Prevención De Riesgos De Derrame Y Contaminación Del Mar

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Evitar riesgos por contaminación, significa estar preparado para los problemas cuando ocurren, hay estrategias que ayudan a prevenirlos.

La contaminación por petróleo, es una de las formas más graves de contaminación del agua, y el término se emplea sobre todo en relación con el vertido de petróleo al medio ambiente marino; en este caso, la masa que se produce tras el vertido y que flota en el mar se conoce con el nombre de marea negra.

Se estima que de cada millón de toneladas de crudo embarcadas se vierte una tonelada.

Al producirse un derrame de hidrocarburos al mar, es necesario determinar si éste se dispersará rápidamente o permanecerá por tiempo prolongado sobre la superficie del mar, es decir, si el hidrocarburo es persistente o no persistente.

La persistencia en tiempo de los hidrocarburos derramados al mar, depende principalmente de sus propiedades físicas y químicas iniciales, así como de la cantidad de que se trate, de las condiciones climatológicas e hidrometeorológicas prevalecientes y la acción del hombre.

Las propiedades físicas de los hidrocarburos que influyen en su comportamiento en el mar y determinan la persistencia, son:

  • La gravedad específica (su densidad con respecto al agua pura).
  • La volatilidad de los diferentes componentes.
  • La viscosidad (resistencia de un hidrocarburo al flujo).
  • El punto de fluidez (temperatura por debajo de la cual el hidrocarburo no fluye).

Los riesgos que se generan a partir de esto están relacionados con:

  • Desperfectos Técnicos
  • Violaciones de las normas y medidas de seguridad
  • Incumplimientos en la realización de los mantenimientos
  • Realizar incorrectamente operaciones técnicas
  • Actos de terrorismo y sabotajes contra las instalaciones

Una vez realizado el análisis de vulnerabilidad y posibles incidentes de la zona, se pueden establecer las medidas para eliminar, reducir o remediar el daño al medio ambiente y las posibles lesiones al personal.

La gestión de riesgos de perforación significa no dejar que los pequeños problemas se conviertan en grandes, en NRGI Broker contamos con un equipo experto en la industria de hidrocarburos que le brindará soluciones integrales, con productos comprobados, que se adaptan a la medida de sus necesidades.

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Fuentes: SLB, OGB, PBC

Baja el costo de la deuda de Pemex

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El anuncio del apoyo a Petróleos Mexicanos por parte del gobierno federal trajo una revaloración de los bonos en dólares de la petrolera mexicana.

El anuncio del apoyo a Petróleos Mexicanos (Pemex) por parte del gobierno federal trajo una revaloración de los bonos en dólares de la petrolera mexicana, luego del 13 de abril. Ésta se expresa en un decremento de hasta 40 puntos base (0.40%) en la tasa de interés que pagan los bonos de Pemex en los plazos de cinco, 10 y 30 años.

El rendimiento o tasa de los bonos de deuda es uno de los indicadores más importantes para evaluar el sentimiento de los mercados frente a un emisor. En los últimos meses, la deuda de Pemex ha vivido una montaña rusa, que comenzó el 24 de noviembre del 2015, con la baja en la calificación de Moody’s. En ese momento, la tasa que pagaban los bonos a 10 años estaba ligeramente por debajo de 5% y llegó a estar muy cerca de 7% entre mediados de enero y mediados de febrero, de acuerdo a información de Bloomberg. Al 16 de abril se situó en 5.62%, esto es 40 puntos por debajo de 6.02 que tenía el 13 de abril.

La semana pasada, la Secretaría de Hacienda anunció una inyección de 73,500 millones de pesos a la petrolera estatal con el objeto de fortalecer su posición financiera de corto plazo, fuertemente comprometida por un abultado pasivo circulante y un saldo vencido con proveedores por más de 120,000 millones de pesos.

Los bonos de deuda de Pemex han vivido una recuperación, en términos de valor desde la tercer semana de febrero, cuando el precio del petróleo empezó a revalorarse en los mercados internacionales. Los rendimientos que ofrece la deuda de Pemex reflejan una baja sostenida desde entonces. Esta tendencia a la baja no fue alterada por la segunda baja de calificación de Moody’s, anunciada el 31 de marzo.

