demandantes programas de inversión de capital.
     
    El nuevo reporte trata de Ecopetrol, con sede en Colombia; Pdvsa, en Venezuela; Pemex, en México; Petrobras, en Brasil; e YPF, en Argentina. Todas estas compañías son las más grandes de sus respectivos países y son recursos esenciales de ingresos para sus gobiernos.
     
    “Las compañías petroleras paraestatales de América Latina invierten agresivamente para satisfacer las necesidades energéticas de sus naciones”, indica Nymia Almeida, una Vice President – Senior Credit Officer de Moody’s. “Gastarán más de US$100.000 millones anuales en los próximos años para financiar sus proyectos offshore y la deuda que tendrán que contratar representará un riesgo adicional para los tenedores de bonos”
     
    Todas las compañías que analiza Moody’s gozan de altos niveles de soporte gubernamental, indica Almeida, pero algunas enfrentan importantes riesgos operativos y políticos. La guerra con el movimiento de insurgencia de las FARC en Colombia genera frecuentes ataques a la infraestructura energética del país, lo cual podría limitar el incremento en la producción de Ecopetrol, y en México Pemex depende de la debida ejecución de la nueva ley energética para lograr sus objetivos de producción. Del grupo, Petrobras es la que enfrenta el mayor riesgo operativo y se encuentra obstaculizada por las políticas de precio de la gasolina y el diésel que establece Brasil, mientras que Argentina y Venezuela presentan condiciones difíciles para YPF y Pdvsa, respectivamente, y desde luego para los negocios en general.
     
    Sin embargo, aunque la participación de un gobierno a menudo debilita el modelo de negocio de una petrolera, también puede reducir sus costos de endeudamiento y facilitar el acceso al mercado, aun si se deterioran sus indicadores crediticios. “Todas las compañías que analizamos, excepto Petrobras, tienen fuertes indicadores de rentabilidad antes de impuestos, mientras que sus márgenes varían en parte debido a las distintas condiciones geológicas y a las proporciones de petróleo y gas que producen” comenta Kijana Mack, Associate Analyst y coautor del reporte.
     
    Los suscriptores de reportes de Moody’s pueden consultar este reporte en http://www.moodys.com/viewresearchdoc.aspx?docid=PBC_172317
     
    Esta publicación no anuncia una acción de calificación crediticia. Para cualquier calificación crediticia referenciada en esta publicación, favor de ir a la pestaña de calificaciones en la página del emisor/entidad en www.moodys.com para consultar la última acción de calificación crediticia y el historial de calificación.
     
    autor: AméricaEconomía.com
  • Ola de fusiones y movidas para 'salvar' al sector petrolero

    Petrolera 11La crisis del crudo lleva a las firmas débiles a buscas nuevas alternativas.
     
    De forma similar a lo que han hecho grandes jugadores de la industria petrolera mundial, como la española Repsol al acordar la compra de la canadiense Talisman (con operaciones en el país) o más recientemente el gigante angloholandés Shell, al pactar la compra de la británica BG Group, en el sector petrolero local se inició una era de consolidación, a través de fusiones y compras de activos de exploración y producción de petróleo.
     
    La Superintendencia de Industria y Comercio ya ha aprobado los procesos de integración de las operaciones en el país de Pluspetrol Resources y Apco Properties, Vitol Colombia y la francesa Total Exploración y Producción para la cesión de una capacidad en el oleoducto Ocensa, y la compra de los activos de Talisman en el país por Repsol, entre estos las participaciones que la primera tiene en asocio con Ecopetrol y con Pacific Rubiales. (Lea también: Dos de cada cinco firmas del sector petrolero, en riesgo de quiebra)
     
    Además se conoció este jueves que la canadiense Parex Resources, que concentra su operación en el departamento del Casanare, llegó a un acuerdo con un consorcio de suscriptores dirigido por las firmas Scotia Capital y First Energy, para la compra de 13 millones de acciones, a un precio de 9,15 dólares cada una, por 118,9 millones de dólares.
     
    Con los recursos, Parex prevé pagar endeudamiento con bancos, aumentar el capital de trabajo e incluso financiar oportunidades de crecimiento, entre estas continuar con el programa de perforación de 11 pozos exploratorios, el inicio de la búsqueda de recursos en la cuenca del Magdalena Medio y la adquisición de nuevas áreas que le representen buenas oportunidades.
     
    De acuerdo con Ricardo Cuervo, presidente de la compañía Latina Energy e instructor del curso ‘Cómo levantar capital en el sector petrolero’, realizado esta semana en Bogotá, el país, durante tres o cuatro años fue la vedette en el continente y pudo haberse convertido en el 'hub' petrolero de América Latina, cuando hubo una inversión canadiense estimada en 5.000 millones de dólares.
     
    Sin embargo, por una serie de dificultades bien conocidas, como las demoras en el licenciamiento ambiental, las comunidades, las protestas y los costos de operación, muchas de las llamadas petroleras ‘junior’ no pudieron dar la rentabilidad esperada en el tiempo previsto.
     
    Vienen más
     
    Aunque señala que en ese proceso del 'boom' de inversión en la industria petrolera hubo casos de éxito de firmas como Pacific Rubiales, Petrominerales y Canacol Energy, que lograron obtener producción y contar con el flujo de caja necesario para mantener la exploración y crecer en el mercado, en el grueso de las compañías esto fue lo que pasó, precisamente con las firmas más pequeñas.
     
    Por eso estima que en el país se avecina un proceso de consolidación y depuración de firmas petroleras, ya que existen muchas compañías pequeñas con una concesión que no tienen el dinero para hacer los pozos y la sísmica que tienen comprometido hacer con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
     
    “Una de dos: el Gobierno da beneficios tributarios y ayuda para cumplan sus compromisos, o simplemente retoma estos contratos, pero no es el interés del Estado. O por el otro lado, se juntan varias empresas ‘junior’ con una estrategia más establecida, para poder hacer los compromisos”, señala el experto.
     
    Una vez ocurra esto o se materialicen los estímulos que se le han pedido al Gobierno, se comenzaría a ver un impacto en las empresas de servicios petroleros, especialmente en la movilización de taladros. Se estima que cada taladro genera empleo a aproximadamente 60 personas.
     
    Pero adicionalmente a la consolidación, Cuervo señala que se verá a los fondos de inversión jugando un papel más activo en la operación de las empresas y buscando el control de estas, con el fin de tener la certeza de que los recursos se ejecuten en los proyectos planeados.
     
    Una fuente de la industria dijo que si bien las integraciones no son ajenas al sector y normalmente los negocios se conocen cuando ya están listos, hay varios jugadores que están mirando el entorno, en busca de nuevas oportunidades.
     
    Hay mayor competencia: apertura energética de México resta capitales
     
    Un factor crítico en la depuración de la industria petrolera es la reforma energética de México, país con tres veces la producción de Colombia y que ya comenzó a ofrecer áreas no exploradas o campos maduros, que pueden subir producción rápido, llamando la atención de inversionistas. “Más de un inversionista me ha dicho que hay dinero si se va a hacer algún proyecto en México, pero ya para Colombia y otros países de la región será más difícil”, explica Ricardo Cuervo, experto de Latina Energy.
     
     
    Fuente: Eltiempo.com / ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
     
  • Ola de reestructuración en América Latina

    MaurelpromUna nueva ola de reestructuración de deuda en América Latina va rumbo a impulsar operaciones en tanto muchas compañías no encuentran otra forma de obtener efectivo.

    “La mayoría de las transacciones requieren crédito y, ya sea uno inversor o banquero, tiene que ver cómo lo consigue o no habrá operación”, declaró Jim Allen, responsable de fusiones y adquisiciones en América Latina para Morgan Stanley, en una entrevista dada en Nueva York.

    Las grandes iniciativas de reestructuración incluyen compañías como la brasileña de telefonía móvil Oi S.A., que contrató a PJT Partners para reestructurar 60.000 millones de reales de deuda (US$16.700 millones) después de que fracasó la propuesta de fusión con la división local de Telecom Italia SpA. La petrolera colombiana Pacific Exploration & Production Corp. obtuvo el mes pasado el aplazamiento de algunos de sus tenedores de bonos después de haber incumplido con el pago de intereses. La constructora mexicana Empresas ICA SAB suspendió el pago de US$1.350 millones de bonos en diciembre y está tratando de llegar a un acuerdo con los acreedores.

    La primera ola de reestructuraciones se remonta a 2014, cuando una investigación por presunta corrupción en la petrolera brasileña Petróleo Brasileiro S.A. llevó a la compañía y sus proveedores a estar necesitados de crédito.

    Este mes, cuando el expresidente Luiz Inácio Lula da Silva fue detenido e interrogado en la investigación por corrupción, hubo otra señal de que la estabilidad política todavía no ha llegado a la economía más grande de la región.

    Se prevé que la economía de América Latina en general se contraerá 0,8% este año, luego de una contracción de 1,2% en 2015, de acuerdo con los datos que reunió Bloomberg. Los economistas prevén que la economía brasileña se contraerá 3,3% este año, después de hacerlo 3,8% el año pasado.

    La recesión, la agitación política y la caída de los precios de las materias primas y el petróleo se sumaron al aumento de las tasas de interés, lo que hace que para las compañías sea difícil generar flujo de caja libre. Por lo tanto, las ventas de activos están a la orden del día para cumplir con los pagos de deuda.

    Fuente: Elespectador.com

  • OPEP eleva ligeramente estimación de demanda mundial de crudo para los próximos años

    Barriles 1La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que en el 2014 se rehusó a recortar los suministros pese al exceso de oferta en el mercado.
     
    La demanda global de petróleo de la OPEP subirá en los próximos tres años, de acuerdo a proyecciones del grupo, lo que sugiere que la decisión del 2014 de permitir una caída de los precios para reducir los suministros de productores rivales como Estados Unidos está resultando en una mayor participación de mercado.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que en el 2014 se rehusó a recortar los suministros pese al exceso de oferta en el mercado, dijo en su Proyección Mundial del 2016 que la demanda de su crudo alcanzaría 33,70 millones de barriles por día (bpd) al 2019, lo que representa un alza de 1 millón de bpd respecto a este año.
     
    El reporte muestra que las proyecciones del mercado para los próximos años - desde el punto de vista de la OPEP en su calidad de tercer mayor abastecedor de crudo del mundo - ha mejorado. En el informe del 2015, se esperaba que la demanda por suministros del cartel cayera a 30,70 millones de bpd al 2020.
     
    Sin embargo, la demanda esperada de crudo de la OPEP en 2019 es de apenas 300.000 bpd más de lo que el grupo está bombeando actualmente, en base a las cifras relativamente conservadoras de la organización. La demanda de crudo de la OPEP - aunque subiría en el largo plazo - se mantendría sin cambios entre 2019 y el 2021.
     
    "Se espera que el ambiente de menores precios lleve a un declive generalizado de los suministros de países fuera de la OPEP en el periodo 2016-2017, antes de empezar a subir lentamente de nuevo en el 2021", dijo en el reporte el secretario general de la OPEP, Mohammed Barkindo.
     
    Los precios del petróleo, que ahora se sitúan cerca de US$46 el barril, han caído a más de la mitad desde mediados del 2014. Ya que los ingresos de los productores se han visto diezmados y el exceso de oferta persiste, la OPEP se está volcando a una estrategia de limitar los suministros a fin de apuntalar los valores del barril.
     
    Sólo se prevé una sutil recuperación de los precios del petróleo. La cesta de crudo de la OPEP se calcula en el reporte en 65 dólares por barril para el 2021. El año pasado, la estimación llegaba a 80 dólares para el 2020.
     
    La OPEP indicó además que el petróleo de esquisto de Estados Unidos seguiría siendo la mayor fuente del crecimiento de los suministros fuera de la OPEP hasta el 2030.
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
  • Petrobras alcanza 2,81 millones de barriles/día en junio en su producción de petróleo y gas natural.

    El presal alcanza un nuevo récord mensual, con una producción de 1,35 millones de barriles de crudo al día
     
    La produccíon total de petróleo y gas natural de Petrobras durante el mes de junio fue de 2,81 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boed). De ese total, 2,70 millones de boed fueron producidos en Brasil y 113 mil boed en el exterior.
     
    El presal alcanza un nuevo récord mensual, con una producción de 1,35 millones de barriles de crudo al díaEl presal alcanza un nuevo récord mensual, con una producción de 1,35 millones de barriles de crudo al díaLa producción media de petróleo en el país fue de 2,20 millones de barriles por día (bpd), un volumen 0,6% superior al registrado en el mes de mayo.
     
    Este resultado se debe principalmente al retorno del proceso de producción, después de una parada programada de la plataforma P-43, localizada en los campos de Barracuda y Caratinga, en la Cuenca de Campos, y del FPSO Cidade de Mangaratiba, en el campo de Lula en el presal de la Cuenca de Santos.
     
    En junio, la producción de gas natural en Brasil, excluyendo el volumen licuado, fue de 80,3 millones de m³/d, 1,8% superior al mes anterior. Este aumento se debe principalmente al regreso de la producción en el FPSO Cidade de Mangaratiba.
     
    Producción en el pre-sal alcanza nuevos récords
     
    En junio, la producción de petróleo operada por Petrobras (parte propia y de socios), en la capa presal, alcanzó dos nuevos récords: el mensual, con la producción de 1,35 millones de bpd, y el diario, alcanzado el último día 19 de junio, 1,42 millones de barriles. Además, la producción de petróleo y gas natural operada alcanzó el nuevo récord de 1,69 millones de boed.
     
