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Brasil refuerza estrategias para consolidarse como principal mercado del gas natural en la región 2u6l1k

Sat, 17 May 2025 00:22:28 +0000

Brasil refuerza estrategias para consolidarse como principal mercado del gas natural en la región

Desarrollar la infraestructura para el aprovechamiento de la riqueza gasífera es la meta que se plantea el sector.

Jesús Hurtado Fri, 16/05/2025 - 20:22

Con un enorme potencial oculto, principalmente, en su lecho marino, el crecimiento experimentado en los últimos años por el sector gasífero brasileño ha sido exponencial y se prevé que mantenga ese ritmo, en atención a la estrategia gubernamental de convertirla en una de las más sólidas del mundo.

Esta situación, no obstante, impone una serie de importantes desafíos, en especial relacionados con las regulaciones y las fuertes inversiones necesarias para desarrollar todas las áreas del negocio, lo cual demanda la participación de un sector privado ávido de seguridad y garantía para sus capitales.

La promulgación de una nueva legislación, en 2021, y más recientemente de su regulación en 2024, han allanado el camino para que esta participación privada se concrete, pese a lo cual persisten problemas estructurales que ralentizan el despegue de una actividad vital para la octava economía del mundo.

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Crecimiento asegurado

Al cierre de 2024, las reservas probadas de gas de Brasil ascendieron a 546.020 millones de metros cúbicos, un 5,17 % por encima de lo estimado en 2023, según datos de la Agencia Nacional del Petróleo, Gas y Biocombustibles (ANP).

La estatal también señala que la producción de gas natural alcanzó en 2024 un promedio anual de 153 millones de metros cúbicos al día (Mm3/d), 2 % más que los 150 Mm3/d extraídos en 2023, mientras que las previsiones para este año rondan en torno a los 187 Mm3/d de gas natural, lo que supone un alza de 22 %.

“La industria del gas en Brasil es un mercado relevante, con enorme potencial de crecimiento. Contamos con producción, infraestructura instalada de tratamiento, regasificación, transporte y distribución, así como un gran mercado de consumo”, dice João de Almeida, socio de las áreas M&A y petróleo y gas en Demarest.

El importante impulso en la producción de gas se ha sustentado en un alza del consumo residencial por el crecimiento poblacional, una mayor utilización para la producción industrial y, en modo particular, para su utilización en la generación de energía pues, aunque el potencial hidroeléctrico de Brasil es incuestionable, los largos períodos de sequía han hecho volcar la atención hacia otras fuentes energéticas, entre ellas el gas.

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El impulso legal

Si bien varios gobiernos han apoyado a la industria brasileña de los hidrocarburos, sancionado leyes referidas al sector, el real impulso para el segmento gasífero llegó en 2021 con la promulgación de la Ley 14.134/2021 o Ley del Gas, instrumento jurídico que posibilitó el inicio de la necesaria apertura al capital privado.

De hecho, tras su promulgación se han visto importantes avances, siendo el más destacado el proceso de apertura de Petrobras, acometiendo desinversiones y privatizaciones de infraestructuras de transporte y distribución que estuvieron siempre bajo égida, permitiendo la entrada de nuevos actores al mercado.

Esto trajo como consecuencia un auge de la producción y la puesta en marcha de proyectos para el procesamiento tanto del gas producido en el país como importado, así como de una completa red de regasificación nacional que sigue ampliándose.

Otro impulsó llegó en 2024 con el Decreto 12.153/2024, regulación que profundizó la apertura en actividades como el transporte, el tratamiento, almacenamiento, licuefacción y comercialización del gas, apetecibles bocados para los empresarios locales y extranjeros interesados en probar las mieles de la abundancia carioca.

“La nueva ley del gas fue un gran avance. Aún queda pendiente una parte relevante, que es la reglamentación, especialmente por parte de la ANP… En los próximos años será necesario resolver algunas discusiones regulatorias relevantes, ya que es esencial que los inversores tengan seguridad jurídica”, dice Almeida.

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Cuellos de botella

Pese a todo este avance, persisten cuellos de botella que crean dudas respecto a que se mantenga el ritmo de crecimiento percibido hasta ahora en el sector. Entre los problemas destaca la evidente ralentización de la economía brasileña (que este año crecerá la mitad de lo alcanzado en 2024), un precio muy elevado respecto al vigente en otros países, e inversiones muy por debajo de las expectativas y necesidades.

Otro tema que preocupa a las empresas del área es el elevado volumen de gas que se destina a la reinyección de pozos petroleros, tomando en cuenta que cerca del 70 % de la oferta general (54 % del gas extraído en país y una parte significativa del importado) es revertido para mantener el flujo de crudo, reduciendo el volumen que podría ser comercializado tanto en el mercado interno como de exportación.

Algunos analistas señalan que esta situación obedece no solo a una estrategia para maximizar la extracción de petróleo, cuya rentabilidad es mucho mayor, sino a la falta de infraestructura para absorber la producción nacional, una tesis que entra en contradicción con aumento que han experimentado las importaciones de este recurso, que el año pasado crecieron alrededor de 7 % respecto al 2023.

En este sentido, João de Almeida señala que el empuje de la industria pasa por el desarrollo de infraestructura destinada al aprovechamiento del gas, entre ellos proyectos de generación de energía con consumo continuo, además de mejorar las condiciones tributarias que se ofrecen a las empresas del área.

Asegura además que, si bien el papel del gobierno es fundamental en lo que respecta a la parte regulatoria/legislativa, la ley y la regulación por sí solas no son suficientes para crear el deseado nuevo mercado del gas con liquidez y precios más asequibles para los consumidores finales (particularmente en el sector industrial), sino que es preciso realizar cuantiosas inversiones para desarrollar más infraestructura.

Al respecto, solo la estatal Petrobras anunció la inversión este 2025 de 600 millones de dólares al sector energético del gas, ello sin contar que en producción para exploración y producción de hidrocarburos invertirá USD 15.100 millones.

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Bolivia y Argentina dentro de la ecuación

Antes de que Brasil descubriera y comenzara a explotar los ricos yacimientos de petróleo y gas del presal costa afuera, Bolivia tenía en su gigantesco vecino el destino seguro para sus exportaciones de gas, enviando alrededor de 15 millones de metros cúbicos al día, cerca de la mitad de su producción total, a través de una robusta red de gasoductos. Pero esa realidad cambió.

El declive de la extracción boliviana y la irrupción de Argentina como nueva meca del gas en el cono sur, hizo que Brasilia desviara la mirada hacia los ricos yacimientos de Vaca Muerta que, pese a estar muy lejos de los grandes centros productivos brasileños, tiene en su competitivo precio el estímulo necesario para vencer este y otros obstáculos.

Es así como desde abril de 2025 y tras la reconversión de los ductos que por años abastecieron con gas boliviano a los argentinos, el hidrocarburo extraído en la patagónica provincia de Neuquén fluye hacia el país del altiplano, donde conecta con el sistema que durante décadas han llevado gas a Brasil, posibilitando una triangulación que permite alimentar los generadores cariocas ubicados a más de 2.800 kilómetros de distancia.

Esta reingeniería se sustenta en las nuevas normativas sectoriales, que permiten la entrada de privados en eslabones de la cadena comercial tradicionalmente manejados por Petrobras, y aunque la estatal petrolera mantiene su hegemonía, se espera que en el mediano y largo plazo su presencia disminuya.

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Exitosa triangulación

Ahora bien, si Brasil cuenta con una de las mayores reservas de gas de la región ¿por qué debe importar gas argentino? Todo es cuestión de costos.