La calificadora ha expresado en sus comunicados que le preocupa el alto nivel de deuda de Pemex y la reducción en su capacidad de ingresos, vinculada principalmente a la baja en los precios del petróleo que comenzó desde mediados del 2014. Pemex tiene una deuda aproximada a 87,000 millones de dólares. El servicio de la deuda pasó de 51,600 millones de pesos en el 2014 a 67,800 millones de pesos en el 2015.

Para el 2016, el Congreso autorizó a Pemex un endeudamiento en los mercados internacionales de 8,500 millones de dólares y un endeudamiento en pesos de 110,500 millones. Si se compara la tasa que Pemex debe pagar en los mercados, con la que pagan otras petroleras latinoamericanas, como Petrobras o la colombiana Ecopetrol, resulta que el 5.62% de Pemex es 361 puntos base menor que 9.23% que paga Petrobras y 145 puntos base menor que 6.67% que paga Ecopetrol.

 

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Fuente: El Economista

U.S. economy looks good but Fed remains cautious: Dudley

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U.S. economic conditions are «mostly favorable» yet the Federal Reserve remains cautious in raising interest rates because threats loom, New York Fed President William Dudley said on Monday.

Dudley, a permanent voter on rates and a close ally of Fed Chair Janet Yellen, repeated his views in a speech, saying «policy adjustments are likely to be gradual and cautious, as we continue to face significant uncertainties and the headwinds to growth from the financial crisis have not fully abated.»

Addressing a conference at the New York Fed, he repeated he was confident that too-low inflation would rise to a 2 percent goal over the next few years, and that «economic conditions have finally warranted the start of U.S. monetary policy normalization.»

The Fed raised rates modestly from near zero in December, its first policy tightening in nearly a decade. Most economists predict it will move again in June.

 

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Copyright: Reuters

Rescata el Gobierno a Pemex, le entrega $ 73.5 mil millones

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El Gobierno federal anunció un plan de rescate para Petróleos Mexicanos (Pemex) por un monto total de 73 mil 500 millones de pesos. En ese sentido, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) informó que el objetivo de las medidas es fortalecer la posición financiera de la petrolera, reduciendo su pasivo circulante y pagando el saldo que arrastra a proveedores.

Para dimensionar el monto del rescate a Pemex, cabe mencionar que los 73 mil 500 millones de pesos representan 55 por ciento del recorte al gasto de este 2016 por 132 mil millones de pesos que anunció el Gobierno federal el pasado 17 de febrero.

“Las acciones responsables en materia de finanzas públicas del Gobierno federal, junto con el fortalecimiento financiero de Pemex, favorecen a la actividad económica nacional y propician mayor estabilidad macroeconómica en beneficio de las familias mexicanas”, aseguró la institución encabezada por Luis Videgaray.

A través de un reporte, la SHCP precisó que los 73 mil 500 millones de pesos se otorgarán a través de una aportación inmediata patrimonial (para fungir como activos de la petrolera y no sean destinados para gasto), del Gobierno federal por 26 mil 500 millones de pesos, utilizando el ahorro presupuestal del Ejecutivo generado por el recorte al gasto anunciado el 17 de febrero de este año. Cabe recordar que de los 132 mil millones de pesos que consistió dicho recorte, 32 mil millones fueron para el gasto ejercido por el Gobierno federal.

Asimismo, se intercambiará, durante el año, parte del bono que en 2015 el Gobierno federal, por ministerio de ley, le otorgó a Pemex (con motivo de la asunción de una porción de los pasivos pensionarios de la empresa) por 50 mil millones de pesos por títulos negociables del Gobierno federal por un monto de 47 mil millones para el pago de pensiones y jubilaciones durante 2016, aumentando la liquidez de la empresa.

De esta manera, quedó descartada la opción de que la SHCP utilizará los 239 mil 93 millones de pesos que le entregó el Banco de México (Banxico), por concepto de remanentes que reportó en el ejercicio fiscal de 2015.

