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  • ¿Alfa y Harbour Energy mejorarán la oferta de compra?

    Pacific RubialesEl precio de la acción ha presentado oscilaciones entre 5 % y 8 %. A pesar de que estos incrementos ‘bruscos’ obedecen a movimientos especulativos que iniciaron al cierre de la jornada anterior en la Bolsa de Colombia, un nuevo rumor presiona al alza el título de la petrolera.
     
    De acuerdo con O’Hara, principal grupo inversor de oposición, una cantidad considerable de accionistas de Pacific Rubiales Energy Corp. se establecieron para rechazar el acuerdo de compra.
     
    El grupo venezolano O'Hara señaló, en un comunicado, que el 60 por ciento de los votos de los accionistas emitidos por poderes estaban en contra del acuerdo.
     
    La revelación se produjo después de que la compañía petrolera informara que la votación se retrasaría hasta finales de julio.
     
    La junta de accionistas se pospuso y la nueva fecha es el 28 de julio. El jueves dos de julio fue la fecha límite para la presentación de votos de la oposición por poder.
     
    Los compradores propuestos, Alfa y Harbour, solicitaron más tiempo para convencer a los accionistas a favor del acuerdo de US$1.700 millones.
     
    “El retraso de la votación final de los accionistas se traducirá en mayores pérdidas de recursos de Pacífic Rubiales debido a la búsqueda de una transacción fatalmente defectuosa y retrasarán el cambio tan necesario”, expresó el grupo inversor venezolano.
     
    O'Hara, que posee casi el 20 por ciento de las acciones, comentó que la oferta de 6,50 dólares canadienses por acción es “insuficiente”.
     
    Dos firmas de inversionistas de asesoramiento, Glass, Lewis & Co. y Institutional Shareholder Services, recomendaron votar en contra del acuerdo.
     
    Pacífic Rubiales y Harbour no han emitido comentarios sobre la declaración O'Hara, mientras que Alfa declinó pronunciarse al respecto.
     
    ‘APLAZAMIENTO FUE PARA MEJORAR LA PROPUESTA’
     
    Según conocedores del mercado, Alfa y Harbour Energy estarían pensando en ampliar la oferta de compra del acuerdo: el pago por acción pasaría de 6,50 a 7,50 dólares canadienses.
     
    La razón principal de este aumento es que ambas compañías esperan que los accionistas que no estarían de acuerdo con el acuerdo, cambiaran de parecer.
     
    ¿Tienen los recursos? Si. Algunos analistas consultados por Portafolio.co indicaron que este incremento podría hacerse efectivo.
     
    Aproximadamente 250 millones de acciones estarían ‘en juego’. El aumento de un dólar en la operación significaría 250 millones de dólares canadienses, es decir 200 millones de dólares estadounidenses.
     
    El grupo mexicano Alfa, por medio de su fabricante de autopartes Nemak, colocó una oferta pública inicial de 682 millones de dólares. El día del debut en la Bolsa de México (primero de julio) las acciones cerraron estables.
     
    Nemak, donde también participa la automotriz estadounidense Ford, colocó casi un 20 por ciento de su capital social en el mercado.
     
    El director de finanzas de Alfa, Ramón Leal, dijo recientemente que la compañía podría usar parte de los recursos de la oferta de Nemak para financiar la compra de la petrolera canadiense Pacific Rubiales.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • ¿Cómo duplicar reservas de crudo sin nuevos hallazgos?

    Petroleros IngLas autoridades analizan la posibilidad de crear zonas francas para estimular las inversiones en recobro mejorado, una técnica que permite aumentar la producción en campos existentes.
     
    Si Colombia descubriera hoy mismo un gran yacimiento de petróleo en el mar o en el sur del país, tardaría al menos cinco años en ver el primer barril de ese hallazgo. Por eso, la gran apuesta de la petrolera de mayoría estatal Ecopetrol para aumentar sus reservas en el mediano plazo es exprimir los campos existentes, es decir invertir en tecnologías de recobro primario, secundario y terciario.
     
    De hecho, las estimaciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, indican que solo con proyectos de recuperación o recobro de crudo el país podría agregar entre 1.500 y 2.500 millones de barriles de crudo y gas en reservas, en otras palabras, podría multiplicar los recursos actuales por dos.
     
    Así lo aseguró el director de la Agencia, Mauricio De La Mora, ayer en un foro sobre este tema organizado por Ecopetrol en el hotel Tequendama. El funcionario público aseguró además que en este momento el Gobierno Nacional estudia la posibilidad de crear un esquema de zonas francas para impulsar proyectos de este tipo, mediante estímulos tributarios.
     
    Ya el Gobierno dio un paso a la creación de zonas francas para proyectos en costa afuera, donde el país tiene una gran expectativa de encontrar un gran descubrimiento.
     
    Y es que según lo muestra una encuesta elaborada por Ecopetrol entre 100 ingenieros de distintas empresas, el 74 por ciento de los consultados cree que las políticas fiscales son una barrera para la implementación de los proyectos de recobro mejorado.
     
    De hecho, el presidente de la petrolera, Juan Carlos Echeverry, aseguró que si bien la empresa reconoce que el Gobierno ha avanzado en algunos temas relacionados con este tipo de desarrollos, como la implementación de las regalías variables, hace falta un impulso adicional.
     
    “Hemos pedido unas regalías que reconozcan el recobro mejorado, tratamientos tributarios que reconozcan el recobro mejorado, de manera que los inversionistas, Ecopetrol, pero también los internacionales, se vean motivados para hacer este tipo de programas que son muy costosos, pero de los cuales pueden salir la mitad de las reservas de Colombia en el futuro”, señaló Echeverry.
     
    LA ESTRATEGIA
     
    En los últimos cinco años, sin estímulos tributarios y con dificultades y retrasos en licencias ambientales, Ecopetrol ha podido agregar 187 millones de barriles a sus reservas mediante recuperación secundaria.
     
    El objetivo, en los próximos cinco años, es añadir a la producción diaria de Ecopetrol medio millón de barriles, en promedio, que provengan del recobro secundario.
     
    Para esto, la empresa planea invertir 10.000 millones de dólares entre 2015 y 2020, es decir, del presupuesto general de inversión anual de la petrolera más de una tercera parte (unos 2.000 millones de dólares al año) se destinará a estas tecnologías.
     
    La empresa tiene 31 proyectos, pero el foco está en 27, que pueden dar los mejores resultados. Tienen en su portafolio iniciativas que van desde la inyección de agua y aire a los pozos, hasta la utilización de gas, vapor y polímeros para sacar más crudo del mismo yacimiento.
     
    Según la ANH, hay 45 campos en el país en los que el 79 por ciento del crudo está atrapado, y se podría extraer con mecanismos de recobro mejorado.
     
    Con la implementación de zonas francas para estos proyectos, el Gobierno espera que otras empresas, diferentes a Ecopetrol, también le apuesten a estas tecnologías, pues aún es incierto el hallazgo de grandes campos.
     
    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedon
  • ¿Cuál sería el futuro de la industria petrolera colombiana?

    Recientemente se ha discutido y especulado mucho sobre el futuro de la industria petrolera colombiana, a la cual le debemos más de $90 billones en aportes al Estado desde el 2010, es decir, el 20% de los ingreso corrientes de la Nación.

    Dichos recursos se han transformado, en su mayoría, en inversión estatal para aumentar la competitividad, como la construcción y pavimentación de miles de kilómetros, y recursos para la salud, educación, subsidios, sistemas de agua potable, entre otros. 

    No podemos olvidar que de cada dólar de utilidad de esta industria, el Gobierno recibe entre 65 y 70 centavos (Government-Take) por medio de regalías, impuesto a la renta, impuesto al valor agregado (IVA), impuesto al patrimonio, aportes parafiscales y dividendos de Ecopetrol, principalmente.

    Antes de especular apresuradamente acerca del futuro de la industria petrolera y su efecto en el erario, debemos examinar la producción petrolera, que es una de las principales variables a tener en cuenta en este análisis. Junto a Cesar Vargas, estudiante de Ingeniería Industrial y Economía de la Universidad de los Andes, modelamos estocásticamente la producción de los 20 principales campos petroleros del país - los cuales representan el 64% de nuestra producción total – y modelamos conjuntamente la producción de los 348 campos activos restantes. Se debe destacar que el 90% de los principales campos se encuentra declinando en un promedio de entre 0 y 3% mensual. Dicho en otras palabras, sus producciones bajan en proporción a este porcentaje cada mes.

    Figura 1

    En la gráfica anterior se muestran tres diferentes perfiles que representan el intervalo de confianza con un 80% de probabilidad de la producción, lo que significa que con esa misma probabilidad se espera que la producción se encuentre dentro de ese rango.

    En pocas palabras, nuestros resultados estiman que si las condiciones básicas de la industria petrolera no cambian y no se realiza ningún hallazgo de crudo significativo, la producción esperada en 5 años será 464.000 barriles de petróleo por día (BPD), lo cual representa tan solo el 57% de lo pronosticado por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público (826.000 BPD). En promedio, nuestras estimaciones para la producción de los próximos 5 años se encuentran 25% por debajo frente a los pronósticos del Gobierno Nacional, que igualmente representaría una reducción proporcional en el recaudo proveniente de esta industrial.

    Lo anterior se explica en la medida en que muchos de los campos petroleros colombianos son campos maduros que se encuentran declinando. Pero esta tendencia se puede revertir 

    Tabla 1

    mediante intervenciones a los campos, por ejemplo mediante estimulaciones químicas, fracturamiento, o técnicas más avanzadas como las de recobro mejorado (Enhanced Oil Recovery – EOR) que pueden inyectar a la formación agua, gas, CO2, nitrógeno o vapor de agua, principalmente.

    Adicionalmente, la exploración de nuevos yacimientos convencionales o no-convencionales es otra alternativa para cambiar dicha tendencia. La principal diferencia entre estos dos yacimientos, es que los segundos no permiten el movimiento del crudo o gas, y por tal razón se requiere fracturar la roca donde se encuentran atrapados los hidrocarburos para permitir su extracción. Es importante anotar que aunque las técnicas utilizadas para yacimientos no-convencionales no son novedosas (por ejemplo, la perforación horizontal y la estimulación hidráulica tienen más de 60 años), sí han tenido recientes avances que han permitido que la extracción de yacimientos no-convencionales sea viable económicamente y se reduzca su impacto ambiental.

    No solo la declinación natural de los campos maduros, la reducida inversión en los campos maduros y la poca exploración amenaza la producción de nuestro país, ahora también las consultas populares han puesto en jaque los proyectos de desarrollo de los campos actuales y la exploración por nuevos recursos. La Asociación Colombia de Petróleo (ACP) estima que se podrían dejar de producir 120.000 BPD por esta razón, lo que deteriora aún más nuestras proyecciones.

    Tabla 2Por último, esté análisis muestra un panorama poco alentador de la industria. Empero, en las crisis renacen las oportunidades y todavía estamos a tiempo de cambiar el rumbo para el bien de todos los colombianos. Para que eso ocurra, se requiere incentivar nuevamente la inversión en proyectos minero-energéticos, aumentar la rentabilidad esperada por medio de reducción de tiempos de trámites que demoran la entrada en operación de los proyectos, así como buscar la reducción del riesgo asociado a las consultas populares, cambios regulatorios, y licencias ambientales. No podemos olvidar que Colombia es un mejor país gracias a la industria petrolera.

    Tabla 3

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    Fuente: Dinero.com 

  • ¿Es posible un petróleo por encima de los 60 dólares?

    Barril PetroExpertos internacionales explican la posibilidad que este valor sea el límite o un trampolín.

    Quienes tienen una posición alcista respecto del petróleo han vuelto a tener las riendas del mercado con un barril a 60 dólares a la vista, pero podría ser un camino de corta duración.

    La Opep y Rusia están reduciendo la producción más que nunca, la demanda está sorprendentemente fuerte y la amenaza de una interrupción en Oriente Medio nuevamente asoma en el horizonte. 

    Los precios mundiales has registrado un salto de más de 20 por ciento desde junio, mientras que el Brent alcanzó el lunes su nivel más alto en dos años. Sin embargo, el nivel de los 60 dólares probablemente sea más un límite que una plataforma de lanzamiento. 

    El aumento de los ingresos podría debilitar el compromiso de la Organización de Países Exportadores de Petróleo con su acuerdo de oferta que, según muchas proyecciones debería prorrogarse. La producción estadounidense de petróleo de shale ya está creciendo rápidamente y los precios más altos podrían impulsar un aumento de la explotación. 

    "El barril de Brent podría superar los 60 dólares en el cuarto trimestre", pero eso podría no ser sostenible, dijo Giovanni Staunovo, analista de materias primas de UBS Group AG. "Transmitiría el mensaje equivocado a la producción de shale estadounidense de mantenerse tan alto: perforen y produzcan más". 

    Sin embargo, después de años de un panorama sombrío, el estado de ánimo en el mercado petrolero está cambiando. En la Conferencia Anual de Petróleo del Asia-Pacifico en Singapur, el humor en los cócteles de esta semana sin duda fue más optimista. El consenso era que la demanda crecerá en 1,7 millones a 1,8 millones de barriles diarios este año, 400.000 a 500.000 más de lo previsto a comienzos de año. 

    "Esta alza tiene una base mucho más fundamental que las que vimos de marzo a abril y durante mayo", dijo telefónicamente Torbjorn Kjus, analista jefe de petróleo de DNB Bank ASA en Oslo. "Las existencias se están reduciendo" y los altos márgenes de refinación indican que la demanda es vigorosa.

    Esa es la situación en este momento, pero el mercado parece más difícil a comienzos de 2018, cuando la oferta podría volver a aumentar, según David Fyfe, economista jefe de la comercializadora de petróleo Gunvor Group Ltd. "Si superamos los 60 dólares, creo que nos mantendremos por arriba de ese precio durante el resto del año", dijo Tamas Varga, analista de PVM Oil Associates Ltd.. "Lo que vaya a ocurrir después de 2017 está enteramente en las manos de la Opep".

    Muchos integrantes de la industria, incluido un alto ejecutivo de la división de comercialización de BP Plc, dicen que la Opep y sus aliados tendrán que extender los recortes de producción más allá de la fecha tope de marzo para evitar que el exceso de oferta reaparezca el año que viene. Hasta ahora, esto es incierto. Cuando el grupo de productores se reunió la semana pasada en Viena, no recomendó una prórroga, mientras que el ministro de Energía de Rusia, Alexander Novak, destacó la necesidad de empezar a planear una estrategia de salida. 

    Mantenerse por arriba de los 60 dólares podría resultar difícil por otra razón:se ha llegado a ver esa cifra como el extremo superior de una banda de precios que cuenta con el apoyo de la Opep. Si bien el grupo de productores niega que esa banda exista, es improbable que sus miembros cumplan cabalmente con las reducciones si los precios llegaran tan alto, escribió el director gerente de Petromatrix GmbH, Olivier Jakob.

    El mercado debería preocuparse por el cumplimiento de la Opep si el crudo supera los 60 dólares, dijo en Singapur Waleed Al-Bader, subdirector gerente de marketing, petróleo crudo y productos de petróleos de Kuwait Petroleum Corp.

     

    Fuente: portafolio.co

  • 'Petróleo seguirá siendo motor de la economía colombiana'

    Pacific PozosColombia, cuarto productor latinoamericano, está bombeando menos de los 1,04 millones de barriles diarios que se fijó como meta este año.
     
    El sector petrolero, pese a una caída en su producción, continuará siendo un generador indispensable de recursos para la economía de Colombia en los próximos años y uno de los más beneficiados por un eventual acuerdo de paz con la guerrilla, dijo el miércoles el ministro de Minas y Energía.
     
    El cuarto productor latinoamericano está bombeando menos de los 1,04 millones de barriles diarios que se fijó como meta este año, como consecuencia de un incremento de los ataques de la guerrilla izquierdista a los oleoductos, demoras en las licencias ambientales y protestas sociales.
     
    La reducción en la renta petrolera, que representa cerca de un 20 por ciento de los ingresos del Gobierno por regalías e impuestos, ha sido una de las causas por las que el Gobierno presentó una reforma tributaria para recaudar unos 26.000 millones de dólares entre el 2015 y el 2018.
     
    "Colombia puede tener la tranquilidad que en los siguientes años el sector petrolero, el minero energético en su conjunto, va a estar aportando los recursos para el desarrollo", dijo en una entrevista con Reuters, Tomás González, quien asumió como ministro de Minas y Energía a mediados de agosto.
     
    "Yo creo que decir que en este país se acabó el petróleo, que el petróleo va a dejar de seguir aportando es falso. Los números así lo muestran, las proyecciones de producción", agregó al admitir que el sector enfrenta los retos de aumentar la exploración, la producción y las reservas de 2.445 millones de barriles, que equivalen a 6,6 años de consumo.
     
    González, un economista con amplia experiencia en el sector energético, dijo que Colombia tiene que ser cuidadosa en mantener la competitividad y en evitar aumentar excesivamente los impuestos a las empresas, en momentos en que se discute la reforma tributaria y algunos congresistas piden subir los impuestos y las regalías.
     
    RIESGO DE ASFIXIA
     
    La industria petrolera rechazó el proyecto de reforma y advirtió que puede desestimular la inversión en un sector que anualmente paga unos 15.000 millones de dólares al Gobierno.
     
    "Este sector debe contribuir como los demás sectores de la economía en materia tributaria. Sin embargo, tenemos que ser muy cuidadosos de que ese aumento de carga no asfixie la inversión", dijo el ministro.
     
    González sostuvo que Colombia es un país competitivo para las empresas extranjeras que ejecutarán 6.000 millones de dólares en los próximos años en actividades de exploración, aunque reconoció la necesidad de hacer ajustes en el segmento de búsqueda mar adentro para atraer más inversión.
     
    El funcionario afirmó que Colombia puede incrementar su producción y alcanzar a futuro 1,1 millones de bpd con yacimientos no convencionales, depósitos costa afuera y mejoras en la recuperación de crudo en los campos tradicionales.
     
    Añadió que una eventual caída mayor en los precios internacionales del crudo podría compensarse con un alza en la producción combinada de esas tres fuentes. González dijo que la posible firma de un acuerdo de paz con la guerrilla de las Fuerzas Armadas Revolucionarias de Colombia (FARC) contribuiría a incrementar la exploración y la producción, por un aumento de la inversión extranjera y de las actividades en áreas restringidas por los riegos de ataques.
     
    "Uno de los grandes ganadores del proceso de paz, va a ser este sector, de eso no nos quepa la menor duda, porque va a haber menos presión en los temas de seguridad y eso nos va a hacer más competitivos como destino de inversión", explicó.
     