De acuerdo con la ANP, más del 84 % del gas brasileño está asociado a la extracción petrolera del presal, yacimientos ubicados bajo gruesas capas de sal a 7.000 metros de profundidad en el lecho marino y a unas 200 millas de la costa, por lo que su extracción revista gran complejidad.

“Perforar en sal es muy difícil, mucho más que en roca sólida, y más si se trata de yacimientos en aguas profundas, donde el lecho está miles de metros por debajo del nivel del mar. Eso hace que la producción de gas en esos yacimientos sea muy costosa”, afirma Iván Rodríguez, ingeniero geodésico especializado en perforaciones petroleras offshore.

Se trata de una triangulación en la que todos ganan: Argentina, que mandará a su nuevo cliente mercado para dos millones de metros cúbicos diarios y prevé elevar la cifra a 30 Mm3/d para 2030; Brasil, porque comprará gas a un costo 50 % por debajo del precio promedio actual de USD 14 por BTU; y Bolivia, que obtendrá nos USD 200 millones por alquilar una red de gasoductos actualmente subutilizados.

“El desafío de utilizar las reservas brasileñas está relacionado con la infraestructura necesaria para su exploración. A menudo el coste que supone su implantación no hace viables estos proyectos. En otros casos, la burocracia, el riesgo país, los problemas de licencias y la incertidumbre jurídica terminan ahuyentando las inversiones o haciendo que su implementación sea muy laboriosa”, dice Almeida.

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Futuro prometedor

Si aun con los inconvenientes estructurales que enfrenta la industria gasífera brasileña está viviendo momentos de pleno auge, los expertos no dudan en considerar que su futuro está más que asegurado.

“Creo que el gas será el camino hacia la transición energética en Brasil. Como ocurre con muchos otros sectores, nos llevará mucho más tiempo lograr un desarrollo amplio. En cualquier caso, existe la conciencia de que la inversión en gas es un camino sin retorno y habrá que encontrar soluciones para que el mercado se desarrolle”, ratifica el abogado.

No obstante, para garantizar el éxito a la hora de involucrarse en un proyecto, el vocero de Demarest precisa que los actores actuales o potenciales deben prestar especial atención a los aspectos contractuales y regulatorios del negocio, así como identificar claramente la asignación de riesgos en los proyectos y tener claridad sobre lo establecido al respecto en la reforma tributaria.

“Éste es un momento de oportunidades, y quienes sepan anticiparse y posicionarse hoy probablemente se beneficiarán de mejores oportunidades en el futuro”.

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¿Cuánto ha cambiado el lucrativo negocio petrolero mundial? 2n3o6f

Fri, 06 Sep 2024 20:09:59 +0000

¿Cuánto ha cambiado el lucrativo negocio petrolero mundial?

La irrupción de China como un actor de peso en el juego ha restado espacio a las petroleras occidentales tradicionales.

Jesús Hurtado Fri, 06/09/2024 - 16:09

En una reciente subasta de lotes petroleros en Brasil, dos empresas chinas resultaron beneficiadas con el otorgamiento de una concesión cada una, imponiéndose a las tradicionales corporaciones occidentales en el reparto de los ricos yacimientos costa afuera del gigante sudamericano. Esta —aparentemente— simple operación deja claro lo mucho que ha variado el protagonismo en el disputado mercado petrolero global.

Causa de no pocos conflictos y crisis financieras, el petróleo ha sido, desde hace mucho tiempo, responsable de mover los hilos en la geopolítica mundial. De hecho, John Rockefeller, el fundador de Standard Oil, decía que quien dominara el petróleo, dominaría el mundo.

Tras muchos cambios en el último siglo en los roles protagónicos, una nueva transformación estaría por darse gracias al cambio de la matriz energética global, pese a que los expertos aseguran que al petróleo le quedan muchos años más como el más importante recurso de la economía mundial.

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Del dominio a la diversificación

Del dominio total que las compañías angloamericanas ejercieron en el mundo durante buena parte del siglo XX queda poco. Dueñas absolutas de las técnicas de producción y refinación hasta bien entrada la segunda mitad del siglo pasado, las grandes petroleras americanas y europeas prácticamente impusieron su voluntad a través de las llamadas “siete hermanas”, a saber:

Anglo-Iranian Oil Company (ahora BP).
Royal Dutch Shell.
Standard Oil Company de California (ahora parte de Chevron).
Gulf Oil (adquirida por Chevron).
Texaco (también parte de Chevron).
Standard Oil Company de Nueva Jersey (luego Esso y después Exxon, hoy ExxonMobil).
Standard Oil Company de Nueva York (después Socony, luego Mobil y ahora ExxonMobil).

Pero este dominio se vio interrumpido cuando, en los 70, la nacionalización de las industrias locales en los países del Golfo Pérsico y Venezuela, los mayores productores detrás de Estados Unidos, dio al traste con la centenaria hegemonía. Se inició entonces la configuración de un nuevo mapa energético con la entrada a escena de las empresas petroleras nacionales.

Sin embargo, la consolidación de esta figura en los años 90, que trajo como consecuencia una serie de fusiones y adquisiciones, no acabó con la concentración del poder petrolero en pocas manos. Un informe de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) señala que mientras el grueso de la producción estaba en manos de una decena de empresas nacionales, 15 compañías controlaban más del 40 % de la refinación, entre ellas Royal Dutch Shell, Exxon y BP-Amoco. Esto sin olvidar que la antigua Unión Soviética manejaba su petróleo con tecnología y empresas propias, lo que le permitió desarrollar una industria que a la postre se convertiría en un sólido competidor de sus pares occidentales.

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Nuevos actores

El panorama descrito volvería a tener un gran giro a principios del actual siglo con la irrupción de China y otros países asiáticos como actores de peso en la ópera petrolera. Datos de la Agencia Internacional de la Energía (IEA, por sus siglas en inglés), señalan que para los años 90 cerca del 50 % de la refinación se concentraba en América y Europa, porcentaje que en 2020 se había reducido a un tercio, luego de que Asia triplicara su capacidad para procesar el crudo.

Punta de lanza de este avance es China que, a finales de los 90, decidió reorganizar su industria de hidrocarburos en tres grandes empresas: China National Petroleum Corporation (CNPC), matriz de Petrochina; China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), y China Petrochemical Corporation (Sinopec). La idea era salir a conquistar el mercado petrolero y lo consiguió.

Para 2002, ninguna de las recién potenciadas empresas chinas figuraba en el top ten de la industria petrolera mundial y así lo refleja un informe de Petroleum Intelligence Weekly, en el que las compañías mejor valoradas por su desempeño eran, en orden decreciente, Aramco, ExxonMobile, PDVSA (hoy considerada la petrolera peor manejada del mundo), NIOC (Irán), Royal Dutch Shell, BP, Chevron-Texaco, Pemex (México) y Total.

Una década después, los asiáticos han desplazado a las grandes corporaciones occidentales de los listados de las compañías más grandes en términos de valor de mercado, ventas y activos, ubicándose entre verdaderos monstruos de la producción como Aramco, y de la refinación, como ExxonMobil o Shell, las únicas corporaciones tradicionales que se mantienen en el top five de las más valiosas.

Es más, una de ellas, CNOOC, especializada en explotación y producción de crudo costa afuera, se ha logrado ubicar como una de las empresas con mayor valor de mercado dada la sofisticación de sus procesos y la tecnología de avanzada que utiliza.