La SHCP advirtió que los apoyos se encuentran condicionados a que la petrolera reduzca su pasivo circulante, deuda con proveedores y contratistas en la misma cantidad que la recibida por parte del Gobierno Federal, es decir en 73 mil 500 millones de pesos.

Asimismo, Pemex se comprometió a que el pasivo circulante remanente que registre al cierre de este año se haya generado únicamente en 2016, y a establecer mecanismos para registrar y gestionar adecuadamente dicho pasivo, así como para asegurar que los referidos adeudos se mantengan en niveles sostenibles en el futuro.

La Secretaría afirmó que los 26 mil 500 millones de pesos que conformarán la aportación patrimonial tendrá un impacto positivo sobre el balance presupuestario de la empresa, toda vez que se registrará como un ingreso, pero para el sector público no tendrá impacto debido a que es una operación compensada.

El apoyo del Gobierno federal también incluyó modificaciones el régimen fiscal de Pemex, permitiendo que la empresa pueda realizar mayores deducciones de costos en los casos de asignaciones para la exploración y extracción de hidrocarburos en áreas terrestres o en aguas someras.

“Específicamente, se establece que los límites de deducciones aplicables para determinar el derecho por la utilidad compartida para aguas someras y para campos terrestres serán de cuando menos 6.10 y 8.30 dólares por barril de petróleo crudo equivalente, respectivamente; en caso de que el límite de deducciones establecido en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos sea mayor a los valores mencionados, Pemex podrá optar por aplicar este límite”, comentó.

Asimismo, dijo que la petrolera mantendrá el ajuste presupuestario de 100 mil millones de pesos anunciado el 17 de febrero y aprobado por su Consejo de Administración, el cual se requiere para que la empresa pueda hacer frente a los faltantes de liquidez generados por la disminución en los precios internacionales de los hidrocarburos.

Por todo lo anterior, la SHCP afirmó que tomando en consideración el efecto conjunto del remanente de operación del Banxico por 239 mil millones de pesos y las medidas de apoyo a Pemex, “se estima que los Requerimientos Financieros del Sector Privado y el Saldo Histórico de los Requerimientos Financieros del Sector Público (SHRFSP), tendrán una mejora neta con respecto a lo originalmente aprobado para el ejercicio fiscal 2016”.

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Fuente: El Sol de México

 

Five reasons Development Banks hold the key to renewable energy investment boom

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New Climate Economy report sets out how Multilateral Development Banks have a crucial role to play in mobilising clean energy investment

The New Climate Economy (NCE) group has this month published a major new report detailing the crucial role development banks need to play in ramping up clean energy investment in developing countries.

The coalition of 20 countries, chaired by former Mexican President Felipe Calderón and Lord Nicholas Stern, has previously said that investments in clean energy are one of the biggest steps that can be taken to close the so-called ‘emissions gap’.

By boosting investment to $1tr a year by 2030 yearly greenhouse emissions could be reduced by to 7.5 Gt CO2e, the new report said – an amount bigger than the annual emissions of the United States. Such deep emissions reductions would go a long way towards closing the gap between current projections and the level of emissions cuts needed to stand a reasonable chance of keeping global warming below 2C

However, the new report warns delivering a sharp increase in clean energy investment will require multilateral development banks (MDBs) to play an increasingly active role in supporting the mass deployment of renewable energy in emerging and developing economies.

     1.- Development banks are ideal catalysts for clean energy investment

Clean energy had a record year in 2015, attracting $329bn in global investment. However, this is still far short of what is needed both to limit global warming and provide energy access to the 1.1 billion people who still lack it.

MDBs can leverage up to 20 times the amount of money they invest, the report calculates, meaning a big boost in their spending would have a catalytic effect on private sector investment.

     2.- MDBs are well positioned to take on risks

While renewables are increasingly competitive in many developing markets with more investment now going into emerging markets than established ones, there are still risks that come with investment in these markets. Exchange rate risks, political risks and construction risk, all of which are higher than in OECD countries, are just some of the ways investors can be deterred from otherwise attractive clean energy projects.