    El funcionario anunció que el Gobierno no renunciará a la técnica de estimulación hidráulica o "fracking" para la exploración de yacimientos no convencionales, en los que podrían estar la mitad de las reservas de gas del país a futuro y una cuarta parte de las de crudo. Aclaró que la legislación que regule esa actividad debe ser lo suficientemente fuerte como para evitar daños ambientales.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / Reuters
     
     
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  • ‘Hay que incentivar la inversión para aumentar las reservas’

    Petroleo 332Para Ramón Espinasa, director de Estudios Estratégicos de Petróleo y Gas del BID, Colombia necesita promover la exploración de no convencionales y la recuperación secundaria.

    El entorno global para la industria petrolera no es el más alentador por estos días. Unos precios que rondan los 90 dólares por barril, una demanda que disminuye y un incremento en la oferta de petróleo, ponen en cuestionamiento el desarrollo de los proyectos más riesgosos, como las arenas bituminosas en Canadá y los proyectos presal (en aguas profundas brasileñas).

    Para Ramón Espinasa, director de Estudios estratégicos de Petróleo y Gas del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), los precios actuales aún permiten el desarrollo de los proyectos de no convencionales, pero es tal la competencia por atraer inversionistas que los países deben crear estímulos para sacar adelante estas nuevas iniciativas de exploración y producción.

    ¿Cómo interpreta la actual caída del precio del crudo?

    Lo que nos dice es que hay mucha holgura en el mercado, y esto tiene dos causas: una de ellas está relacionada con que la producción de shale oil en los Estados Unidos ha sido mucho más acelerada de lo que nadie se imaginaba, desde el 2002 se ha aumentado en alrededor de 2,5 millones de barriles.

    Todas las disrupciones que ha habido por el lado de la oferta por razones geopolíticas, bien en el norte de África o en el Medio Oriente, se ven compensadas por el aumento de la producción en los Estados Unidos. Por otro lado, tienes una desaceleración de la demanda, que prácticamente no está creciendo. Es esto lo que explica que el petróleo haya caído aproximadamente 15 por ciento desde mediados de julio.

    Pero pareciera que lo que pasa en el Oriente Medio ya no impacta al precio, ¿es así?

    Sí. Bueno, es que tienes oferta adicional en los Estados Unidos, que consumía, en el 2007, 21 millones y producía 7, así que importaba 14. Hoy está consumiendo 18 y produce 8, con lo cual importa 10, ha caído en 4 millones de barriles su importación de petróleo, eso ha desplazado petróleo de muchos sitios de Medio Oriente y Venezuela. Sin duda, en el mercado de los Estados Unidos y de la cuenca del Atlántico, la producción del Medio Oriente es menos importante.

    ¿Afectará este nuevo precio a las inversiones en el sector?

    Vale la pena poner todo esto en una perspectiva histórica: hace 12 años la cotización era de 20 dólares por barril. Ahora, está cayendo de niveles muy altos, sin duda esto va a afectar la oferta, si se mantiene así. En particular, hay una oferta marginal que se vería afectada como la de las arenas bituminosas en Canadá o el presal, de Brasil. Pero eso sería por debajo de los 80 o 75 dólares, y todavía estamos muy lejos de esa marca.

    ¿Cuál es el impacto de estas cotizaciones en otro tipo de proyectos como los de costa afuera y los no convencionales?

    Hay que ver a qué nivel se estabiliza el precio, cualquier precio por encima de 80 dólares no desestabiliza la producción. Seguro se empezarán a hacer cálculos sobre si vale la pena hacer o no los proyectos nuevos con un precio inferior a 80 dólares. No pasará con los ya existentes.

    ¿Cómo ve el desarrollo del sector en Colombia?

    En el año 2003 y 2004 el tema de discusión en Colombia era cuándo se iba a convertir en un importador neto, porque se producía medio millón de barriles y el consumo del mercado interno estaba creciendo. En eso, vino la reforma y justo en ese periodo los precios se multiplicaron por 5 (de 20 a 100 dólares).

    De las siete economías latinoamericanas productoras de petróleo solo 3 aprovecharon esa bonanza aumentando su producción consistentemente, fueron Brasil, Colombia y Perú y lo que comparten esas naciones es un marco regulatorio similar que abrió el sector a la inversión privada. En Colombia, la producción se ha duplicado, de medio millón a casi un millón de barriles.

    Pero hoy hay problemas para pasar de ese umbral…

    En este tema hay que diferenciar dos cosas: lo coyuntural y lo estructural. Lo primero tiene que ver con inconformidad en las zonas petroleras por la reducción de las regalías, orden público y retraso en las licencias ambientales, entiendo que el Gobierno colombiano está trabajando en esos tres temas. Pero lo estructural tiene que ver con las reservas. Colombia ha incorporado reservas gracias a un aumento en la inversión de las empresas en exploración.

    Ahora la geología parece no ser tan buena, pero hay dos cosas a las que se pueden recurrir en el caso colombiano: aumentar la tasa de recobro en yacimientos existentes y la búsqueda de no convencionales. Ambas requieren mucha más inversión, entonces las condiciones económicas no pueden ser las mismas, tiene que bajar la toma del Estado - lo que gana la Nación por impuestos y regalías- para que las empresas inviertan más.

    Pero hoy en día hay una reforma tributaria que, según las petroleras, va justamente en contravía de lo que usted propone…

    Sí. Creo que esto se está sintiendo, la participación de las empresas en la Ronda 2014 fue menor de lo que se esperaba, y es porque no les están dando los números. Yo sí creo que con un ente técnico como es la ANH (Agencia Nacional de Hidrocarburos), un ministerio bien calificado, como es el Ministerio de Minas y Energía, uno puede aumentar las regalías en las zonas más productivas, donde hay menores riesgos y mayor rentabilidad, y bajar la presión en estas áreas marginales para estimular la inversión. Creo que eso es lo que habría que hacer: olvidarse de tasas uniformes y aplicar tasas diferenciales.

    ¿Cómo ve que se están preparando los países productores de América Latina para la entrada de México a la competencia?

    Hay países con mucho potencial que están cerrados a la inversión privada, como Venezuela, Argentina y, en cierto modo, Ecuador. Así que, abiertos a la inversión privada están México, Colombia y Brasil (en las áreas tradicionales). Colombia sigue siendo competitiva, pero tiene que dar las condiciones.



    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

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  • ‘México necesita de los servicios petroleros colombianos’

    PerforacionCuatro gremios de empresas de servicios petroleros de América Latina se reunieron en una confederación regional para buscar oportunidades de negocios. El director de la asociación del sector en México, Amespac, Antonio Juárez, habla sobre cómo afrontan en su país la caída de los precios del crudo.

    La unión hace la fuerza, y en momentos de crisis, la solidaridad gremial internacional puede ser la salida para muchas compañías de bienes y servicios de la región.

    Bajo esa idea la joven Confederación Regional de Cámaras de Bienes y Servicios Petroleros busca identificar entre gremios del sector en Colombia, Argentina, Venezuela y México nuevas oportunidades de negocios en un entorno marcado por la reducción de los presupuestos para desarrollo y exploración, de las principales empresas del país.

    El director Asociación Mexicana de Empresas de Servicios Petroleros, Amespac, Antonio Juárez, explica por qué en medio de la crisis de bajos precios de crudo México muestra oportunidades para las empresas de bienes y servicios petroleros.

    Pareciera que la crisis que vive hoy el sector petrolero afecta a México de una manera distinta, ¿es así?

    Lo que pasa es que México ha tenido un proceso acelerado de industrialización. En parte, gracias a los Tratados de Libre Comercio con los Estados Unidos, por tanto, la dependencia de las exportaciones y de los ingresos de la industria petrolera se ha venido reduciendo.

    Hoy ya el petróleo representa el 15 por ciento de los ingresos por exportaciones y el 13 por ciento de los ingresos del Gobierno Federal, cuando antes llegó a ser el 80 por ciento de las exportaciones y el 60 por ciento de los ingresos.

    Entonces esa diversificación ha permitido que no sea tan fuerte el impacto en la economía de la caída de los precios del petróleo. Se ha afectado especialmente a Pemex, que es las empresas que depende del sector, pero no al Gobierno.

    Y las empresas de servicios petroleros dependen básicamente de Pemex...

    Hoy sí, porque es un monopolio que no se ha acabado aún. Ahora se va a incorporar el sector privado, pero es un proceso lento.

    ¿De qué manera la situación de Pemex golpea ahora a la red de empresas de servicios?

    Sí está afectando sobre todo a las zonas de operación petrolera, allí se ha afectado el empleo, muchas de las industrias han cerrado, pero a nivel regional. Esto, por ejemplo, en Ciudad de México no se ve.

    ¿Cómo esperan poder beneficiarse de esta nueva iniciativa de la Confederación Regional?

    Nosotros creemos que como apenas se está abriendo a la industria va a haber una actividad mucho más fuerte de parte de empresas privadas.

    Se espera que Pemex le dé más importancia al desarrollo de proveedores, quiero decir que ahora productos que no se hacían en México, que requiera la industria petrolera, se pueden fabricar en México.

    En este sector pueden participar empresas que ya tienen experiencia, bien sea de Colombia o Argentina, tiene todo el sentido y eso es lo que queremos.

    Se tienen muchas expectativas de la subasta petrolera mexicana, pero la primera fase de la ronda uno no fue exitosa, ¿qué se puede esperar de la siguiente fase?

    Esta primera etapa no fue tan exitosa porque las condiciones que exigía la Secretaría de Finanzas, el Goverment Take (participación del Gobierno), las comisiones, no eran conocidas, entonces las empresas no sabían a qué apuntarle.

    Ahora, ya las empresas tienen mucha más seguridad y yo creo que los resultados de la segunda ronda van a ser mejores.

    OPORTUNIDADES PARA LA INDUSTRIA, EN LA MIRA

    Uno de los principales retos del gremio es lograr que empresas de un país puedan aliarse con compañías de otras para prestar servicios conjuntos a las petroleras.

    La idea es que, por ejemplo, según explicó el presidente de Campetrol, Rubén Darío Lizarralde, empresas colombianas puedan fabricar insumos para el sector petrolero en plantas de firmas en México, para que la experiencia de unas se complemente con la oportunidad geográfica de otras.

    “Así se comparten las utilidades y los beneficios entre cada una de las empresas. Este tipo de acuerdos se ha intentado hacer desde otros espacios como la Comunidad Andina de Naciones, pero es más sencillo hacerlo entre el sector privado. El tema no es fácil, pero es posible y estamos trabajando en ello”, señaló Rubén Darío Lizarralde.

    Para el presidente de la Cámara Argentina de Proveedores de la Industria Petro-Energética, Capipe, Sergio Echabarrena, el desarrollo del yacimiento de Vaca Muerta va a incrementar la demanda de bienes y servicios petroleros en ese país, y establecer alianzas con empresas del sector en otros países puede ser clave para suplir esta necesidad.

    La Confederación Regional invitó a Bolivia, Canadá y Trinidad y Tobago a vincularse a esta iniciativa.

    Fuente: Portafolio.co

  • Alza en la producción de crudo presal le da a Petrobras motivos para celebrar

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

    Petroleo ExtLos factores que influyen en la decisión de invertir en un país determinado, están también –y sobre todo– las características geológicas y la calidad del petróleo, la facilidad de explotación, el tipo de contrato de asociación, el nivel de regalías, la seguridad jurídica para las empresas.
     
    Hace algunos años, cualquier cambio político, golpe de Estado o conflicto armado en una región productora de petróleo era escudriñado por los expertos en geopolítica de la energía, con el fin de medir y vaticinar sus posibles impactos sobre los precios internacionales del crudo. Guerra del Yom Kipur de 1973, guerra Irán-Irak de los años 80, guerras del Golfo en 1991 y el 2003, fallidos golpes de Estado de Hugo Chávez en 1992 (o en su contra en el 2002), los ejemplos en los cuales el factor geopolítico era tomado muy en serio por los expertos en petróleo.
     
    Hoy en día, sin embargo, la realidad parece haber cambiado. En un pequeño, pero interesante artículo publicado en el periódico francés, Le Monde, el pasado 11 de septiembre, el experto en geopolítica de la Universidad Laval de Quebec, Frédéric Lasserre, analiza la volatilidad de los precios del crudo para concluir en la pérdida de relevancia del riesgo geopolítico asociado al precio del petróleo.
     
    No es que los conflictos se hayan acabado o que los golpes de Estado sean obsoletos, pero los mercados son mucho menos reactivos y sensibles a ese tipo de acontecimientos, nos dice Lasserre. Hace algunos años una intervención militar en Libia, el caos en Siria, la ofensiva de Israel en Gaza o el despliegue del Estado islámico en Siria e Irak habrían provocado un aumento de 20 a 30 por ciento del precio del crudo.
     
    Actualmente, la reacción de los mercados financieros frente a esos eventos no es la misma. Es más, desde el inicio del año, los precios del brent casi no superaron los 100 dólares por barril e incluso bajaron 3 por ciento. El aumento de las reservas probadas, gracias al petróleo de esquisto (shale oil) y a las nuevas formas de explotación en aguas profundas, tiene obviamente que ver con esa evolución.
     
    El hecho de que el primer país consumidor de petróleo del planeta –Estados Unidos– esté a punto de convertirse en el productor número uno, contribuye indudablemente a estabilizar los precios del crudo en el mercado. Pero Frédéric Lasserre propone otra explicación bastante original o iconoclasta: en los últimos años, la percepción del riesgo geopolítico también ha cambiado, debido a la generalización de las tecnologías de la información.
     
    Ahora, los eventos se viven en tiempo real, y mientras Daesh (el Estado Islámico) no envíe un selfie de sus combatientes en frente de Bagdad, los mercados financieros no reaccionan. No más anticipación o especulación, todo se analiza en vivo.
     
    Subyacente a esta reflexión, también está la idea de que la mayoría de las empresas petroleras están acostumbradas a operar en regiones conflictivas. Libia está en caos, pero volvió a aumentar su producción significativamente. Argelia no ha parado su producción después del ataque contra la instalación petrolera de Tiguentourine (2013). Parte de los pozos petroleros de Siria e Irak están ahora controlados por el Estado Islámico, pero los precios internacionales del petróleo no han subido.
     
    El riesgo geopolítico, es cierto, nunca fue el único factor a la hora de determinar los precios de los commodities y del petróleo en particular. En un foro internacional sobre petróleo, organizado la semana pasada en París, algunos ponentes recordaban, que de los factores que influyen en la decisión de invertir en un país determinado, están también –y sobre todo– las características geológicas y la calidad del petróleo, la facilidad de explotación, el tipo de contrato de asociación, el nivel de regalías, la seguridad jurídica para las empresas.
     
    Esas consideraciones, algunas nuevas, otras no tanto, son interesantes para Colombia. Una vez firmada la paz, el país vivirá un boom económico, gracias al flujo de capitales provenientes del sector petrolero y minero, se suele escuchar. Ahora bien, es cierto que en un país en paz, la exploración petrolera podría llegar más fácilmente a zonas donde ha sido difícil trabajar por cuestiones de seguridad.
     
    Tampoco desconocemos que la infraestructura petrolera sigue siendo objeto de atentados por parte de los grupos guerrilleros. Pero si, hoy en día, el coeficiente o factor de ponderación asociado a la existencia de un conflicto armado no es tan relevante, ¿hasta qué punto una Colombia en paz será realmente más atractiva para el sector petrolero?
     
    La reciente ronda de adjudicaciones de 95 bloques petroleros, en la cual el Gobierno solo recibió 27 ofertas, permite por lo menos plantar el interrogante. O tal vez los inversionistas prefieren esperar recibir un selfie de la firma de los acuerdos de paz para tomar sus decisiones en tiempo real.
     
    Fuente: Portafolio.co / Fréderic Massé - Miembro Fundador de RedIntercol
     
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  • Argentina: la seducción de la energía

    El país tiene una nueva ley de hidrocarburos. Con ella, el Gobierno quiere atraer a grupos energéticos internacionales para que inviertan en gran escala en el país. Que lo logre es dudoso.

    La Cámara de Diputados de Argentina acaba de aprobar una nueva ley de hidrocarburos, que se concentra en la explotación de recursos no convencionales, concretamente de gas y petróleo esquistosos. Estos, también llamados “shale”, pueden ser extraídos solo con la controvertida técnica del “fracking”, de inyección de agua a presión mezclada con productos químicos.

    Según la US Energy Information Administration (EIA), en la Argentina se hallan algunas de las más grandes reservas de petróleo y gas shale del mundo: la cuarta mayor de petróleo y la segunda mayor de gas. El petróleo y el gas se hallan atrapados en las rocas y arenas sobre todo de la formación geológica de Vaca Muerta, en la Patagonia.

    La necesidad de sacarlo de allí es urgente: Argentina tiene un déficit energético que este año puede aumentar en un 20 por ciento y llegar a los 7.000 millones de dólares. Se trata de un importe que desequilibra las cuentas nacionales de la Argentina, que tiene reservas de divisas de solo unos 28.000 millones.

    No obstante, tampoco la nueva ley ofrece una solución a corto plazo: un portavoz del grupo energético Wintershall, que desarrolla actividades de prospección en la Argentina, dijo a DEUTSCHE WELLE que llegar a la fase de explotación puede llevar, por lo menos en su caso, una década. Por eso, la necesidad de endulzar lo más posible las condiciones es imperiosa. Que alcancen, es otra cosa.

    Condiciones muy favorables. La ley prevé la concesión de la explotación de hidrocarburos a inversionistas extranjeros durante 30 o 35 años, según el área, con opción a prórrogas de diez años por tiempo indeterminado. También incluye la explotación de petróleo en los fondos marinos de la plataforma continental argentina.

    Hidrocarb Argentina1La nueva regulación legal abre además a los inversionistas la posibilidad de exportar el 20% de la producción o venderla en el mercado argentino a precio internacional. En la Argentina, el petróleo es subvencionado, por lo que el precio interno es inferior al del mercado mundial. Además las empresas podrán importar bienes de capital sin restricciones, algo que hoy no es un sobreentendido en el país.

    La posibilidad de exportar el 20% de la producción se aplica a inversiones a partir de los 250 millones de dólares. Los apuros parecen ser grandes, porque eso supone una reducción de las exigencias con respecto a un contrato firmado con la norteamericana Chevron el año pasado, en el que ese beneficio se estipuló para inversiones a partir de los 1.000 millones de dólares.

    Las regalías que deben pagar los inversionistas son de un 12% al comienzo de los proyectos y de hasta un 18% en caso de prórroga. Las empresas que soliciten una concesión de explotación en los primeros tres años luego de la entrada en vigor de la ley tendrán además derecho a una reducción de hasta el 25% de las regalías en los 10 años siguientes a la conclusión de la primera fase de exploración y explotación.
    Se trata de cláusulas muy ventajosas, prácticamente únicas en América Latina. Son necesarias, ya que con un intenso intervencionismo estatal, una inflación galopante, divisas administradas y prácticamente sin acceso alguno a los mercados internacionales de capital, el país no ofrece las mejores condiciones marco para inversiones extranjeras.