    Contribuyeron a este resultado el inicio de producción en la plataforma P-66, en el campo de Lula, y a entrada en producción, a lo largo de 2017,  de nuevos pozos productores conectados a los FPSO Cidade de Caraguatatuba, Cidade de Ilhabela, Cidade de Maricá, Cidade de Mangaratiba y Cidade de Saqueara; todos instalados en la Cuenca de Santos.
     
    Producción de petróleo y gas en el exterior
     
    En junio, la producción de petróleo en los campos del exterior fue de 65 mil bpd, un volumen equivalente a 0,1% superior al mes anterior.
     
    La producción de gas natural fue de 8,1 millones de m³/d, 13% inferior al volumen producido en mayo de 2017. Esta reducción se debió  principalmente a la menor demanda de producción de gas en Bolivia y por la reducción de la producción del campo de Hadrian South, en EE.UU.
     
     
  • Petrobras anuncia nuevo hallazgo de hidrocarburos en Atlántico brasileño

    Off ShoreEl hallazgo fue realizado mediante la perforación de un pozo en un área en la que el océano Atlántico tiene una profundidad de 1.319 metros y a unos 81 kilómetros de Vitoria, capital de Espíritu Santo.
     
    La estatal brasileña Petrobras anunció el hallazgo de una acumulación de hidrocarburos en aguas profundas de un campo marítimo ubicado frente a las costas del estado de Espíritu Santo, en la costa atlántica del país.
     
    El hallazgo fue realizado mediante la perforación de un pozo en un área en la que el océano Atlántico tiene una profundidad de 1.319 metros y a unos 81 kilómetros de Vitoria, capital de Espíritu Santo.
     
    De acuerdo con la compañía, los reservorios, con gas y condensado, fueron identificados a 3.055 metros de profundidad y la perforación del pozo fue finalizada en 3.238 metros.
     
    Petrobras es la operadora y detiene el cien por cien de los derechos sobre la producción del campo de Golfinho, donde fue realizado el descubrimiento.
     
     
    EFE
  • Petrobras concluye la emisión de US$ 4 mil millones en títulos

    193528 NPetrobras informa que ha concluido hoy, a través de su subsidiaria integral Petrobras Global Finance B.V. (PGF), la reapertura de títulos en el mercado de capitales internacional (Global Notes), por el valor de US$ 4 mil millones, con vencimientos en los años 2022, 2027 y 2044. Los precios de la operación fueron fijados el día 15 de mayo de 2017, según lo divulgado al mercado.
     
    En la tabla a continuación consta la información principal de la emisión:
     
    La operación se realizó en un solo día y la demanda superó los US$ 20 mil millones, que fueron el resultado de más de 900 órdenes originadas por aproximadamente 400 inversores. La emisión fue la de menor costo medio para Petrobras desde 2013, con la mayor concentración de inversores de América del Norte (77%) y Europa (19%).
     
    PGF pretende usar los recursos netos de la venta de los títulos para la liquidación voluntaria anticipada de los siguientes títulos:
     
    - 5,875% Global Notes, en dólares, con vencimiento en marzo de 2018
    - 2,750% Global Notes, en euros, con vencimiento en enero de 2018
    - 4,875% Global Notes, en euros con vencimiento en marzo de 2018
     
    Los recursos netos también serán utilizados para refinanciar otras deudas y, en el caso de que hubiera recursos remanentes, para fines corporativos generales.
     
     
     
  • Petrobras concluyó venta de bloque a StatOil

    Cierre de la operación de venta del bloque exploratorio BM-S-8 - Plataforma PetrobrasCierre de la operación de venta del bloque exploratorio BM-S-8 - Plataforma PetrobrasPetrobras informa que en el día de hoy ha concluido la operación de venta, anunciada el 29 de julio de 2016, de su participación en el bloque exploratorio BM-S-8 a Statoil Brasil Óleo e Gás LTDA.
     
    La operación fue concluida mediante el pago, realizado en la fecha de hoy, de US$1,25 mil millones, que corresponde al 50% del valor total de la transacción, por Statoil, una vez cumplidas todas las condiciones previas estipuladas en el contrato, como la aprobación de la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) y por el Consejo Administrativo de Defensa Económica (CADE). La cantidad pendiente se pagará a través de cuotas contingentes relacionadas con eventos posteriores, como por ejemplo la celebración del Acuerdo de Individualización de la Producción (unitización).
     
    Esta operación, realizada a través del proceso competitivo, es una parte importante del Plan de Desinversiones 2015-2016 de Petrobras.
    El BM-S-8 está ubicado en la Cuenca de Santos, y pasa a ser operado por Statoil, con una participación del 66%, en colaboración con Petrogal Brasil S.A. (14%), Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A (10%) y Barra Energia do Brasil Petróleo e Gás LTDA (10%). En este bloque se hizo un descubrimiento en el prospecto exploratorio denominado Carcará.
     
    Petrobras
     
     
  • Petrobras destaca tecnologías pioneras empleadas en Libra en la Offshore Technology Conference 2017

    FERIAPetrobras participa, entre el 1 y el 4 de mayo, en Houston (EE.UU.), en la Offshore Technology Conference (OTC), el mayor evento mundial dedicado a las actividades de exploración y producción en el mar. El 2/5, la compañía presentará un panel totalmente dirigido a las innovaciones tecnológicas y las soluciones pioneras en el desarrollo de la producción de Libra, en el presal de la Cuenca de Santos. En la conferencia, el gerente ejecutivo Fernando Borges, además de los gerentes Orlando Ribeiro, Osmondo Coelho y Franciso Costa, mostrarán de qué manera la intensa colaboración tecnológica entre las empresas que integran el Consorcio de Libra ha generado ahorro de costos y aumento de eficiencia
     
    El presidente Pedro Parente presentará, también el día 2, la ponencia "Oportunidades de Petrobras en un nuevo escenario de petróleo y gas", en la que destacará la progresiva recuperación financiera de la compañía después de la implementación del Plan Estratégico y de Negocios y Gestión 2017-2021. Él hablará acerca de la mejora en las métricas de seguridad y financieras, el programa de alianzas, la adopción de la nueva política de precios, además de los próximos pasos que se darán hacia el aumento de la eficiencia y de la competitividad de la compañía en el mercado global de petróleo y gas. 
     
    En un evento paralelo a la OTC, la directora de Exploración y Producción de Petrobras, Solangue Guedes, participará, el 3/5, en el panel "Petróleo y Gas en Brasil: las Reglas del Juego", promovido por la Cámara de Comercio Brasil-Texas (BRATECC). Solange mostrará la importancia de las alianzas de Petrobras con operadores, empresas de servicio y del medio académico para el desarrollo de nuevas soluciones y tecnologías offshore. Además, destacará las oportunidades generadas debido a la mejora en el ambiente de negocios en Brasil. 
     
    Hoy (1/5), el gerente ejecutivo de Logística, Mantenimiento y Soporte a las operaciones, Maurício Diniz, participará en el panel "Operadoras Offshore en Brasil: bajo un Prometedor y Positivo Nuevo Ambiente", en el que destacará las principales estrategias del Plan de Negocios de Petrobras y los desafíos involucrados en el descomisionamiento (desactivación) de plataformas marítimas. También hoy, el gerente Felipe Matoso presentará la ponencia "Reducción de Costos de los Proyectos de Sistemas Submarinos". En la ocasión, Matoso mostrará cómo la compañía viene alcanzando una reducción expresiva de los costos en la implementación de sistemas submarinos instalados en el presal, debido a iniciativas técnicas de simplificación de proyectos y aumentos de productividad. 
     
    PETROBRAS
  • Petrobras dice ahorrará US$9.000 millones con programa de retiro voluntario

    Petrobras señaló que la implementación del programa costará 4.400 millones de reales (US$1.230 millones).
     
    193528 NBrasilia. Ejecutivos de Petrobras aprobaron un programa de retiro voluntario para recortar alrededor de 12.000 empleos y ahorrar 33.000 millones de reales (9.200 millones de dólares) hasta el 2020, indicó el viernes la compañía brasileña bajo control estatal en un comunicado.
     
    Petrobras señaló que la implementación del programa costará 4.400 millones de reales (1.230 millones de dólares).
     
    Los retiros voluntarios ayudarán a Petrobras a ajustar su fuerza de trabajo a un plan de inversión más reducido, generar valor para la compañía e impulsar la productividad, dijo la firma.
     
    La petrolera planea achicar cerca de un quinto su plan de inversión a cinco años, a unos 80.000 millones de dólares en el período 2016-2020, con un promedio de 16.000 millones de dólares anuales, revelaron fuentes hace un mes.
     
    Petrobras, en el epicentro de un enorme escándalo de corrupción en Brasil, presentó una pérdida neta consolidada de 36.900 millones de reales (10.200 millones de dólares) en el cuarto trimestre, tras realizar un fuerte ajuste en el valor de campos petroleros y otros activos en medio del desplome de los precios del crudo.
     
    Un año antes, las amortizaciones también causaron pérdidas a la compañía, las cuales estuvieron ampliamente relacionadas con el gigantesco escándalo por pagos de sobornos y arreglos desleales de precios que ha afectado duramente a la empresa y alentó los reclamos para que se inicie un juicio político a la presidenta del país sudamericano, Dilma Rousseff.
     
     
    Reuters -Americaeconomia.com
  • Petrobras disminuye su plan quinquenal de inversión 2015 - 2019 en 41%

    La petrolera bajó además su panorama para la producción mundial de petróleo y de gas natural a 2020 en casi un tercio, a 3,7 millones de barriles de petróleo y de gas natural equivalente por día (boepd) desde la proyección de hace un año de 5,3 millones de boepd.
     
    Plataforma PetrobrasRío de Janeiro. La petrolera estatal brasileña Petrobras dijo que planea gastar US$130.300 millones en el período 2015-2019, un 41% menos que lo previsto para su plan quinquenal de 2014-2018, mientras sigue recortando sus gastos castigada por un fuerte endeudamiento y un escándalo de corrupción.
     
    Petrobras gastará US$108.600 millones en exploración y producción y US$12.800 millones en refinación y distribución.
     
    La petrolera bajó además su panorama para la producción mundial de petróleo y de gas natural a 2020 en casi un tercio, a 3,7 millones de barriles de petróleo y de gas natural equivalente por día (boepd) desde la proyección de hace un año de 5,3 millones de boepd.
     
    Si bien los recortes del gasto deberían ayudar a la estatal a evitar que su deuda siga aumentando, ese objetivo más bajo para la producción afectará sus ingresos y va a reducir la recaudación tributaria y de regalías para el Gobierno.
     
    Los mayores recortes se producen en las áreas de refino y distribución, en las que el presupuesto se bajó un 67% a US$12.800 millones.
    Hace casi una década se descubrieron enormes recursos en las aguas profundas al sur de Río de Janeiro. La presidenta brasileña Dilma Rousseff, por entonces ministra de Energía, prometió que esos recursos se usarían para construir escuelas y hospitales.
     
    Bajo el nuevo plan, cerca de un 83%, o US$108.600 millones, serán para exploración y producción.
     
    Los mayores recortes se producen en las áreas de refino y distribución, en las que el presupuesto se bajó un 67% a US$12.800 millones.
     
    Las acciones preferentes de Petrobras, las más cotizadas de la petrolera, subían un 2,2% en la bolsa de Sao Paulo, tras una caída de 2% en la apertura de la sesión.
     
     
    Reuters
  • Petrobras en territorio inexplorado con una venta de US$58.000 millones

    La propuesta de venta de activos por US$58.000 millones de Petróleo Brasileiro SA no tendría precedentes en la historia del petróleo..y por buenas razones. Podría ser imposible de concretar.
     
    Plataforma PetrobrasEl plan, dado a conocer la semana pasada por la compañía petrolera estatal de Brasil conocida como Petrobras, requiere desinversiones por valor de US$15.100 millones para fines de 2016 y otros US$42.600 millones para 2018, parte de los cuales provendrán de una reestructuración. La última compañía que estuvo cerca de la meta de Petrobras fue BP Plc, cuando vendió más de US$30.000 millones como parte de una estrategia de reducción tras el derrame de petróleo de Deepwater Horizon.
     
    La estrategia del máximo responsable ejecutivo, Aldemir Bendine, es recortar deuda sin abandonar los planes de desarrollo de los descubrimientos de petróleo ubicados a 200 millas (320 kilómetros) de la costa de Río de Janeiro. La venta de activos ayudaría a Petrobras a evitar una estrategia alternativa de reducción de deuda que atemoriza a los accionistas: una oferta de dilución de capital cuando la acción está cerca del nivel más bajo en una década. Pero los activos llegarán al mercado en momentos en que la caída de los precios del petróleo se hace sentir en los valores de los activos y los recursos financieros de los posibles compradores.
     
    “De acuerdo con el neto, la gente está buscando vender, no comprar”, dijo Guy Baber, analista de Simmons Co. Por otra parte, “Petrobras como compañía en los últimos diez años o más se quedó crónicamente corta con respecto a las metas que se fijó”.
     
    En marcha
     
    Para 2020, las ventas de activos reducirían a casi la mitad el ratio de la compañía de deuda neta a utilidades antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización, o Ebitda, informó Petrobras en una presentación de la semana pasada. Actualmente ese ratio es de 5 veces el Ebitda, el más alto de Petrobras desde por lo menos 1997, de acuerdo con los datos que reunió Bloomberg.
     
    La nueva estrategia de desinversión –versión de magnitud considerablemente mayor de un plan presentado por primera vez meses atrás- tiene como propósito conservar la calificación crediticia de grado de inversión de Petrobras luego de que Standard Poor’s y Fitch Ratings le asignaron una perspectiva negativa a su puntaje BBB-.
     