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Nuevos derroteros

Ganadoras de la reciente subasta brasileña, CNOOC y PetroChina tendrán desde ahora operaciones en el gigante sureño, donde Sinopec ya estaba presente desde 2010, tras adquirir parte de las operaciones de Repsol y de la portuguesa GALP; mientras que en Argentina la misma empresa tiene intereses en los ricos yacimientos de Vaca Muerta.

En Guyana, el nuevo gran polo petrolífero y gasífero de América, CNOOC posee el 25 % de participación en el campo Stabroek, el mayor yacimiento descubierto en el mundo en la última década, gracias al t venture que tiene con Hess Corporation (30 % del proyecto) y ExxonMobil (45 %).

Los chinos también tienen participación en las industrias de Venezuela, pues están presentes en la Faja del Orinoco, el mayor reservorio de petróleo (pesado) del mundo, y en Perú, donde intervienen en el negocio de crudo y gas, además de dominar un tercio de la explotación minera.

En el Medio Oriente, las petroleras chinas han logrado asociarse con las empresas estatales de prácticamente todos los países, una relación que ha permeado hasta las naciones subsaharianas productoras de crudo. Y no hay que olvidar que Pekín es uno de los principales aliados en hidrocarburos de Moscú.

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Más consolidación

Al margen del avance chino, en los últimos dos años se ha producido la segunda gran ola de compras, asociaciones y fusiones en el mundo petrolero occidental. Así lo refleja un análisis de la consultora energética Wood Mackenzie, que muestra que solo en la cuenca Pérmica de Estados Unidos, una zona rica en petróleo de esquistos, en 2023 se produjeron acuerdos por más de 100.000 millones de dólares.

Entre las transacciones ejecutadas está la compra de Pioneer Natural Resources por parte de la gigante ExxonMobil, que pagó 59.500 millones de dólares por su competidora. Exxon también adquirió recientemente a Denbury Inc, por USD 4.900 millones.

Occidental Petroleum Corporation, conocida como Oxy por sus siglas en la Bolsa de Nueva York, invirtió USD 12.000 millones para hacerse con CrownRock; mientras que Harbour Energy adquirió por USD 11.200 millones a su competidora Wintershall Dea, con lo que tendrá carta blanca para operar campos en México, Argentina, Europa y África.

Por su parte, Chesapeake Energy absorbió a Southwestern Energy tras adquirir 100 % de sus acciones por USD 11.500 millones, en tanto que Diamondback Energy y Endeavor Energy se fusionaron tras concretar una operación valorada en USD 26.000 millones de dólares.

ConocoPhillips, por su parte, parece haber concretado su plan de hacerse con Marathon Oil, una de las grandes productoras de la Cuenca Pérmica de EE. UU., en una transacción inconclusa que involucra unos 16.000 millones de dólares.

Pero sin duda la mayor atención en los últimos meses la capta el intento de Chevron por adquirir el 100 % de Hess Corporation, una operación por la que está dispuesta a desembolsar cerca de 60.000 millones de dólares y que la convertiría en socia de ExxonMobil en el campo offshore de Guyana. No obstante, su archirrival objetó el acuerdo y será sometido a un laudo arbitral que decidirá quién se quedará con una importante tajada de un yacimiento valorado en más de un billón de dólares. En el interín, Chevron compró a su rival PDC Energy por USD 6.200 millones.

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¿Otra vuelta de timón?

El rápido desarrollo de energías alternativas a los hidrocarburos es visto por muchos analistas como el anuncio de un nuevo rumbo en el negocio petrolero. Según Wood Mackenzie, en la década pasada el gasto anual en petróleo y gas era de 750.000 millones de dólares, monto que 10 años después se ha reducido a USD 400.000 millones de dólares, lo que hablaría de una tendencia a reducir la inversión en este lucrativo pero contaminante negocio.

La consultora señala, además, que la producción de crudo aumenta cada año una media de 250.000 barriles por día en el próximo quinquenio, 50 % por debajo de lo registrado en los cinco años anteriores.

“Las grandes petroleras se centran más en aumentar el flujo de caja que la producción. Crecer lentamente ayuda a las empresas con reservas sin explotar a controlar los gastos y aumentar los márgenes”, ha señalado la empresa de análisis.

En este mismo orden, la mayoría de los países del Golfo Pérsico -y del Medio Oriente en general- están cada vez más enfocados en las energías “verdes”, destinando buena parte de los recursos que obtienen del petróleo al desarrollo de plantas de hidrógeno, granjas eólicas y solares, con un doble propósito: bajar el consumo interno de hidrocarburos para aumentar sus exportaciones y reducir el costo de las facturas energéticas locales. De paso, quedarían bien paradas por cumplir —y quizás por sobrecumplir— con su aporte para enfrentar el cambio climático.

“Las estrategias frente a la crisis climática que ignoran al Golfo y la política de la región en general, concentrando sus críticas únicamente en los gobiernos y la industria petrolera occidental, solo están fuera de sintonía con las realidades del petróleo mundial”, señaló recientemente el experto en economía política Adam Hanieh.

Profesor de las universidades de Exeter, en Reino Unido, y Tsinghua, Pekín, Hanieh cree que la región se convertirá mucho antes que otras en un gran productor de energías renovables, en particular de hidrógeno, lo que necesariamente devendrá en que las petroleras de la zona, sin descuidar su negocio medular, se enfoquen en ese tipo de energía, algo que asegura no se han planteado aún los productores de hidrocarburos occidentales.

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Vitol Colombia acuerda compraventa de petróleo con GeoPark 5z3j30

Thu, 20 Jun 2024 21:08:02 +0000

Vitol Colombia acuerda compraventa de petróleo con GeoPark

Suscriben facilidad de prepago por un mínimo de 20 meses y hasta 36 meses.

Redacción Lexlatin Thu, 20/06/2024 - 17:08

Vitol Colombia llegó a un acuerdo con Geopark para comprar petróleo crudo a través de una facilidad de prepago por un valor de hasta 500 millones de dólares.

La operación fue firmada el 9 de mayo. En esta Philippi Prietocarrizosa Ferrero DU & Uría - Colombia asesoró al comprador, una empresa que comercializa energía y materias primas. Cuatrecasas - Colombia representó a la vendedora, un productor de petróleo y gas con activos en Argentina, Brasil, Colombia y Ecuador. Geopark posee una participación de 45 % en el Bloque 34.

Según los términos del acuerdo de offtake, que entrará en vigencia el 1 de julio por un mínimo de 20 meses y hasta 36 meses, Vitol comprará un mínimo de 20.000 barriles de petróleo del Bloque Llanos 34 por hasta USD 300 millones, con opción de aumentar otros USD 200 millones en ventas futuras prepagadas durante la vigencia del contrato.

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Además, los fondos comprometidos por Vitol a través de esta facilidad de prepago estarán disponibles hasta el 30 de junio del próximo año, sujeto a determinadas condiciones. Geopark podrá reembolsar los recursos con entregas futuras de petróleo o prepagados en cualquier momento sin penalización.

Asesores legales

Asesores de Vitol Colombia C.I S.A.S.:

Philippi Prietocarrizosa Ferrero DU & Uría - Colombia: Socios Hernando Padilla, Sandra Manrique y Héctor Ramírez. Asociados Juan Pablo Gutiérrez, Carolina Vargas, Daniel Vargas, Neider Londoño y Fong Tan Kuang.

Asesores de Geopark Colombia S.A.S.:

Cuatrecasas - Colombia: Socio Manuel Quinche. Asociado sénior Manuel Gómez. Asociados María Mónica Latorre, Marcos Díaz y Santiago Jaramillo.