    ¿Alcanzará el coqueteo?

    Y quizás esas ventajosas condiciones no alcancen. Miguel Galuccio, presidente de YPF, dijo que se necesitan inversiones de entre 150.000 y 200.000 millones de dólares para revertir el balance negativo del sector. El grupo norteamericano Chevron invirtió el año pasado 1.240 millones, con beneficios similares a los de la nueva ley. Este año, la malasia Petronas prometió una inversión de 550 millones. Todo muy lejos de los siderales montos necesarios para que el proyecto funcione.

    Por si fuera poco, Argentina compite también con México, Colombia y Polonia, países que también quieren forzar la producción de petróleo por medio de inversiones extranjeras. México y Colombia, además de ofrecer economías abiertas, tipo de cambio flotante y estabilidad jurídica y financiera, abren sus sectores petroleros de tipo convencional, en los que los riesgos son mucho menores.

    Otro interrogante son los precios internacionales del petróleo y el posible desarrollo de las energías alternativas. La explotación no convencional es cara. Con un bajo precio del petróleo no vale la pena. Si además las energías alternativas continúan su ascenso y la demanda de hidrocarburos permanece constante o baja, no se sabe si dentro de veinte años el petróleo y el gas shale tendrán cabida en el mercado. Eso hace aumentar aún más las dudas.


    “No creo que la nueva ley atraiga más inversión al país”, dice, por ejemplo, Juan José Aranguren, el CEO de Shell Argentina, y puso en duda que la ley “establezca mayor previsibilidad, reglas claras para las inversiones y sostenibilidad en el tiempo”.
    “Suicidio energético y ambiental”

    La oposición en la Cámara de Diputados puso en primer plano también otros aspectos, calificando a la nueva ley de “suicidio energético y ambiental”. Además la consideró “una de las mayores entregas de recursos nacionales, que ni las políticas neoliberales de Menem se atrevieron a otorgar” y afirmó que “perjudica a las provincias y beneficia a inversionistas privados”, amén de “conspirar contra la diversificación de la matriz energética”.

    Para “Plataforma 2012”, un grupo de intelectuales críticos argentinos, la ley quiere “clausurar todo debate sobre la cuestión de la técnica del fracking y sus impactos económicos, sociales y ambientales”. El grupo agregó que “la ley no contempla en absoluto la consulta a los pueblos originarios que habitan los territorios explotados o a explotar” y que “no posee ninguna disposición de protección ambiental”.

    Así las cosas, será cuestión de esperar cuatro o cinco años. Si en ese lapso no se han concretado inversiones importantes en el sector, la nueva ley no habrá pasado de ser otro fulgurante lanzamiento de fuegos artificiales.


    Fuente: Americaeconomia.com / Deutsche Welle


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  • Campetrol pide políticas claras para el sector

    OperadoresEl presidente de la agremiación de empresas de servicios petroleros dice que se necesita mayor sinergia.

    En medio de la coyuntura actual del renglón petrolero del país, el presidente de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros, Campetrol, Rubén Darío Lizarralde, aseguró que el sector necesita una mayor coordinación entre las instituciones del Estado y las empresas petroleras.

    “Estamos en una coyuntura y necesitamos trabajar en la socialización de proyectos con las comunidades, la agilización de licencias ambientales, la seguridad de la infraestructura y el desarrollo de políticas constantes que permitan que el sector avance, en estos aspectos debemos actuar juntos Gobierno, gremios, industria, empresas y comunidades”, afirmó Lizarralde.

    El dirigente gremial aseguró también, que una de las tareas urgentes que deben asumir en conjunto los sectores público y privado es la “desmitificación frente a la opinión pública sobre los impactos de la industria petrolera sobre el medio ambiente”.

    Para ello, el gremio desarrolla una iniciativa para proponer proyectos productivos agrícolas y piscícolas en zonas productoras de petróleo, con el fin de ofrecer alternativas económicas distintas a la industria de hidrocarburos.

    El gremio asimismo considera, que para incorporar nuevas reservas es necesario reorientar las estrategias de exploración que promuevan una visión a largo plazo del sector.



    Fuente: Portafolio.co


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  • China, EEUU, el petróleo y… ¿y ahora?

    Petrolera 11Desde hace varios años se venía anunciando que China igualaría -incluso superaría- a Estados Unidos como la mayor economía del mundo gracias a sus crecimientos económico, poblacional y de competitividad, a lo cual se suma la alta demanda de materias primas.

    Con ese argumento, los analistas, “traders” y demás mortales que seguimos los mercados financieros y de commodities habíamos estimado que los precios de materias básicas como el petróleo y el carbón seguirían subiendo sin encontrar una resistencia (técnicamente hablando).

    Pero ahora, con el precio del barril de crudo por debajo de US$60, es una realidad que el nuevo orden económico mundial, con China a la cabeza, no necesariamente implica precios altos en los mercados de commodities, especialmente con la Reserva Federal de Estados Unidos llamando a los inversionistas y especuladores a refugiarse en el dólar, en las acciones de las bolsas de países desarrollados, principalmente, Nueva York.

    Los ciclos económicos son más notorios en determinados momentos, pero en este momento de destorcida en los precios del petróleo, empiezan a acomodarse las fichas y es evidente que los grandes capitales se están concentrando en Estados Unidos y algunos pocos mercados emergentes.

    La prevalencia de China sobre los demás países empieza a ser más notoria, no solamente por sus 1.500 millones de habitantes, sino porque ahora con la estruendosa caída del barril de crudo se ve beneficiada de menores costos en su cadena de producción. Datos oficiales indican que ese país importa alrededor de cinco millones de barriles por día (para tener una referencia, Colombia apenas rasguñó el millón de barriles producidos en el último mes).

    Según cifras de Bloomberg reveladas la semana pasada http://bloom.bg/1urpp2f Estados Unidos está mostrando desde ya la nueva ruta en el consumo de energía. En primer lugar sus habitantes redujeron el consumo de gasolina para dedicarlo a la energía solar o a la eólica. A esto se suma que se están usando más opciones de transporte público o privado como la bicicleta.

    Y para completar el escenario estadounidense, su producción de crudo (gracias al shale oil) alcanzó un récord de nueve millones de barriles en el cuarto trimestre de 2014, la más alta desde 1985. Este factor significa dos cosas: la primera, que es casi energéticamente autosostenible; y la segunda, que ha desatado la lucha desde Arabia Saudita por el mercado mundial.

    La importancia del nuevo ciclo económico, en el cual los commodities son menos demandados –especulados- es que también se da inicio a un nuevo ciclo bursátil en el que los mercados mejor capacitados podrán absorber y luego retribuir las inversiones a quienes puedan leerlos.

    En el mercado local es evidente que las señales muestran que las petroleras van a dejar de ser las protagonistas de las ruedas accionarias. Sin querer ser repetitivos, hemos dicho hasta la saciedad que la Bolsa de Valores de Colombia (BVC) debe “despetrolizarse” para diversificar su rango de opciones.

    Esta nueva realidad le abre las puertas al desarrollo de empresas que cotizan sus acciones en la plaza nacional y que se dedican a la generación de energía alternativa y amigable con el ambiente.

    En el caso específico de la BVC, obviamente sería una oportunidad para Celsia, que tiene un portafolio diversificado y nuevas adquisiciones en Centroamérica.

    También lo hemos mencionado en anteriores artículos, sectores como el financiero y el de construcción podrían ser opciones para evaluar en medio de un escenario adverso para las petroleras, mientras que la economía colombiana sigue creciendo por encima de toda la región.

    La mala noticia viene por el lado fiscal, pues una caída en las ganancias de Ecopetrol http://bit.ly/11gDjMx significa menores dividendos para la Nación y, por consiguiente, la búsqueda de nuevas fuentes de financiamiento a través de impuestos o mayor endeudamiento público, más aun con la creciente posibilidad de pagar el posconflicto en caso de firmarse la paz con la guerrilla de las Farc.

    Con infomración de Valora Inversiones
    Esta dirección de correo electrónico está protegida contra spambots. Necesita activar JavaScript para visualizarla.

    Fuente: Dinero.com

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  • Científicos: No a perforaciones petroleras en el Ártico

    Artico Ruso(1)Casi 400 científicos han firmado una carta en la que exhortaron al presidente Barack Obama a que elimine la posibilidad de que se realicen perforaciones petroleras en el Ártico en el futuro cercano al retirar el Océano Ártico del próximo plan federal de arrendamiento de mares profundos.

    Entre los científicos está Jane Lubchenco, ex directora de la Oficina Nacional de Administración Oceánica y Atmosférica de Estados Unidos en el gobierno de Obama, quien ahora es una investigadora y profesora en la Universidad Estatal de Oregon.

    "He sido testigo de algunos de los cambios sin precedente que están en curso en el Ártico", dijo Lubchenco en un comunicado. "Conservar importantes áreas marinas es un paso esencial para sostener la resiliencia de la región".

    Entre los 388 firmantes están científicos de 13 naciones y 25 profesores eméritos actuales o pasados de la Universidad de Alaska. Su opinión es contraria a la de funcionarios elegidos de Alaska, quienes apoyan fuertemente la apertura de las aguas de Alaska a la perforación petrolera a fin de proveer crudo para el Oleoducto Trans-Alaska.

    El Departamento del Interior está recolectando comentarios públicos hasta el jueves sobre el propuesto plan de arrendamiento de cinco años para la extracción de petróleo y gas, el cual cubriría de 2017 a 2022. John Callahan, vocero de la Agencia de Administración de Energía del Mar, dijo a través de un correo electrónico que la dependencia gubernamental ha recibido aproximadamente 481.000 comentarios sobre el programa propuesto completo. No se ha contabilizado la cifra respecto a las aguas en el Ártico.

    Grupos ambientalistas se oponen enérgicamente a la perforación petrolera en el Ártico. Dicen que la actividad industrial dañará a los mamíferos marinos que ya han sido afectados por una pérdida de hielo marino, y que el calentamiento global será acelerado con la combustión del petróleo extraído del Océano Ártico.

    En el plan está el arrendamiento de dos sitios en aguas del Ártico: el Mar de Beaufort, frente a la costa norte de Alaska, en 2020, y el Mar de Chukchi, frente a la costa noroeste, en 2022.

    Fuente: AP

  • Colombia sigue explorando y eso no se ve en otros país: GE

    Patricia Vega General Electric 0La colombiana Patricia Vega dirige la línea de negocios de hidrocarburos de General Electric, y explica por qué el país es pieza clave para las metas de la compañía. Dice que la necesidad de aumentar reservas aumenta la exploración costa afuera y eso representa una ventaja frente a otros países.

    Patricia Vega es la colombiana que lleva las riendas del negocio petrolero de GE (General Electric) en América Latina.

    Desde hace 20 años, Vega inició un recorrido que la llevó desde desarrollar su proyecto de grado en el Instituto Colombiano del Petróleo de Ecopetrol, en Bucaramanga, hasta convertirse hace un año en presidenta y CEO de la división de Oil & Gas de GE en la región.

    La semana pasada, la ejecutiva estuvo en el país como parte de su objetivo de mantener a la alta gerencia de la compañía conectada con los mercados donde operan.

    Vega considera que este ciclo de precios bajos es una oportunidad para empresas como GE: “en un mundo de 40 dólares el barril la eficiencia es increíblemente importante”, señaló. Y esta es precisamente su apuesta para crecer.

    ¿Qué tan importante es Colombia para la división de petróleo y gas de GE?

    Mucho. Hoy en día tenemos un objetivo de duplicar el tamaño de negocios en América Latina y para lograrlo necesitamos consolidar nuestra presencia a través de toda la geografía.

    En Colombia tenemos el negocio de surface, que es un portafolio compuesto por todos los sistemas de levantamiento artificial (equipos para facilitar que el petróleo suba a la superficie), bombas electrosumergibles mecánicas, sistemas de monitoreo y control para pozos, y tenemos también soluciones de industrial internet, también llamado el internet de las cosas, que permite monitorear cualquier sistema y optimizar la vida útil de los equipos.

    Hoy las petroleras buscan mejorar la eficiencia, pero tienen menores presupuestos, ¿cómo navegan ustedes en esa paradoja?

    Hay que expandir la evaluación del retorno de la inversión más allá del costo unitario de un producto, es decir, evaluar cuáles serán los resultados en materia de eficiencia, ahorros y reducción de fallas. Cuando incluyo esto en la ecuación, me doy cuenta de que una inversión más inteligente es la de mejor retorno, no la de menor precio. Los clientes tienden a ser más conscientes de esto.

    Pero la realidad es que tienen menos presupuesto...

    Sí, los clientes se han visto sorprendidos con estos recortes. Ahí entramos nosotros a operar a través de nuestras alianzas, buscamos modelos comerciales que les permita hacer proyectos que de otra manera tal vez hubieran tenido que posponer.

    Parte de lo que pasa hoy con los precios tiene que ver con la evolución tecnológica del sector.

    ¿Qué tan determinante cree que será este factor en la formación de los precios del crudo?

    Se produjo un desbalance en el mercado, pero creo que lo que ganamos en general, como sociedad, en términos de seguridad energética es mucho mayor que el desequilibrio que se ha originado entre el suministro y la demanda.

    A largo plazo, la demanda por energía va a seguir creciendo. Lo que vemos hoy es parte del costo del desarrollo, pero no puedes pararlo, porque las siguientes generaciones y el crecimiento económico dependen de la energía.

    Como industria hemos aprendido en estos ciclos a ser eficientes, innovadores, es una industria que no se marchita fácilmente.

    ¿Cómo ha visto la reacción de la industria en los distintos países de la región?

    Todas las empresas están priorizando las inversiones, eficiencia y reducción de costos.

    Las diferencias dependen de lo que pasa en cada país. Por ejemplo, en México, con la reforma energética y la apertura se ha creado una dinámica interesante. En el caso de Venezuela, hay un interés muy fuerte en aumentar la producción, en otros países se ve una disminución de la actividad, no allí. En Brasil, el desarrollo de los yacimientos en aguas profundas es complejo y empieza a abrirse el debate de si puede entrar otra operadora distinta a la estatal a hacer parte de estos campos.

    ¿Y en Colombia?

    El país ha disfrutado un aumento de producción y ha sido capaz de mantener. El enfoque en la generación de valor se ha hecho más importante, y también hay un énfasis en exploración, que no estamos viendo en otros países, donde esta actividad ha bajado más. Aquí vemos una campaña interesante en costa afuera, en la zona norte del país, y tiene que ver con el interés que hay para aumentar reservas.

    ¿Cuáles son las mayores oportunidades de negocios en el país?

    Lo resumiría en tres áreas importantes: los sistemas para optimización de la eficiencia en la producción de campos de petróleo y de gas, que incluyen uso de la energía, sistemas de levantamiento confiables y el tema de manejo y disposición de agua. El segundo, la exploración y hallazgos en aguas profundas, en Colombia la industria costa afuera ha sido pequeña, y se necesitan recursos (tecnología e infraestructura) para atender este desafío. Y el tercero tiene que ver con temas de eficiencias en refinación y transporte, tenemos una plataforma muy interesante de monitoreo inteligente de tuberías para esta área.

    ¿Atienden otros mercados desde Colombia?

    Sí, tenemos algunos hubs por áreas de experiencia. Colombia es importante en temas de producción, nos ayuda apalancar la operación en Ecuador y otros países. De la misma manera somos apalancados por operaciones de otros países en otras áreas donde no hay la masa crítica, por ejemplo en el área de Subsea (costa afuera) Colombia se apoya en la operación en México y Brasil.

    ¿Cuáles son las expectati-vas de crecimiento en Colombia?

    Hemos estado enfocados a fortalecer la relación con nuestros clientes y escuchar sus prioridades. Eso es clave porque a veces llegas con lo que crees que es la solución tratando de forzarla, nosotros lo que tratamos de hacer son alianzas estratégicas de desarrollo tecnológico, empezar a hablar de soluciones y no necesariamente productos concretos. De ahí vendrá parte de nuestro crecimiento en 2015 y 2016.

    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

  • Cómo afecta la caída del crudo a las petroleras

    Barriles 1El recorte del crudo deja en pérdidas a la mayoría de los valores del sector. El nivel actual del petróleo aún no es negativo para Repsol.

    Las recientes turbulencias en el crudo han devuelto protagonismo a las petroleras en Bolsa. El barril de Brent se ha dejado un 8,3% en cinco días, hasta 51 dólares, su nivel más bajo desde el 30 de noviembre (ver información adjunta).

    Los inversores están ajustando sus posiciones ante la posibilidad de que el escenario para el mercado del crudo varíe respecto a lo previsto para 2017, debido a que los mayores inventarios en EEUU generan dudas sobre la capacidad de la OPEP para mantener su pacto de reducción de la producción. Kuwait hizo ayer un llamamiento a extender el acuerdo más allá de junio, convirtiéndose en el primer país del cártel en hacer declaraciones de este tipo. El crudo sólo reaccionó al alza de forma puntual.

    Las grandes petroleras bajaron ayer, con la británica BP a la cabeza, ya que se dejó el 1,53%. La francesa Total cedió el 0,35%; y Repsol, el 0,14%. Eni avanzó un leve 0,14% y sólo Royal Dutch Shell escapó a las caídas con un alza del 1,14%. Los descensos de los últimos días han pasado factura a la evolución de estos valores en el año, donde sólo Repsol está en verde con un alza del 7,34% (ver gráfico adjunto).

    Respecto a la española, el actual contexto en el mercado petrolero aún no es dañino para sus cuentas. En la presentación de los resultados anuales afirmó que su negocio llega a ser rentable con una cotización del crudo en 40 dólares: aún cuenta con un colchón de 11 dólares frente a los 51 actuales del oro negro.

    La petrolera cuenta con el reciente hallazgo del mayor pozo en EEUU en 30 años como catalizador a largo plazo, pues podría aumentar en 120.000 barriles diarios su producción, frente a los 690.000 de media de 2016. Sin embargo, algunos analistas ven con cautela el nuevo pozo en EEUU. Felipe López-Gálvez, de SelfBank, opina que es una gran noticia, pero matiza que tardará tiempo en convertirse en ingresos.

    "En primer lugar, porque de los 1.200 millones de barriles de petróleo potencialmente extraíbles, gran parte pertenecen a su socio en el proyecto, Armstrong Energy", explica el analista. A este factor se suma que las extracciones no se producirían hasta 2021.

    De fondo, los resultados de 2016 y las previsiones para 2017 dejaron un buen sabor de boca. En Citi subrayan la capacidad de la compañía para reducir su deuda en casi un tercio, hasta situar la ratio deuda /ebitda (resultado bruto de explotación) en 1,6 veces, fundamental para que las agencias de ráting mantengan su nota en grado de inversión.