    Pero todo esto depende de la disposición de las agencias de calificación a confiar en Petrobras, escribieron los analistas de Credit Suisse Group AG André Sobreira y Vinicius Canheu en un informe de investigación del 29 de junio titulado “Petrobras: ¿Cree usted en desinversiones de US$58.000 millones?”
     
    Parte del proceso de desinversión ya está en marcha. Entre los activos se cuentan preciados yacimientos marinos en lo que se denomina la región pre-sal y participaciones en oleoductos, dijeron personas con conocimiento del tema en abril. Petrobras no ha dado a publicidad la mayor parte de los detalles. La petrolera ha reclutado a un grupo de bancos que incluye a Citigroup Inc., Banco Bradesco SA, Banco Santander Brasil SA y Bank of America Corp., señalaron personas con conocimiento de la situación.
     
    Bloomberg - dinero.com
  • Petrobras es autorizada para la venta de Petrobras Argentina.

    193528 NPetrobras informó que su Consejo de Administración ha aprobado, en una reunión realizada hoy, la venta de la totalidad de su participación del 67,19% en Petrobras Argentina (PESA), que poseía a través de Petrobras Participaciones S.L. (“PPSL”), a Pampa Energía.
     
    El precio base de la transacción es de US$ 892 millones, lo que equivale a un valor de US$ 1,327 mil millones para el 100% de PESA. La operación contempló también un acuerdo para las operaciones posteriores a la adquisición del 33,6% de la concesión de Río Neuquén, Argentina, y el 100% de Colpa Caranda activo en Bolivia por un monto total de US$ 52 millones.
     
    Los activos de Río Neuquén y Colpa Caranda tienen un valor estratégico para Petrobras, ya que presentan un gran potencial para la producción de gas natural, en particular Río Neuquén, donde la compañía estima que hay grandes reservas de gas no convencional (tight gas). Cabe señalar que las transacciones posteriores relacionadas con estos activos están sujetos a la aprobación de los órganos competentes de la deliberación de PESA y los organismos reguladores pertinentes.
     
    La conclusión de la transacción está sujeta a ciertas condiciones precedentes habituales, incluyendo la aprobación de los órganos competentes.
     
    La empresa tambien confirmó en continuidad al comunicado divulgado el 26/02/2016 sobre el proceso de venta de Nova Transportadora do Sudeste (NTS), que su Dirección Ejecutiva aprobó la conducción de negociaciones con la empresa Brookfield, en carácter de exclusividad, por 60 días, pudiendo ser extendido por 30 días más.
     
    Esta transacción está sujeta a aprobación de sus términos y condiciones finales por la Dirección Ejecutiva y por el Consejo de Administración de Petrobras, así como también por los órganos reguladores competentes.
     
    Hechos considerados relevantes sobre el tema serán oportunamente comunicados al mercado
     
     
    paisminero.co - petrobras
  • Petrobras estudia abrir el capital de Petrobras Distribuidora

    Biodiesel La Dirección Ejecutiva de Petrobras, en una reunión realizada hoy, autorizó la elaboración de estudios para la apertura de capital de su subsidiaria integral Petrobras Distribuidora S.A., haciendo que la subsidiaria cotice en el segmento especial del mercado de acciones de B3 (antigua BM&FBOVESPA) denominado "Nuevo Mercado" (Novo Mercado) y adherente a las mejores prácticas de gobernanza corporativa. La elección del modelo de apertura de capital y oferta pública secundaria de acciones de BR, dirigida al mercado en general, será sometida a la apreciación del Consejo de Administración.
     
    La Dirección Ejecutiva entiende que, después de la finalización del proceso de desinversión anterior, conforme se comunicó al mercado el 31/03/17, la apertura de capital de BR puede considerarse la mejor opción de captura de valor, al analizarse la situación actual del mercado. Si es aprobada, esta se realizará a través de oferta pública secundaria de acciones, y tendrá como uno de sus objetivos promover la dispersión accionaria de BR.
     
    "Ya hemos visto un gran número de IPOs este año y consideramos que tenemos condiciones de mercado extremadamente favorables para que la empresa considere esa medida", afirmó el presidente Pedro Parente. "Esa debe ser una alternativa que se profundizará", dijo Parente durante el 19º Encuentro Internacional con Inversores y Mercados de Capitales, en São Paulo, donde hizo el anuncio.
     
    Nuevo mercado
     
    Lanzado en el año 2000, el "Nuevo Mercado" estableció, desde su creación, un estándar de gobernanza corporativa diferenciado, en el que las empresas adoptan, voluntariamente, prácticas de gobernanza corporativa adicionales a las que son exigidas por la legislación brasileña. Cotizar en ese segmento especial implica en la adopción de un conjunto de reglas societarias que amplían los derechos de los accionistas, además de la adopción de una política de difusión de la información más amplia y transparente.
     
    La presente comunicación no debe considerarse como un anuncio de oferta y la realización de la misma dependerá de condiciones favorables de los mercados de capitales nacional e internacional, de la aprobación de los órganos internos de Petrobras y de BR, así como de los respectivos entes reguladores, supervisores y fiscalizadores, conforme a lo estipulado en la legislación aplicable. Los hechos que se consideren relevantes sobre este tema serán comunicados al mercado oportunamente.
  • Petrobras ganará 11.000 mln dlr con ventas de derechos a Statoil: presidente

    Carcara, un enorme prospecto petrolero en el mar de Brasil, significará para Petrobras hasta 11.000 millones de dólares .Carcara, un enorme prospecto petrolero en el mar de Brasil, significará para Petrobras hasta 11.000 millones de dólares .REUTERS / STINE JACOBSEN - La venta a la noruega Statoil ASA de una participación en Carcara, un enorme prospecto petrolero en el mar de Brasil, significará para Petrobras hasta 11.000 millones de dólares que le servirán para pagar deuda o invertir en otros proyectos, dijo el martes el presidente ejecutivo de la empresa estatal de crudo.
     
    Petrobras vendió un 66 por ciento de su participación en Carcara en julio por 2.500 millones de dólares. Pero además la venta liberará a la compañía de la necesidad de invertir su parte de los entre 12.000 millones y 13.000 millones de dólares en costos de desarrollo estimados, dijo Pedro Parente a periodistas en la ciudad de Stavanger, en Noruega.
     
    Los costos hubiesen significado entre 7.900 millones y 8.600 millones de dólares para la empresa brasileña.
     
    "Lo primero es que estamos en un período en que se necesita efectivo", dijo Parente. "El otro asunto es que Carcara no está cerca de otros campos que tenemos, así que no podríamos usar las sinergías que tenemos cuando desarrollamos otros campos más cercanos", agregó.
     
    Parente dijo también que Petrobras cumplirá con su meta de vender activos por 15.100 millones de dólares para fines de 2016. El objetivo, fijado en 2015, busca reducir una deuda cercana a los 125.000 millones de dólares, la mayor de una petrolera.
     
    Statoil dijo que está entusiasmada con el desarrollo de Carcara, donde espera comenzar a producir después de 2020, cuando los campos maduros de Noruega entrarán en declive.
     
    La petrolera nórdica dijo que Carcara tiene de 700 millones a 1.300 millones de barriles de petróleo y equivalentes en gas natural, lo suficiente para satisfacer las necesidades de Estados Unidos durante dos meses.
     
     
    Reuters -
  • Petrobras incrementó producción de petróleo y gas natural en abril

    5472 NPetrobras informa que su producción total de petróleo y gas natural, en abril, fue de 2,69 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boed), de los cuales 2,50 millones de boed fueron producidos en Brasil y 190.000 boed en el extranjero.
     
    La producción promedio de petróleo en abril fue de 2,12 millones de barriles por día (bpd), 5% por encima del volumen producido en el mes anterior, lo que fue de 2.02 millones de bpd. En esta producción, 2,03 millones de bpd fueron producidos en Brasil y 89.000 bpd en el extranjero.
     
    La recuperación de la producción en comparación con los niveles del mes anterior se debió principalmente a regresar a las plataformas de operación que se encontraban en mantenimiento en marzo, destacando el P-31 (campo de Albacora) y P-48 (campo de Caratinga).
    Producción en el presal
     
    La producción de petróleo y gas natural operada por Petrobras en la capa presal en abril fue de 994.000 boed/d, 9,9% por debajo que el mes anterior.
    La producción de petróleo operada por Petrobras en abril también fue 9.4% menor en comparación con el mes anterior, alcanzando un promedio mensual de 801.000 barriles por día.
     
    Esta reducción se debió principalmente a la parada en el FPSO Cidade de Angra dos Reis y en el FPSO Cidade de Paraty.
    Producción de gas natural
     
    La producción promedio de gas natural en el país, excluido el volumen licuado, fue de 73,5 millones de m³/día, un 8,5% encima al registrado el mes anterior (67,8 millones m³/día).
    La producción promedio de gas natural en el extranjero fue de 17,3 millones de m³/día, un 5,5% encima de los 16,4 millones m³/día al alcanzados el mes anterior. 
     
     
  • Petrobras inicia la producción del campo de Lapa, en el presal de la Cuenca de Santos

    Presal PetrobrasPetrobras y sus socios del consorcio BM-S-9 iniciaron, ayer (19/12), la producción de petróleo y gas natural del campo de Lapa, en el presal de la Cuenca de Santos, por medio del FPSO Cidade de Caraguatatuba.

    Esa es la tercera unidad a entrar en operación este año en el presal y el 11° gran sistema definitivo operando en esa capa. Además, Lapa es el tercer campo del presal de la Cuenca de Santos a entrar en producción, después de Lula y Sapinhoá.

    Localizado aproximadamente 270 km de la costa del estado de São Paulo, en profundidad de agua de 2.140 metros, ese navío-plataforma tiene capacidad para procesar diariamente 100 mil barriles de petróleo, comprimir 5 millones de m3 de gas y está interconectado al campo de Lapa por medio del pozo productor 7-LPA-1D.

    El campo de Lapa está localizado en la concesión BM-S-9 operada por Petrobras (45%), en sociedad con BG E&P Brasil - empresa subsidiaria de Royal Dutch Shell plc (30%) - y Repsol Sinopec Brasil (25%).

    Resultados expresivos en el presal

    El inicio de la producción del campo de Lapa sucede en un momento de resultados expresivos en el presal. La producción de petróleo operada por Petrobras en esa frontera ya supera 1,2 millón de barriles por día y, en noviembre, alcanzamos la marca histórica de 1 mil millones de barriles de petróleo producidos en el presal. Ese hecho fue posible con la entrada de diez grandes sistemas de producción en solo seis años. Ellos son: Piloto de Lula (FPSO Cidade de Angra dos Reis), Piloto de Sapinhoá (FPSO Cidade de São Paulo), Piloto de Lula Nordeste (FPSO Cidade de Paraty), Lula/Área de Iracema Sul (FPSO Cidade de Mangaratiba), Sapinhoá Norte (FPSO Cidade de Ilhabela), Lula/Área de Iracema Norte (FPSO Cidade de Itaguaí), Lula Alto (FPSO Cidade de Maricá), Lula Central (FPSO Cidade de Saquarema), así como el FPSO Cidade de Anchieta y P-58, ambos en el Parque das Baleias. También contribuyeron para ese récord de producción, los pozos del presal que se interconectaron a sistemas de producción ya existentes en la Cuenca de Campos.

     

    paisminero.co

     

     

  • Petrobras Nombra nuevo Presidente

    193528 NPetrobras informa que ha recibido, hoy, la carta de renuncia del Sr. Aldemir Bendine a las funciones de miembro del Consejo de Administración y Presidente de la Compañía. Además, el Sr. Bendine también renunció hoy, al cargo de miembro del Consejo de Administración de Petrobras Distribuidora - BR.
     
    En vista de la renuncia presentada, el Consejo de Administración ha mantenido hoy una reunión extraordinaria en que ha elegido al ingeniero Pedro Pullen Parente como miembro del Consejo de Petrobras. El Consejo, en la misma reunión, también ha elegido al Sr. Pedro Parente para el cargo de Presidente de la Compañía desde 31/05/2016 y ha designado el Director de Recursos Humanos, Seguridad, Medio Ambiente y Salud y Servicios, Hugo Repsold Júnior, para el ejercicio interino de las funciones de la Presidencia de la Compañía.
     
    Petrobras informa además que ha recibido hoy la carta de renuncia del Consejero de Administración Luciano Coutinho y que el cargo permanecerá vacante hasta la elección de un nuevo miembro para el Consejo.
     
    Pedro Pullen Parente comenzó su carrera profesional en el servicio público en Banco do Brasil en 1971, y en 1973 fue transferido al Banco Central, en ambos casos a través de concurso público. Fue consultor del Fondo Monetario Internacional y de instituciones públicas en Brasil, incluyendo Secretarías de Estado y la Asamblea Nacional Constituyente de 1988, habiendo actuado en diversos cargos en el área económica del Gobierno. Fue Ministro de Estado entre 1999 y 2002, habiendo sido el coordinador del equipo de transición del Gobierno del Presidente Fernando Henrique Cardoso al Gobierno del Presidente Lula.
     