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Exxon vs. Chevron en Guyana; el arbitraje que marca un hito en la historia de la industria petrolera 6o5o1u

Fri, 10 May 2024 19:51:26 +0000

Exxon vs. Chevron en Guyana; el arbitraje que marca un hito en la historia de la industria petrolera

La adquisición de Hess por parte de Chevron ha devenido en un arbitraje entre dos de las mayores petroleras del mundo.

Jesús Hurtado Fri, 10/05/2024 - 15:51

Lo que a finales de 2023 fue una noticia más de adquisición de una empresa por otra se ha convertido en un litigio que mantiene expectante a la industria petrolera. En esta adquisición tienen participación dos de las mayores empresas privadas del mundo, en un negocio valorado en más de un billón de dólares.

Los actores principales de esta trama son las estadounidenses Chevron Corporation y ExxonMobil, viejas rivales que ya se han enfrentado en otros escenarios. Esta vez su disputa se centra en el control de Hess Corporation, una empresa que dejó de ser una actriz secundaria para adquirir un papel protagónico en la historia, a la que se ha sumado la china CNOOC, posiblemente con la intención de sacar más dividendos políticos que económicos.

El escenario es Guyana, un pequeño país sudamericano que en los últimos años ha adquirido una relevancia capital por sus cuantiosos yacimientos de gas y petróleo, y cuya importancia geopolítica se ha visto fortalecida por guerras que ocurren a miles de kilómetro de sus ricas costas.

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El origen de la disputa

Cuando a finales de octubre de 2023 Chevron anunció un acuerdo para adquirir, por 53.000 millones de dólares más deudas a Hess Corp, una rival “menor”, el monto de la oferta dio una primera pista de que algo grande estaba en juego, y no era para menos.

Sin visos de un fin en la guerra que mantienen Rusia y Ucrania, y con los peligros que encierra el recrudecimiento del asimétrico conflicto entre Israel y Palestina, asegurar el suministro de crudo en este lado del mundo es prioridad para las petroleras norteamericanas.

Esto, seguramente, fue suficiente motivo para que Chevron hiciera la jugosa propuesta, pues lo que tenía para ofrecer Hess son verdaderos manjares: participaciones en el Golfo de México, en el campo de esquisto de Bakken (Estados Unidos) y en Guyana, definitivamente, el premio gordo.

Desde el inicio del proyecto, Hess es socia en el bloque offshore Stabroek, el mayor reservorio de petróleo descubierto hasta ahora en la costa guyanesa y el mayor hallazgo del mundo en la última década, con entre 11.000 y 17.000 millones de barriles probados y un valor que supera los 1.000 millones de dólares. Hess posee el 30 % del proyecto, mientras que Exxon tiene el 45 % y China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) el 25 % restante.

Pero la negociación no sería tan fácil. Apenas se conoció el acuerdo inicial, las alarmas se encendieron en Exxon, líder del proyecto, que sacó a relucir una cláusula firmada por Hess al momento de constituir el t venture, con la que otros socios tendrán derecho preferencial para hacerse con el porcentaje de sus colegas en caso de retiro o venta, con lo cual podría vetar la transacción.

Desde su sede en Irving, Texas, se ha dicho que no se oponen a la compra por parte de Chevron, pero buscan defender sus derechos en un desarrollo que fundaron de cero.

“Sería permitir que un proyecto de talla mundial se entregue a un tercero sin considerar siquiera el ejercicio de nuestros derechos contractuales”, ha dicho la petrolera privada más grande del mundo.

Aunque en Mountain View, California, el heartcore de Chevron, afirman haber escudriñado el acuerdo de Hess con las otras petroleras, lo cierto es que no se percataron de este ‘cabo suelto’. Esta cláusula, aseguran los entendidos, siempre está presente en los contratos entre empresas conjuntas petroleras de alto riesgo. Por ello estuvieron abiertos al diálogo, pero las conversaciones no llegaron a un término consensuado.

“No hay absolutamente ningún escenario posible en el que Exxon y CNOOC se hagan con la participación de Hess como resultado de la transacción”, ha respondido la cuarta compañía privada del sector más grande del planeta.

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Choque de gigantes

El 6 de marzo de este año, Exxon introdujo ante la Corte de la Cámara de Comercio Internacional (ICC, por sus siglas en inglés) una solicitud de arbitraje comercial contra Chevron para conservar sus derechos preferentes de adquirir el 30 % que posee Hess en el campo Stabroek.

“Solicitamos un arbitraje para proteger estos derechos preferentes. Es muy importante para la empresa y para la industria. La seguridad de los contratos en esta industria es realmente importante. Y asumimos esa responsabilidad”, señaló Neil Chapman, vicepresidente de Exxon, al presentar la solicitud.

Nueve días después, la estatal china CNOOC hizo lo propio y se adhirió a la petición de arbitraje para establecer sus derechos de adquirir el 30 % de Hess en el bloque guyanés.

China busca aumentar sus reservas de petróleo, asegurando sus participaciones en yacimientos de América Latina (también tiene presencia en Brasil y Venezuela). Con ello, el gigante asiático no solo estaría garantizando crudo y gas para satisfacer su creciente demanda, sino que sería una jugada geopolítica de importancia, con la intención de restar presencia a su archirrival Estados Unidos en su propio terreno.

"Tenemos un acuerdo de operación conjunta con socios en relación con el bloque Stabroek. Nos ocuparemos de las cuestiones pertinentes en función de los términos de arbitraje pertinentes", afirmó en ese entonces Xu Yugao, secretario del Consejo de istración de CNOOC.

Para dirimir esta controversia, el tribunal arbitral que se ha constituido bajo ley inglesa debe nombrar un tercer árbitro antes de comenzar un juicio, que desde ya se perfila como histórico por todas sus implicaciones. Además, está de por medio la aprobación de la compra por parte de los accionistas de Hess, que deberán votar en una junta a celebrarse este 28 de mayo.

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La situación Guayana-Venezuela

El conflicto entre los dos gigantes del petróleo se produce en momentos en que Guayana se divide entre la súbita abundancia y un recrudecimiento del conflicto territorial con Venezuela, que justamente reclama el territorio donde se encuentra el rico yacimiento motivo de la disputa.

Con apenas 800.000 habitantes, de ser una de las naciones más pobres de Suramérica, el hallazgo de crudo ha significado que la excolonia británica haya triplicado su Producto Interno Bruto en apenas cuatro años, que pasó de 5.170 millones de dólares en 2019, a más de 14.700 en 2023, según estimaciones del Fondo Monetario Internacional.

Mientras el país disfruta las mieles de su riqueza súbita, mantiene un conflicto internacional con su vecino por los más de 159.000 kilómetros cuadrados del Esequibo, un territorio que representa cerca del 70 % de la superficie de la actual República Federativa de Guyana, pero que ha estado en disputa por Venezuela desde tiempos coloniales.

En 2018, Guyana pidió a la Corte Internacional de Justicia (CIJ) dirimir el diferendo con base en lo establecido en el laudo de París de 1899, algo que Venezuela rechaza al asegurar que esa instancia no tiene jurisdicción para decidir en la materia.

Cedido a Guyana en 1899 por un fallo arbitral radicado en París en el que Venezuela no tuvo representación, Caracas no reconoce la soberanía de Georgetown sobre el territorio, por lo que rechaza que Guyana haya otorgado concesiones de explotación de hidrocarburos en la plataforma continental de un territorio que, legalmente, sigue en disputa.