    En Renta 4 destacan que la compañía ha generado sinergias y eficiencias de 1.600 millones de euros en 2016 y esperan que adelante a este año la meta fijada para 2018. En Bankinter han mejorado la recomendación de vender a comprar, y el precio objetivo a 15,38 euros, frente a los 14,4 a los que cerró ayer.

    El consenso muestra división respecto a Repsol. El 50% de las firmas del consenso de Bloomberg aconseja mantener, con un potencial alcista medio del 1%.

    Fuente: expansion.com

  • Compañía china comprará yacimientos petrolíferos en Texas en acuerdo de US$1.300 millones

    Petroleo ExtLos yacimientos se encuentran en los condados de Howard y Borden (Texas), según un comunicado enviado el sábado por Xinchao Shiye a la Bolsa de Valores de Shanghai.’'
     
    Jinan. Xinchao Shiye, una compañía pública con sede en la provincia oriental china de Shandong, planea comprar yacimientos petrolíferos en Estados Unidos en una transacción por valor de 8.300 millones de yuanes (unos US$1.300 millones).
     
    Los yacimientos se encuentran en los condados de Howard y Borden (Texas), según un comunicado enviado el sábado por Xinchao Shiye a la Bolsa de Valores de Shanghai.
     
    Xinchao Shiye suscribió una carta de intenciones con Ningbo Dingliang Huitong Equity Investment Center, una sociedad de responsabilidad limitada, y sus socios individuales.
     
    Según el comunicado, el Ningbo Dingliang Huitong Equity Investment Center comprará, a través de su filial Moss Greek Resources, LLC, los yacimientos a Tall City Exploration y Plymouth Petroleum, dos compañías de responsabilidad limitada registradas en Nevada.
     
    La transacción ha sido aprobada por el Comité de Inversiones Extranjeras de Estados Unidos, según el boletín.
     
    Xinchao Shiye compraría después Ningbo Dingliang Huitong Equity Investment Center mediante ciertas gestiones, agrega el comunicado.
     
    Este año, Xinchao Shiye anunció que compraría yacimientos petrolíferos en el condado de Crosby, en Texas, en una transacción por valor de 2.210 millones de yuanes.
     
     
     
    Fuente: americaeconomia.com / Xinhua
  • Comunicado: Asociación Colombiana de Hidrogeólogos

    Logo ACHLa Junta Directiva de la Asociación Colombiana de Hidrogeólogos (ACH) se permite dar aclaraciones debidas a la opinión pública sobre afirmaciones erróneas que se han difundido en los medios de comunicación en la última semana sobre supuestas perdidas de volúmenes de agua de ríos y acuíferos por las actividades propias de la industria de hidrocarburos. Esta información se ha basado en conceptos erróneos emitidos por fuentes no oficiales. En este sentido, la ACH se manifiesta para hacer aclaraciones pertinentes que corresponden a su responsabilidad ética y técnica de acompañar a las entidades y medios de comunicación aclarando conceptos, que son propios de la disciplina hidrogeológica, soportados en el conocimiento y la experiencia que tienen los profesionales de esta agremiación.

    De manera concreta se ha aseverado a los medios de comunicación y ha trascendido a la comunidad en general que la actividad de exploración y producción de hidrocarburos trae consecuencias desastrosas e irreparables tanto para acuíferos como para ríos pues supuestamente quedan espacios vacíos con la extracción de los hidrocarburos por donde fluyen volúmenes de agua provenientes de estos cuerpos de agua. Esta afirmación carece de base técnico científica y refleja un desconocimiento de los procesos hidráulicos que suceden en el subsuelo. En los yacimientos convencionales, el petróleo se encuentra mezclado con gas y agua (usualmente más salada) a grandes presiones y profundidades por debajo de 1.5 km. Esto quiere decir que las formaciones rocosas de donde se extrae el petróleo no tienen conexión hidráulica con cuerpos superficiales, sean estos ríos o humedales y tampoco con los sistemas acuíferos que normalmente están por encima de estas cotas de perforación pero que además se encuentran separados de las formaciones productoras por cientos de metros de rocas impermeables que restringen el flujo de cuerpos de agua dulce a las formaciones más profundas.

    Una vez se extrae el petróleo, los espacios intersticiales que han sido desocupados son ocupados de manera inmediata por volúmenes equivalentes de agua, normalmente salada, de la misma formación pues es natural su condición de saturación. Por otro lado es importante aclarar que el volumen extraído de hidrocarburos es ínfimo en relación con la reserva acumulada de agua en el subsuelo.

    Por otro lado, los pozos son estructuras que en su diseño se aíslan de las capas superiores que contienen cuerpos de agua dulce (sean ríos o acuíferos), con concreto hidráulico estructural y sellos sanitarios impermeables. En los campos de pozos donde se requieren altas presiones para extraer los hidrocarburos, es usual reinyectar agua salada de formación, que se ha extraído con anterioridad del subsuelo, para empujar los hidrocarburos y facilitar su explotación.

    En consecuencia, es erróneo asegurar, que un pozo de producción de hidrocarburos secará acuíferos superficiales o ríos. Además, los volúmenes de agua subterránea son inmensamente superiores a los que puede bombearse de un pozo o lo que circula por un río, hecho que hace mucho más improbable un desecamiento de un cuerpo de agua superficial por la actividad petrolera.

    Aprovechamos este comunicado para manifestar nuestra total disponibilidad para acompañar a las entidades, sectores y medios de comunicación como ente consultivo aportando conocimiento y experiencia en la protección, manejo y aprovechamiento de aguas subterráneas con la idoneidad y los soportes técnico científicos que corresponden a nuestra especialidad.

    Prof. Leonardo David Donado Garzón, IC, MSc, PhD Presidente ACH

    Geo. Jamer Zúñiga, MSc 

    Vicepresidente ACH

    Fuente: http://asociacioncolombianadehidrogeologos.org/

  • Continúa la venta masiva de petróleo ante la superabundancia de reservas

    Exploracion CcnaLos futuros sobre petróleo registraron mínimos de varios meses este lunes, pues la preocupación suscitada en torno a la superabundancia de reservas hacía abajar los precios.
     
    En el ICE Futures Exchange de Londres, el petróleo Brent para entrega en septiembre se negoció a 51,11 USD por barril, mínimos de la sesión y su cota más baja desde el 30 de enero, para después situarse en 51,27 USD durante la mañana de la jornada de negociación en Europa, con un retroceso del 1,8% o 94 centavos.
     
    Los precios del Brent que se negocian en Londres cerraron la jornada del viernes con un retroceso del 2,06% o 1,10 USD. Los futuros sobre Brent descendieron un 4,41% o 2,24 USD la semana pasada, su quinta caída semanal consecutiva.
     
    Los precios se han desplomado en julio un 18,6% u 11,39 USD, ante las preocupaciones suscitadas en torno a la reanudación de las exportaciones de petróleo de Irán, lo que podría contribuir a la superabundancia global de reservas.
     
    Irán y seis potencias mundiales alcanzaron un muy esperado pacto nuclear que pondrá fin a las sanciones impuestas sobre Teherán a cambio de ciertas restricciones en su polémico programa nuclear. Irán alberga en sus reservas 30 millones de barriles de petróleo listos para su exportación.
     
    Los informes que indicaban que las exportaciones de petróleo de Irán registraron máximos históricos y el fortalecimiento de la producción de Arabia Saudí también contribuyeron a las pérdidas.
     
    La producción global de petróleo está dejando atrás la demanda tras el boom de producción de petróleo de esquisto de Estados Unidos y después de que la Organización de Países Exportadores de Petróleo decidiera el año pasado no frenar los niveles de producción.
     
    Por otra parte, los futuros sobre petróleo estadounidense registraron mínimos de más de cuatro meses, lastrados por las preocupaciones en torno a la elevada producción interna de petróleo de Estados Unidos.
     
    En el New York Mercantile Exchange, el petróleo para entrega en septiembre se situó en 46,38 USD por barril, mínimos de la sesión y su cota más baja desde el 23 de marzo, para después cerrar con un retroceso del 1,4% o 66 centavos y un precio de liquidación de 46,45 USD.
     
    Los futuros del Nymex si desplomaron el viernes un 2,89% o 1,40 USD hasta situarse en 47,12 USD. Los precios del petróleo que se negocian en Nueva York se desplomaron la semana pasada un 2,12% u 88 centavos, su séptima semana consecutiva de pérdidas.
     
    Los precios del Nymex se han desplomado en julio un 21,24% o 12,22 USD, su mayor caída mensual desde octubre de 2008.
     
    Según el grupo de investigación industrial Baker Hughes (NYSE:BHI), el número de perforaciones de petróleo de Estados Unidos aumentó en 5 la semana pasada hasta un total de 664, su segunda subida semanal consecutiva.
     
    Mientras, el diferencial entre los contratos de Brent y crudo del WTI se situó en 4,82 USD por barril, frente a los 5,09 USD registrados al cierre del viernes.
     
    Un par de informes sobre el sector manufacturero chino alimentaba las preocupaciones suscitadas en torno al estado de dicho sector.
     
    La lectura del índice de gestores de compras sobre el sector manufacturero que elabora Caixin/Markit publicado este lunes descendió hasta 47,8 puntos frente a la lectura preliminar, que ascendía a 48,2.Ésta ha sido su lectura más baja desde julio de 2013.
     
    Mientras, la lectura oficial del índice de gestores de compras del sector manufacturero de China publicado este sábado indicaba una bajada hasta 50,0 puntos el mes pasado frente a los 50,2 de julio, pues disminuyeron los nuevos pedidos.
     
    China es el segundo consumidor de petróleo del mundo y las cifras de su sector manufacturero se consideran indicadores del crecimiento de la demanda de petróleo.
     
    Los inversores aguardaban la publicación de datos clave previstos para el transcurso de la jornada, para conocer más indicios sobre el estado de la economía y acerca de cuándo comenzarán a subir los tipos de interés de Estados Unidos.
     
    A lo largo de esta jornada, el Instituto de Gestión de Suministros publicará los datos sobre la actividad del sector manufacturero de mayo. Los actores del mercado estarán también pendientes del informe sobre empleo no agrícola que se publica el viernes.
     
    El índice dólar, que sigue la evolución de esta moneda con respecto a una cesta de otras seis divisas principales, se situó en 97,34.
     
    El billete verde se ha visto bien respaldado durante las últimas semanas ante los rumores de que la Reserva Federal está dispuesta a subir los tipos de interés este septiembre
     
     
    Fuente:  Investing.com
  • Cuota de mercado de la OPEP disminuiría en 2020

    Petroleo ExtLa OPEP, que hace un año se negó a reducir el suministro para mantener su cuota de mercado frente a los rivales de mayor costo, elevó sus previsiones mundiales de suministros para el petróleo de esquisto en su panorama mundial 2015 del mercado petrolero.
     
    Londres. La demanda global por el petróleo de la OPEP será menor en el 2020 en comparación con el próximo año debido a que la oferta de los rivales ha demostrado ser más resistente a lo previsto, una proyección que podría cuestionar los méritos de la estrategia de permitir que los precios bajen para afectar a otros productores.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que hace un año se negó a reducir el suministro para mantener su cuota de mercado frente a los rivales de mayor costo, elevó sus previsiones mundiales de suministros para el petróleo de esquisto en su panorama mundial 2015 del mercado petrolero.
     
    La demanda por el crudo de la OPEP alcanzará 30,70 millones de barriles por día (bpd) en el 2020 , dijo la OPEP, por debajo de los 30,90 millones de bpd el año próximo. La demanda prevista de la OPEP en el 2020 es de aproximadamente 1 millón de bpd menos que lo que está produciendo actualmente.
     
    El petróleo ha perdido más de la mitad de su valor en 18 meses y tocó mínimos de 11 años de US$36,04 por barril esta semana. El descenso ha ayudado a impulsar el consumo de crudo a mediano plazo, aunque la OPEP dijo que el estímulo de la demanda por los bajos precios del crudo se desvanecerá con el tiempo.
     
    "El impacto en la demanda de la reciente caída del petróleo es mayormente visible en el corto plazo", escribió el secretario general de la OPEP, Abdullah al-Badri, en un preámbulo del reporte. "Luego se desvanece en el mediano plazo", agregó.
     
    La OPEP está cada vez más dividida sobre los méritos del cambio en el 2014 a una estrategia en favor de la cuota de mercado, que fue impulsada por Arabia Saudita y sus aliados en el Golfo Pérsico, y en una reunión el 4 de diciembre no logró acordar un techo de producción por primera vez en décadas.
     
    Sin embargo, el reporte muestra que la perspectiva a mediano plazo, desde el punto de vista de la OPEP como proveedor de un tercio del petróleo mundial, ha mejorado. En la versión 2014, se esperaba que la demanda por el crudo de la OPEP disminuyera a 29,0 millones de bpd al 2020.
     
    El cártel dijo que dejó de ajustar el reporte a mitad de año y que desde ese momento ha revisado a la baja sus proyecciones de suministros en los países que no integran el grupo en el 2016. Las cifras de la OPEP en el reporte no incluyen a Indonesia, que se reincorporó al grupo en diciembre.
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
  • Ecopetrol abre convocatoria laboral a para cubrir más de 250 oportunidades laborales

    Explotacion•Convocatoria laboral estará abierta hasta el 10 de agosto de 2017.
    •Se buscan profesionales con experiencia en perforación, yacimientos, recobro mejorado y proyectos de Oil & Gas. 
     
    La Empresa informa que abrió la Convocatoria Laboral 2017 con la cual busca vincular más de 250 profesionales con experiencia en perforación,  yacimientos, recobro mejorado y proyectos de Oil & Gas. 
     
    Ecopetrol busca personas íntegras, creativas y colaborativas, que actúen apasionadas por la excelencia y comprometidas con la vida y el entorno. Talentos que aporten al logro de sus desafíos empresariales y contribuyan con su trabajo al  fortalecimiento de la producción de petróleo en el país.  
     
    Este proceso de selección responde al compromiso de Ecopetrol de seguir aportando a la construcción de un mejor país, brindando oportunidades a profesionales colombianos y del mundo, que se destaquen por su experiencia, habilidades de liderazgo y conocimientos técnicos, para ponerlos al servicio de la compañía donde más colombianos desean trabajar.
     
    Los interesados podrán conocer los perfiles requeridos y postularse a la convocatoria que estará abierta del 28 de julio al 10 de agosto de 2017, ingresando a www.convocatoriaecopetrol2017.com 
     
    La Empresa recuerda que éste es el único canal autorizado para la recepción de hojas de vida.
     
    Por: Paisminero.co / CP- Ecopetrol
  • Ecopetrol definirá venta de campos menores este año

    Petroleo PeruEn el primer semestre del 2016 se concretaría la enajenación de estos activos.
     
    Aumentar la rentabilidad de los campos petroleros es uno de los nuevos mantras de Ecopetrol. Y en ese sentido, como lo anunciaron en abril de este año, los campos que no generan rentabilidad, o que incluso producen pérdidas, no tienen cabida y serán puestos en venta.
     
    Según lo confirmó el vicepresidente de Desarrollo y Producción de la petrolera, Héctor Manosalva, en estos momentos su equipo está haciendo una evaluación de los 292 campos productores que tiene Ecopetrol para identificar cuáles serán ofrecidos.
     
    Los detalles de cómo se realizará la enajenación de estos activos se están definiendo aún, pero antes de terminar el año se presentará una propuesta oficial a la Junta Directiva, que deberá dar su visto bueno.
     
    “Esto hace parte de la estrategia de transformación de Ecopetrol, y de acuerdo con el calendario prevemos que para el primero o segundo trimestre del próximo año estaremos saliendo con esta oferta al mercado. Ahora estamos construyendo los términos, los paquetes y las condiciones con las que vamos a salir”, precisó Manosalva.
     
    El ochenta por ciento de la producción de Ecopetrol proviene de un tercio de sus campos, lo que quiere decir que casi el 70 por ciento de las instalaciones de la compañía producen bajos volúmenes de crudo.
     
    Incluso, algunos de estos no son rentables con los actuales precios del petróleo.
     
    Según cifras de Campetrol y Wood Mackenzie, reveladas en la presentación del Vicepresidente de Desarrollo y Producción en la XXXII Conferencia Energética Colombiana, organizada por Aciem Cundinamarca, cerca del 17 por ciento de la producción petrolera del país se genera a costos superiores a los 40 dólares por barril.
     
    Es decir, son 170.000 barriles producidos en Colombia los que están al borde de no generar rentabilidad, si se mantienen las cotizaciones actuales.
     
    El objetivo de vender campos menores es concentrar las inversiones de la compañía en activos más productivos y rentables. Algunos proyectos de recuperación secundaria y terciaria están en la lista de los más atractivos.
     
    Además de la venta de activos no estratégicos, la petrolera contempla entre sus alternativas la incorporación de nuevos socios para viabilizar técnica y financieramente algunos proyectos, y la venta de participaciones en empresas que no están estrictamente relacionadas con la actividad principal de Ecopetrol, como es el caso de ISA y EEB.
     
    Producccion Crudo Costo
     
    ACIEM PROPONE VENTA DE CENIT
     
    De acuerdo con Ismael Arenas, presidente de la XXXII Conferencia Energética Colombiana, Enercol, que concluyó ayer en Bogotá, Ecopetrol debería considerar también la venta de una parte de Cenit (su filial de transporte) en su programa de enajenación de activos no estratégicos.
     
    El ingeniero asegura que esto le daría mayor independencia a Cenit, pero también le permitiría a Ecopetrol generar recursos cercanos a los mil millones de dólares, que podrían ser invertidos mejor en otro tipo de proyectos de exploración y producción.
     
    Para Arenas, esta venta se podría hacer a fondos de pensiones, o inversionistas institucionales que estarían interesados en la solidez y estabilidad de esta compañía dedicada al transporte de hidrocarburos.
     
    En anteriores presentaciones de resultados, Ecopetrol ha negado que esté estudiando vender parte de Cenit.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / nohcel
  • Ecopetrol realiza seminario internacional de innovación y tecnología en petróleo y gas

    • Innova Ecopetrol Desde el sitio web de Ecopetrol habrá transmisión vía streaming para vincular a las Universidades del país y público en general.

    Expertos nacionales e internacionales presentarán las tendencias mundiales en materia de tecnologías en el sector del petróleo y el gas en exploración y producción.

    • Muestra técnica de los semilleros de investigación de las universidades.
     
    Con el fin de compartir el conocimiento alcanzado mediante alianzas estratégicas con universidades y centros de investigación de Colombia y el exterior, Ecopetrol realizará
    este 12 y 13 de agosto en Bogotá el encuentro de innovación y tecnología denominado ‘Innova 2015’.
     
    En este evento, en el que las universidades y sus estudiantes serán los invitados especiales, tanto Ecopetrol como su Grupo Empresarial darán a conocer los resultados
    de los 61 convenios de cooperación técnico científica para resolver los temas estratégicos de los diversos negocios.
     