    En ese período, fue relevante su actuación como Presidente de la Cámara de Gestión de la Crisis de Energía. Fue miembro del Consejo de Administración de Petrobras del 24/03/1999 al 31/12/2002 y Presidente de ese Consejo a partir del 25/03/2002. Fue Vicepresidente Ejecutivo (COO) del Grupo RBS en el período de 2003 a 2009 y Presidente y CEO de Bunge Brasil entre 2010 y 2014. Actualmente es miembro del consejo de SBR-Global, además de ser Socio Director del grupo de
    empresas Prada de consultoría y asesoramiento financiero. También es Presidente del Consejo de Administración de BM&FBOVESPA desde marzo de 2015.
     
     
    NewsWire
  • Petrobras obtiene US$3.500 millones en financiación del Banco de Desarrollo de China

    Petrobras WSÃO PAULO (EFE Dow Jones)—La petrolera estatal brasileña Petroleo Brasileiro SA, PBR +5.66%  o Petrobras, anunció el miércoles la firma de un contrato con el Banco de Desarrollo de China para obtener financiación por valor de US$3.500 millones.
     
    Petrobras indicó que la financiación se enmarca en un acuerdo de cooperación que pondrán en marcha ambas partes en 2015 y 2016. La compañía no desveló más detalles del acuerdo, firmado por la división internacional de Petrobras, Petrobras Global Trading BV.
     
    El martes, la junta directiva de Petrobras aprobó la venta de ciertos activos en Argentina por US$101 millones en el marco de un plan de desinversión recientemente anunciado.
     
    La operación supuso la primera venta del enorme programa de desinversiones de Petrobras, anunciado el pasado mes y por el que espera vender activos valorados en US$13.700 millones en 2015 y 2016.
     
    Anteriormente, Petrobras había dado a conocer su intención de reducir en US$16.000 millones un ambicioso plan de inversiones de U$220.000 millones. Dicha rebaja y las ventas de activos anunciadas, son consecuencia de un escándalo de corrupción que ha diezmado el valor de mercado de la compañía.
     
    Fuente:  WSJournal.com
  • Petrobras planea reducir el 15% de su fuerza laboral

    La petrolera, que está involucrada en una amplia investigación sobre corrupción que ha sacudido a la clase política brasileña, espera desvincular hasta 12.000 empleados mediante el programa como parte de los esfuerzos por reducir costos.
     
    Foto: Plataforma de PetrobrasFoto: Plataforma de PetrobrasBrasilia. La petrolera brasileña Petrobras planea reducir en 15% su fuerza laboral mediante un programa voluntario de despidos que será anunciado a mitad de año, reportó este jueves el diario Estado de Sao Paulo.
     
    Petrobras, que está involucrada en una amplia investigación sobre corrupción que ha sacudido a la clase política brasileña, espera desvincular hasta 12.000 empleados mediante el programa como parte de los esfuerzos por reducir costos, agregó el reporte, citando fuentes familiarizadas con los planes de la compañía.
     
    Las fuentes esperan que el programa de despidos voluntarios sea anunciado junto al plan de negocio de la empresa para el 2016-2020. Previamente este mes, dos fuentes dijeron a Reuters que Petrobras reduciría el gasto de capital en una quinta parte durante ese periodo.
     
    Representantes de Petrobras no estuvieron disponibles de inmediato para comentar sobre el reporte.
     
    La inversión y los recortes de empleos señalan un dramático retroceso en las perspectivas de Petrobras desde que descubrió algunos de los mayores recursos petroleros en mar adentro hace una década.
     
    Un generalizado escándalo de sobornos políticos y fijación de precios ha impulsado los costos, retrasado los proyectos y quebrantado la relación de la compañía con los inversores que temen por los débiles precios del petróleo.
     
     
     
  • Petrobras pone en venta nueve yacimientos pequeños en aguas poco profundas

    Plataforma PetrobrasRÍO DE JANEIRO (EFE Dow Jones)--La petrolera estatal brasileña Petróleo Brasileiro SA anunció el lunes que ha puesto en venta nueve pequeños yacimientos petrolíferos en aguas poco profundas en el marco de un plan ya anunciado de desinversiones con el que espera reducir la enorme carga de deuda de la compañía.
     
    Petrobras dijo que los nueve yacimientos, situados en los estados nororientales de Ceará y Sergipe, produjeron el año pasado una media de 13.000 barriles diarios de petróleo y gas natural.
     
    La venta prevista no reportará ganancias abultadas a la compañía, ya que los nueve yacimientos producen menos del 1% de la producción total del grupo, pero es una señal de que la empresa avanza en sus esfuerzos por desprenderse de activos no estratégicos en el marco de su plan de desinversiones por valor de US$15.000 millones.
     
    Tampoco atraerá el mismo nivel de interés que los preciados yacimientos presalinos en aguas profundas de Petrobras, que aún no están en venta y cuya subasta probablemente no se realizará hasta 2017.
     
    El pasado mes, el recién nombrado presidente ejecutivo del grupo, Pedro Parente, dijo que trabaja para reducir el tamaño de la compañía y aumentar su rentabilidad mientras sigue lidiando con las repercusiones del gran escándalo de corrupción y con una deuda de unos US$126.000 millones, la mayor del sector petrolero.
     
    Petrobras también ha puesto en venta su filial de venta minorista de combustible BR Distribuidora SA, y la de gasoductos, Nova Transportadora do Sudesta SA.
     
    Por WILL CONNORS
     
    WSJournal.com
  • Petrobras prevé producción récord de crudo este año

    La petrolera brasileña dice que subirá a 2 millones de barriles de crudo diarios, 3,4% más que en el 2013.
     
    PetrobrasLa petrolera brasileña Petrobras prevé que su producción crecerá 7,5 por ciento este año, hasta un récord de 2 millones de barriles diarios, y que su producción de derivados se elevará en un 3,4 por ciento hasta alcanzar otro récord de 2,19 millones de barriles diarios en el 2014.
     
    “Los datos que tenemos hasta ahora nos permiten confirmar la meta que nos impusimos de elevar la producción en un 7,5 por ciento este año. Tras un primer trimestre de producción estable, comenzamos a tener un crecimiento muy significativo en el segundo trimestre, que seguirá en los próximos meses”, dijo el director de exploración y producción, José Formigli, en una teleconferencia con inversionistas. De confirmarse la proyección, la mayor empresa de Brasil alcanzará este año una producción superior a la del 2011 (2 millones de barriles diarios), hasta ahora la mayor en su historia. Igualmente, de cumplir su meta, la empresa pondrá fin a dos años consecutivos de reducción de producción. La petrolera produjo un promedio de 1,9 millones de barriles diarios en el 2013, volumen en un 2,5 por ciento inferior al del 2012 (1,9 millones de barriles diarios), que igualmente fue menor al del 2011.
     
    La meta de la empresa es elevar la producción desde 2 millones de barriles diarios este año hasta 3,2 millones en el 2018 y 4,2 millones de barriles en el 2020.
     
    Formigli aseguró que la producción de petróleo saltó desde 2 millones de barriles diarios en marzo a 2,15 millones en julio.
     
    EFE - Portafolio.co
     
  • Petrobras produjo en Septiembre, 2.88 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boed).

    554 NPetrobras informa que su producción total de petróleo y gas natural en septiembre fue de 2,88 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boed): 2,75 millones de boed producidos en Brasil y 0,13 millón de boed en el exterior. Este resultado representa un crecimiento del 1,4% en la producción total de la compañía con relación a agosto.
     
    La producción total de petróleo y gas en Brasil es un nuevo récord mensual, superando los 2,72 millones de boed alcanzados en el mes de agosto de 2016. La producción media de petróleo en el país, que alcanzó 2,24 millones de barriles por día (bpd) en septiembre, también constituyó un nuevo récord.
     
    Nuevo récord en el presal
    La producción de petróleo y gas natural operada por Petrobras (parte propia y de los aliados) en el estrato presal batió un nuevo récord mensual en septiembre al alcanzar 1,46 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boed). Este volumen corresponde a un aumento del 7,3% con relación al mes anterior.
     
    Este resultado se debe principalmente al crecimiento de la producción de los campos de Lula y Sapinhoá, ambos en la cuenca de Santos.
    En septiembre, la producción media de petróleo operada por Petrobras en el presal batió también un nuevo récord mensual: 1,17 millones de barriles de petróleo por día (bpd). Además, Petrobras y sus aliados alcanzaron un nuevo récord de producción diaria de petróleo en esa provincia al producir el 07/09 el volumen de 1,23 millones de bpd.
     
    Gas natural
    La producción de gas natural en Brasil, excluido el volumen licuado, fue de 81,2 millones m³/día, el 2,2% superior al del mes anterior (79,5 millones m³/día), lo que constituye un nuevo récord mensual.
     
    La producción media de gas natural en el exterior fue de 9,5 millones m³/d, un volumen el 2% menor con relación al mes anterior debido a la parada programada de la plataforma de los campos de Lucius/Hadrian South, en Estados Unidos.
     
    pasiminero.co
  • Petrobras quiere recuperar su ‘grandeza’

    Pedro Parente, Presidente de Petrobras - Foto CortesíaPedro Parente, Presidente de Petrobras - Foto CortesíaSÃO PAULO—El nuevo presidente ejecutivo de Petróleo Brasileiro S.A. ha prometido devolver la “grandeza” a la petrolera estatal. Para hacerlo, dice que es necesario desprenderse de activos y de ideologías obsoletas que han dejado de ser útiles a la empresa más importante de Brasil.
     
    En una entrevista con The Wall Street Journal —la primera con la prensa extranjera desde que asumió el cargo el mes pasado—, el ex ejecutivo de la agroindustria Pedro Parente apuntó a la transformación de Petrobras en una empresa más ágil, rentable y exenta de la intromisión política como la manera de restaurar su deteriorada imagen. “Esta va a ser una empresa seria... con la mejor gestión que podemos tener en este país”, aseveró. “No son pequeños los sueños que tenemos para esta compañía. No habría venido aquí si no fuera con el fin de trabajar para devolver su grandeza a esta empresa”, indicó.
     
    Parente dio señales de que su estrategia está mayormente en línea con la establecida por su predecesor, Aldemir Bendine: vender activos no estratégicos y reducir costos para disminuir la mayor deuda de la industria, que ronda los US$126.000 millones.
     
    Parente informó que la compañía ha recibido tres ofertas para comprar una participación en su filial minorista de combustible BR Distribuidora S.A., pero no brindó detalles. Petrobras también está en conversaciones exclusivas con la canadiense Brookfield Asset Management Inc. para la venta de su unidad de gasoductos Nova Transportadora do Sudeste S.A.
     
    La empresa ha dicho previamente que su objetivo es reducir su deuda a 2,5 veces su flujo de caja. Parente añadió que preferiría que esa proporción fuera de una o dos veces el flujo de caja, pero se trata de una meta difícil.
     
    “Su mayor reto será reducir el endeudamiento de Petrobras… ya que [la empresa] es prácticamente insolvente”, manifestó Luis Octavio da Motta Veiga, ex presidente de la compañía, que elogió la preparación de Parente. “Puede hacerlo, pero no va a ser fácil”, advirtió.
     
    Parente también insinuó posibles cambios significativos. Petrobras ha despedido a varios miles de contratistas y comenzó un programa de jubilación voluntaria para sus empleados de planta. Parente no descartó despidos adicionales, pero no proporcionó más detalles.
     
    También apoya un proyecto de ley que permitiría a las empresas extranjeras invertir en codiciados yacimientos petrolíferos en alta mar. La iniciativa ha sido blanco de ácidas críticas de los sindicatos petroleros y otros opositores, que acusan al gobierno de estar vendiendo el patrimonio nacional al extranjero.
     
    La legislación actual exige que Petrobras sea el operador principal y que mantenga al menos una participación de 30% en cualquiera de sus proyectos en los llamados yacimientos de petróleo presal. Este mandato ha obligado a Petrobras a endeudarse y ha frenado el desarrollo de la riqueza de aguas profundas del país.
     
    “¿Hay un tabú o dogma en relación con gestionar esta cartera de una manera activa? No”, aseguró Parente. “Teniendo en cuenta nuestras limitaciones financieras, tenemos que ser muy selectivos al elegir los campos en los que vamos a invertir”, agregó.
     
    Ex máximo ejecutivo de la unidad brasileña del gigante estadounidense de la agroindustria Bunge Ltd., Parente también se desempeña como presidente de la junta del operador de bolsa BM&FBovespa S.A. Aunque no hizo una carrera en el petróleo, no es ajeno a Petrobras: entre 1999 y 2003 participó en su junta directiva. También fue jefe de gabinete y viceministro de Hacienda del ex presidente Fernando Henrique Cardoso.
     
    Tal experiencia podría resultarle valiosa ya que deberá navegar una caótica y crítica situación política. La presidenta Dilma Rousseff se vio obligada a renunciar el mes pasado para hacer frente a un juicio político. El presidente interino, Michel Temer, está lidiando casi a diario con revelaciones que vinculan a sus ministros con casos de corrupción; tres de ellos han renunciado.
     
    “No me puedo preocupar de eso, que está fuera de mi control”, dijo Parente. “La empresa no puede perder el tiempo. Mi perspectiva en términos de tiempo es permanecer aquí y hacer frente a las cosas que hay que hacer. No estoy esperando esa decisión [en relación con el juicio político a Rousseff]”.
     
    El ejecutivo aseguró contar con todo el apoyo de Temer y que se le dieran garantías de que no habrá interferencia política. En los últimos años, el gobierno usó a Petrobras para combatir la inflación al no permitirle elevar los precios del combustible. Petrobras perdió miles de millones de dólares subvencionando importaciones de gasolina y diésel para los brasileños.
     