“Rechazamos enérgicamente la ilegal ronda de licitaciones de bloques petrolíferos que actualmente lleva a cabo el Gobierno de la República Cooperativa de Guyana (...), ya que la misma pretende disponer de áreas marítimas pendientes de delimitación entre ambos países", señaló la Cancillería venezolana en un comunicado en septiembre de 2023, a propósito de una nueva ronda de concesiones que considera, incluso, podrían estar vulnerando la soberanía de su actual territorio.

En respuesta, Guyana ha dicho que “se reserva el derecho de realizar actividades de desarrollo económico en cualquier parte de su territorio soberano o en cualquier territorio marítimo correspondiente”.

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¿Qué sigue para el caso entre las petroleras?

De favorecer a Exxon y CNOOC, la fusión de Chevron y Hess quedaría sin efecto y la primera sin posibilidades de participar en uno de los mayores negocios del sector en estos momentos. De ser favorables a su causa, es de prever que el conflicto interempresarial escalará, pues Exxon no parece estar dispuesta a compartir el tesoro descubierto luego de invertir millones de dólares y más de 15 años de trabajo.

Chevron espera que el juicio se dirima en los próximos cinco o seis meses, pero Exxon cree que se extenderá hasta 2025 debido a la envergadura de las empresas y del objeto de discusión.

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Extracción petrolera 6d3g3 Subasta de terrenos en el Golfo de México sigue detenida

Tue, 03 Oct 2023 17:57:40 +0000

Extracción petrolera: Subasta de terrenos en el Golfo de México sigue detenida

Una ballena es el eje de enfrentamientos entre La Casa Blanca, ecologistas y las petroleras.

Jesús Hurtado Tue, 03/10/2023 - 13:57

Gigantes petroleros, el Gobierno Federal, inversionistas, el estado de Luisiana, ecologistas y una ballena en peligro de extinción son algunos de los protagonistas de una disputa legal que, a decir de analistas y de Wall Street, amenaza la seguridad energética de Estados Unidos y las futuras inversiones en el Golfo de México, un segmento del Atlántico que alberga una de las mayores reservas de petróleo y gas del hemisferio occidental, y fuente de energía para dos naciones.

La disputa legal, centrada en una suspendida subasta de lotes de terrenos en aguas profundas frente a las costas de Luisiana, pone en evidencia los conflictos entre la istración de Joe Biden y las grandes corporaciones petroleras, que alegan violación de una ley federal firmada por el propio presidente de EE. UU. para apuntalar la economía estadounidense tras el bajón sufrido por la pandemia, así como una posible fuente de ingresos para el país, aprovechando las diatribas en Eurasia, a raíz de la invasión rusa a Ucrania.

En el medio están los ecologistas que intentan defender no solo el hábitat de una especie en serias amenazas de extinción, sino proteger a los pocos individuos que quedan de la ballena de Rice, uno de los cetáceos más amenazados en las aguas de todo el mundo.

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El origen de la disputa

La querella que enfrenta a algunos de los principales actores de la industria petrolera en Estados Unidos con la Casa Blanca se originó en agosto pasado, cuando Chevron, el estado de Luisiana y el Instituto Americano de Petróleo (API) se aliaron para demandar al Gobierno Federal, en rechazo al cambio en las condiciones de una subasta de lotes en arrendamiento en el Golfo de México, con lo cual se restó millones de acres de superficie en licitación y se imponen nuevas reglas de navegación para los buques energéticos.

En concreto, la Oficina de Gestión de la Energía Oceánica de Estados Unidos (BOEM, por sus siglas en inglés) promulgó nuevas reglas según las cuales ya no serían 74 millones de acres (unos 297.000 kilómetros cuadrados) los lotes de terrenos disponibles para la subasta que debía realizarse el pasado 27 de septiembre, sino que dispuso que serían 67 millones de acres (poco más de 271.000 km2) los disponibles, restando más de 28.000 km2 de Golfo a la oferta de territorios para la explotación de gas y petróleo.

Además, los agregados de la BOEM estipulan que ciertas normas de navegación —que en un principio se habían acordado como voluntarias— serían ahora de estricto cumplimiento. Entre ellas están la prohibición de navegación nocturna de los barcos, además de obligar a reducir la velocidad en una amplia área del Golfo, con lo cual se afectaría el tránsito en una de las zonas de mayor tráfico del Atlántico. Conviene mencionar que las nuevas reglas de navegación solo afectarían a los buques petroleros y gasíferos.

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La razón del conflicto

Los promotores de la subasta aseguran que, si bien las nuevas condiciones responden a un acuerdo alcanzado entre la Casa Blanca y grupos ecologistas, en un intento por salvar la reducidísima población de las ballenas (unos 50 individuos), cuyo único hábitat se ubica frente a las costas de Panhandle, Florida, la verdadera causa es obstaculizar la producción de petróleo, algo que Biden están haciendo desde que llegó a la presidencia.

Los defensores de las ballenas, que alegan la codicia de las petroleras como causa de las causas de la desaparición de otra especie de la faz de la tierra, buscan defender a los aproximadamente 50 de la ballena que —se cree— sobreviven, y que corren la misma suerte de la vaquita marina, la marsopa más pequeña del mundo, que, prácticamente, ha desparecido como consecuencia de la pesca industrial y el tráfico de barcos mercantes en el mar de Cortés, en el Golfo de California, México.

¿Qué dicen las petroleras?

Para las empresas involucradas en el negocio de la extracción de gas y petróleo, los cambios en las condiciones de la subasta son inaceptables: por una parte, al reducir la superficie a subastar, el gobierno violaría lo establecido en la Ley de Reducción de la Inflación, un ambicioso proyecto con el que la istración Biden busca mitigar los efectos de la crisis por la pandemia, reducir el déficit fiscal y, al mismo tiempo, impulsar el crecimiento de las energías limpias.

En efecto, entre los artículos de la ley está el realizar tres subastas de lotes de terrenos en el Golfo de México, el área de explotación de hidrocarburos con la menor huella de carbono del planeta, según estudios de las petroleras y organizaciones relacionadas con el tema.

La 261 sería la tercera de esas subastas y, según los analistas, la última oportunidad en años para que las petroleras adquieran permisos de explotación en aguas federales.

Por otro lado, las productoras de petróleo y gas han advertido del riesgo que representan estas limitaciones para la economía estadounidense, tomando en cuenta no solo que reduce las oportunidades de descubrir nuevos yacimientos del petróleo y gas que demanda el propio país, así como echar por tierra la oportunidad de convertir a EE. UU. en un proveedor seguro para una Europa que debe buscar sustituir el gas ruso.

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Producción

El Golfo de México, una de las cuencas maduras más importantes del planeta, produce actualmente el 15 % del crudo total y el 97 % del proveniente de fuentes marinas que se extrae en EE. UU. y, según un estudio reciente de McKinsey & Company, la zona tiene potencial para aportar hasta 2 millones de barriles diarios (bpd) por nuevos yacimientos.

Además, un análisis del propio gobierno estadounidense señala que las concesiones ofrecidas en el Golfo podrían producir más de 1.000 millones de barriles de petróleo y más de 4 billones de pies cúbicos de gas natural en los próximos 50 años.

Por solo mencionar algunas de los recursos e inversiones proyectadas:

La primera subasta de lotes del Golfo en marzo pasado reportó 309,7 millones de dólares por los derechos de exploración de un área de 1,6 millones de acres (unos 6.400 km2), según datos federales.
BP planea aumentar su inversión en el Golfo de México a una media de USD 2.300 millones anuales entre 2023 y 2025.
Exxon ha informado de inversiones de hasta 20.000 millones hasta el 2027.