However, since MDBs have a specific remit to promote development in the countries where they work, they are well positioned to take on the risks that other foreign investors may not be willing to shoulder. «They all have a public mandate to enable development globally, and from an energy perspective that is both scaling up energy and making it low carbon at the same time in the next 15 years,» Ilmi Granoff, co-author of the report and senior research associate and the Overseas Development Institute, tells BusinessGreen. «It’s making sure that those risks are addressed for clean energy, and relying on some of the older and new tools to scale up clean energy investments as the core of their energy strategy.»

     3.- Co-operation with other players is key

This doesn’t mean that development banks will be taking on all the responsibility alone – a key message from the New Climate Economy is how cooperation between MDBs, governments, and the private sector can allow new projects to be considered that may be too risky for one player to take on alone. Meanwhile, governments will also play an additional important role by scaling up the enabling role they can play in mobilising financing for clean energy, the report notes.

     4.-The money is there

A trillion dollars may sound like an awful lot, says Granoff, but there is no global shortage of global capital. Instead, the challenge is to shift incentives to ensure it is unleash in favour of clean energy.

The New Climate Economy group estimates that if low-cost, long-term financing were available for clean energy projects, the cost of clean electricity could be reduced by as much as 20 per cent in developed economies, and 30 per cent in emerging economies.

But in order to unlock this money, the financing system must be re-adjusted to take advantage of the benefits of renewables – their lack of fuel costs, lower operating costs, and flexibility in deployment – while also dealing with the challenges they bring, such as the need for higher grid investment.

«Clean energy is flexible and scalable, it has very low operating costs and often no fuel costs, so it has a bunch of really critical benefits,» says Granoff. «But it also functions differently: the upfront costs are greater, and so the project’s viability is more sensitive to financing costs than fossil fuel power investments. So there’s a bunch of enabling environment issues that have to happen in order to favour that clean energy framework.»

     5.- Fossil fuels will have to go

The flip side of the coin, of course, is that while moves are being made to promote and support clean energy, they must also be made to revamp an energy financing structure which until now has heavily benefited fossil fuels.

«It’s not simply about scaling up clean energy investment,» observes Granoff. «If we want the incentives to favour clean energy, we have to incentivising and stop subsidising through public financing high carbon energy systems. We need to be phasing out the financing of carbon energy systems, except in exceptional circumstances where there is an absolutely critical development rational without any viable alternative.

 

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Font: Business Green

Remanente de operación del Banxico capitalizará a PEMEX

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Petróleos Mexicanos (Pemex) aún debe 120,000 millones de pesos a 500 de sus grandes proveedores, de modo que acudirá a un esquema de transferencia de recursos remanentes del Banco de México -por concepto de tipo de cambio- para dar liquidez a la petrolera, adelantó Juan Pablo Castañón, presidente del Consejo Coordinador Empresarial (CCE).

Pese a que ya liquidó 90% de su deuda con las pequeñas y medianas empresas que le proveen desde insumos hasta servicios, Pemex informó que podría ser este año cuando se liquide a todos los proveedores a través de esquemas que no generen deuda.

El presidente del CCE dijo que los remanentes que eventualmente otorgaría la Secretaría de Hacienda a través de Banxico podrían oscilar entre 300,000 y 400,000 millones de pesos, a fin de reducir deuda a Pemex y sanear otros aspectos.

“Muy pronto tendremos las cifras que pondrá Hacienda, a través de las transferencias que el Banco de México dará (a la Secretaría de Hacienda), por los diferenciales positivos que obtuvo el Banco de México por el tipo de cambio, y el secretario (de Hacienda, Luis Videgaray) ha declarado que 100% se utilizará para disminución de deuda y capitalización de Pemex”, detalló el empresario.

Castañón abundó que la autoridad del Banxico está por publicar el monto que podría ser destinado a la deuda. “Pensamos que puede ser una cantidad muy importante, entre 300,000 y 400,000 millones de pesos, que servirán para la capitalización de Pemex”, estimó el presidente del CCE al reunirse en privado con el secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, y los directores de Petróleos Mexicanos y de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), José Antonio González y Enrique Ochoa, respectivamente.