    Parente también tendrá que trabajar con los sindicatos, que a veces han obstaculizado la campaña de reducción de costos de la compañía. Después de que Parente señalara su apoyo al proyecto de ley que permitiría abrir los yacimientos en aguas profundas a una mayor inversión privada, varios sindicatos prominentes iniciaron protestas. Uno de ellos organizó una huelga de 24 horas y ha prometido más medidas si el proyecto se convierte en ley.
     
    “Estoy listo para el diálogo [con los sindicatos], pero se debe basar en datos y hechos”, dijo Parente. “Desafortunadamente, algunos de los sindicatos tienen visiones dogmáticas. Pero estoy totalmente abierto al diálogo”.
     
    Luego están los efectos persistentes del enorme escándalo de corrupción centrado en Petrobras. Los fiscales dicen que las mayores constructoras del país trabajaron en conjunto para exagerar sus cobros a Petrobras por miles de millones de reales en sus contratos. Parte del dinero fue usado para financiar a los partidos políticos y otra parte se destinó a sobornos. El escándalo obligó a Petrobras a hacer rebajas contables de miles de millones de dólares en pérdidas y activos inflados. La empresa afronta además una serie de demandas judiciales en Brasil y EE.UU.
     
    En la entrevista, Parente hizo alusión a la forma en que podría hacer frente a las más de una docena de demandas que han sido presentadas por inversionistas de EE.UU., incluyendo la Fundación Gates y Pimco, que compraron ADR de Petrobras en Nueva York. “La historia demuestra que se pueden alcanzar acuerdos”, señaló.
     
     
    Will Connors y Luciana Magalhaes
     
    WSJournal.com
  • Petrobras reabre emisión de bonos

    La compañía volvió a abrir la oferta en dos tramos, con notas que se vencen en mayo de 2021 y en mayo de 2026.La compañía volvió a abrir la oferta en dos tramos, con notas que se vencen en mayo de 2021 y en mayo de 2026.SÃO PAULO—La petrolera estatal brasileña Petróleo Brasileiro S.A., o Petrobras, dijo el jueves que está reabriendo una emisión de bonos en el extranjero, con el fin de financiar un nuevo programa de recompra de determinados títulos en circulación.
     
    La compañía volvió a abrir la oferta en dos tramos, con notas que se vencen en mayo de 2021 y en mayo de 2026.
     
    La operación original se llevó a cabo en mayo, cuando la compañía levantó US$5.000 millones, a partir de su emisión de bonos que se vencen en mayo de 2021 con un pago de interés anual de 8,625%. El segundo tramo, que madura en mayo de 2026 por un total de US$1.750 millones, tiene un rendimiento de 9%.
     
    Petrobras no reveló el valor total que espera recaudar con la operación.
     
    La compañía planea utilizar las ganancias para recomprar determinados bonos en el extranjero en circulación, con diez vencimientos diferentes, entre 2017 y 2019.
     
    Por ROGERIO JELMAYER - WSJournal.com
  • Petrobras recauda US$6.570 millones en venta de bonos

    PetrobrasLa venta de bonos es la primera oferta global de deuda de una compañía de Brasil desde junio del 2015 y desde que Rousseff fue apartada de su cargo la semana pasada, después de que el Senado aprobó iniciarle un juicio político.

    La petrolera brasileña Petrobras recaudó US$6.750 millones con la venta de deuda denominada en dólares en tramos a 5 y 10 años, en un retorno a los mercados globales seguido de cerca tras la suspensión de la presidenta Dilma Rousseff.

    La venta de bonos es la primera oferta global de deuda de una compañía de Brasil desde junio del 2015 y desde que Rousseff fue apartada de su cargo la semana pasada, después de que el Senado aprobó iniciarle un juicio político.

    Petrobras también recomprará hasta US$3.000 millones de deuda que vence en el 2018.

    En una sólida señal de respaldo para la compañía, los libros de órdenes por la deuda superaron los US$20.000 millones, dijeron dos fuentes conocedoras del tema.

    La oferta fue el primer intento de Petrobras por vender bonos en los mercados globales de deuda desde el 1 de junio del año pasado, cuando la empresa colocó US$2.500 millones en notas con vencimiento en el 2115.

    La firma vendió US$5.000 millones en papeles a cinco años, con un rendimiento de 8.625%, y 1,750 millones de dólares en la porción a 10 años y un retorno de 9 por ciento. Petrobras había colocado deuda similar en marzo del 2014, con un interés de 4.875% y 6.256%, respectivamente.

    La última compañía brasileña en vender deuda a inversores internacionales fue el fabricante de aviones Embraer SA , que colocó 1.000 millones de dólares en bonos a 10 años el 8 de junio del 2015, según datos de Thomson Reuters.

     

    Fuente: Americaeconomia.com


     

  • Petrobras recorta en 25% sus inversiones a cinco años y no descarta nuevas reducciones

    En un comunicado al regulador emitido el martes, Petrobras dijo que las metas operativas incumplidas llevaron a la administración a recortar la inversión proyectada a US$98.400 millones.En un comunicado al regulador emitido el martes, Petrobras dijo que las metas operativas incumplidas llevaron a la administración a recortar la inversión proyectada a US$98.400 millones.Sao Paulo. La compañía petrolera brasileña bajo control estatal Petrobras recortó sus planes de inversión para el período 2015-2019 en un 25% y advirtió que un mayor deterioro en los precios del crudo y de la moneda local podría llevar a nuevas revisiones.
     
    En un comunicado al regulador emitido el martes, Petrobras dijo que las metas operativas incumplidas llevaron a la administración a recortar la inversión proyectada a US$98.400 millones.
     
    La compañía, que había reducido su nivel de gasto dos veces desde junio, responsabilizó por la medida tanto al desplome del petróleo como del real, además de la escasez de insumos en la industria petrolera.
     
    Como resultado, Petrobras redujo su estimación para la producción diaria promedio en Brasil a 2.145 millones de barriles de crudo este año, desde un objetivo previo fijado en 2.185 millones de barriles.
     
    La compañía está trabajando en un plan de inversión a cinco años para el período 2016-2020. Originalmente, el gasto de capital para el lapso del 2015 al 2019 fue estimado en US$130.300 millones.
     
    Según el comunicado de Petrobras, unos US$80.000 millones, o el 81% del gasto de capital planeado para el período 2015-2019, se destinarán a inversiones en exploración y producción.
     
    Cerca de US$10.900 millones serán destinados a la distribución y refinación, y el resto será invertido en gas, energía y otras áreas.
     
     
    Reuters
     
  • Petrobras reduce su plan de inversión quinquenal

    Los analistas no quedaron muy convencidos con las ambiciosas metas que se fijó Petrobras - Foto PetrobrasLos analistas no quedaron muy convencidos con las ambiciosas metas que se fijó Petrobras - Foto PetrobrasRIO DE JANEIRO— Petróleo Brasileiro S.A., la petrolera de control estatal de Brasil, delineó una meta ambiciosa para reducir deuda lo cual, dijo, no tendrá impacto en la producción de crudo, lo que plantea preocupaciones familiares en una empresa famosa por tener un optimismo exagerado.
     
    Durante una anticipada presentación de su plan de negocios quinquenal, Petrobras dijo que su producción nacional de gas natural licuado, o GNL, ascenderá a 2,77 millones de barriles por día en 2021, frente a un promedio de 2,09 millones de barriles diarios durante los primeros ocho meses del año.
     
    Al mismo tiempo, la empresa señaló que reducirá en 25% el gasto de capital para el periodo de 2017 a 20121 a US$74.100 millones frente al periodo de 2015 a 2019. Adicionalmente, Petrobras planea vender US$19.500 millones en activos durante 2017 y 2018, frente a una meta de US$15.100 millones en 2015 y 2016.
     
    Los ambiciosos objetivos de Petrobras fueron recibidos con escepticismo por algunos analistas, quienes esperan que las medidas de austeridad pesen en la producción y, en consecuencia, en el flujo de caja. Adriano Pires, un consultor brasileño del sector petrolero, dijo que la producción de crudo de la compañía probablemente descenderá a alrededor de 2,3 millones de barriles al día dado los recortes que está realizando.
     
    “La explicación que dieron hoy en la conferencia de prensa no me convenció”, dijo Pires. “El optimismo ha sido siempre el pecado original de Petrobras”.
     
    Entre 2008 y 2014, los planes de negocio de Petrobras ganaron una reputación por presentar panoramas cada vez más eufóricos que al final pronosticaron un alza de la producción interna a 5 millones de barriles diarios a finales de esta década. Para desarrollar las masivas reservas de petróleo en alta mar, junto con la capacidad de refinación de Brasil, la compañía presupuestó hasta US$220.000 millones en inversiones para un período de cinco años.
     
    Petrobras rara vez, o nunca, cumplió los objetivos de producción que se había fijado. En lugar de ello, la compañía creó las condiciones para un escándalo de corrupción sin precedentes entre sus contratistas, y acumuló la deuda más alta en la industria petrolera global para financiar su gasto.
     
    La compañía pretende reducir en 2018 su deuda neta a 2,5 veces las ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización, o Ebitda. En 2015, el pasivo era 5,3 veces las ganancias.
     
    “Estamos anticipando el objetivo de apalancamiento por dos años, y eso no es una cosa fácil de hacer, pero es muy importante para reducir nuestro costo financiero”, dijo Pedro Parente, presidente ejecutivo de Petrobras. “Incluso con esa anticipación estamos manteniendo la curva de producción”, dijo
     
    Iván Monteiro, el director general de finanzas, reiteró el objetivo de desinversión de este año y dijo que las ventas de activos en 2017 y 2018 estarán en el nivel alto de las proyecciones.
     
     
    Por PAUL KIERNAN
     
    WSJournal.com
  • Petrobras reducirá sus planes de inversión en 20%

    Conteudo20397(Reuters).- La petrolera estatal brasileña Petrobras planea reducir sus inversiones proyectadas en cinco años en un 20% en la comparación con la última programación quinquenal, dijo a Reuters una fuente con conocimiento de la situación.

    El recorte se produce en medio de la investigación de un caso de corrupción en la petrolera estatal y una caída en los precios del crudo.


    Un recorte del 20% rebajaría la inversión estimada bajo el plan de negocios 2015-2019 de la compañía en alrededor de US$ 44,000 millones, a cerca de US$ 177,000 millones.

    La petrolera había anunciado en febrero del 2014 un plan de US$ 221,000 millones de gastos para el período 2014-2018.
    Se espera que el nuevo plan sea anunciado el mes próximo, aseguró la fuente, que no estaba autorizada para hablar en público sobre la materia.


    “Podría haber una reducción de alrededor de 20%”, aseguró la fuente. “Aún es un robusto plan de inversiones, pero es realista sobre el flujo de caja y lo que la compañía puede hacer debido a que sus proveedores están bajo investigación”, agregó.}

    Tras una década de no alcanzar las metas de producción y elevar el gasto, Petrobras ha luchado para generar el suficiente efectivo para pagar por uno de los esfuerzos de expansión de producción más grandes y ambiciosos del mundo.


    Pese a los enormes nuevos recursos mar adentro, la firma brasileña es la más endeudada y menos rentable de las mayores petroleras del mundo.

    Justo cuando la empresa era asfixiada por un desplome de alrededor de 50% en los precios del petróleo en el último año, la policía y fiscales descubrieron evidencia de una generalizada manipulación de contratos, corrupción y sobornos políticos que involucran a ejecutivos de Petrobras, compañías de construcción y figuras políticas.

    El escándalo evitó la publicación de sus resultados financieros, colocó a la firma en riesgo de una moratoria por más de US$ 50,000 millones en bonos y cerró casi todas las fuentes de nuevo financiamiento.

    Como resultado, Petrobras dijo este año que podría tener que reducir un esperado gasto de US$ 44,000 millones en el 2015 en hasta un tercio y anunció planes para vender activos por hasta US$ 13,700 millones.

    Petrobras, los reguladores de mercado y PricewaterhouseCoopers Plc “están avanzando” para publicar el 22 de abril los resultados auditados de 2014, dijo la fuente.


    Aunque la compañía busca activamente recortar el gasto y vender activos, no ha discutido la venta de su participación minoritaria en la complicada compañía petroquímica brasileña Braskem.

    Las acciones de Petrobras subieron previamente esta semana ante reportes de que la compañía planeaba vender sus acciones en Braskem.

    Fuente: Gestion.com


    Un representante de Petrobras rehusó declarar sobre los comentarios de la fuente. PricewaterhouseCoopers no respondió un pedido para comentar.

  • Petrobras reduciría su plan de inversión 2016-2020 a US$80.000 millones

    Brasil: El programa de gasto de capital de Petrobras caerá a un promedio anual durante ese lapso de unos US$16.000 millones por año, afirmaron las fuentes, que pidieron mantenerse en el anonimato porque el plan no ha sido aprobado formalmente.
     
    Foto de PetrobrasFoto de PetrobrasRío de Janeiro. La petrolera brasileña Petrobras recortará este mes próximo su plan de inversión a cinco años en cerca de un 20%, ya que los precios bajos del crudo, su enorme deuda y los efectos de un escándalo de corrupción golpearon su capacidad de financiar proyectos, dijeron dos fuentes cercanas al asunto.
     
    El programa de gasto de capital de Petrobras caerá a cerca de US$80.000 millones en el periodo 2016-2020, o un promedio de unos US$16.000 millones por año, afirmaron las fuentes, que pidieron mantenerse en el anonimato porque el plan no ha sido aprobado formalmente.
     
    Si se autoriza el plan sería el menor de la petrolera estatal brasileña desde 2006 y el último de una serie de recortes.
     