Para llevar adelante sus planes de exportación, la industria de gas natural de Estados Unidos requiere de plantas de licuefacción (proceso que permite almacenar el gas natural para su exportación) y terminales de despacho y cada una de ellas precisa inversiones de entre 10.000 y 20.000 millones de dólares, según la Asociación de Abastecimiento de Gas Natural.

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La subasta que no fue

Cual tormenta que agita las aguas del Caribe, la diatriba política mantiene convulsionados los escenarios legales estadounidenses relacionados con las subastas de terrenos en el golfo mexicano, con órdenes y contraórdenes judiciales que terminaron por posponer la licitación que debió darse la última semana de septiembre.

El pasado 21 de ese mes, por solicitud de Chevron y demás asociados a la causa, el Tribunal para el Distrito Oeste de Luisiana emitió una orden por medio de la cual no solo exigía realizar la tercera subasta programada para el 27 de septiembre en el tiempo previsto, sino devolver las condiciones al llamado inicial; es decir, ofertar los seis millones de acres que la BOEM había restado de la propuesta meses antes.

“Es una gran victoria para el Estado de derecho y para los empleos y la energía asequible de Luisiana…. El Congreso es claro: las ventas de arrendamiento deben realizarse, por eso estamos agradecidos de que el juez dejara de lado el ruido y ratificara la ley”, señaló en su momento Jeff Landry, fiscal general de Luisiana, respecto a la decisión.

Pero la alegría duró poco. Apenas cuatro días después, un de tres jueces del Quinto Circuito de Apelaciones de Estados Unidos concedió una suspensión parcial que retrasó la fecha de la subasta. Ahor se deberá realizar el 8 de noviembre en lugar del previsto 27 de septiembre.

Pese al retraso, los defensores de la subasta han ratificado el triunfo que significó el fallo que ordena realizarla en las condiciones iniciales, asegurando que es una victoria sobre las intenciones del gobierno de Biden de bloquear la producción de petróleo.

En el panorama, otros estados se han sumado a las voces de protesta contra Washington y a favor de las subastas, argumentando que las limitaciones impactarán otros sectores y a sus pobladores, entre ellos los habitantes del estado de Florida, cuyos puertos mermarían sus actividades por la imposibilidad de navegación nocturna y la reducción de la velocidad de los barcos.

Por otra parte, hay preocupación porque, al menos de forma oficial, no se conoce de otras subastas en el Golfo en los próximos años, lo que ha prendido las alarmas entre petroleras e inversores, que recuerdan que entre la subasta y el inicio de los trabajos de exploración pueden pasar varios años y muchos para más para el arranque la producción, por lo que retrasarlas o no realizarlas es un perjuicio para la industria y para el país.

Cabe recordar los pronósticos de varias consultoras respecto a que la producción de petróleo en el Golfo comenzará a declinar a partir del 2026 y podría llegar a casi 1,6 millones de barriles al día para 2030, unos 200.000 menos que en 2021.

No obstante, el 29 de septiembre se coló información respecto a que la Casa Blanca afina un plan para vender derechos de perforación petrolera en los próximos cinco años, aunque se trataría de escasos lotes de terrenos cuya cifra estaría por debajo de las 11 subastas que los expertos y oficinas gubernamentales han propuesto como óptimo para mantener constante la producción en el apetecido Golfo de México.

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Seacrest Petróleo obtiene fondos de sindicato de bancos para comprar campo en Brasil 1u6y65

Tue, 06 Jun 2023 22:22:55 +0000

Seacrest Petróleo obtiene fondos de sindicato de bancos para comprar campo en Brasil

Sindicato de bancos le presta 300 millones de dólares.

Luiza Santibañez Tue, 06/06/2023 - 18:22

Un sindicato de bancos acreedores, coordinado por Morgan Stanley Senior Funding, otorgó un financiamiento sénior de 300 millones de dólares (1.500 millones de reales al 29 de mayo) a Seacrest Petróleo SPE Norte Capixaba y Seacrest SPE Cricaré.

Los fondos obtenidos serán utilizados para operar el campo Polo Norte Capixaba, ubicado en el estado de Espírito Santo. Seacrest celebró un acuerdo con Petrobras para la negociación en febrero del año pasado.

Los cuatro campos del Polo Norte Capixaba produjeron aproximadamente 4.600 barriles de petróleo por día (bpd) y 21.800 metros cúbicos de gas natural por día durante el primer trimestre de 2023.

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En esta transacción, BMA - Barbosa, Müssnich, Aragão asesoró a Morgan Stanley y a los demás acreedores en la negociación del contrato de préstamo, incluyendo la revisión de aprobaciones societarias y la diligencia debida.

Además, la firma brindó asesoría en la negociación, discusión y preparación de un amplio paquete de garantías brasileñas, que incluía prenda sobre concesiones en poder de los deudores, prenda sobre petróleo, enajenación fiduciaria de equipos, enajenación fiduciaria sobre las acciones de los deudores y de la controladora, así como cesiones fiduciarias de créditos del deudor y de la controladora.

Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados (Río de Janeiro y São Paulo) asesoró a Seacrest en los contratos de infraestructura relacionados con el Polo Norte Capixaba, en los contratos de arrendamiento y almacenamiento con Transpetro y en el financiamiento.

Además, actuó en la revisión y consolidación de los 12 contratos de garantía brasileños otorgados para garantizar el préstamo, junto con garantías adicionales regidas por las leyes de diferentes jurisdicciones, como Inglaterra, Bermudas y Uruguay.

Seacrest también contó con la asistencia de Wakefield Quin - Bermuda.

White & Case, Ferrere - Uruguay, Cleary Gottlieb Steen & Hamilton, Guyer & Regules - Uruguay, Machado Meyer y Walkers - Bermuda también habrían participado en las transacciones, pero no confirmaron la información al momento de la publicación de esta noticia.

Seacrest es un productor independiente de petróleo y gas que se especializa en la remodelación de campos terrestres de mediana edad en Brasil. Además del Polo Norte de Capixaba, opera 27 campos terrestres, a través de Seacrest SPE Cricaré, adquiridos en 2021.

Asesores legales

° Operación 1 (Financiamiento de la adquisición):

Asesores de Grupo Seacrest:

Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados (Río de Janeiro y São Paulo): Socios Pablo Sorj, Giovani Loss y Paulo Brancher. Abogados Natalia De Santis, Amanda Muniz, Luis Guilherme Camargo Vergueiro, Tarik Rodrigues Machado, Ana Carolina Paixão e Isabelle Munarin.

Asesores del sindicato de bancos:

BMA - Barbosa, Müssnich, Aragão: Socios Camila Goldberg y Carlos Frederico Bingemer. Asociados Gabriel Bürgel, Maria Luiza Belmiro, Carolina Goldgrob, Mila Franco Cunha, Julia Calgaro Moreira y Letícia Felix Boisson.
White & Case LLP*
Ferrere - Uruguay: Socios Diego Rodríguez y Sebastián Ramos. Asociadas séniores Cecilia Trujillo, Carolina Piacenza y Victoria Costa.
Walkers - Bermudas*

° Operación 2 (Adquisición)

Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados (Río de Janeiro): Socios Giovani Loss, Leonardo Homsy y Bruno Chedid. Abogados Igor Gantos Quintanilha, Arthur Barbosa Maranhão, Duane Brito y Jessica Pires Ramalho.
Wakefield Quin Limited - Bermudas: Consejero Ian Stone y Jemima Fearnside. Asociado Alexander Evans.
Cleary Gottlieb Steen & Hamilton*
Guyer & Regules - Uruguay*Asesores de Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras):
Machado Meyer Advogados: Socios Fernando Xavier, Daniel Szyfman e Ivana Amorim De Coelho Bomfim. Abogada Anna Carolina Ramos Coelho Joppert.

