Argentina YPF, Vista, Shell y Equinor firman acuerdo con chilena ENAP para exportación petróleo

Las petroleras YPF, Vista, Shell Argentina y Equinor firmaron

acuerdos con Enap, la Empresa Nacional de Petróleo de Chile, para la exportación de shale oil de la reserva patagónica argentina de Vaca Muerta, informaron las empresas el viernes en un comunicado conjunto.

Los acuerdos tendrán vigencia hasta junio de 2033 y contemplan un volumen inicial agregado de hasta 70.000 barriles diarios, lo que podría generar ingresos para el país austral estimados en 12.000 millones de dólares a lo largo de su ejecución, señaló.

El índice británico FTSE 100 CURRENCYCOM:UK100 abre plano el viernes, con los futuros subiendo un 0,04%.

* BRITISH AMERICAN TOBACCO: British American Tobacco ha vendido el 9% de participación en ITC Hotels por 38,2 mil millones de rupias (424,70 millones de dólares).

* OCADO: Ocado dijo que recibió un pago único en efectivo de 350 millones de dólares de Kroger, ya que el supermercado estadounidense decidió cerrar tres almacenes robotizados y cancelar una instalación prevista.

* PRECIOS DE LA VIVIENDA: El mercado inmobiliario británico se ralentizó en noviembre, tanto en términos anuales como mensuales, en el periodo previo al presupuesto del gobierno, según mostraron los datos de Halifax.

* SHELL: La segunda unidad de procesamiento de LNG Canada, liderada por Shell , conocida como Tren 2, permanece inactiva casi un mes después de su puesta en marcha inicial, dijeron dos fuentes a Reuters.

* BIG YELLOW GROUP: La compañía británica de auto-almacenamiento Big Yellow Group dijo que no había ninguna base para continuar las conversaciones con Blackstone sobre un posible acuerdo.

* LICENCIAS RÁPIDAS: Gran Bretaña pondrá en marcha un régimen de licencias rápidas para las nuevas empresas de servicios financieros que les permita empezar a funcionar mientras buscan una autorización completa, dijo el Ministerio de Finanzas.

* MATERIAS PRIMAS: Los precios del petróleo WTI se encaminaban a registrar ganancias semanales cercanas al 2% en las primeras operaciones del viernes; el oro se mantuvo estable , ya que el aumento de los rendimientos del Tesoro de EEUU frenó el impulso de un dólar más débil; y el cobre alcanzó un máximo histórico .

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DIARIOS DE HOY EN EL REINO UNIDO

> Financial Times

> Otros titulares empresariales

Por Helen Clark

La unidad australiana del gigante petrolero estadounidense Chevron comunicó el viernes que los socios de la empresa conjunta Gorgon han aprobado el desarrollo de la fase 3 de Gorgon, por valor de 3.000 millones de dólares australianos (1.980 millones de dólares estadounidenses), frente a la costa noroeste de Australia Occidental.

El proyecto servirá de relleno para el actual proyecto de exportación de GNL y conectará los yacimientos de gas natural de Geryon y Eurytion con la infraestructura de Gorgon en la isla de Barrow.

Chevron perforará un máximo de 40 pozos en siete yacimientos, con una vida teórica que se extenderá hasta 2070.

La propuesta de proyecto fue aceptada en noviembre por el organismo regulador del medio ambiente en alta mar, después de que Chevron la sometiera a comentario público en agosto de 2024.

El proyecto Gorgon, operado por Chevron, es una empresa conjunta de las unidades australianas de Chevron, Exxon Mobil y Shell , que poseen conjuntamente alrededor del 97,3%, mientras que la japonesa Osaka Gas , JERA y la empresa estadounidense MidOcean tienen la participación restante.

Además de las exportaciones de GNL, permitirá el suministro a largo plazo de gas doméstico para los hogares y la industria de Australia Occidental, declaró el presidente de Chevron Australia, Balaji Krishnamurthy.

El estado tiene una política de reserva obligatoria del 15% para uso doméstico en todos los proyectos de GNL.

Gorgon tiene capacidad para producir 300 terajulios diarios de gas para el mercado de Australia Occidental y 15,6 millones de toneladas de GNL al año, según Chevron Australia.

La semana pasada, el organismo regulador aceptó los planes de perforación de Shell en el yacimiento de Crux, también frente a las costas del norte de Australia . El gas de Crux se enviará como relleno al buque flotante de GNL Prelude.

En el sur de Australia, la petrolera estadounidense ConocoPhillips acaba de terminar su primer pozo de exploración en la región y ahora se trasladará a un lugar cercano para realizar un segundo pozo .