    El programa sería casi un 20% menor que el plan de US$98.400 millones anunciado en enero, que ya se recortó desde los US$130.000 millones que Petrobras había informado en junio para el período 2015-2019.
     
    Los recortes destacan los dramáticos cambios de las perspectivas para Petrobras desde que hace una década se descubrieron algunas de las mayores reservas petroleras mar adentro.
     
    El nuevo plan sería apenas la tercera parte de los US$235.000 millones, o US$47.000 millones al año, de inversiones proyectadas en el plan 2012-2016, cuando era la mayor propuesta de gasto de capital de una empresa en el mundo.
     
    "Olvídense de eso. Esa Petrobras ya no existe, sea por la situación económica o por las malas acciones que mataron a la compañía", dijo una de las fuentes.
     
     
    Reuters - AE
  • Petrobras registró la mayor pérdida de su historia en el cuarto trimestre

    554 NRÍO DE JANEIRO (EFE Dow Jones)--La maltrecha compañía petrolera estatal de Brasil, Petróleo Brasileiro SA, o Petrobras, anunció el lunes que incurrió en la mayor pérdida trimestral de su historia en el cuarto trimestre del año pasado por el descenso de los precios del crudo y el aumento de los costos crediticios.
     
    En consecuencia, la petrolera explicó que se vio obligada a realizar una rebaja de valor contable de 49.750 millones de reales, o US$13.790 millones, en activos e inversiones el año pasado.
     
    La pérdida de Petrobras en el cuarto trimestre aumentó un 39% hasta 36.940 millones de reales, con respecto al año anterior cuando sus ganancias se vieron lastradas por las enormes rebajas de valor relacionadas con el escándalo de manipulación y de sobornos. Los ingresos aumentaron un 0,1% a 85.100 millones de reales frente al cuarto trimestre del año anterior.
     
    La ganancia antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización, o Ebitda, descendió un 15% a 17.060 millones de reales, en términos ajustados a efectos no recurrentes.
     
    Estas enormes pérdidas aumentan la incertidumbre sobre la capacidad de Petrobras de pagar su deuda, la mayor de la industria petrolera mundial.
     
    La deuda bruta de la compañía, inflada por la fortaleza del dólar, ascendía a 799.250 millones de reales a finales de 2015, un 10% más que un año antes, pese a los recortes en inversiones y al intento, sin gran éxito, de la empresa de vender activos durante los últimos seis meses.
     
    El presidente ejecutivo de Petrobras, Aldemir Bendine, dijo el lunes que siguen las negociaciones para vender activos “a un ritmo intenso” pero rehusó dar más detalles.
     
    La compañía dijo este año que busca vender US$15.100 millones en activos entre 2015 y 2016, una cifra que todavía no se ha actualizado.
     
     
    Paul Kiernan y Will Connors
     
    WSJournal.com
     
  • Petrobras reporta mayor pérdida en su historia por US$16.800 millones y promete "normalidad"

    La empresa dijo que las amortizaciones relacionadas directamente con el escándalo de corrupción representaron más de US$2.000 millones y el resto fueron "pérdidas por ajuste de valor" derivadas de mala planificación y el desplome de los precios del crudo, entre otros factores.
     
    Petrobras, cuya inversión anual suele duplicar al presupuesto discrecional del Gobierno para infraestructura, dijo el miércoles que recortaría el gasto de capital en 2015 a US$29.000 millones.Petrobras, cuya inversión anual suele duplicar al presupuesto discrecional del Gobierno para infraestructura, dijo el miércoles que recortaría el gasto de capital en 2015 a US$29.000 millones.Río de Janeiro. La petrolera estatal brasileña Petrobras reportó este miércoles la mayor pérdida de su historia, resultado de una amortización por 50.800 millones de reales (US$16.800 millones) como consecuencia de un enorme escándalo de corrupción.
     
    La pérdida neta de la compañía en el 2014 fue de 21.600 millones de reales (US$7.200 millones), por sobre las utilidades totales de la compañía acumuladas durante casi cuatro años, se da en momentos en que el nuevo presidente ejecutivo Aldemir Bendine busca recuperar la confianza de los inversores
     
    Una investigación internacional sobre el arreglo de contratos, sobornos y corrupción en la compañía, llamada formalmente Petróleo Brasileiro SA, generó una prolongada demora en la publicación de los resultados.
     
    La empresa dijo que las amortizaciones relacionadas directamente con el escándalo de corrupción representaron 6.190 millones de reales. Dijo que el resto fueron "pérdidas por ajuste de valor" derivadas de mala planificación, el desplome de los precios del crudo, metas incumplidas de los proyectos de refinerías y sobrecostos.
     
    "De ahora en adelante, Petrobras garantiza que volverá a la normalidad en sus relaciones con los inversores, accionistas y acreedores en Brasil y el extranjero", dijo Bendine, quien asumió el cargo de presidente ejecutivo a comienzos de febrero, en una conferencia de prensa para anunciar los resultados.
     
    Las ganancias entre octubre y diciembre antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización (EBITDA) fueron de 20.100 millones de reales. El EBITDA es una medición de la capacidad de la compañía para generar efectivo a partir de sus operaciones.
    "Nosotros estamos limpiando los errores en el tratamiento de los recursos de la compañía para que podamos tratar con el mercado con la transparencia que exige y se merece", agregó.
     
    La amortización es uno de los primeros pasos concretos de Petrobras para restaurar su acceso a los mercados de capital desde que el escándalo la obligó a postergar sus resultados financieros auditados en noviembre.
     
    Los problemas financieros de la empresa han llevado a una rebaja de la nota de su deuda por parte de las grandes agencias de calificación crediticia.
     
    Aún así, Petrobras ya ha dicho que se verá obligada a reducir sus inversiones para desarrollar los descubrimientos de crudo en altamar que están entre los mayores del mundo en las últimas cuatro décadas.
     
    Esos descubrimientos llevaron a los inversores a aumentar el valor de mercado de la empresa hasta casi US$300.000 millones en el 2008 y ayudaron a vender US$70.000 millones en nuevas acciones en el 2010. Petrobras vale sólo US$56.000 millones actualmente.
     
    Si bien la amortización ayuda a arrojar una luz durante uno de los momentos más oscuros de la empresa, aún persisten los desafíos para la compañía y Brasil.
     
    Además de dañar a Petrobras, la compañía más grande de Brasil, el escándalo ha golpeado a dos decenas de las principales firmas de construcción e ingeniería del país, llevando al menos a cinco a la bancarrota y dejando a miles de personas sin trabajo.
     
    También es el mayor revés hasta la fecha para un plan de expansión de Petrobras de US$44.200 millones año que la presidenta Dilma Rousseff y su Partido de los Trabajadores (PT) han utilizado para justificar un control más firme de los recursos naturales por parte del Estado y una mayor intervención a la economía.
     
    Planifican recorte al gasto. Petrobras, cuya inversión anual suele duplicar al presupuesto discrecional del Gobierno para infraestructura, dijo el miércoles que recortaría el gasto de capital en 2015 a US$29.000 millones, un 34% menos que el promedio previsto para cada uno de los próximos cinco años.
     
    Bendine dijo que recortaría el gasto en otro 13% a US$25.000 millones en el 2016 y revelaría un nuevo plan estratégico dentro de 30 días.
     
    Los inversores cuestionaron el verdadero valor de los activos de Petrobras luego de que el año pasado fueron arrestados varios ejecutivos de alto rango de la estatal y de contratistas responsables de la construcción de refinerías, plataformas de perforación y otras obras de infraestructura por miles de millones de dólares.
     
    Como resultado, el auditor PricewaterhouseCoopers rehusó certificar los resultados de la compañía.
     
    Petrobras reportó una pérdida neta de 26.600 millones de reales (US$8.800 millones) en el cuarto trimestre.
     
    Las ganancias entre octubre y diciembre antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización (EBITDA) fueron de 20.100 millones de reales. El EBITDA es una medición de la capacidad de la compañía para generar efectivo a partir de sus operaciones.
     
    La estatal también entregó el miércoles los resultados auditados del tercer trimestre, revisando sus resultados a una pérdida de 5.300 millones de reales sobre ingresos netos, o ventas totales menos impuestos, de 88.400 millones de reales.
     
    Petrobras había reportado resultado no auditados del tercer trimestre en enero, pero la postergación de los informes auditados excluyó a la empresa de los mercados financieros.
     
    Bajo los contratos por más de US$50.000 millones en bonos globales, el no entregar los resultados auditados del cuarto trimestre podría haber resultado en la cesación de pagos y el pago anticipado obligatorio de esa deuda.
     
    Reuters
  • Petrobras tendría perdidas de hasta US$1.964 millones por escándalo de corrupción

    Petrobras dijo el jueves que aún no tiene una fecha para publicar los resultados auditados de su tercer y cuarto trimestre, retrasados por culpa del escándalo de corrupcPetrobras dijo el jueves que aún no tiene una fecha para publicar los resultados auditados de su tercer y cuarto trimestre, retrasados por culpa del escándalo de corrupcSao Paulo. Petrobras estimó pérdidas de entre 5.000 y 6.000 millones de reales por el escándalo de corrupción Operación Lavado de Autos, incluyendo pagos excesivos a empresas revelados por la investigación, dijo el viernes el diario Folha de S.Paulo, citando fuentes que actuaron en la revisión de los contratos.
     
    Los valores deberán aparecer en el balance financiero de la empresa del 2014, que sería difundido en las próximas semanas.
     
    Según reveló Folha, el valor aproximado de 6.000 millones de reales corresponde a un 3% de los activos sujetos a algún tipo de desvío.
     
    Petrobras dijo el jueves que aún no tiene una fecha para publicar los resultados auditados de su tercer y cuarto trimestre, retrasados por culpa del escándalo de corrupción.
     
    La petrolera estatal brasileña dijo a Reuters en un correo electrónico que continúa trabajando para divulgar los resultados financieros "lo antes posible".
     
    El miércoles, un miembro de la junta directiva de Petrobras dijo a Reuters que la empresa podría someter a votación la publicación de sus resultados el 17 de abril. La fuente pidió anonimato debido a que las deliberaciones son privadas.
     
    Las acciones de Petrobras que cotizan en Estados Unidos subieron el jueves un 2% a US$7,69 en las operaciones previas a la apertura del mercado, luego de que la presidenta Dilma Rousseff dijera que la compañía había finalizado la purga tras el escándalo de corrupción.
     
    Reuters
  • Petrobras vende 49% de Gaspetro a japonesa Mitsui

    Plataforma PetrobrasLa brasileña Petrobras concluyó este lunes la venta de su participación de 49% en su subsidiaria Gaspetro a la japonesa Mitsui por 1.930 millones de reales (unos 500 millones de dólares al cambio actual), informó la estatal.
     
     
    La operación permitió además que Petrobras alcanzara el objetivo de desinversiones por 700 millones de dólares previsto para 2015.
     
    En una nota, Petrobras afirmó que la transacción se completó después del "cumplimiento de todas las condiciones previstas" en el contrato del traspaso, incluso la aprobación del órgano antimonopolio brasileño CADE.
     
    Fuertemende endeudada, afectada también por la caída de los precios del crudo, la petrolera brasileña además está envuelta en un megaescándalo de corrupción que involucra a políticos, exdirectivos de la fima y ejecutivos de empresas constructoras en una red de pago de sobornos y millonarios desvíos de dinero.
     
    Gaspetro es un holding que reúne las participaciones de Petrobras en las distribuidoras estatales de gas natural. 
     
     
    Fuente: AFP
  • Petrobras vendería activos offshore en el Golfo de México

    Plataforma PetrobrasLa petrolera estatal brasilera, Petrobras, evalúa una posible venta de activos en el Golfo de México como parte de su plan de restructuración financiera. La mayoría de los activos a vender son campos offshore avaluados en US$ 8,000 millones.
     
     Para llevar a cabo la transacción, Petrobras contrató a BNP Paribas quien adelantará los estudios pertinentes.
     
     En marzo pasado, la petrolera informó que planeaba vender hasta US$ 13,700 millones en activos en 2015 y 2016, para lograr reducir su elevada deuda además de proteger sus niveles de efectivo.
     
     Petrobras viene de una crisis de corrupción que la obligó a reducir el valor de sus activos y así pagar menos dividendos. A su vez, ya había vendido sus activos en Petrobras Argentina (PESA), la mayoría onshore incluyendo 26 concesiones de exploración y producción por US$ 101 millones.
     
    Fuente: Bilatam.com
  • Petrobras vendería dos campos a Karoon Gas Australia

    Petrobras informa que se encuentra en negociaciones con la empresa Karoon Gas Australia Ltd para la venta de participación en los campos de Baúna y Tartaruga Verde.

    193528 NLa potencial transacción considera la venta del 100% de participación en el campo de Baúna, localizado en espejo de agua en el post-sal de la cuenca de Santos y del 50% de participación en el campo de Tartaruga Verde, situado en el post-sal de la cuenca de Campos, en espejo de agua profundo, pero Petrobras continuará como operadora de este campo. El campo de Baúna se encuentra en operación desde febrero de 2013 y produce actualmente cerca de 45 mil bbl/día. El campo de Tartaruga Verde se encuentra en estadio de desarrollo, con inversiones relevantes aún a ser realizadas.

    Karoon Gas Australia Ltd es una compañía de energía australiana con participación en el mercado global de Petróleo y Gas. Sus principales activos están situados en Australia, Brasil y Perú. Actualmente, Karoon tiene cinco concesiones de E&P en Brasil.