*Las firmas no confirmaron su participación en esta transacción.

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Seacrest Petroleo S.A., financiamiento, prestatario, Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados

Seacrest Petróleo SPE Norte Capixaba Ltda., financiamiento, prestatario, Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados

Seacrest SPE Cricaré S.A., financiamiento, prestatario, Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados

Morgan Stanley Senior Funding Inc., financiamiento, prestamista, BMA Advogados

No identificado, financiamiento, prestamista, BMA Advogados

Seacrest Petroleo S.A., fusiones-y-adquisiciones, comprador, Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados

Seacrest Petróleo SPE Norte Capixaba Ltda., fusiones-y-adquisiciones, comprador, Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados

Seacrest SPE Cricaré S.A., fusiones-y-adquisiciones, comprador, Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados

Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras), fusiones-y-adquisiciones, vendedor, Machado Meyer Advogados

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Iberdrola vende parte de su negocio en México al gobierno por 6.000 millones de dólares s4q5z

Fri, 21 Apr 2023 18:37:05 +0000

Iberdrola vende parte de su negocio en México al gobierno por 6.000 millones de dólares

La operación se da luego de diversos ataques del presidente López Obrador a la empresa española.

Jesús Hurtado Fri, 21/04/2023 - 14:37

La empresa energética española Iberdrola firmó un memorándum de entendimiento con el gobierno mexicano para la venta de buena parte de sus negocios en ese país de gas de ciclo combinado, lo que incluye 12 centrales eléctricas con unos 8.539 megavatios de capacidad instalada. La negociación ronda los 6.000 millones de dólares.

El acuerdo fue suscrito el 4 de abril con la empresa México Infrastructure Partners (MIP), que comprará 8.436 MW en ciclos combinados de gas que operan bajo régimen de Productores Independientes de Energía, contratados con la Comisión Federal de Electricidad (CFE), además de 103 MW eólicos.

Un equipo multinacional de Baker McKenzie en México, España y Estados Unidos asesoró a Iberdrola, mientras que Greenberg Traurig – México (Ciudad de México) fue el representante principal de MIP en asuntos corporativos, apoyado por el escritorio Ritch, Mueller y Nicolau (Ciudad de México). Sin embargo, esta última firma evitó hacer comentarios sobre la operación.

Se conoció que el despacho mexicano Creel, García-Cuéllar, Aiza y Enríquez también participó en la transacción, pero la información no pudo ser confirmada por nuestro equipo.

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De acuerdo con información suministrada por Baker McKenzie, el valor final de la operación podría modificarse en función de la fecha de cierre de la transacción y otros ajustes tras la firma de los contratos definitivos, que están a la espera de las aprobaciones regulatorias.

La operación cuenta con el apoyo financiero del Fondo Nacional de Infraestructura de México (Fonadin) y de otras entidades financieras públicas relacionadas con el gobierno mexicano.

Aunque el memorándum supone la desinversión de 87 % de las actividades de Iberdrola en México, la empresa ha señalado que seguirá prestando servicio a sus clientes actuales a través de la compraventa de energía a otras productoras. También indicó que seguirá trabajando para tratar de “resolver las distintas controversias abiertas en el país en los últimos años”.

La venta de los activos de la española se produce tras una serie de acusaciones por parte del presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, quien ha dicho que empresas ibéricas como Iberdrola, Repsol y OHL “abusaron de nuestro país y de nuestros pueblos”, denunciando a la energética de hacer lobby para presionar contra la reforma energética que lleva adelante su gobierno.

Otras transacciones de Greenberg Traurig:

-LLYC duplica presencia en Estados Unidos con compra de BAM

-Mexico Infrastructure Partners coloca segunda Fibra-E en dos años

-Uber iniciará operaciones en Quintana Roo tras ganar juicio

Asesores legales:

Asesores de Iberdrola S.A.:

Baker McKenzie - España (Madrid): Socio Antonio Morales y Juanjo Corral.
Baker McKenzie - Estados Unidos (Chicago): Socio José Morán y Lewis Popoff.
Baker McKenzie - México (Ciudad de México): Socios Reynaldo Vizcarra Méndez y Lorenzo Ruíz de Velasco.

Asesores de Mexico Infrastructure Partners (Grupo MIP).

Greenberg Traurig – México (Ciudad de México): Socio José Antonio Butrón.
Ritch, Mueller y Nicolau (Ciudad de México)

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Mexico Infrastructure Partners (Grupo MIP), fusiones-y-adquisiciones, comprador, Greenberg Traurig - Global

Iberdrola S.A., fusiones-y-adquisiciones, vendedor, Baker McKenzie - Global

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Tue, 04/04/2023 - 12:00

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PetroReconcavo compra Maha Brasil por 138 millones de dólares 5xy2s

Fri, 24 Feb 2023 15:23:54 +0000

PetroReconcavo compra Maha Brasil por 138 millones de dólares

Maha Brasil posee concesiones en la Cuenca del Sergipe, Campo de Tiê y Cuenca del Recôncavo.

Luiza Santibañez Fri, 24/02/2023 - 11:23

PetroReconcavo adquirió el 100% del capital social de Maha Brasil por 138 millones de dólares (719 millones de reales al 16 de febrero). El precio de adquisición se pagará en dos plazos, el primero, equivalente a 60%, se cancelará en la fecha de cierre y el restante el 40% del importe total, seis meses después.

Además, los vendedores tendrán derecho a recibir una eventual ganancia de hasta 36,1 millones de dólares, de acuerdo con las reglas y procedimientos previstos en el acuerdo de compraventa de cuotas (QPA, por sus siglas en portugués) relacionados con cambios en las condiciones del precio del petróleo, así como la sinergia con potenciales nuevos activos.

Maha Brasil, filial de Maha Energy, opera el Campo de Tartaruga con participación del 75 % en sociedad con Petrobras, que posee el 25 % restante, y el Campo de Tiê y bloques exploratorios ubicados en la Cuenca del Recôncavo con participación del 100 %.

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En esta operación, anunciada el 28 de diciembre, Demarest Advogados asesoró a Maha Brasil en la negociación del QPA, en la elaboración de cronogramas y otros documentos auxiliares para este, de acuerdo con los documentos de debida diligencia proporcionados.

Según un comunicado de prensa de PetroReconcavo, la posición geográfica de los activos adquiridos, especialmente las concesiones en Bahía, permitirán una futura integración con las operaciones de la empresa, con el objetivo de capturar sinergias operativas y optimizar recursos.

Datos comunicados a la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles – ANP, Campo de Tiê, en Bahía, produjo 2.299 barriles de petróleo equivalentes por día (BOED) en noviembre de 2022, con 2.028 barriles de petróleo por día (BOPD) y 43,09 mil metros cúbicos de gas natural por día (Mm³/d). El Campo Tartaruga, en Sergipe, produjo 253 BOED en noviembre de 2022, con 234 BOPD de petróleo y 3,05 Mm³/d de gas natural por día. La producción total promedio de Tiê (100 %) y Tartaruga (75 %) fue de 2.867 BOED en 2022.

En enero pasado el Consejo istrativo de Defensa Económica (CADE) aprobó la transacción sin restricciones.

En septiembre del año pasado, PetroReconcavo recibió un préstamo de 126 millones de dólares para pagar la deuda contraída para la adquisición del Complejo Riacho da Forquilha.