(1 dólar = 1,5135 dólares australianos)

La unidad australiana del gigante petrolero estadounidense Chevron Corp comunicó el viernes que los socios de la empresa conjunta Gorgon han tomado una decisión final de inversión para el desarrollo de la Etapa 3 de Gorgon, de 3.000 millones de dólares australianos (1.980 millones de dólares), frente a la costa noroeste de Australia Occidental.

La inversión unirá los yacimientos de gas natural de Geryon y Eurytion con la infraestructura existente de Gorgon en la isla de Barrow.

El proyecto Gorgon, operado por Chevron, es una empresa conjunta de las unidades australianas de Chevron, Exxon Mobil y Shell , que poseen conjuntamente alrededor del 97,3%, mientras que las japonesas Osaka Gas y JERA y la empresa estadounidense MidOcean tienen la participación restante.

El desarrollo mantendría la producción en Gorgon, permitiendo el suministro a largo plazo de gas doméstico para los hogares y la industria de Australia Occidental, y de gas natural licuado para los clientes internacionales en Asia, dijo el presidente de Chevron Australia, Balaji Krishnamurthy.

Gorgon tiene capacidad para producir 300 terajulios diarios de gas para el mercado de Australia Occidental y 15,6 millones de toneladas de GNL al año, declaró Chevron Australia.

(1 dólar = 1,5135 dólares australianos)

Por Shadia Nasralla y Stephanie Kelly

La petrolera bajo control estatal de Argentina YPF espera que la decisión final de inversión por un proyecto de gas natural licuado de 20.000 millones de dólares que producirá 12 millones de toneladas métricas anuales se tome a mediados del 2026, dijo Horacio Marín, su director ejecutivo, el jueves a Reuters.

YPF y sus socios en el proyecto hasta el momento, la italiana Eni y la unidad XRG de Adnoc de Emiratos Árabes, poseen aproximadamente un tercio del capital cada uno.

Shell informó a Reuters que se retiró de otra fase del proyecto de GNL de YPF. Alegó un cambio significativo en el alcance del proyecto como motivo de su salida.

"Shell se ha retirado debido a diversas dinámicas del proyecto que ya no respaldan la participación continua, incluido un cambio significativo en el alcance del proyecto", dijo Shell en una declaración enviada por correo electrónico a Reuters.

El ejecutivo de YPF, la petrolera que lidera la actividad en Vaca Muerta, la segunda reserva de gas no convencional del mundo ubicada en la provincia de Neuquén, indicó que la fase relacionada con Shell se había reducido a la mitad, de 12 a 6 millones de toneladas anuales, y agregó que la fase del proyecto que involucra a Eni y XRG es la prioridad. YPF buscaría otro socio para reemplazar a Shell.

Las exportaciones de la fase del proyecto de 12 millones de toneladas anuales que involucra a Eni y XRG probablemente comenzarán en 2030 o 2031, o cuatro años después de la decisión final de inversión (FDI, Final Investment Decision, por su sigla en inglés) a mediados de 2026, explicó Marin.

Las previsiones para el proyecto se basan en los precios actuales del GNL en Asia, sostuvo. Las exportaciones argentinas de GNL a Asia son más competitivas que las exportaciones estadounidenses a Asia, pero menos competitivas que las exportaciones estadounidenses a Europa, añadió.

YPF podría introducir dividendos en 2028 o 2029, dependiendo de los precios del petróleo y el gas, añadió Marin.

Por Fabio Teixeira y Marta Nogueira

Un consorcio formado por las petroleras Petrobras y Shell se adjudicó dos áreas en alta mar en los yacimientos brasileños de Tupi y Atapu en una subasta petrolera celebrada el jueves por la empresa estatal PPSA.

El consorcio, único licitador de la subasta, hizo ofertas de 7.790 millones de reales (1.470 millones de dólares) por el área de Tupi, aproximadamente un 2% por encima del precio mínimo, y de 1.000 millones de reales por el área de Atapu, un 16% por encima.

Una tercera área en el campo de Mero no recibió ninguna oferta.

La subasta ofrecía participaciones en campos petroleros ya en producción pero aún no contratados, concediendo básicamente a las empresas el derecho a beneficiarse de la producción adicional.

En medio de la caída de los precios del crudo Brent, los resultados no alcanzaron el objetivo del gobierno brasileño de recaudar al menos 10.200 millones de reales para aumentar sus ingresos del año.

(1 dólar = 5,3055 reales)