    Esta transacción aún está sujeta a la negociación de sus términos y condiciones finales y a la deliberación de los órganos competentes de Petrobras y de Karoon, así como a la aprobación por el CADE y la ANP.

    El proyecto de venta de los campos de Baúna y Tartaruga Verde, conducido a través de proceso competitivo, forma parte del Plan de Desinversiones 2015-2016 de Petrobras.

    Hechos juzgados relevantes sobre el tema serán divulgados oportunamente al mercado.

     

    Petrobras

  • Petrobras y PDVSA son excepciones en medio del bajón de los mercados emergentes

    Durante un año difícil para los mercados emergentes, algunas de las operaciones más inciertas están rindiendo frutos. Bonos emitidos por empresas petroleras de América Latina, bancos de Ucrania y firmas inmobiliarias de China se encuentran entre los activos de mejor desempeño de las economías en desarrollo en 2015.
     
    Plataforma PetrobrasLos gestores de fondos que adquirieron estos apabullados valores y otros activos considerados riesgosos incluso para los estándares de los inversionistas de mercados emergentes, arrojan retornos positivos mientras que los índices de referencia languidecen en territorio negativo. “No tenemos miedo de ir a lugares peligrosos”, dijo Yong Zhu, gestor de cartera en el fondo de Deuda de Mercados Emergentes DuPont Capital, que administra US$6,4 millones. “Siempre es posible encontrar países o empresas que tienen buenas posibilidades de sobrevivir”. El fondo de Zhu ha tenido un mejor desempeño que otros fondos de mercados emergentes en parte porque compró papeles con riesgo en el momento preciso. También se ha beneficiado de haber invertido en bonos y no en acciones de países emergentes, que han sido golpeadas más duramente este año.
     
     
     
    OA BD011 DEmtim NS 20151101191405De todos modos, las apuestas arriesgadas a los mercados emergentes son vulnerables a factores que pueden crear turbulencias, como una nueva caída en los precios de los commodities, indicios de una desaceleración económica más profunda en China y una mayor probabilidad de que la Reserva Federal aumente las tasas de interés en Estados Unidos.
     
    Los gestores tratan de manejar la incertidumbre manteniéndose ágiles en lugar de retener posiciones por períodos largos en los cuales pueden enfrentar súbitos derrumbes en los mercados. Al mismo tiempo, distribuyen sus apuestas a través de múltiples sectores y países y eligen bonos denominados en dólares, lo que les permite evitar que la debilidad de otras monedas erosione sus retornos.
     
    El fondo de Zhu tiene bonos denominados en dólares de Petróleo Brasileiro SA, la compañía brasileña de control estatal que está sumida en un escándalo de corrupción. También está expuesto a bancos en Ucrania, país que recientemente llegó a un acuerdo de reestructuración con sus acreedores, y a firmas de bienes raíces en China, que los analistas dicen son particularmente vulnerables a la desaceleración económica del país.
     
    El fondo registra un alza de 7,7% desde comienzos de año al 29 de octubre, lo que lo convierte en el segundo de mejor desempeño entre 403 fondos de renta fija de mercados emergentes que sigue Morningstar Inc. El fondo promedio ha perdido 3,6%. Sólo 33% de ellos están en territorio positivo.
     
    El fondo de mercados emergentes de corta duración de Ashmore es el que registra el mejor desempeño entre los fondos de bonos de economías emergentes, según Morningstar. En lo que va del año, ha subido 8,7%, superando al índice de bonos corporativos de mercados emergentes de J.P. Morgan.
     
    Ese fondo, que típicamente invierte en bonos con plazos de vencimiento de uno a tres años, ha comprado en distintos momentos, a comienzos de este año, deuda de productores de energía, tanto países como empresas, durante la caída de los commodities.
     
    A finales de septiembre, entre las principales tenencias del fondo de Ashmore figuraban bonos de la estatal Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) que vencen este año y el próximo.
     
    Numerosos inversionistas dudan de la capacidad de PDVSA de pagar su deuda, ya que el gobierno de Venezuela sufre de una disminución de sus ingresos y de las reservas de divisas debido a los bajos precios del petróleo. Pero la empresa pagó un bono de US$1.500 millones el 28 de octubre, lo que impulsó los precios de todos los bonos venezolanos. “Si usted compra bonos que vencen en seis meses, tiene muy buena visibilidad”, dijo Christoph Hofmann, director global de distribución en Ashmore Group, que administra US$51.000 millones en activos.
     
    Los bonos de 2015 de PDVSA se negociaban en enero a 71,25 centavos por dólar, pero el 28 de octubre maduraron a la par, según MarketAxess. Eso representa una ganancia de 40%. Por el contrario, el índice de bonos en dólares J.P. Morgan avanzó 2,8% desde comienzos del año hasta el 29 de octubre, mientras que el índice de divisas de mercados emergentes acumulaba un retroceso de 12%.
     
    Jonathan Kelly, quien dirige el Fondo de Deuda de Mercados Emergentes Fidelity Series, con US$1.000 millones bajo gestión, compró deuda corporativa denominada en dólares en Rusia, donde prefiere empresas de telecomunicaciones y de petróleo y gas.
     
    Los bonos de las empresas rusas sufrieron de una venta generalizada en el segundo semestre de 2014 en medio de preocupaciones de que las sanciones de EE.UU. dificultarían una refinanciación de sus deudas, dijo Kelly. Pero a medida que la oferta se agotó, los bonos existentes ganaron en valor, agregó.
     
    “Este año, la historia ha cambiado”, dijo Kelly sobre Rusia. “Aunque aún existen las sanciones, parece que hay estabilidad en la situación en Ucrania, y la conversación en torno de las sanciones es menos intensa que antes”.
     
    Los gestores de inversiones se han vuelto más cautos. La posición promedio en efectivo para los primeros 120 fondos de acciones de mercados emergentes monitoreados por Copley Fund Research subió a 4,2% en septiembre, el nivel más alto desde junio de 2012. El efectivo en manos de los fondos de bonos también aumentó en meses recientes, según Morgan Stanley.
    La diversificación también ayuda. El fondo JOHCM de Acciones de Capitalización Mediana y Pequeña de Mercados Emergentes incluye cerca de 110 acciones en su portafolio, más de lo que usualmente mantiene, según los gestores de cartera Emery Brewer e Ivo St Kovachev. Las acciones de algunas empresas más pequeñas se beneficiarán de una perspectiva de crecimiento positiva para las firmas individuales incluso si vientos en contra sacuden el mercado general, dijeron.
     
    Ese fondo ha ganado 3,5% en lo que va del año, superando a 99% de los 856 fondos de mercados emergentes diversificados, según Morningstar. Menos de 2% de los fondos de acciones de países emergentes seguidos por la firma están en terreno positivo este año. El fondo promedio ha perdido 9,4%.
  • Petrobras, la de mayor valor

    La petrolera alcanzó los US$116.300 millones en valor de mercado, seguida de la cervecera brasileña Ambev (US$105.264 millones) y la operadora mexicana América Móvil, del multimillonario Carlos Slim (US$84.054 millones).
     
    Petrobras WLa petrolera estatal brasileña volvió a convertirse en la empresa de capital abierto con mayor valor de mercado de Latinoamérica, según un estudio publicado por la consultora Economática.
     
    La víspera, las acciones preferenciales de Petrobras registraron un alza de más del 10 %, liderando la subida de la bolsa de Sao Paulo, después de que una encuesta indicara una ventaja del candidato opositor, Aecio Neves, frente a la presidenta y candidata a la reelección, Dilma Rousseff, en la segunda vuelta de las elecciones, prevista para el 26 de octubre.
     
    De acuerdo con el sondeo de Sensus, Neves tiene una ventaja de 17 puntos frente a la jefe de estado, aunque una nueva encuesta divulgada el lunes por Vox Populi, ya con el mercado cerrado, indicó un empate técnico entre ambos candidatos, pero con Rousseff ligeramente al frente.
     
    Desde que comenzó la campaña electoral, las empresas estatales, principalmente Petrobras, han recibido con ganancias cualquier tipo de señal que muestre un debilitamiento de Rousseff en los comicios, ya que el mercado financiero apuesta por un cambio de siglas para frenar la política intervencionista del actual Gobierno.
     
    Según Economática, el valor de mercado de la compañía estatal aumentó en 22.649 millones de dólares desde el inicio del mes de octubre.
     
    Esta subida se da en medio de los escándalos de corrupción que sacuden por estos días a la compañía, investigada por la Policía y el Congreso por desvío de recursos para financiar campañas políticas.
     
    Asimismo, entre los seis países analizados por la consultora en Latinoamérica (Brasil, Chile, México, Argentina, Perú y Colombia) y Estados Unidos, la bolsa de Sao Paulo fue la única que experimentó un crecimiento en el valor de mercado en lo que va de mes.
     
    El índice Ibovespa, principal indicador del corro paulista, registró un valor de 959.500 millones de dólares el 30 de septiembre, mientras que ayer éste fue de 1,020 billones de dólares.
     
    Entre las compañías con mayor valor de mercado de Latinoamérica hay seis brasileñas (Petrobras, Ambev, Itaú-Unibanco, Bradesco, Vale, Banco do Brasil), tres mexicanas (América Móvil, Walmart México, GModelo) y una colombiana (Ecopetrol). 
     
     
    EFE/D.com
  • Petrolera noruega Statoil anuncia su intención de ampliar sus inversiones en Brasil

    El anuncio lo hizo el presidente de Statoil, Eldar Saetre, tras entrevistarse hoy con el presidente brasileño, ante el que le expuso los planes de la empresa, que actualmente produce unos 100.000 barriles diarios en Brasil, donde tiene unos 1.000 empleados.
     
    Johan_Sverdrup_-_Photo_Kjetil_Eide_-_StatoilJohan_Sverdrup_-_Photo_Kjetil_Eide_-_StatoilRío de Janeiro. La petrolera noruega Statoil anunció hoy su intención de ampliar sus inversiones en Brasil y pidió el fin de la exclusividad de la estatal brasileña Petrobras en la zona del presal, donde se concentran la mayor parte de las reservas de crudo del país sudamericano.
     
    El anuncio lo hizo el presidente de Statoil, Eldar Saetre, tras entrevistarse hoy con el presidente de Brasil, Michel Temer, ante el que le expuso los planes de la empresa, que actualmente produce unos 100.000 barriles diarios en Brasil, donde tiene unos 1.000 empleados.
     
    "Queremos ampliar nuestros negocios e invertir más en Brasil. Fue muy provechoso conversar con el presidente sobre las perspectivas futuras para nuestra industria y sobre la inversión en Brasil", explicó Saetre a la prensa.
     
    Statoil, que invirtió US$10.000 millones en los últimos quince años en Brasil y ya explotaba una concesión en el país, adquirió recientemente a Petrobras el 66% de los derechos de un campo de petróleo en el litoral sureste del país, por US$2.500 millones.
     
    Petrobras y Statoil firmaron hace unos días un acuerdo de asociación estratégica con el que la empresa noruega espera poder ampliar sus áreas de explotación. "Queremos aprovechar el memorando de entendimiento que firmamos con Petrobras para explotar muchas áreas y el desarrollo del gas es una de ellas", afirmó el presidente de Statoil.
     
    "También estamos desarrollando en Brasil un proyecto que estará en producción en el 2020 y hay otras oportunidades en las que estamos trabajando", agregó Saetre, quien se defendió cambios en la legislación que permitan una mayor participación de las petroleras extranjeras en la explotación de crudo en el Brasil, monopolio que apenas tenía Petrobras.
     
    "Son cambios que pueden atraer inversiones para Brasil y no sólo de Statoil. Ser el propio operador de sus campos es muy importante para empresas para Statoil", concluyó Saetre.
     
     
    Xinhua
  • Precio promedio del petróleo será de 52 dólares 2015

    Reservas OilEn sus anteriores cálculos, publicados en el informe del organismo internacional de julio pasado, había situado el precio medio del barril de petróleo este año en 57 dólares. La desaceleración global, los altos inventarios actuales y el reingreso en el mercado de las exportaciones de Irán tras el fin de las sanciones son las causas del nuevo pronóstico.
     
    Los precios de la energía, petróleo y gas, se espera que cierren 2015 un 43 % por debajo de 2014; mientras que para 2016 el Banco Mundial (BM) calcula un precio medio de 51 dólares.
     
    "Vemos el progresivo descenso de cinco años en la mayor parte de las materias primas continuando en el tercer trimestre de 2015. Hay suficientes inventarios y la demanda es débil, especialmente por las materias primas industriales, por lo que los precios pueden mantenerse persistentemente bajos", aseguró John Baffes, autor del reporte trimestral sobre materias primas.
     
    En concreto, uno de los aspectos que provoca este descenso de precios es el reciente acuerdo nuclear de Irán con las grandes potencias, que permitirá que "en unos meses, Irán pueda incrementar su producción de crudo en torno a 500.000 y 700.000 barriles al día, hasta alcanzar el nivel de 2011, antes de la imposición de sanciones internacionales, de 3,6 millones de barriles al día".
     
    El acuerdo alcanzado en julio por el G5+1 (EE.UU., Reino Unido, Rusia, China y Francia más Alemania) con Irán busca controlar las actividades nucleares de ese país para que no logre desarrollar un arma atómica, a cambio de levantar las sanciones internacionales que ahogan su economía.
     
    Además, remarca el reporte, Irán podrá comenzar a exportar de manera inmediata sus 40 millones de barriles almacenados y a esto se suma el enorme potencial en el sector de gas, al ser el país que cuenta con mayores reservas del mundo con un 18 % del total.
     