Respecto del plazo de reestructuración de deuda, Juan Pablo Castañón comentó que los directivos en materia energética estiman que lo harán durante el año, “están haciendo ajustes de su estructura a través de sus activos que no son prioritarios, y las fórmulas que estudian con la Secretaría de Hacienda irán afrontando para disminuir la deuda”. El presidente de la Concamin, Manuel Herrera y el líder del CCE, aclararon que Pemex cuenta con viabilidad financiera en el mediano y largo plazos, al contar con reservas por 31,000 millones de barriles, el problema que enfrentan es el flujo, al haber disminuido 75% el precio del barril de crudo.

En su oportunidad, el presidente de la Cámara Mexicana de la Industria de la Construcción (CMIC), Gustavo Arballo, consideró que el pago a sus agremiados podría quedar antes de iniciar el segundo semestre del año, puesto que la falta de liquidez ya impactó a sus agremiados. Destacó que en Pemex se está haciendo conciencia acerca de que hay zonas específicas del país que tienen un grave problema por falta de empleo y pago que llevan a problemas sociales.

 

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Fuente: El Economista

Banobras invertirá más en obras que en proyectos carreteros

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Antes de la reforma energética, Banobras dependía de dos grandes clientes, CFE y Pemex. Dadas las nuevas posibilidades de asociaciones que pueden tener las dos empresas con privados, el banco de desarrollo ha visto incrementada su participación en el rubro energético, dijo Abraham Zamora, director general de Banobras.

“El año pasado logramos financiamiento por alrededor de 15,000 millones de pesos en proyectos de energía y para el 2016 estamos previendo, por primera vez en la historia del banco, invertir más o participar más en proyectos energéticos que en proyectos carreteros”, agregó el funcionario público.

Lo principal que ha financiado el banco son gasoductos, proyectos de cogeneración y parque eólicos y están atentos a la coinversión de refinerías como algo nuevo.

“Si la CFE hace licitaciones para gasoductos, ahí es donde el licitante ganador normalmente busca financiamiento y ahí es donde participamos los propios que han ganado en las rondas de exploración”, dijo.

Esos financiamientos, detalló, se hace a través de fondos, pero eventualmente uno requerirá fondo bancario donde podamos participar.

“Además, Banobras tiene experiencia en gasoductos, reconversión de gasolineras, en parques eólicos y, gracias a la reforma, hay más posibilidades de participar. La reforma es una gran oportunidad, nos hizo menos dependientes de Pemex y CFE”, aclaró.

Especificó que también participan en energías limpias y un ejemplo es la planta de tratamiento de aguas residuales en Atotonilco, de Tula, que es una inversión grande con privados, Fonafin, Banobras y Conagua.

“17% del agua de la Ciudad de México es tratada y recuperable, con esta planta se va a incrementar de 17 a 60%; de hecho, es la primera vez que se hace una planta tan grande. Será la planta más grande que se construye de un jalón en el mundo. Participa una empresa mexicana y una japonesa como inversionistas”, explicó.

También destacó la participación del banco en el gasoducto Los Ramones, las autopistas y los segundos pisos, como Los Poetas, el Circuito Mexiquense, entre otros.

“Algo que ha sucedido y es una gran ventaja que tiene Banobras, en el tema de infraestructura, es que normalmente, cuando la SCT da una concesión de una autopista, el lugar natural o la fuente de financiamiento natural que piensa el concesionario es Banobras”, agregó.

Principal socio del Fonadin

Las Asociaciones Público-Privadas (APP) existen en México desde hace mucho tiempo y prueba de ellos es que, desde el 2008, el Fondo Nacional de Infraestructura (Fonadin) colocó 135,000 millones de pesos en 99 proyectos; además de que impulsaron 474,000 millones de pesos de inversión en infraestructura. “Lo anterior quiere decir que cada peso que puso el Fonadin se multiplicó por veces y media”, comentó el entrevistado.