Con una trayectoria de 24 años, PetroReconcavo opera, desarrolla y revitaliza campos maduros de petróleo y gas y cuencas terrestres.

Asesores legales

Asesores de Maha Brasil:

Demarest Advogados: Socia Barbara Bittencourt. Abogados João Godoy, João Aranha y Pedro Sanglard.

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Wed, 28/12/2022 - 12:00

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Petroquímica Comodoro Rivadavia emite obligaciones clases J e I 3in4k

Tue, 16 Aug 2022 13:11:06 +0000

Petroquímica Comodoro Rivadavia emite obligaciones clases J e I

Banco Santander Argentina, Banco de Galicia y Buenos Aires e Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) actuaron como colocadores.

Anarelys Aguirre Tue, 16/08/2022 - 09:11

Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), empresa argentina, salió al mercado de capitales con una emisión de obligaciones negociables de clases J e I por un valor nominal conjunto de 44.6 millones de dólares (6.000.000.000 millones de pesos argentinos, al 11 de agosto). La colocación se hizo bajo el Régimen Simplificado de emisor frecuente.

Las obligaciones fueron autorizadas para su lista en Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA) y su negociación en el Mercado Abierto Electrónico (MAE).

Banco Santander Argentina, Banco de Galicia y Buenos Aires e Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) actuaron como colocadores en la operación.

Petroquímica Comodoro Rivadavia recibió asesoría legal de Bruchou & Funes de Rioja y sus abogados internos, mientras que los colocadores acudieron a Tanoira Cassagne Abogados y de sus abogados internos Mariano Juárez Goñi y Florencia Fridman.

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PCR fue fundada en 1921. A principios de 1950 comenzó a trabajar con cemento, actividad que mantiene a la fecha, junto con la explotación de petróleo y producción de gas y energías renovables, que inició en los años 90.

En 2020 realizó una oferta de obligaciones negociables Clase 5 denominadas en dólares y pagaderas en moneda local por 48,5 millones de dólares.

En noviembre de ese mismo año emitió obligaciones de clase A denominadas en dólares y en 2021 obtuvo un préstamo sindicado en moneda local por el equivalente de 76,8 millones de dólares.

Asesores legales

Asesores de Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A.:

Abogados in - house: Mariano Juárez Goñi y Florencia Fridman.
Bruchou & Funes de Rioja: Socio José María Bazán. Asociados Manuel Etchevehere y Sebastián Pereyra Pagiari.

Asesores de Banco Santander Argentina S.A, Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U. e Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.U.:

Banco Santander Argentina S.A.: Eduardo Ramos, Ignacio Garcia Deibe y Ezequiel Guerrero.
Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U.: Enrique Cullen, Fernán Pereyra de Olazábal y Patricia Araujo.
Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.U.: Matías Filippo y Luciana Vázquez.
Tanoira Cassagne Abogados: Socios Alexia Rosenthal, Jaime Uranga y Rocío Carrica. Asociados Pilar Domínguez Posse, Juan Manuel Simó y Agustín Astudillo.

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Tue, 16/08/2022 - 12:00

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Pan American Energy Argentina lanza oferta de canje por obligaciones negociables y704o

Mon, 08 Aug 2022 12:17:24 +0000

Pan American Energy Argentina lanza oferta de canje por obligaciones negociables

El monto de cambio de las notas sénior asciende a los 105.1 millones de dólares.

Anarelys Aguirre Mon, 08/08/2022 - 08:17

La sucursal argentina de Pan American Energy lanzó una oferta de canje internacional por sus obligaciones negociables emitidas el 15/11/2019 por un valor nominal de 120 millones de dólares. Los títulos tienen una tasa de 5,00 % nominal anual, vencimiento en noviembre del 2023 y están garantizados por Pan American.

El canje será por nuevas obligaciones negociables a una tasa del 7,250 % nominal anual y vencimiento en el año 2025.

La oferta se presentó por un monto total de 105.1 millones de dólares, lo que representa el 87,63 % del monto en circulación de las obligaciones existentes. La operación cerró el 21 de julio del 2022

Morrow Sodali International actuó como agente de canje e información. Los colocadores en Argentina fueron Itaú BBA USA Securities y Banco Santander. En Nueva York, The Bank of New York Mellon actuó como agente fiduciario de ambas emisiones (existente y nueva).

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Pan American Energy contó con la asesoría legal de sus abogados in-house y las firmas Simpson Thacher & Bartlett - Estados Unidos (Nueva York) y Martínez de Hoz & Rueda (MHR) (Buenos Aires).

Los agentes colocadores fueron representados por Linklaters - Estados Unidos (Nueva York) y Bruchou & Funes de Rioja (Buenos Aires).

Linklaters - España (Madrid) prestó asesoría especial con respecto de la garantía incondicional en forma de una obligación de reconocimiento de deuda proporcionada por Pan American Energy.

El propósito de la oferta de canje fue otorgar a los tenedores de las obligaciones existentes la posibilidad de mantener su inversión al cambiarlas por nuevas obligaciones negociables.

Pan American Energy produce petróleo y gas y refina combustibles, químicos y lubricantes. En el mes de enero colocó obligaciones negociables denominadas en pesos en el mercado local por un monto total de 43,4 millones de dólares (5.776 millones de pesos argentinos al 5 de agosto).

De acuerdo con Ágora, para el mes de febrero la empresa realizó una emisión de obligaciones negociables denominadas en dólares por un valor total de 105 millones de dólares. Durante el mes de abril, recibió un préstamo sindicado por 290 millones de dólares.

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Asesores legales

Asesores de Pan American Energy, S.L., Sucursal Argentina:

Abogados in-house: Gonzalo Fratini Lagos, Fernando Fresco y Dolores Reimundes.
Simpson Thacher & Bartlett - Estados Unidos (Nueva York): Socio Juan Francisco Méndez. Consejera principal Kirsten Davis. Consejero sénior Jonathan Cantor. Asociados Antonio Ribichini, Monica Yrrarazabal y Lina Pan.
Martínez de Hoz & Rueda (MHR) (Buenos Aires): Socio José Martínez de Hoz (n). Asociado sénior Pablo Schreiber. Asociada Luisina Luchini.

Asesores de Itaú BBA USA Securities, Inc. y Santander, S.A.:

Linklaters - Estados Unidos (Nueva York): Socios Conrado Tenaglia. Consejero Alejandro Gordano. Asociados Juan Mata y Manuel Eyzaguirre.
Linklaters - España (Madrid): Socio Iñigo Berricano. Asociados Alberto García Linera y Daniel Pardeza.
Bruchou & Funes de Rioja (Buenos Aires): Socio José Bazán. Asociados Sofía Gallo y Manuel Etchevehere.

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Empresas involucradas

Pan American Energy S.L., Sucursal Argentina (PAE), emisiones, emisor, Simpson Thacher & Bartlett - Global

Itaú BBA USA Securities, Inc , emisiones, colocador-estructurador, Linklaters - Global

Banco Santander S.A., emisiones, colocador-estructurador, Linklaters - Global

Morrow Sodali Global LLC., emisiones, otro, Agente de canje e información

The Bank of New York Mellon, emisiones, agente-fiduciario

Tipo de noticia

Transacción

Operacion secundaria

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Estado Caso

Cerrado (Closed)

Operación Principal

Off

Fecha de cierre (de la emisión o caso)

Thu, 21/07/2022 - 12:00

Publicacion desde el portal BR

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Argentina, mercado de capitales, Emisiones, Obligaciones Negociables, bonos, Oferta de canje, energía, petróleo, Gas

Noticia Principal

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Bloque de 4 Noticias (debajo de la noticia principal)

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