    La instalación del seminario estará a cargo del presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry y contará con la participación de representantes de las universidades de
    Stanford, Houston, Texas, Leeds, La Florida, de Estados Unidos; Alberta, Canadá; Pernambuco y Sao Paulo, Brasil; los centros de investigación Heriot Watt, Alberta
    Innovation, Rose and Associates, y las universidades colombianas de América, de Antioquia, Los Andes, Nacional de Bogotá y Medellín y la Industrial de Santander.
    También participarán directivos de las compañías petroleras con operaciones en Colombia, así como delegados del Gobierno Nacional.
     
    Las áreas de conocimiento en las que se hace investigación están relacionadas con exploración y producción en temáticas como exploración offshore, anomalías sísmicas,
    geoquímica orgánica, producción, geo estadística aplicada, crudos pesados, energía y ambiente y modelado de sistemas petrolíferos.
     
    Mediante un esquema de paneles, conferencias magistrales de expertos y exposición técnica por parte de los semilleros de investigación, se socializará el conocimiento de los
    resultados alcanzados mediante estos acuerdos de cooperación, así como tendencias globales, y prospectiva mundial, como una forma de potenciar el beneficio de estos mecanismos de ciencia y tecnología en la generación de soluciones tecnológicas que permitan alcanzar las metas de Ecopetrol. Consulte la agenda aquí.
     
    El evento será transmitido vía streaming accesando www.ecopetrol.com.co
     
     
    Para mayor información, enviar correo a Esta dirección de correo electrónico está protegida contra spambots. Necesita activar JavaScript para visualizarla.
     
    Por : Paisminero.co
     
  • Ecopetrol responde a la contraloria general

    Ecopetrol RFrente al comunicado de prensa publicado por la Contraloría General de la República sobre presuntos hallazgos fiscales relacionados con inversiones efectuadas en los Llanos, y que fueron incluidos por esa entidad en el informe de resultados de la auditoría anual -Vigencia 2015-, la Empresa se permite realizar las siguientes precisiones:
     
    1. Dadas las condiciones geológicas del yacimiento del campo Rubiales en las que por cada 100 barriles de fluidos extraídos, 96 corresponden a agua y 4 a crudo, se requiere viabilizar diferentes mecanismos de disposición de agua de manera técnica y económicamente eficiente.
     
    2. En el marco del contrato de asociación Rubiales Pirirí se realizaron inversiones para el desarrollo del activo que incluyeron la construcción de paquetes de tratamiento de agua y líneas de conducción de fluidos que permiten manejar el agua producida por vertimientos a cuerpos de agua, reinyección al yacimiento o cualquier otra forma de disposición que se defina. Estos paquetes son propiedad de Ecopetrol, hacen parte de la operación del campo y permiten mantener los volúmenes actuales de producción.
     
    3. Basada en estudios técnicos, económicos, legales y ambientales, la asociación Rubiales–Pirirí (Ecopetrol–Pacific Rubiales) definió que se requería contar con otros mecanismos de disposición de agua y el uso agroindustrial resultó como la alternativa más eficiente y sostenible para el desarrollo del activo.
     
    4. Ecopetrol no destinó recursos para la construcción y operación de distritos de riego del proyecto Agrocascada. Las inversiones de la Compañía se enfocaron en la compra de activos para la reducción en los pagos futuros en el proyecto agroindustrial, con el fin de generar el mayor beneficio económico para la Empresa.
     
    5. Todas las inversiones realizadas en el marco del contrato de asociación se realizaron valorando las mejores alternativas técnicas, económicas y ambientales para la Empresa, la región del Meta y el país. Dichas inversiones se realizaron en conjunto por las empresas socias y revirtieron a Ecopetrol de manera gratuita luego de la terminación del contrato de asociación el 30 de junio de 2016.
     
    6. Ecopetrol ha aportado oportunamente la información requerida por la Contraloría con relación a las inversiones realizadas por la Empresa en el marco del contrato de asociación para la explotación del Campo Rubiales, lo que incluye la respuesta a más de 40 solicitudes de información, una visita al proyecto y la entrega de más de 133 mil archivos.
     
    7. Ecopetrol seguirá facilitando la información necesaria a los organismos de control para soportar los beneficios económicos de las inversiones realizadas, así como la buena gestión de sus recursos.
     
    Por: Paisminero.co / CP-Ecopetrol
  • El campo La Cira Infantas logró una producción de 40 mil barriles por día

    Pozo La Cira EcopetrolLa Cira Infantas, el campo petrolero más antiguo de Colombia localizado en Santander, superó el 31 de diciembre la producción de 40 mil barriles por día, gracias a una campaña que se desarrolló desde septiembre pasado, la cual incluyó la perforación de 20 nuevos pozos y la realización de 139 trabajos de acondicionamiento de pozos (workover), entre otros aspectos.
     
    El hito tiene especial relevancia para este campo maduro que inició su operación con el pozo Infantas II en el año 1918, y cuya máxima producción se registró en 1939 cuando se extrajeron 60.000 barriles diarios de petróleo. Posteriormente, debido al proceso de declinación natural, la producción bajó a 5.000 barriles diarios en el año 2003.
     
    Para revertir la tendencia, en 2005 Ecopetrol realizó un contrato de colaboración empresarial con Occidental Andina el cual ha permitido incrementar paulatinamente la producción mediante la aplicación de tecnologías de última generación en perforación de pozos a la medida de los requerimientos del campo.
     
    “Este es el resultado de un esfuerzo conjunto realizado por Ecopetrol S.A. y Occidental Andina, basado en el trabajo en equipo, dedicación y compromiso de todos”, aseguró el gerente del campo Norberto Díaz Rincón.  El gerente reconoció el esfuerzo y compromiso de los recorredores, operadores, supervisores, ingenieros, líderes, la labor de los contratistas y sus colaboradores, y el trabajo realizado por todo el equipo de Occidental Andina.
     
    Responsable con el medio ambiente, La Cira Infantas realiza un uso eficiente del agua, reinyectando el 100% del agua de producción, con cero vertimientos. De igual forma se construyeron nuevas plantas de inyección, para mayor capacidad de recobro secundario.
     
    En la última década La Cira Infantas ha realizado una inversión de 239 mil millones de pesos destinados a proyectos de  inversión social orientados al fortalecimiento del desarrollo  local y regional tales como apoyo para el suministro de agua potable, gas, mantenimiento de vías, erradicación del analfabetismo, mantenimiento de la infraestructura de escuelas, proyectos productivos y fortalecimiento a empresas locales, entre otros.
     
    En cuanto a oportunidades laborales, el proyecto genera una contratación promedio de  3.043 personas anualmente.
     
    Por: Paisminero.co / CP-Ecopetrol
  • El ICP de Ecopetrol llega a sus 30 años con 292 tecnologías desarrolladas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    por: Paisminero.co

  • En dos años se conocería cuánto crudo hay en Kronos

    INFOGRAFIA BOLETTEEl plan es perforar en el 2016 un nuevo pozo para definir el volumen del yacimiento.
     
    Si bien las cifras preliminares de Ecopetrol y Anadarko, con respecto al más reciente hallazgo de gas realizado en el mar Caribe, son “halagüeñas”, para definir qué tanto crudo hay en esta área del bloque Fuerte Sur será necesario esperar, al menos, dos años.
     
    Según la información revelada por el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry Garzón, el plan es en el 2016 perforar un segundo pozo, cercano a Kronos.
     
    “Una vez tengamos un segundo pozo podemos tener el ancho y la longitud que puede tener esta formación y esto nos puede llevar a una valoración más precisa”, señaló el ejecutivo en declaraciones a Caracol Radio.
     
    Si se inicia la perforación en el 2016, la información sobre el yacimiento se podría conocer a más tardar en el 2017, según confirmaron a Portafolio fuentes de Ecopetrol.
     
    El barco Bolette Dolphin, con el que se hizo la perforación que concluyó con el hallazgo de un depósito de gas en Kronos-1, se desplazará ahora a Fuerte Norte, a perforar el pozo Calasú-1. De allí se dirigirá a África.
     
    Sin embargo, Echeverry Garzón sostuvo que el objetivo es mantener un buque perforando permanentemente en el Caribe colombiano.
     
    “La tarea apenas comienza, claramente tener dos hallazgos en dos pozos es un éxito muy grande, Ecopetrol incluso dentro de muy poco va a empezar un pozo que se llama Molusco, del cual nosotros somos los operadores”, señaló el Presidente de la petrolera.
     
    CAMINO POR ANDAR 
     
    Las buenas perspectivas en el Caribe no cambian, sin embargo, el mal panorama en el corto plazo para la industria petrolera. Particularmente porque para declarar la comercialidad podrían tardar unos 5 años, y para el desarrollo otros años más.
     
    Por esta razón, los barriles del Caribe no fueron incluidos en el más reciente informe de Coyuntura Petrolera de Fedesarrollo, que estima que a partir del 2016 iniciará una declinación constante de la producción petrolera.
     
    Según los cálculos de Fedesarrollo, este año se logrará una producción de un millón de barriles, como lo estima el Gobierno Nacional en el Marco Fiscal de Mediano Plazo.
     
    Sin embargo, para el 2016 el país produciría 910.000 barriles promedio diario; en el 2017, 880.000 barriles, y para el 2018, 840.000 barriles.
     
    El centro de pensamiento también estima que, por el lado del precio, se dará una lenta recuperación del valor del barril de tal forma que en el 2016 se verá una cotización de 62 dólares; en el 2017 de 67 dólares y en el 2018 de 71 dólares.
     
    Para Fedesarrollo, el ajuste en el negocio petrolero llevará al país a un déficit de cuenta corriente de 6,5 puntos porcentuales del PIB al finalizar este año. Para el próximo año este desbalance podría dejar un faltante de recursos de 0,3 puntos del PIB.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • En el primer trimestre del año los ingresos de Canacol aumentaron 83%

     

    Canacol 1Canacol Energy publicó sus resultados financieros del primer trimestre del 2017, en los que destacan los ingresos totales de petróleo y gas natural aumentaron 83% a US$41,6 millones en comparación con US$22,7 millones para el mismo período del año 2016; lo que, según la compañía, refleja las ventas adicionales relacionadas con la expansión del gasoducto de Promigas y al aumento en los precios de referencia del crudo.

    Según Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol, “Durante el primer trimestre del año, Canacol logró un crecimiento significativo en los volúmenes de ventas contractuales realizadas a 18.043 boepd, 61% más que en el mismo trimestre de 2016”.

    Así mismo, añadió que “los fondos ajustados provenientes de las operaciones para el primer trimestre aumentaron 56% a US$$20,9 millones en comparación con US$13,5 millones para el mismo trimestre en 2016”.

    Según el reporte presentado a la Superintendencia financiera, los volúmenes promedio de producción diaria aumentaron a 16.992 boepd, lo que significó un incremento de 55% respecto a los niveles del mismo periodo del año anterior.

    De acuerdo con la información suministrada por la compañía, esta alza se debió principalmente al aumento en la producción de gas en Esperanza y VIM-5 como resultado de las ventas adicionales relacionadas con la expansión del gasoducto de Promigas.

    A 31 de marzo de 2017, la compañía reportó que su efectivo era de US$44,8 millones y su efectivo restringido de US$62,5 millones. También, reportó que la pérdida neta de US$ 7,9 millones se debe a gastos no monetarios. 

    Asimismo, en este periodo la compañía anunció su séptimo descubrimiento consecutivo de gas natural en Cañahuate-1, que probó 28 MMscfpd de gas seco y un descubrimiento de petróleo en Mono Capuchino 1ST que probó 1.013 boepd de crudo ligero. 

    Igualmente, el comunicado resalta que durante el resto de 2017, Canacol planea perforar dos pozos de exploración de gas natural de alto impacto en adición de reservas, Toronja-1 en junio de 2017 y Pandereta-1 en octubre de 2017. “Las reservas provenientes de Cañahuate 1 y las reservas potenciales de Toronja y Pandereta nos acercará a nuestro objetivo de incrementar la producción hasta 230 MMscfpd en diciembre de 2018, a través de la nueva expansión de gasoducto que Promigas ha iniciado hacia Cartagena y Barranquilla”.

     

    Encuentre los resultados del informe : http://www.canacolenergy.com/i/pdf/nr/2017_1QPR.pdf

     

    Por: Paisminero.co / CP Canacol Energy

  • En riesgo 120.000 barriles diarios de crudo por consultas según indicó la ACP

    Barriles 1Con los 23 municipios que tienen procesos de consultas populares contra el sector de hidrocarburos, se pone en riesgo la producción de cerca de 120.000 barriles de petróleo diarios y el futuro de al menos 14 proyectos de exploración. El impacto se vería también en los ingresos para la nación y en regalías, al igual que menos crecimiento del PIB.
     
    El triunfo del no en Cumaral (Meta) y Arbeláez (Cundinamarca), la consulta programada para el próximo 6 de agosto en Pasca y otras 20 iniciativas que se están moviendo en ocho departamentos tienen en alerta al sector minero-energético.
     
    Según explicó Francisco Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), “si se adelantan las consultas en estos 21 municipios y se termina prohibiendo la actividad petrolera, habría una producción de 120.000 barriles de petróleo diarios menos y estarían amenazados 14 proyectos de exploración que están en camino”.
     
    Pero, ¿qué significaría para el país esta caída en la producción de 120.000 barriles diarios de crudo en un año?
     
    Consultas Impacto
     
     
    Según las cifras que maneja la ACP, habría $684.000 millones menos en ingresos para el Gobierno y para las regiones mediante regalías; 0,84 puntos menos de crecimiento para el PIB, y US$ 1.800 millones menos en exportaciones, lo que representa 6% de las ventas totales del país.
     
    Así mismo, Lloreda señaló que estas consultas constituyen un mal mensaje para los inversionistas que están actualmente en proyectos exploratorios o que piensan invertir en Colombia, dada la incertidumbre jurídica.
     
    De hecho, Canacol Energy, afectada por la consulta en Arbeláez del domingo pasado manifestó, a través de un comunicado, que “la falta de estabilidad contractual en Colombia impacta directamente decisiones futuras de inversión de compañías en el sector extractivo, lo cual podría tener un impacto negativo en la inversión extranjera directa, regalías, impuestos, y generación de empleo para el Gobierno y los ciudadanos” .
     
    De acuerdo con los estudios de competitividad que ha realizado el Ministerio de Minas y Energía y la ACP, Colombia necesita más de US$7.000 millones en inversión para incrementar la posibilidad de hallar nuevas reservas, según explicó Lloreda.
     
    De hecho, para este año, el valor de la inversión que maneja la Asociación es de US$4.700 millones. “No sé cuánto han invertido, pero es muy probable que se dé el grueso de esa inversión porque 75% responde a compromisos contractuales con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Así esa inversión se diera, es baja frente a la que el país necesita”, aseguró Lloreda.
     
    En el radar de la ACP, los municipios en donde hay alerta de consultas son: Medina (Cundinamarca), Ortega (Tolima), Íquira (Huila), Paujil, Doncello, Morelia, Valparaíso, Montañita (Caquetá); Uribe, Guamal, Vistahermosa, Mesetas (Meta); Yopal, Aguazul, Támara, Paz de Ariporo, Monterrey (Casanare); San Vicente de Chucurí y El Carmen en Santander, y San Martín (en Cesar).
     
    Ante este panorama, Lloreda señaló que el gremio está pendiente de la decisión que tomará el Gobierno para precisar las competencias de la nación, los departamentos y municipios en materia de hidrocarburos.
     
    Desde el punto de vista del sector minero, “nosotros invertíamos entre US$2.500 millones y US$3.000 millones al año. Ahora es más la plata que se va de Colombia que la que se queda. Solo en inversión extranjera directa estaríamos perdiendo una cifra estimada de US$1.500 millones para este año en solo minería”, comentó Santiago Ángel, presidente de la Asociación Colombiana de Minería (ACM).
     
    Precisamente, para Ángel, la mayor pérdida ha sido con la de Cajamarca (Tolima) el pasado 26 de marzo que trajo consigo la salida de Anglogold Ashanti del proyecto. Fuentes cercanas a la compañía surafricana manifestaron que la inversión en 2017 era de US$90 millones, pero luego de las consultas populares, bajó a US$34 millones.
     
    Ángel también señaló la importancia de la creación de una ley que dé fin a la tensión entre el subsuelo como responsabilidad del Estado, y el suelo de los municipios.
     
    Los acuerdos municipales, otro mecanismo 
     
    Además de las consultas populares, los acuerdos municipales en contra del sector minero-energético también están en aumento. Según cifras de la Asociación Colombiana de Minería (ACM), existen 17 acuerdos en todo el país. El departamento que más ha utilizado este mecanismo es Antioquia, puesto que en Andes, Ciudad Bolívar, Caramanta, La Pintada, Montebello, Tarso, Santa Bárbara, Jericó, Venecia, Pueblorrico, Támesis, Fredonia, Hispania y Titiribí hay estos acuerdos. Si se mira el resto del país, hay en Ibagué (Tolima) y Gachantivá en Boyacá.
     
    Fuente: Larepublica.co
  • En Septimbre la Producción de Crudo en Colombia fue de 993.000 barriles promedio por día

    Petroleo 1MME. Bogotá D.C.  10 de octubre de 2014. El Ministerio de Minas y Energía informa que la cifra preliminar de producción de crudo en Colombia en septiembre fue de 993.000 barriles por día (BPD/información preliminar), con una leve reducción de 0,6% frente al mes de agosto de este mismo año. Con esto, la producción diaria estimada promedio anual de crudo alcanza los 982.700 BPD en lo que va de 2014.
     
    Durante septiembre se presentaron restricciones técnicas y operacionales que incidieron en la producción y en menor medida se registraron afectaciones por alteración al orden público. El promedio producido refleja también la entrada en producción del campo Juape a partir del 11 de septiembre de 2014 y la ejecución de pruebas iniciales en dos pozos más.
     
    Por otro lado, la cifra preliminar de producción de gas promedio durante septiembre alcanzó los 1.119 millones de pies cúbicos por día (MPCD), lo que representa un aumento de 3,32% por ciento con respecto al mes de agosto (1.083 MPCD). La producción diaria estimada promedio anual de gas en Colombia se mantuvo en 1.114 MPCD. La variación en volumen de gas comercializado se debe al incremento en la demanda.
  • En un mundo con demasiado crudo, mandan los monstruos de acero

    Petroleo 1Bogotá - Si bien los precios petroleros cayeron 34% en 2015, las ganancias promedio para estos transportistas saltaron a US$67,366 por día, el máximo desde al menos 2009.

    La crisis petrolera más destructiva en una generación le está dando a los dueños de barcos cisterna miles de millones de dólares inesperados.