Se tiene la idea, agregó el funcionario, que en México no hay Asociaciones Público-Privadas o que estamos empezando. En realidad, se han realizados muchas APP, pero eran al amparo de leyes específicas, ahora existe una nueva ley de APP.

El Fonadin es el principal concesionario de autopistas en México; tiene más de 4,000 kilómetros de carreteras; invierte en sus propias autopistas, pero también con privados o da créditos subordinados o pone garantías con proyectos privados.

Zamora informó que el gobierno federal tiene registrados para el presente año 12 proyectos como carreteras u hospitales bajo esa figura de inversión.

“Hay proyectos estatales y federales, son siete hospitales, son cuatro carreteras y uno está en el sector educativo. Entre los hospitales, se encuentra la construcción de un hospital en Mérida para el ISSSTE”, manifestó. Explicó que los proyectos no son del Fonadin o Banobras, los dueños de los proyectos son las dependencias de gobierno, “por ejemplo, nuestros grandes proveedores de proyectos son Pemex, CFE, SCT y Conagua.

“En la mayor parte de los proyectos, Banobras participa; por eso somos como socios, Fonadin y nosotros, en hacer proyectos conjuntos”, agregó.

“Creo que en México, en resumen, hay una gran historia; detrás de las APP, bajo la nueva ley, van tomando forma, y sí se requiere de un esfuerzo mucho más fuerte y más estructurado para avanzar más rápido en este tema; es un tema muy poderoso para hacer infraestructura de manera conjunta entre públicos y privados”, dijo.

Banobras ayuda a municipios

Banobras presta a los municipios, no pierde recursos y busca fortalecer las administraciones locales, afirmó Abraham Zamora.

El director del banco de desarrollo comentó que se trabaja en esquema con los gobiernos locales, no calificados, y la banca, para ofrecer una garantía pari passu, que ofrece en conjunto la banca comercial y Banobras.

“Lo que queremos provocar es que más municipios tengan acceso al financiamiento y, obviamente, con una disciplina financiera. La nueva ley de disciplina financiera va con ese propósito, de ser el registro de las deudas, no solamente de las deudas bancarias o de mercados, sino de las deudas con proveedores y todas las deudas que van sobre las finanzas subnacionales, pero al mismo tiempo eso requiere llevar la contabilidad de las finanzas publicadas y los registros contables completos”, comentó el funcionario.

Zamora habló de su relación con los municipios. Se tiene una cartera vencida de 0.7%, lo que representa que el municipio o el estado no deja de pagar, ya que en la mayoría de los casos los pagos están garantizados por las participaciones federales.

“Hay poca cartera que esté financiada o que esté garantizada por ingresos propios de los estados y municipios; es un reto muy importante para el banco, desarrollar, fuentes de ingresos propios de los municipios”, reconoció. Ejemplificó que para este año de restricciones presupuestales, se deben desarrollar herramientas propias para que las entidades tenga mayores fuentes de ingresos propias.

Banobras, añadió, tiene con el Inegi un programa de actualización del catastro, a través del cual se ayuda al municipio a actualizar el valor de las propiedades e incluso se le puede reembolsar al municipio hasta 40% de lo que invirtió en la actualización de sus datos. “Los municipios que entran a estos programas tienen un incremento de ingreso superior a 35%; entonces cada año tenemos alrededor de 14, 15 municipios nuevos y también tenemos un programa para los sistemas de agua”, explicó.


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Fuente: El economista

Crudo avanza 6% por baja de inventarios de EEUU y cierre de oleoducto Keystone

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Los precios del petróleo subieron más de un 6 por ciento el viernes para cerrar con su mayor ganancia semanal en un mes, ya que caídas de los inventarios de crudo en Estados Unidos generaron esperanzas de haya un punto de inflexión en el exceso de oferta que ha castigado al mercado por casi dos años.

* El cierre del oleoducto Keystone, que envía petróleo a Cushing, respaldó la cotización del crudo en Estados Unidos. El barril también recibió soporte luego que Rusia dijo que su bombeo cayó en abril, antes de una reunión de los principales países productores en Doha.