    Los retos para Irán son ahora, subrayó Ayhan Kose, director del Grupo de Previsiones de Desarrollo del BM, atraer "la necesaria inversión extranjera y tecnología para aprovechar sus sustanciales reservas".
     
    Por otro lado, los precios de los metales continuaron su cuarto descenso trimestral consecutivo, debido a la menor demanda, principalmente de China, y el organismo internacional prevé una caída general a finales de 2015 del 16 %.
     
    Fuente: Portafolio.co / EFE
  • Se forma una tormenta perfecta para Petrobras

    Petrobras WRIO DE JANEIRO— Petróleo Brasileiro SA pasó gran parte de la última década tomando crédito barato del mercado internacional en su campaña para convertirse en uno de los cinco mayores productores mundiales de crudo.
     
    Sin embargo, lejos de cumplir sus ambiciosas metas de producción, la compañía de control estatal se hizo acreedora de un dudoso título: la petrolera más endeudada del mundo, con un pasivo que al 30 de septiembre rondaba los US$127.500 millones.
     
    Ahora, tiene que empezar a pagar la cuenta. De aquel total, casi US$24.000 millones vencen en 2016 y 2017. Inversionistas y analistas están inquietos por lo que se viene: el pago, la reestructuración o el incumplimiento.
     
    “He recibido llamadas de inversionistas de todas las zonas horarias”, dice Sarah Leshner Carvalho, analista de Barclays. “Casi no hay geografía que no esté involucrada con los bonos de Petrobras”.
     
    La estrategia de la compañía de acumular deuda en dólares ha resultado adversa, ya que tanto el real como el precio del petróleo se han desplomado en el último año.
     
    Petrobras informó la semana pasada que su deuda total en moneda local al final del tercer trimestre se había disparado 44% respecto de finales de 2014 para situarse en 506.580 millones de reales. Eso equivale a alrededor de 18% del Producto Interno Bruto de Brasil en el primer semestre.
     
    “Estamos muy preocupados por el endeudamiento de la empresa”, confiesa Aldo Muniz, director de investigación de la corredora brasileña UM Investimentos. “Realmente asusta todo lo que se ha disparado el dólar”.
     
    Para aplacar el nerviosismo de los inversionistas, Petrobras delineó a principios de año un plan para vender activos por US$15.100 en 2015 y 2016, con el objetivo de utilizar las ganancias para pagar la deuda.
     
    “Si llegamos a (esa) cifra (...) nuestra necesidad de financiación para el próximo año es cero, en teoría”, dijo la semana pasada ante un grupo de periodistas Ivan Monteiro, director financiero de la compañía.
     
    Las críticas, sin embargo, se acumulan y las ventas de activos no marchan bien.
     
    La compañía desechó el mes pasado un plan para escindir parte de BR Distribuidora, su filial de distribución de combustible. Petrobras atribuyó la decisión a las condiciones adversas del mercado; ante los bajos precios del petróleo, otras compañías también se están deshaciendo de activos. Sin embargo, la creciente agitación en el directorio de la empresa puede haber contribuido al cambio de planes.
     
    Mientras tanto, Petrobras sigue endeudándose. Esta misma semana, firmó contratos de préstamos por un total de US$1.800 millones con organismos de exportación del Reino Unido, Japón, Italia y Austria. Este año, selló convenios con entidades chinas por US$10.000 millones.
     
    Hace apenas unos años, el endeudamiento de Petrobras no parecía tan negativo. Las bajísimas tasas de interés en Estados Unidos y Europa tras la crisis financiera de 2008 animaron a la compañía a pedir prestado en el exterior para financiar el desarrollo de un gran yacimiento submarino en una formación conocida como presal (situada debajo de una capa geológica de sal).
     
    Algunas políticas del gobierno estimularon el endeudamiento. Entre 2011 y 2014, Petrobras se vio obligada a subsidiar los precios del combustible como parte de un esfuerzo gubernamental para combatir la inflación. Eso le costó a Petrobras miles de millones de dólares en ganancias y la obligó a seguir endeudándose para financiar sus costosas actividades en aguas profundas.
     
    No obstante, una apreciación de 62% del dólar frente al real en el año que terminó el 30 de septiembre ha puesto patas arriba esa estrategia al inflar el valor de los préstamos en moneda local. Al final del tercer trimestre, apenas 16% de la deuda total de la empresa estaba en reales. El resto estaba denominado en monedas extranjeras, principalmente en dólares.
     
    Los inversionistas han castigado las acciones de la compañía y su deuda.
     
    Hace poco más de un año, los bonos de Petrobras con vencimiento en 2020 se cotizaban a la par. En septiembre de 2014, tocaron un mínimo de 68,1 centavos por cada dólar nominal, en medio de una fuerte oleada de ventas tras la rebaja de la calificación crediticia de la compañía a la categoría de chatarra por Standard & Poor’s Ratings Services. Moody’s tomó la misma decisión en febrero.
     
    Los bonos de Petrobras a 2020 se han recuperado a 81,95 centavos por dólar al miércoles por la tarde. Pero las calificaciones de deuda chatarra han maniatado a la compañía, que ha sido prácticamente excluida de la financiación barata en los mercados convencionales.
     
    Las acciones preferentes de Petrobras cerraron el miércoles con un alza de 0,8%, a 7,82 reales. Los inversionistas habían comprado esas acciones a 26,30 reales la unidad en 2010, cuando la compañía realizó una emisión por US$70.000 millones.
     
    Para empeorar las cosas, los precios del crudo se ubican a menos de la mitad de los US$100 el barril a los que Petrobras y otras grandes petroleras se habían acostumbrado en los últimos años. La austeridad de la compañía ha enfurecido a los sindicatos de trabajadores del petróleo, que al declarar una huelga este mes han llevado a reducir la producción de Petrobras en unos 100.000 barriles al día, comprimiendo aún más el flujo de caja.
     
    A pesar de estos desafíos, muchos analistas piensan que es poco probable que Petrobras incurra en un default. El gobierno probablemente intervendrá antes de que eso sucediera. Mientras tanto, China y otros han mostrado su voluntad de seguir prestando, en una apuesta a que con el tiempo los precios del petróleo repunten, dice Leshner Carvalho, de Barclays.
     
    “Mi opinión es que, en última instancia, la empresa es demasiado grande para quebrar”, afirma. “Habrá suficiente apalancamiento disponible en Brasil y en los mercados internacionales de capital para que la empresa salga del paso”.
     
    Por Will Connors y Paul Kiernan
     
    Fuene: WSJournal.com
  • Sepa quiénes son los principales compradores del petróleo de Venezuela

    La mayor parte del petróleo venezolano va para Asia: China e India reciben el 60% del total. Un 20% se vende a EE.UU. y un 20% al resto del mundo. Los envíos a China son mayormente para devolver créditos de Pekín.

    Las exportaciones de crudo de Venezuela representan el 76% del total de sus ventas al exterior y las de productos refinados de petróleo, el 17%. El 93% del total de sus ingresos por exportaciones proviene del petróleo.

    Actualmente se pagan por el petróleo venezolano algo menos de US$40 por barril, con tendencia al alza, como todo el petróleo en los mercados mundiales. Para equilibrar su presupuesto, Venezuela necesita un precio de US$118 por barril. De los 40 euros del precio de venta, no todo queda en las arcas del Estado: producir el crudo cuesta entre US$8 y US$19 por barril, según donde se extraiga.

    Si bien el volumen de las exportaciones petroleras no se ha modificado mucho desde 2015, datos oficiales revelan un aumento de los envíos de la estatal al mercado asiático. Recientemente, el Ministerio de Petróleo y Minería dio a conocer que Venezuela envía diariamente a China e India unos 1,3 millones de barriles. Como no hay estadísticas oficiales, el resto de las cifras deben ser estimadas.

    El 60% del crudo va para Asia. Las ventas a China y la India representan el 54% de las exportaciones totales de crudo, cifradas actualmente en unos 2,4 millones de barriles diarios. Si a ello se le agrega un 6% que va a hacia Singapur, pero cuyo destino final es mayormente China, se llega a un 60% del total.

    Compradores Venez

    El crudo que se envía a China está destinado mayormente a pagar los créditos rotativos que China le concede al país desde 2007 y el Gran Fondo de Largo Plazo, que Pekín puso a disposición de Caracas en 2010 por 10 años. Debido a la fuerte caída de los precios del petróleo, Venezuela debió enviar en los últimos tiempos cada vez más crudo a China por el mismo importe en dólares.

    En segundo lugar como compradores de petróleo venezolano se hallan Estados Unidos y la India, con sendos 20%. En enero de 2016, Estados Unidos compró a Venezuela 702 mil barriles diarios de crudo y sus derivados. Pero la tendencia es a la baja: en diciembre de 2015 habían sido 899.000 barriles diarios.

    Venezuela compra petróleo en EE.UU. Una novedad: PDVSA compró en enero 550.000 barriles a Estados Unidos, algo que nunca antes había sucedido en los 100 años de actividad petrolera de Venezuela. PDVSA adquirió el petróleo estadounidense para diluir crudos pesados y extrapesados venezolanos, que alcanzan menor precio en los mercados y son más difíciles de vender.

    India compra tradicionalmente aproximadamente un 20% de la producción de crudo de Venezuela. Lo nuevo: Nueva Delhi propuso recientemente realizar una operación de trueque de medicamentos indios por petróleo venezolano.

    Las compras de América Central, el Caribe y Cuba no representan más del 10% del total de las exportaciones de crudo venezolano. A Cuba, Venezuela le suministra unos 80.000 barriles diarios. Según operadores del mercado, desde 2015 se comercializa petróleo venezolano también desde Cuba. Es decir, que la isla podría ser asimismo una "base de operaciones" para PDVSA.

    Finalmente, un 10% de la producción va para el resto del mundo, destacándose España, con un 3% y Brasil, con un 2%, mientras que menos de un 1% va para Uruguay.

    Fuente:americaeconomia.com / Deutsche Welle

  • Tres de cada diez ingenieros de petróleo están desempleados

    Alfa Alpek 5Un estudio de Acipet muestra que los profesionales con mayores dificultades para emplearse son los recién egresados.

    Los ingenieros de petróleos del país ya sienten el impacto de la desaceleración de la industria de los hidrocarburos en Colombia.

    Un estudio revelado ayer por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Acipet, sostiene que tres de cada diez profesionales de esta rama no tienen trabajo. El informe fue realizado por la firma Mediciones y Medios para este gremio, y consideró la situación de 801 matriculados en el Consejo Profesional de Ingeniería de Petróleos (CPIP), 160 estudiantes de último semestre, 60 estudiantes de primer semestre y 35 directores de recursos humanos de empresas del sector.

    De acuerdo con la investigación, la mitad de los ingenieros de petróleos con menos de tres años de experiencia no tienen trabajo, lo que implica que para los recién egresados la situación laboral se ha vuelto más compleja aún.

    Entre los ingenieros que no tienen empleo, la encuesta identificó que 6 de cada diez no tienen experiencia formal en la industria.

    “Lo que significa esto es que la industria debe abrir más oportunidades de prácticas industriales, además de incentivarse la política del primer empleo en la cual estos ingenieros arranquen a tener su experiencia con tutores bajo este mecanismo”, explicó Carlos Leal, director ejecutivo de la agremiación de profesionales.

    Es que, según la investigación la mitad de las compañías del sector no hacen uso de los beneficios de la ley de primer empleo, que ofrece beneficios a los jóvenes recién egresados para que puedan desarrollar su experiencia laboral.

    La falta de formación de los jóvenes ingenieros de petróleo hoy, aún a pesar de la crisis, podría generar un problema para la industria en el futuro, pues conseguir recurso humano especializado para la industria es un reto para el sector, de acuerdo con un estudio de la firma Lee Hetch Harrison.

    Ahora, para los recién egresados es más fácil vincularse con una empresa de servicios, proveedora de una firma operadora, a emplearse en una petrolera.

    El 45 por ciento de los egresados con menos de diez años de experiencia se ubica en estas empresas de servicios, mientras solo un 24 por ciento de ellos se ubica en una empresa petrolera.

    La siguiente rama que más empleo genera en el país es la de transporte de hidrocarburos, en donde se emplea el 10 por ciento de estos profesionales de poca experiencia; mientras que en el negocio de refinación solo tienen cabida quienes tienen más de tres años de experiencia.

    Una de las debilidades de los profesionales del país es el bajo dominio del inglés. Solo el 24,3 por ciento de los entrevistados tiene un dominio avanzado de inglés, el 46,2 por ciento está en un nivel intermedio y el 29,5 por ciento en un nivel básico.

    La crisis petrolera también frena algunas oportunidades de desarrollo profesional para los ingenieros, como la posibilidad de adelantar proyectos de grado con el patrocinio de las empresas, o la posibilidad de realizar prácticas profesionales.

    Los resultados de este estudio fueron presentados ayer en el XVI Congreso Colombiano de Petróleo y Gas 2015.

    OPORTUNIDADES EN EL EXTRANJERO

    Para los ingenieros consultados en la investigación ante la crisis la mejor alternativa para encontrar trabajo es buscar oportunidades en el exterior.

    El 73 por ciento de los profesionales con más de tres años de experiencia y el 69 por ciento de los recién egresados considera que esta opción es la mejor.

    Otro grupo significativo (el 30 por ciento de los recién egresados y el 42 por ciento de los experimentados) aseguró que lo mejor es esperar que pase la crisis.

    La tercera opción preferida para ambos profesionales es aprovechar para prepararse más mientras pasa la coyuntura.

    Fuente: Portafolio.co / NohoraCeledon

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