    Con el abandono de los límites de producción de la Organización de Países Exportadores de Petróleo para obtener participación de mercado, los petroleros que llegan a cargar 2 millones de barriles por viaje están en demanda para transportar crudo desde el Medio Oriente hasta Asia y América del Norte. Si bien los precios petroleros cayeron 34% en 2015, las ganancias promedio para estos transportistas saltaron a US$ 67,366 por día, el máximo desde al menos 2009, según Clarkson, el mayor bróker de buques cisterna del mundo.

    “El viento sopla a nuestro favor en estos momentos”, dijo Nikolas Tsakos, el máximo responsable de Tsakos Energy Navigation Ltd., durante una entrevista en las oficinas de Bloomberg en Nueva York, y añadió que es probable que la caída de los precios del petróleo estimule la demanda y los cargamentos el próximo año.

    Analistas de barcos cisterna predicen que el boom persistirá por varias de las mismas razones por las que los pronosticadores de precios de petróleo son pesimistas. La OPEP no muestra señales de revertir su estrategia de mercado, e Irán ha definido planes para acelerar sus exportaciones apenas sean levantadas las sanciones económicas contra el país.

    Al mismo tiempo, Estados Unidos ha derogado el límite que mantuvo durante cuatro décadas a sus exportaciones. Con inventarios en tierra cerca de niveles récord, esto podría significar que en el futuro más barriles serán almacenados en barcos, aumentando aún más los beneficios, dijo Tsakos.

    Principales operadores
    Los mayores operadores de buques que manejan envíos desde Europa son Euronav NV, con sede en Amberes, Bélgica; DHT Holdings Inc.,

    Frontline Management, que maneja la flota de petroleros del multimillonario nacido en Noruega John Fredriksen, y Tsakos Energy en Grecia. Todas han visto crecer sus acciones este año, mientras la mayoría de los productores de energía han caído.

    “Nos estamos beneficiando de lo que actualmente es un ambiente desafiante para el sector de energía”, dijo Svein Moxnes Harfjeld, codirector ejecutivo de DHT, a través de un correo electrónico. “Esperamos que 2016 sea un año provechoso”.

    Tsakos, cuya compañía ganó 4,3 por ciento en operaciones en Nueva York este año, dijo que el incremento debería haber sido más alto, dado que “el negocio subyacente lo está haciendo muy bien”. Con demasiada frecuencia, en la mente de los inversores los barcos cisterna son agrupados con otros servicios del sector petrolero, dijo.

    “Los inversores miran los buques como un servicio petrolero, que es lo que somos”, dijo Tsakos. “Pero creo que muy pocos se han dado cuenta de que somos el único servicio petrolero afectado positivamente por la caída de los precios. Espero que esto se reconozca en el nuevo año, y que los precios de nuestras acciones se muevan en la dirección correcta”.


    Fuente: Larepublica.com.co / Bloomberg

  • Estrategia de BP para buscar petróleo se debilita por recortes de presupuesto

    BpLa sorprendente salida del jefe de exploración de la británica British Petroleum ha puesto el foco de atención en una estrategia de búsqueda de petróleo que, tras años de recortes de presupuesto, se centra principalmente en la ampliación de los campos existentes en lugar de aventurarse hacia lo desconocido sin reparar en gastos.

    Esa prudencia es reflejo de una empresa castigada por el costo de 55.000 millones de dólares del derrame en el Golfo de México en 2010 y la necesidad de exprimir cada gota de un presupuesto de exploración drásticamente recortado en un entorno de precios bajos del crudo.

    "La exploración no tiene que parecerse necesariamente a (el presentador de documentales) David Attenborough al pie de una nueva frontera", dijo a Reuters una fuente de BP.

    Aunque las reservas totales y yacimientos de BP que se pondrán en marcha en los próximos cuatro años muestran un aspecto saludable en comparación con otras grandes petroleras, su cartera a largo plazo es la más reducida de sus rivales y el punto de equilibrio en costos es el más alto, en opinión de algunos analistas, entre ellos Macquarie.

    Varias fuentes de BP dijeron que el presidente ejecutivo Bob Dudley y su equipo estaban trabajando duro en una nueva estrategia a largo plazo, con los inversores a la espera de una actualización sobre los planes del grupo a partir de 2020 este año o a principios del que viene. Es probable que el plan contenga una de las frases favoritas de Dudley: "Lo grande no es necesariamente hermoso”.

    Después de que las desinversiones que tuvo que hacer por el desastre del Golfo de México redujesen el tamaño de la compañía en un tercio, BP concentra ahora sus operaciones en cinco regiones: Angola, Azerbayán, Egipto, el Golfo de México y el mar del Norte.

    Fue en Angola, Egipto y el mar del Norte, regiones que ya eran clave para BP, donde Richard Herbert cosechó sus mayores éxitos durante sus dos años al frente del negocio de exploración.

    BP dijo que su marcha tuvo que ver con la decisión de la compañía de poner la exploración y el desarrollo de yacimientos bajo un equipo de "upstream" liderado desde el pasado febrero por Bernard Looney.

    Pero Herbert, que trabajó con Dudley en Rusia en la década de 2000, también ha visto como su presupuesto anual menguaba desde 3.500 millones de dólares en 2013 a 1.000 millones este año, cantidad que no basta ni para perforar una docena de pozos de aguas profundas y mucho menos para adentrarse en una nueva frontera de exploración que podría conllevar grandes ganancias pero también un elevado riesgo de regresar con las manos vacías.

    Royal Dutch/Shell enterró US$7.000 millones en un proyecto de exploración en Alaska que abandonó el año pasado, algo que BP no puede permitirse. Aunque los recursos existentes de BP no son pequeños comparados con los de sus rivales, analistas dicen que la falta de una cartera de largo plazo es motivo de preocupación.

    Fuente: Dinero.com

  • Finaliza con éxito y antes de lo previsto mantenimiento en campo de gas natural Chuchupa en La Guajira

    Se espera que la operación de todo el sistema de producción de gas natural esté en normal funcionamiento a partir de las 3 de la tarde de este 23 de Diciembre.
    Ecopetrol Log
    La Asociación Ecopetrol – Chevron informa que las actividades de mantenimiento correctivo para el intercambio de la turbina del Tren B del sistema de compresión centrífuga del Campo Chuchupa, en La Guajira, culminaron exitosamente y con una anticipación de 24 horas frente a lo inicialmente previsto. 
     
    El sistema de compresión ha superado las pruebas técnicas requeridas y se espera que la operación de todo el sistema de producción de gas natural esté en normal funcionamiento a partir de las 3 de la tarde de hoy, miércoles 23 de diciembre.
     
    La finalización exitosa de estas actividades ya ha sido notificada a los clientes, a los diferentes agentes de los sectores de gas y energía eléctrica en el país, incluidos el Ministerio de Minas y Energía, el Consejo Nacional de Operaciones de Gas Natural y el Consejo Nacional de Operación del Sector Eléctrico, así como a los distribuidores de la Costa Norte que atienden el sector industrial en esta región colombiana.
     
    La Asociación Ecopetrol – Chevron desea reiterar que la decisión de realizar el cambio en la turbina del sistema de compresión en los campos de La Guajira se tomó para mitigar la probabilidad de ocurrencia de un incidente de mayor importancia en el equipo, lo cual podría afectar gravemente el suministro de gas natural en la costa norte y el interior del país.
     
    Por: Paisminero.co / CP Ecopetrol 
  • GeoPark Limited emitió bonos amortizados por US$425 millones

    Geopark Logo1Contó con la asesoría de Holland & Knight.

    Holland & Knight se desempeñó como asesor local en Colombia para GeoPark Limited en la emisión de US$425 millones en bonos amortizados a una tasa de 6,5%. La oferta cerró el 21 de septiembre. GeoPark es un explorador, operador y productor de petróleo y gas independiente líder en América Latina, con activos y plataformas de crecimiento en Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Perú.

    Simultáneamente con la emisión de bonos, GeoPark Limited hizo una oferta pública en efectivo por sus bonos senior garantizados a una tasa de 7,5% con vencimiento en 2020,  para ser financiada con los ingresos correspondientes a la oferta de bonos. Holland & Knight también asesoró al emisor en los aspectos de ley colombiana relacionados con esta transacción.

    Los bonos fueron ofrecidos en transacciones exentas de registro de acuerdo con la Regla 144A y la Regulación S bajo la Ley de Valores de Estados Unidos de 1933. Goldman Sachs y Credit Suisse se desempeñaron como agentes en la colocación. The Bank of New York Mellon se desempeñó como fideicomisario, agente pagador y agente de transferencia.

    Davis Polk & Wardwell LLP se desempeñó como asesor en la emisión bajo ley de Estados Unidos y White and Case LLP fue asesor de los compradores iniciales bajo ley de Estados Unidos. Barros & Errázuriz Abogados Limitada y Heussen Advocaten & Notarissen asesoraron al emisor bajo ley chilena y holandesa, respectivamente.

    Fuente: Larepublica.co

  • Goldman Sachs prevé precio del petróleo en EE.UU. al 2020 entre US$50 y US$60 por barril

    Petroleo Suministro"Seguimos teniendo un panorama de precios deflacionario a largo plazo impulsado por la productividad del petróleo de esquisto, altos suministros de la OPEP y, entre 2016 y 2018, el inicio de proyectos", dijo el banco en una nota de investigación con fecha 20 de mayo.

    Goldman Sachs prevé que los precios del petróleo en Estados Unidos se mantengan en un rango de entre US$50 y US$60 por barril al 2020, debido principalmente a mejoras en los niveles de productividad de los hidrocarburos no convencionales y una mayor oferta de países de la OPEP.

    "Seguimos teniendo un panorama de precios deflacionario a largo plazo impulsado por la productividad del petróleo de esquisto, altos suministros de la OPEP y, entre 2016 y 2018, el inicio de proyectos", dijo el banco en una nota de investigación con fecha 20 de mayo.

    El banco, que suele ser pesimista, elevó la semana pasada su pronóstico de precios a corto plazo al sostener que el mercado petrolero había alcanzado un déficit debido a interrupciones en la producción en Nigeria y Canadá.

    En la nota, Goldman Sachs estimó que los precios del petróleo en Estados Unidos promediarían US$45 por barril en 2016, desde US$38 previamente, aunque redujo su cálculo en el 2017 a US$53 dólares desde US$58.

    El banco proyectó que el Brent promediaría US$45 por barril este año, desde US$39 estimados previamente, y US$55 por barril en 2017, frente a US$60 en una estimación anterior.

    "Durante el año pasado, la productividad del crudo de esquisto ha estado en línea con nuestras estimaciones de entre 3% y 10% y seguimos viendo un rango de precios de entre US$50 y US$60 por barril durante el 2020", dijo.

    El aumento en la productividad durante el 2020 "impulsaría el punto de equilibrio promedio en los campos de esquisto por debajo de US$50 por barril para el crudo en Estados Unidos", agregó.

    Goldman dijo que la amenaza de un gas de esquisto más eficiente llevó a la OPEP a maximizar su producción, lo que podría elevar los suministros del grupo durante fines de la década y aumentar levemente la cuota de mercado de Arabia Saudita.

    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters

  • Inicia operación unidad que produce diésel limpio y otros productos valiosos en la Refinería de Cartagena

    Reficar Coque• Ya están operando 32 de las 34 unidades de la nueva refinería.

    Cartagena, mayo 12 de 2016.- La unidad de Hidrocraqueo, planta que produce diésel de la mejor calidad mundial, gasolina para avión (Jet) y otros productos de alto valor, entró esta semana en operación en la nueva refinería de Cartagena. Su arranque se produce con una carga de 23 mil barriles diarios de los 35 mil de su capacidad total.

    La función principal de esta planta, que utiliza tecnología de punta, es convertir productos pesados, como los gasóleos de la sección de vacío de la Unidad de Crudo y de Aceite Liviano de Ciclo (ALC), en productos de mayor valor comercial, como el diésel de bajo contenido de azufre, el combustible de aviación JET A1, nafta y butano (materia prima para la unidad de alquilación). Con un catalizador e hidrógeno, la planta remueve el alto contenido de azufre de los gasóleos para obtener productos limpios de alta demanda en el mercado.

    Esta es la primera unidad de hidrocraqueo que tiene Colombia. Es una de las plantas clave para aumentar la eficiencia y rentabilidad de la nueva refinería, que podrá convertir el 97% del crudo en productos valiosos que se comercializan por encima del valor del petróleo. Anteriormente este factor era del 74%. 

    La Refinería de Cartagena continúa con el aumento progresivo de sus niveles de procesamiento para llegar a su máxima capacidad de 165.000 barriles día.  Ya están operando 32 de las 34 unidades. En las próximas semanas se espera la puesta en marcha de las Unidades de Alquilación e Isomerización de Butano.   

     

    Por: Paisminero.co / CP Ecopetrol

     
  • Internacional - ¿Por qué las petroleras rusas crecen más que las occidentales pese a la caída del precio del crudo?

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: rt.com

  • Internacional - Caída de precios no frenan ambiciosos planes de inversión de tres grandes petroleras

    OperadoresPdvsa, Pemex y Petrobras, en total, anuncian inversiones por cerca de US$671.500 millones. Las tres grandes petroleras están enfocando sus inversiones principalmente en el mantenimiento o aumento de la producción de petróleo y gas.

    A pesar de la caída de los precios del petróleo, tres compañías petroleras más grandes en América Latina: Petrobras, Petróleos Mexicanos y Petróleos de Venezuela continúan con sus intensivos programas de gasto de capital, dice un informe de la calificadora de riesgo Standard & Poor's Ratings Services.

    Petrobras invertirá aproximadamente US$220.600 millones en los próximos cuatro años; Pemex alrededor de US$148.900 millones en el mismo periodo y Pvsa aproximadamente US$302.000 millones en los próximos cinco años, de acuerdo con las compañías.

    Las tres grandes petroleras están enfocando sus inversiones principalmente en el mantenimiento o aumento de la producción de petróleo y gas y en seguir desarrollando sus abundantes reservas de hidrocarburos, remarca el informe.

    También invertirán aproximadamente 15% y 20% de su gasto de inversión en mejorar su capacidad de refinación. Standard & Poor’s Ratings Services considera que estas compañías mantienen sus altas inversiones de capital debido a sus bajos costos de producción, los cuales les permiten una suficiente protección de utilidades.

    Recuerda el informe que el costo promedio de producción para Pdvsa es de aproximadamente US$11,40 por barril (incluyendo los costos de extracción, exploración y desarrollo), US$22,82 para Pemex y US$41,78 para Petrobras, comparado con nuestro supuesto de un precio promedio del petróleo West Texas Intermediate (WTI) de US$80 por barril en el escenario base, lo que les da espacio suficiente para seguir con sus inversiones de capital.

    La diferencia en los costos de producción entre las tres petroleras se debe a la ubicación de sus recursos y a la cantidad de trabajo necesario para explotarlos. Por ejemplo, el trabajo de exploración y producción de Petrobras se lleva a cabo principalmente en depósitos presal en aguas profundas y ultraprofundas, lo que es más costoso comparado con las aguas someras, concluye el informe de la firma calificadora Standard & Poor's Ratings Services.


    Fuente: Americaeconomia.com

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  • Internacional - Empresas almacenan petróleo en el mar para aprovechar una brecha de precios

    BuqueLas grandes compañías y operadores petroleros están guardando millones de barriles de crudo en gigantescas embarcaciones en el océano en un intento por aprovechar al máximo una peculiaridad del mercado.
     
    En lugar de trasladar petróleo de un puerto a otro, un creciente número de buques sirve como depósitos flotantes para empresas como Sinopec Ltd., Mercuria Energy Group y Vitol Group, según fuentes al tanto.
     
    En una situación anómala, el crudo es más barato en el mercado spot, en el que el comprador paga al contado cuando se hace la entrega, que en los mercados de futuros, donde se realizan apuestas a los precios en los meses venideros. Al comprar stocks físicos de petróleo y vender de inmediato contratos a futuro, los operadores se embolsan una ganancia.
     
    Las embarcaciones, que llegan a pesar 550.000 toneladas y miden casi 400 metros de largo, almacenan el crudo hasta que se cierra la posición. Los depósitos en tierra también se están llenando de petróleo.
     
    La cantidad de crudo involucrado en la estrategia ha ascendido a entre 25 millones y 50 millones de barriles desde casi cero en abril, según operadores del mercado y estimaciones de los analistas. El monto equivale a más de uno o dos días de la demanda en Estados Unidos.
     
    Más de 70 millones de barriles fueron almacenados como parte de esta maniobra financiera en abril de 2009, la última ocasión en que los precios spot estuvieron por debajo de los de los contratos a futuro durante un lapso sostenido de tiempo, señala la consultora londinense Energy Aspects.
     
    El aumento en el volumen de crudo guardado en alta mar no ha pasado inadvertido para muchos inversionistas, quienes dicen que es la señal de un exceso global de suministro y augura una mayor caída en los precios, que ya alcanzaron su nivel más bajo de los últimos dos años. "Demuestra que hay una sobreoferta en el mercado a raíz de una demanda débil", afirma Amrita Sen, analista de Energy Aspects.
     
    Mercuria, uno de los mayores operadores de commodities del mundo, contrató en las últimas semanas embarcaciones para trasladar crudo a depósitos ubicados en la Bahía de Saldanha, en Sudáfrica, informaron operadores y analistas. Sinopec, la tercera petrolera del mundo por ingresos, arrendó hace unos días el buque TI Europe, con capacidad para transportar 3,2 millones de barriles y que está anclado frente a la costa de Malasia para guardar crudo. La empresa contempla alquilar otras embarcaciones en los próximos días, según operadores. Hace dos semanas, asimismo, Vitol ofreció vender petróleo directamente desde una embarcación en lugar de desde un puerto, una señal de que la firma también está aprovechando la diferencia entre los precios spot y futuros, dijo un operador de Londres.
     
    Mercuria y Sinopec no respondieron a las llamadas en busca de comentario. Una portavoz de Vitol manifestó que la empresa no comenta sobre sus actividades de compraventa de activos.
     
    El precio del crudo Brent, la principal referencia de los precios mundiales, acumula un descenso de 14% en los últimos tres meses en medio de un incremento en la producción en lugares como EE.UU., Libia, Irak y el occidente de África, y la creencia de que la oferta seguirá superando la demanda.
     
    El precio spot de los contratos Brent en julio cayó por debajo del precio de los contratos para entrega en los próximos meses durante un período sostenido por primera vez desde inicios de 2011. Cuando apareció este patrón, la brecha entre los contratos para el mes más cercano y el mes siguiente era de US$0,50. A fines de la semana pasada, la diferencia había subido a US$2,04, sobrepasando los US$0,70 que analistas y operadores preveían necesarios para que la operación fuera rentable.
     
