Argentina y Brasil
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Petrobras amplía plan de desinversión

Bnamericas Publicado: viernes, 25 marzo, 2016
Petrobras amplía plan de desinversión

La petrolera brasileña Petrobras entrará en un período de negociación exclusiva de 30 días con la argentina Pampa Energía por la venta de la participación de 67% de la primera en la filial Petrobras Argentina.

El directorio de Petrobras aprobó las negociaciones, que se pueden extender por otros 30 días, consigna un comunicado de la empresa con sede en Río de Janeiro.

Pampa ya es uno de los principales actores del sector eléctrico argentino, con unos 2,2GW de capacidad de generación, 17.774km de líneas de transmisión y 3,6 millones de clientes de distribución, según información publicada en su sitio web.

Analistas de Raymond James señalaron en diciembre que la producción de 65.000bep/d de Petrobras Argentina es seis veces mayor que la de Pampa, mientras que la capacidad de generación de esta última duplica a la de la primera.

Petrobras Argentina tiene una capitalización de mercado de US$1.250 millones.

En noticias relacionadas, el directorio de Petrobras aprobó el inicio del proceso de transferencia de derechos de exploración y producción en ciertos campos costa adentro, además de la venta de los activos relacionados con estas concesiones.

"Esta iniciativa, que forma parte del plan de desinversión de Petrobras, se realizará a través de una licitación competitiva", indicó Petrobras.

Afligida por una enorme deuda, Petrobras también planea vender su unidad de transporte de gas natural Nova Transportadora do Sudeste.

PRESAL

La energética anunció la puesta en marcha de un sistema de producción temprana en Sépia, área antes conocida como Nordeste de Tupi, en la capa presalina de la cuenca Santos en Brasil.

"La operación fue manejada por la plataforma FPSO Cidade de São Vicente, que producirá cerca de 20.000b/d durante el período de pruebas", indicó Petrobras.

La FPSO fue conectada al pozo 1-RJS-691 a una profundidad marina de 2.200m, donde permanecerá por 180 días. El crudo de 26°API se transportará en camiones cisternas.

El sistema de producción temprana recogerá información técnica sobre el rendimiento de los yacimientos y el flujo de crudo por tuberías submarinas, entre otros datos. Esta información respaldará el desarrollo del sistema de producción definitivo, cuya puesta en operaciones está prevista para 2020.

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