* Los valores de la gasolina en Estados Unidos RBc1 y del diésel HOc1 escalaron más de un 5 por ciento. La gasolina ha sido un soporte para los precios del crudo estadounidense este año.

* Los futuros del crudo Brent LCOc1 subieron 2,51 dólares, o un 6,4 por ciento, a 41,94 dólares por barril, tras alcanzar un máximo de sesión sobre los 42 dólares.

* Mientras, los futuros del petróleo en Estados Unidos CLc1 cerraron con un avance de 2,46 dólares, o un 6,6 por ciento, a 39,72 dólares el barril.

* Este vienes el petróleo mexicano de exportación avanzó 2.09 dólares, en comparación con la jornada previa, al venderse en 31.13 dólares por barril, informó Petróleos Mexicanos (Pemex).

* En la semana, ambos contratos referenciales ganaron alrededor de un 8 por ciento, el mayor incremento desde la semana que culminó el 4 de marzo.

* Los inventarios de crudo en Estados Unidos cayeron en cerca de 5 millones de barriles la semana pasada, frente a estimaciones de analistas de un incremento de 3,2 millones de barriles, mostraron datos gubernamentales.

* Además, las firmas de energía en Estados Unidos recortaron el número de plataformas petroleras por tercera semana seguida, sumándose a la mejoría de los fundamentos del mercado.

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Fuente: Jighinfo Empresarial

Iran, India Sign MoU to Develop Oil, Gas Projects

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OPEC member Iran and India – one of Asia’s fastest growing source of energy demand – signed a memorandum of understanding (MoU) to develop oil and gas projects, including the Farzad B gas field, Iranian Petroleum Minister Bijan Zangeneh told the Iran-India business conference held at Teheran Chamber of Commerce Saturday, Shana – a media linked to Iran’s Ministry of Petroleum – reported Sunday. «We had thorough conversations today and signed an MoU for development of Farzad B gas field, refinery cooperation, export of crude oil and petroleum products and mutual cooperation in petrochemical industry,» Zangeneh said.

The MoU was signed during a visit to Teheran by Indian Petroleum and Natural Gas Minister Dharmendra Pradhan, who, the Ministry said on its website April 7, hoped to engage «with the Iranian political leadership to work with them, particularly in the hydrocarbon, petrochemicals and fertilizers sectors for mutual benefits, including strengthening of India’s energy security.» According to Zangeneh, Indian investors should consider the development of the Farzad B project as a top priority, adding that «we hope decisions regarding the project’s development will be made before 2017.»

He said the Farzad B gas field can produce 3 billion cubic feet per day (Bcf/d) of natural gas, but Iran has signed an MoU with Indian developers for the production of 1 Bcf/d of natural gas from the field. A consortium comprising three Indian companies, including ONGC Videsh Ltd. and Oil India Ltd., made a gas discovery at the offshore Farzad B field in 2008.

Meanwhile, Zangeneh said both nations have agreed to set up major joint ventures and enhance their strategic relations, adding that «we hope Iranian and Indian companies reach out to each other and, under the new circumstances, the two countries boost their investments.» Indian companies have indicated to Zangeneh their interests to purchase natural gas from Iran to feed their petrochemical and other energy-consuming industries, Shana reported. On its part, Iran could deliver gas to Indian customers in Chabahar or any other ports where the Indians are willing to invest to feed methanol, steel and aluminium plants.

Separately, shareholders of Turkmenistan-Afghanistan-Pakistan-India (TAPI) Pipeline Company Limited signed an agreement in Ashgabat, Turkmenistan Thursday to invest $200 million in the TAPI natural gas pipeline. According to the Asian Development Bank (ADB), the investment includes funds for detailed engineering and route surveys, environmental and social safeguard studies, and procurement and financing activities, to enable a final investment decision, after which construction can begin. Construction is estimated to take up to 3 years.

According to Pakistan’s Minister of State for Petroleum and Natural Resources Jam Kamal Khan, TAPI would supply 487.3 billion cubic feet (Bcf) or 13.8 billion cubic meters (Bcm) of gas from Turkmenistan to meet the South Asian country’s growing energy demand, Indian daily The Economic Times reported Friday. Sean O’ Sullivan, ADB’s Director General of Central and West Asia Department, said the gas pipeline will unlock economic opportunities and diversify the energy market for Turkmenistan and enhance energy security for the region.