    Michel Salden, quien gestiona US$600 millones en Harcourt, una administradora de activos de Zúrich, apuesta a que la brecha entre los precios de corto y largo plazo del crudo Brent se seguirá ampliando mientras la demanda siga siendo débil.
     
    "En este entorno, cuesta adivinar la dirección del mercado", observó.
     
    Algunos analistas dicen que el exceso de suministro ya se refleja en el precio actual del contrato Brent para noviembre, que el martes rondaba los US$96,81 el barril.
     
    Aunque la situación beneficia a los operadores físicos de petróleo, el precio más alto de los contratos a futuro podría castigar a muchos administradores de fondos que invierten en materias primas mediante fondos indexados. Los gestores de estos fondos venden contratos a futuro antes de que venzan para no recibir los barriles de petróleo en su puerta. Con tal de mantener una exposición constante, compran el contrato más caro para entrega posterior, lo que erosiona sus retornos.
     
    "Si no persiste, será un importante obstáculo incremental sobre los retornos", reconoce Nicholas Johnson, quien supervisa inversiones en commodities por US$25.000 millones para Pacific Investment Management Co., una filial de Allianz AG ALV.XE -6.18%  .
     
    La transacción tampoco está exenta de riesgos. Si aumentan las tasas de interés o los precios de almacenamiento, los costos pueden borrar las ganancias provenientes de las ventas a futuro.
     
    De todos modos, las empresas tratan de sacar provecho de esta oportunidad mientras dure.
     
    "El almacenamiento de petróleo crudo tiene lugar en el Atlántico, Sudáfrica y Asia", dice Stephen Wolfe, analista sénior de la corredora de materias primas de Houston Trafigura Beheer. "Los superávits regionales crecieron en Asia, África y el Mar del Norte a veces en los últimos dos meses, lo que ejerce presión sobre los precios y vuelve la operación rentable".
     
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com
     
     
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  • Internacional - Rusia, otro en crisis por petróleo

    PutinLas reservas del gobierno ruso se redujeron casi en un 10% en términos de dólar en febrero después que el estado trató de llenar un hueco en su presupuesto causado por la baja de los precios del petróleo.


    El Fondo de Reserva se emplea para apuntalar las finanzas públicas en momentos de precios bajos del petróleo y el gas y se mantiene en dólares, euros y libras británicas. Cayó a US$77.050 millones de los US$85.090 millones de enero, dijo el ministro de finanzas. La caída en rublos (moneda oficial rusa) fue más aguda, de casi 20%, desde que el rublo ganó terreno frente al dólar y otras divisas el mes pasado.

    El ministerio de finanzas dijo que el gobierno usó 500.000 millones de rublos (US$8.000 millones) del fondo para suplementar una baja en los ingresos del presupuesto. Eso sucedió a otro retiro de 50.480 millones de rublos en enero.

    El otro fondo soberano ruso, el Fondo de Riqueza Nacional, subió en 900 millones en febrero a 74.920 millones de dólares, informó el ministerio el martes, aunque bajó su valor en rublos.

    El gobierno ruso planea reducciones del 10% en la mayoría de los rubros de gastos este año en reacción a la caída de los precios de los combustibles, con la excepción de defensa e infraestructura. La mitad de los ingresos del gobierno ruso provienen de impuestos a las industrias del petróleo y el gas.

    A partir del 20 de febrero el Banco Central ruso dijo tener 364.600 millones de dólares en reservas en monedas extranjeras.

    Fuente: Dinero.com - AP/D.com

  • Inventarios de petróleo de Estados Unidos suben inesperadamente

    Barril PetroNueva York – Los inventarios de petróleo en Estados Unidos subieron la semana pasada por un menor procesamiento en las refinerías del país, mientras que los de gasolina y destilados también aumentaron aunque modestamente, dijo el miércoles la gubernamental Administración de Información de Energía.

    Las existencias de crudo se incrementaron en 2,5 millones de barriles en la última semana, lo que se compara con perspectivas del mercado de un declive de 455.000 barriles, dijo la EIA (por su sigla en inglés).

    Los inventarios de gasolina subieron en 36.000 barriles, frente a expectativas de una caída de 1,2 millones de barriles en un sondeo de Reuters.

    En tanto, las existencias de destilados, que incluyen combustible para calefacción y diésel, subieron en 122.000 barriles, menos que el alza esperada de 400.000 barriles, dijo la EIA.

    Los precios del petróleo extendieron pérdidas tras el reporte. El petróleo referencial Brent caía US$0,52, o un 1%, a US$49,44 el barril, tras tocar un mínimo intradiario de US$49,07. El crudo en Estados Unidos, en tanto, bajaba US$0,80, o un 1,7%, a US$47,30 el barril. 

    Fuente:larepublica.co / Reuters

  • Las deudas atan de manos a las grandes petroleras privadas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Deudas Petrol

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     

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

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

    Crudo 2016Bogotá- La locomotora minero energética parece estar avanzando hacia un abismo y nadie se ve realmente interesado en poner el freno para que en 2022 las refinerías, en las cuales se invirtió más de US$9.000 millones en los últimos años, no se queden sin barriles que refinar.
     
    Las últimas proyecciones que hacen Campetrol y la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) muestran que este año la producción llegaría en promedio a solo 885.000 barriles, es decir 12% menos que el promedio de 2015, y en 2022 estaría por debajo de 600.000 barriles. 
     
    La realidad del sector petrolero, como explicó el presidente de la ACP, Francisco José Lloreda, es que la actividad exploratoria y de producción está prácticamente paralizada. Según las cifras de las empresas, en el año solo se han realizado 42 pozos de desarrollo de 450 proyectados por la ANH para mantener la producción por encima de los 900.000 barriles. Estos son los que permiten extraer más barriles de las zonas de producción, que en Colombia tienen un promedio de declinación en el mediano plazo de 15%, según un estudio de la ACP. 
     
    Siendo así, para este año,  “solo un repunte continuo en el precio, sumado al éxito exploratorio en tierra y mar, permitiría que la producción se estabilice alrededor de los 600.000 barriles promedio diarios (bpd) en los próximos años”, explicó Lloreda.
     
    De no ser así, y de continuar el precio en los niveles actuales y la perforación, ACP estima que la cifra llegaría hasta 400.000 bpd para 2022. En cualquiera de los dos casos “la autosuficiencia (cargar las refinerías con crudo colombiano) se perdería para la fecha”, explica el informe. 
     
    “Y esto sería desafortunado ya que, seguramente, el país quedaría expuesto a precios de mercado spot y le tocaría incurrir en costos de transporte y, probablemente, de pago de aranceles, lo que haría el crudo más caro”, aseguró Lloreda.
     
    Ahora, además de los niveles de los precios del crudo “que no han permitido la viabilidad económica de algunos proyectos, la conflictividad social presente en las regiones extractivas ha dificultado la normal operación de las empresas, por lo que la tendencia a la baja se intensifica”, explicó, Rubén Darío Lizarralde, presidente de Campetrol.
     
    Con los bloqueos que tiene Ecopetrol desde el 7 de julio en  Acacías se suman 36 bloqueos a la infraestructura petrolera en el año. Esto ha perjudicado también la exploración y perforación y ha dejado pérdidas por daños de $11.329 millones. 
     
    Según las cifras de los bloqueos que han reportado empresas de bienes y servicios esto ha generado que los taladros y equipos, que cuestan entre US$1 millón y US$5 millones por día el alquiler, hayan estado frenados por 206 días en 2016. 
     
    Siendo este el panorama, el llamado de los gremios es a que el Gobierno tome las decisiones que se requieren para recuperar el dinamismo, “impulsar la exploración, aumentar las reservas, y recuperar la producción”. 
     
    Los daños a infraestructura de Ecopetrol
    Ecope trol envió un comunicado en el cual rechaza los actos de violencia presentados el 7 de julio por “20 desconocidos encapuchados que ingresaron al taladro PX44, en El Triunfo, y ocasionaron daños a los equipos de la localización y pusieron en riesgo la vida de las personas”. Según cuenta la empresa, que aún no ha calculado los daños, los delincuentes lanzaron botellas de gasolina al contenedor de elementos químicos del taladro y ocasionaron un incendio que fue controlado  por el equipo de brigadistas en sitio y bomberos de la empresa.
     
    La opinión
     
    Francisco José Lloreda
    Presidente de la ACP
    “Solo un repunte continuo en el precio, sumado al éxito exploratorio, permitiría que se estabilice cerca de 600.000 bpd en los próximos años”.
     
    Fuente: Larepublica.co
  • Las reservas probadas de petróleo de Colombia bajaron un 13 % en 2015

    Reservas OilLas reservas probadas de crudo de Colombia sumaron 2.002 millones de barriles en 2015, lo que supuso una bajada del 13 % con respecto al año anterior, informó el Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

    “El descenso en las reservas probadas se debe a la coyuntura mundial”, detallaron las entidades en un comunicado en el que indicaron que mientras “Colombia registró una caída del 13 % entre 2014 y 2015, países como Brasil y México presentaron un decrecimiento de 22 % y 21 %, respectivamente”.

    El ministro de Minas y Energía, Germán Arce, señaló en el comunicado que la variación de las reservas probadas “es el reflejo del comportamiento de los precios del petróleo” en el mercado internacional.

    El funcionario aclaró que esto “no significa que las reservas desaparezcan sino que han sido reclasificadas”.

    Según las cifras oficiales, el balance total de recursos y reservas de crudo, que incluye reservas probadas, probables, posibles y recursos contingentes, “pasó de 3.970 millones de barriles en 2014 a 4.286 millones de barriles en 2015”.

    La información detalló que las reservas probadas (90 % de probabilidad) sumaron 2.002 millones de barriles; las probables (50 %) totalizaron 613 millones, las posibles (10 %) alcanzaron los 440 millones y los recursos contingentes llegaron a 1.231 millones de barriles.

    “Colombia mantiene un potencial significativo para seguir siendo autosuficiente y poder conservar la soberanía petrolera”, añadió el ministro.

    El comunicado indicó que, según la relación Reservas-Producción (R/P), el país cuenta con 5,5 años de reservas de crudo, teniendo en cuenta los niveles de producción de 2015.

    Las reservas de gas sumaron al cierre del año pasado 4,3 tera pies cúbicos, “lo cual supone una relación R/P de 10,3 años”, según el informe.

    Arce indicó que Colombia ha venido trabajando en un Plan para la Competitividad Petrolera que le ha permitido adaptarse a la “crisis mundial, logrando mantener la presencia y el compromiso de inversión” de las empresas y sostener una media de producción de 1.006 miles de barriles promedio por día durante 2015

    Fuente: Elcolombiano.com

  • Los estímulos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos para que petroleras inviertan en el país

    Mauricio De LamoraEl presidente de la ANH cuenta cuáles son los alcances del nuevo “salvavidas” para el sector de hidrocarburos. Devoluciones de garantías a las operadoras si cumplen con los plazos, una de las medidas.
     
    En medio de una nueva amenaza de descuelgue del precio del crudo, el Gobierno lanza un salvavidas al sector petrolero colombiano, el Acuerdo 03 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
     
    El presidente de la entidad, Mauricio De La Mora, asegura que las operadoras, ahora, podrán presentar sus garantías (respaldos de las inversiones en un proyecto petrolero) de manera gradual y las que estén sancionadas por incumplimiento de contratos podrán ponerse al día. La premisa es aumentar los flujos de caja de las compañías.
     
    ¿Qué opina de la nueva caída de los precios del petróleo?
     
    Desafortunadamente somos la consecuencia de la política global. El exceso de crudo y la falta de demanda tienen esto así. Estados Unidos es el mayor productor de crudo pero le debe estar costando mucho trabajo funcionar con estos precios y las tensiones con los árabes. Alguien tendrá que ceder, ¿cuándo?, esa es la pregunta que tenemos. La demanda está corta y la oferta que hay en el mercado es impresionante, por eso creo que no hemos tocado fondo, espero estar equivocado.
     
    Entonces hay que hacer cuentas con petróleo más barato.
     
    Definitivamente. Hay que hacer un ajuste. Tenemos un crudo de US$40 con un dólar a $3.100. Hay que ajustarse y por eso tomamos medidas: escuchando a la industria y a la economía para ver cómo maniobramos y poder mantenernos a flote. Tenemos que tener en cuenta esta volatilidad del crudo para el tema fiscal.
     
    En esa coyuntura, ¿qué representa el Acuerdo 03?
     
    El Acuerdo 03 era algo que venía prometiéndoles a las operadoras desde que llegué a la ANH. Va muy de la mano con el PIPE 2.0 que el Presidente y el ministro de Minas tuvieron a bien socializar recientemente.
     
    Una de las medidas es la de liberar caja de las operadoras, ¿cómo lo van a hacer?
     
    La medida contempla la liberación de caja por cumplimiento de operaciones de exploración. Eso significa que anteriormente usted tenía una fase de 36 meses en la que tenía que poner la garantía desde el día cero hasta el mes 36, más cuatro meses, para soportar las inversiones, generalmente era el 10%, el programa obligatorio o la inversión mínima mientras que en la inversión adicional obligatoria la operadora ponía el 100%. Ahora en la primera etapa (12 meses + 4 meses) pondrá solamente el 10% y si cumple con los objetivos se liberará esa garantía. Sin embargo, si no cumple y si se va hasta el mes 16, pues tiene que poner una nueva garantía que representa el 20% sobre el valor del proyecto y no se le libera la primera garantía, en caso de que cumpla los dos plazos le liberamos las garantías de ambos periodos y en la última fase pone una garantía del 50%. Con esto vamos a generar un flujo de caja enorme.
     
    ¿La anterior medida estaba restringiendo la capacidad de maniobra de las empresas?
     
    Era una restricción en la medida que había que poner una garantía única por fase de 36 meses en la fase exploratoria. Ahora las empresas pondrán un porcentaje del total de la garantía y aplicarlo en sub-fases, el 10%, el 20% y el 50%.
     
    ¿Qué expectativas tienen?
     
    Sabemos que las compañías están pasando por momentos difíciles para poder traer a la agencia las garantías necesarias porque así como el mercado ha caído, la confianza del sector bancario en la industria también.
     
    Hay unas modificaciones que se hacen al Acuerdo 02, en lo que tiene que ver con la tabla de precios unitarios.
     
    El Acuerdo 02 permite el traslado de inversiones. Entonces, si usted tiene un proyecto que firmó en 2012 y se colgó, el Acuerdo le permite pasar esa inversión a un proyecto posterior de 2014. Resulta que la tabla que aplicaba para retornar las inversiones a los proyectos anteriores era la de 2014 pero como el año pasado el precio del crudo subió, entonces básicamente las operadoras terminaban pagando más por un proyecto anterior. Ahora vamos a respetar la tabla del 2012, como inversión mínima mientras no haya detrimento, ni reducción en la inversión. Entonces, desaparecen las de 2014 para regir el traslado de inversiones.
     
    ¿Qué estaba pasando con las empresas que eran eficientes?
     
    Si una empresa podía hacer un proyecto invirtiendo menos de lo que estaba establecido en la inversión mínima, el excedente tenía que ser girado a la agencia. La pregunta era cómo estábamos premiando a las empresas que eran más efectivas en los proyectos.
     
    ¿Qué va a pasar con los contratos incumplidos?
     
    Los contratos en procedimiento de incumplimiento significan que, según el Acuerdo 02, únicamente podían acogerse quienes estuvieran 100% al día. Ahora algunas compañías se podrán acoger al Acuerdo 02 pero sin detrimento de la sanción. Eso va a permitir que las operadoras puedan, a pesar de estar en incumplimiento, unificar fases, hacer pozos y salir de los incumplimientos.
     
    Las sanciones se mantienen.
     
    Desafortunadamente sí, porque yo no puedo ir en contra de algo que no estaba regulado en su momento. Tengo que aplicar lo que estaba establecido y mantener mano fuerte con las compañías que no hayan sido diligentes en el cumplimiento de su contrato.
     
    ¿Cuántas compañías se van a beneficiar?
     
    Fácilmente entre doce y veinte contratos, adicionales a los del Acuerdo 02, por el que se habían recibido más de cien solicitudes.
     
    ¿Cuándo se va a ver el impacto de estas medidas?
     
    Esperamos que en el 2016 tengamos un impacto positivo en las operaciones porque todas las empresas tienen que entrar a cumplir: les dimos extensión de plazos y flexibilización. Las compañías tienen la posibilidad de hacer más con menos, reestructurar la parte de costos y contractual. El 2015 fue la debacle, pero estamos tomando las medidas necesarias para que el próximo año sea mucho más prospectivo.
     
     
    Fuente: Elespectador.com
     
  • México anuncia que posterga licitación petrolera en aguas profundas

    Plataforma MexMéxico DF. El secretario de Energía de México, Pedro Joaquín Coldwell, dijo que se pospondrán licitaciones en aguas profundas para contratos de exploración y extracción de hidrocarburos y se ajustarán sus términos, después de que la primera que se llevó a cabo quedó lejos de las expectativas del Gobierno.
     
    Coldwell, quien habló en una entrevista televisiva el martes por la noche, dijo que se modificarán reglas que asustaron a potenciales participantes en la licitación realizada a mediados de julio, en la que asignaron sólo dos de los 14 bloques ofrecidos en aguas someras del Golfo de México.
     
    El funcionario dijo que se podrían relajar los requisitos para que uno de los miembros de un consorcio funja como garante y cuente con un capital mínimo de US$6.000 millones para proteger los intereses del Estado en caso de un accidente mayor.
     
    "El tema de las garantías (lo) estamos revisando", dijo Coldwell a la cadena Televisa.
     
    Coldwell dijo también que el Gobierno ajustaría las reglas que prohíben que un consorcio elija a una empresa operadora distinta a la seleccionada inicialmente pero que salió del consorcio. El funcionario indicó que esa condición frustró la presentación de ofertas este mes.
     
    También el Gobierno podría permitir que las empresas hagan una segunda oferta en las licitaciones si la inicial no cumplió con los valores mínimos solicitados.
     
    La subasta realizada el 15 de julio fue la primera de las cinco planeadas en la Ronda Uno, que se extenderá hasta el próximo año y que lleva a cabo el regulador del sector petrolero, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
     
    Coldwell, también presidente del consejo de administración de la petrolera estatal Pemex, dijo que la licitación en aguas profundas en el Golfo de México sería pospuesta para permitir al Gobierno y a las empresas más tiempo para estudiar minuciosamente los detalles.
     
    "Vamos a hacer una evaluación más a fondo para lanzar la convocatoria hacia fines del mes de septiembre, la de aguas profundas, para darnos tiempo a madurar muy bien los criterios porque allí sí no debía de haber margen de error", dijo el secretario.
     
    La CNH había dicho anteriormente que la convocatoria para aguas profundas podría realizarse a finales de este mes.
     