Ground breaking of the 1,127 mile (1,814 kilometer) -long TAPI pipeline, a project seeking to ease energy shortages in South Asia, was carried out in December 2015 year in Turkmenistan. The pipeline will be equipped to transport 3.2 billion cubic feet per day (Bcf/d) or 90 million standard cubic meters a day (MMscm/d) gas for 30 years, with India and Pakistan originally expected to receive 1.3 Bscf/d (38 MMscm/d) each, while the remaining 494.4 million standard cubic feet per day (MMscf/d) or 14 MMscm/d was to be supplied to Afghanistan.

So far, Turkmenistan is the only country that has started work to build its section of the TAPI pipeline. The pipeline will travel 480 miles (773 kilometers) through Afghanistan and 514 miles (827 kilometers) in Pakistan before ending at Fazilka in Punjab, India, The Economic Times said.

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Copyrigth: Rigzone

La importancia de los Seguros

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Los seguros son instrumentos financieros de previsión que nos ayudan a reducir la incertidumbre económica sobre acontecimientos súbitos e imprevistos que puedan afectar el patrimonio de las empresas o de las personas, se formaliza firmando un contrato (póliza) con una compañía de seguros con la cual el contratante se compromete a pagar una determinada cantidad de dinero (prima) para obtener un cierto pago futuro (indemnización) ante cualquier eventualidad que ocurra, por acontecimientos amparados en el contrato.

En síntesis, el seguro, puede definirse como una herramienta que permite prever las consecuencias económicas de hechos futuros, cuya eventual realización teme la empresa y además, busca anular sus efectos.

 

¿Cómo prevenir contingencias?

La manera más eficaz para prevenir los riesgos es en primer lugar identificarlos plenamente, una vez que se detectan las amenazas se deben cuantificar los efectos que se podrían producir, posteriormente se deben evaluar cuales riesgos y qué monto se puede retener sin que ocasionen una erosión al patrimonio de su empresa, después de que se tenga evaluado el escenario, decidir qué riesgos son necesarios transferir a las compañías de seguros, para lo cual se requiere diseñar un plan de administración de riesgos que tenga como expresión final un Programa Integral de Protección Patrimonial, que mantenga un equilibrio entre las cláusulas del contrato, las sumas aseguradas, coaseguros, deducibles, primas y formas de pago.

 

¿Por qué es importante prevenir?

Si bien no se tiene la certeza de que los riesgos probables a los que nos enfrentamos en la operación diaria vayan a ocurrir, tampoco estamos exentos de que en efecto sucedan y es cuando el respaldo económico de una aseguradora nos permite minimizar las consecuencias de dichos riesgos.

Dado que el seguro es un sistema de transferencia de riesgos, es importante que este sea congruente con las necesidades de la empresa, debe medirse y controlarse garantizando las mejores condiciones de cobertura.

Con el desarrollo de la estadística y la ciencia actuarial se establece con gran exactitud el monto de las primas y las indemnizaciones correspondientes por los riesgos asumidos.

Cuando iniciamos el análisis de las empresas proveedoras de seguros, debemos preguntarnos si ¿todas las compañías de seguros están preparadas para cubrir sus riesgos?  la respuesta es no, de ahí la importancia de contar con una asesoría profesional que le permita identificar cuál es la compañía aseguradora que más se adapta a sus necesidades específicas, una buena decisión sería distribuir sus riesgos en varias compañías de conformidad con la especialización de cada una de ellas.

 

Por la especialidad adquirida a lo largo de 30años de permanecer en el mercado de Seguros y Fianzas, NRGI Broker tiene la capacidad de desarrollar un plan integral de seguros adaptado a la medida de las necesidades de su empresa, nuestro equipo de expertos se enfocan en desarrollar de forma estratégica  y competitiva su adecuada protección.


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Fuentes: FBOTELLO, fleitman