    Coldwell dijo que la quinta fase de la Ronda Uno, pensada para no convencionales, en los que se incluirían yacimientos de shale, ha quedado congelada. "Ahorita la tenemos suspendida para una futura evaluación", señaló.
     
    El Gobierno había dicho previamente que ante la fuerte caída de los precios del crudo reestructuraría la fase de licitaciones de no convencionales debido a los altos costos de producción que tienen.
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
  • Noruega dice que el mundo debe olvidarse del crudo a US$100

    Plataforma JaponEl colapso en los precios del crudo ha puesto a Noruega, el mayor productor de petróleo y gas de Europa occidental, en una encrucijada.

    El crudo Brent ha repuntado más de 70 por ciento con respecto al mínimo en 12 años de principios de este año en tanto un exceso de oferta da indicios de aflojar, brindando un alivio a las compañías petroleras y países productores como Noruega, que han sido golpeados por la peor recesión en una generación. Si bien es “bastante obvio” que el mercado de petróleo se reequilibrará, esto no significa que Noruega esté planeando –o incluso deseando– que los precios vuelvan a lo que eran, dijo Tord Lien en una entrevista con Bloomberg TV en las oficinas del ministerio en Oslo.

    “Es mejor planear para US$60 y dejar que la gente que quiera desear US$100 desee US$100”, dijo. “Vimos los precios llegar a US$140 el barril, y eso no contribuye al crecimiento económico. Por eso es que no deseo que ocurra”.

    El colapso en los precios del crudo ha puesto a Noruega, el mayor productor de petróleo y gas de Europa occidental, en una encrucijada. Las inversiones en su industria offshore cayeron más que nunca desde 2000 y el gobierno dio uso a su fondo de riqueza soberana de US$850.000 millones por primera vez para superar déficits presupuestarios.

    A pesar de que se eliminaron 40.000 puestos de trabajo en dos años, el país nórdico se resistió a instrumentar medidas drásticas como las exenciones tributarias para el sector petrolero que adoptó el Reino Unido. El sistema noruego de impuestos al petróleo, que incluye un impuesto máximo de 78 por ciento pero ofrece generosas deducciones por exploración y gasto en desarrollo, es “el mejor” que hay y permanece atractivo debido a su propia estabilidad, dijo Lien.

    Territorio virgen

    En su lugar, Noruega ha continuado ofreciendo nuevas superficies a exploradores, como nuevas licencias en un área virgen en el Mar de Barents en el Ártico a lo largo de la frontera marítima con Rusia la semana pasada. Fue la primera vez que Noruega abrió nuevos bloques completamente al sector en más de 20 años. Luego de que la producción cayó a la mitad desde el máximo de 2000 y que los resultados de exploraciones fueran los menores en casi 10 años el año pasado, el país nórdico apuesta a que el Mar de Barents contribuya a mantener la producción durante las próximas décadas.

    Tanto las autoridades noruegas como las compañías involucradas “creen en la posibilidad de encontrar recursos significativos en el Mar de Barents”, dijo Lien el martes.

    Grupos ambientalistas

    El ministro de petróleo de Noruega, un nativo del norte del país, respondió a las críticas de organizaciones ambientalistas sobre que era imprudente abrir nuevas franjas del Ártico para exploración porque el petróleo y gas offshore de esta región, normalmente más caro para extraer que en otras áreas, deberá permanecer bajo tierra si el mundo quiere tener éxito en limitar el calentamiento global a menos de 2 grados Celsius.

    “Declarar que los recursos de petróleo y gas en el Mar de Barents no son rentables no tiene ningún fundamento científico”, dijo Lien. “Una gran parte de la oferta proviene hoy de recursos offshore y grandes pozos que ya se encuentran en declinación”. Tan solo mantener la producción en los niveles de hoy durante 10 o 15 años “demanda grandes inversiones en la producción de petróleo y gas”.

    Si bien el gobierno ha estado dispuesto a aceptar posponer los nuevos proyectos fuera de Noruega continental durante la actual crisis, como el pozo de petróleo Johan Castberg en el Mar de Barents, continuará exigiendo que las compañías petroleras mantengan las inversiones designadas para maximizar la producción de depósitos existentes y allí donde las decisiones son sensibles al paso del tiempo debido a la infraestructura existente, dijo Lien. Un ejemplo es el proyecto Snorre 2040 de Statoil ASA, designado para extraer un adicional de 200 millones de barriles de petróleo del pozo Snorre en el Mar del Norte.

    Los productores en Noruega deben “asegurarse de que no se desperdiciarán recursos de la placa continental noruega debido a las decisiones de corto plazo”, dijo. “Las compañías involucradas en Snorre 2040 saben muy bien qué se espera que hagan. Como siempre, yo espero que las compañías cumplan con el mensaje claro que les hemos dado”.

    Fuente: Elespectador.com

  • Ola de fusiones y movidas para 'salvar' al sector petrolero

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Elespectador.com

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

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

    Sector Minero EnergeticoLas industrias extractivas como la minería y el petróleo han creado una paradoja para el desarrollo económico. Con algunas excepciones, los países con abundantes recursos naturales tienen un desempeño económico y un índice de desarrollo humano, en promedio, menor al de países que carecen de estos. De hecho, hay quienes han acuñado el término de ‘la maldición de los recursos naturales’ para referirse a esta situación. 

    Según Michael Porter, los sectores de minería y petróleo representan alrededor del 5 por ciento del PIB global, y 3 de las 10 empresas más grandes del mundo pertenecen a estos sectores, generando millones de empleos. Sin embargo, menciona Porter, entre los países que ocupan los primeros 50 puestos en el Índice de Desarrollo Humano de las Naciones Unidas, solo hay dos con una alta dependencia de la producción de minerales y combustibles. Por otro lado, existe evidencia que demuestra que en Colombia, desde el inicio de este milenio se han multiplicado las luchas sociales relacionadas con la extracción de petróleo, carbón y oro.

    No obstante este contexto, los colombianos debemos ver a estas industrias como una verdadera oportunidad de desarrollo. En lugar de señalar, juzgar y rechazar esta actividad, debemos abrazarla para construir un proyecto nacional estratégico de largo plazo en torno a las industrias extractivas. Como lo concluye una publicación financiada por la Fundación Avina, y realizada por Edgar Bejarano, “convertir a la minería –y demás industrias extractivas– en una oportunidad de creación ética de riqueza y dignidad humana es el gran reto de Colombia y América Latina en el siglo XXI”.

    Para lograr esto, este sector no se puede ver como un simple generador de renta para el Gobierno Nacional, los gobiernos locales, las comunidades y las empresas privadas. Existe una corresponsabilidad de todos los actores para posicionar a estas industrias como uno de los principales motores de crecimiento económico inclusivo. Una de las barreras para ello ha sido la perversa relación que se ha generado entre los diferentes actores a nivel local en varias regiones del país, promoviendo la dependencia sobre estos sectores y limitando la expansión de sus libertades económicas. 

    Tanto Gobierno como empresas privadas deberían direccionar cada vez más las inversiones sociales en la consolidación del tejido empresarial local, conformado principalmente por micro, pequeñas y medianas empresas, las cuáles tienen el potencial de generar mayor empleo. Una manera de hacerlo es invirtiendo en programas de desarrollo empresarial para proveedores locales, para que, por un lado, cumplan con los estándares de proveeduría de los operadores de los campos petroleros y las minas, y por otro, diversifiquen su portafolio de productos y servicios, se expandan a más sectores y regiones, disminuyendo su dependencia de estos ramos y asegurando su sostenibilidad en el largo plazo.

    Un caso ejemplar de esta práctica es el que ha liderado Equión en Casanare, donde ha invertido en el fortalecimiento de varios de sus proveedores locales, quienes han logrado crecer con otros clientes, en otros sectores y en otras regiones. Gracias a este tipo de iniciativas, ante el fin de las operaciones de Equión en Cusiana, parte de sus proveedores locales que crecieron con ellos, seguirán generando empleo debido a su diversificación. Este es un ejemplo que vale la pena seguir para contribuir a que las industrias extractivas se conviertan en una oportunidad de desarrollo local.

    Fuente:portafolio.co / José Mauricio Cano G. – Gerente de Fundes en Colombia

  • Pacific propone a Ecopetrol nuevo contrato en campo Rubiales que vaya más allá de 2016

    Campo Rubiales1 Bogotá - Con un panorama de caída en los precios del petróleo y ante un recorte en las expectativas de gastos de capital en exploración y producción para este año, Pacific Rubiales vuelve y juega por el campo Rubiales. La petrolera le ha hecho una nueva propuesta a Ecopetrol y al gobierno para aplicar la tecnología de recobro mejorado (STAR) en el campo, a cambio de un nuevo contrato que se extienda más allá de 2016. “Creemos que esta propuesta representa un beneficio neto sustancial para todos los stakeholders y socios en campo Rubiales”, declaró Ronald Pantin, CEO de Pacific. La compañía canadiense reportó ingresos por US$4.000 millones a septiembre de este año.

    Recientemente, el presidente de la compañía, José Francisco Arata, dijo en entrevista con LR que en los últimos años se ha venido trabajando para reemplazar la producción del campo, cuya operación a manos de la canadiense arrancó en 2007.

    "Como todo activo petrolero y campo maduro, sabíamos que las reservas no son infinitas y que se van a agotar, por lo tanto, hemos estado desarrollando nuevos campos para que, en el momento que termine el contrato, podamos reemplazar la producción", había dicho Arata.

    De acuerdo con la petrolera, campo Rubiales "representa un porcentaje menor de la producción de la compañía, contribuyendo con 40% a la producción neta en el tercer trimestre de 2014, disminuyendo de 56% y 59% en el mismo periodo de 2013 y 2012, respectivamente. Sin embargo, es importante anotar que la producción del campo se vio impactada este año por la limitada capacidad de disposición de agua".

    Pero Pacific "espera aumentar la capacidad una vez se reciban las aprobaciones finales para iniciar la operación del proyecto Agrocascada, que permitirá disponer una mayor cantidad de agua y significará un aumento en la producción total del campo de aproximadamente 20.000 bbl/d".

    Recorte en expectativas de gastos

    El nuevo anuncio de Pacific se da en momentos en que los precios internacionales del crudo están cayendo. Ante este panorama, la empresa se la vuelve y juega por el campo.

    También lo hace en el marco de la presentación de los resultados del tercer trimestre. Según Pacific, esta redujo de US$2.500 millones a US$2.300 millones sus expectativas de gastos de capital en exploración y producción para el año, con el fin de compensar la producción que se encuentra en el rango bajo de la meta establecida para 2014 y la disminución de los precios internacionales del petróleo en el segundo semestre.

    Según el CEO de la compañía, Ronald Pantin: “A pesar del débil entorno de precios de los commodities y las difíciles condiciones para operar durante el trimestre, nuestro foco en crecimiento y excelencia operacional nos permitió, una vez más, entregar resultados sólidos”.
     
    El flujo de caja (flujo de fondos procedentes de operaciones) alcanzó la cifra récord de US$606 millones en el trimestre, un incremento del 33% comparado con el mismo periodo de 2013, y de 14% con respecto al periodo anterior, y sumó US$1.600 millones en los primeros nueve meses del año.
     
    De la misma manera, los volúmenes de venta alcanzaron la cifra récord de 164 mil barriles de petróleo equivalente por día (Mbpe/d), representando un aumento de 32% en comparación con el mismo periodo de 2013, y de 6% con el periodo anterior.
     
    Los ingresos para el trimestre fueron de US$1.300 millones, un incremento de 20% comparado con el mismo periodo del año pasado, y ascendieron a la cifra récord de US$4.000 millones en los primeros nueve meses de 2014.
     
    El EBITDA ajustado del trimestre fue de US$635 millones, un aumento de 4% comparado con el tercer trimestre de 2013, y representando un margen de 48% sobre los ingresos totales del período. Para los primeros nueve meses del año, el EBITDA ajustado fue de US$2.100 millones, representando un margen del 52% sobre los ingresos totales del periodo.
     
    La producción neta de 145 Mbpe/d durante el trimestre significó un crecimiento del 13% comparado con el mismo periodo del 2013. Por su parte, la producción bruta (antes de regalías) para el trimestre fue de 174 Mbpe/d, un incremento del 10% comparado con el mismo periodo del año pasado.
     
    El netback combinado del trimestre fue de US$ 55,08/bpe,y el netback de US$ 60,44/bpe para el año se mantiene sólido, con la disminución de US$ 7,68/bpe respecto al trimestre anterior enteramente atribuible a la declinaciónde los precios mundiales del petróleo.
     
    Con respecto a la campaña en los bloques CPE-6 y Rio Ariari, el CEO de la compañía afirmó: "Actualmente la compañía cuenta con siete pozos en CPE-6 produciendo 1.000 barriles por día (bbl/d), y tres pozos en Rio Ariariproduciendo aproximadamente 550 bbl/d”.


    Fuente: Larepublica.co / Andrea Carranza Garzón

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  • Pacific Rubiales propondrá a Ecopetrol extender uso de Star

    Operadores CrudoLa firma canadiense pretende que se siga utilizando la tecnología en Campo Rubiales, después de que se venza su contrato, que expirará en junio de 2016.

    “Pacific está de acuerdo con continuar su inversión en Campo Rubiales junto con Ecopetrol durante 2015-2016, donde perforará 196 pozos”, dijo el CEO de la compañía, Ronald Pantin.

    "Estamos convencidos de que esta propuesta provee un beneficio neto sustancial a todas las partes interesadas y a los socios del Campo Rubiales", agregó la compañía canadiense. Ecopetrol anunció en julio que no aceptó una propuesta de Pacific Rubiales para usar la tecnología STAR en el Campo Quifa, otro importante yacimiento del país, en el que participa Pacific.

    El CEO también informó que los costos de los pozos los asumirán por igual con la petrolera colombiana, la cual tendrá que asumir el 80% de la infraestructura, mientras la canadiense se hará responsable del restante 20%.

    "Con esto podemos garantizar un retorno de nuestra inversión", aseguró Pantin. “El bajo precio del petróleo no es un problema para Pacific”, añadió.

    CAYERON LAS GANANCIAS

    La petrolera canadiense  reportó una baja de un 95,8 por ciento en sus ganancias netas de este periodo, frente a igual lapso del año pasado, pese a un aumento de su producción.

    Pacific Rubiales explicó que su ganancia neta se redujo a 3,5 millones de dólares entre julio y septiembre, en gran parte por impactos extraordinarios, en especial de la depreciación de la moneda de Colombia, donde obtiene la mayor parte de su producción.

    La utilidad por acción fue de 0,01 dólares. La compañía dijo que su ganancia neta por operaciones, que excluye los efectos extraordinario, cayó un 15,4 por ciento a 200,6 millones de dólares en el tercer trimestre.

    La acción de la compañía caía un 0,8 por ciento a 30.260 pesos en la bolsa colombiana en las primeras horas de la sesión. La compañía es la mayor productora privada de hidrocarburos en Colombia, sólo superada por la estatal Ecopetrol.

    La producción de la compañía subió un 13,3 por ciento en el período julio y septiembre a un promedio de 144.722 barriles de petróleo equivalentes al día (bped), frente al mismo período 2013, alentada por un crecimiento de la extracción de crudo liviano.

    No obstante, Pacific Rubiales anticipó que su producción anual estará en la parte inferior de sus pronósticos, por una disminución en el Campo Rubiales, que representa el 40 por ciento del total.

    "Hemos obtenido un crecimiento importante en la producción de crudo liviano y mediano; sin embargo, dado que el Campo Rubiales está produciendo por debajo de lo planificado, debido a la capacidad limitada de disposición de agua, ahora anticipamos que la producción anual estará en el límite inferior de nuestras proyecciones", dijo Ronald Pantin.

    Pantin dijo en el comunicado al regulador que espera que México sea un "propulsor importante" del crecimiento futuro de la compañía.


    Fuente: Portafolio.co / Reuters

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  • Países petroleros se reúnen nuevamente para concretar su reducción de producción

    Petroleo ArabeRusia, que junto a Arabia Saudí y EE.UU., es uno de los tres que más petróleo produce en el mundo, dijo estar dispuesta en reducir su oferta en 300.000 barriles al día.
    Los principales países productores de petróleo, miembros y no miembros de la OPEP, se reúnen de nuevo este sábado en Viena para cerrar un acuerdo para limitar la oferta y estimular al alza los precios.
     
    El encuentro, en el que participará el ministro ruso de Energía Alexandre Novak, se celebrará el 10 de diciembre en Viena, dijo este martes a la AFP un portavoz del ministerio.
     
    Tras haber producido grandes cantidades de crudo durante años y provocado una caída espectacular de precios, la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP) logró el 30 de diciembre un acuerdo para limitar su producción en 1,2 millones de barriles al día (mbd).
     
    También convenció a grandes países productores que no forman parte del cártel, como Rusia, para participar en el esfuerzo de reducción, una medida clave para reequilibrar el mercado y poner fin a un periodo de precios bajos que han tenido importantes consecuencias para los países del más dependientes de los ingresos petroleros.
     
    Los observadores esperan ahora la concreción del pacto, también por parte de Moscú, que no participó en la reunión de la OPEP de la semana pasada.
     
    Tras un repunte inicial, la subida del petróleo ha perdido fuerza en los últimos días y este martes pasó de nuevo por debajo de los 55 dólares en Londres.
     
    Aunque la reunión debería servir para concretar el acuerdo, la información de que la OPEP aumentó de nuevo en noviembre su nivel de producción suscita "cierto escepticismo", indican los analistas de Accendo Markets.
     
    Rusia, que no forma parte del cártel pero que, junto a Arabia Saudí y Estados Unidos, es uno de los tres que más petróleo produce en el mundo, dijo estar dispuesta en reducir su oferta en 300.000 barriles al día, la mitad del esfuerzo que la OPEP pidió a sus socios.
     
    Los observadores esperan ahora que Moscú cumpla su promesa, algo que no siempre hizo en el pasado en acuerdos similares.
     
    Rusia está produciendo a su mayor nivel desde los tiempos de la Unión Soviética, cerca de 11,2 millones de mbd, por lo que una reducción de 300.000 barriles al día será relativamente fácil de asumir.
     
    El ministro Novak ya dijo que la reducción de la producción rusa de crudo se hará "etapa por etapa" durante el primer semestre de 2017 y sólo si la OPEP respeta su compromiso.
     
    También hay incógnitas sobre cómo Moscú aplicará la reducción porque en teoría la decisión está en manos de las compañías petroleras, en su mayoría privadas.
     
    La caída del precio del barril supuso un duro golpe para la economía rusa en 2015, afectada también por las sanciones relacionadas con el conflicto en Ucrania, y el país acaba de vivir dos años de profunda recesión, con un déficit importante.
     
    Por ello Vladimir Putin, que termina su mandato en 2018, se ha implicado personalmente en la negociación y en septiembre puso de nuevo en marcha el diálogo con Arabia Saudí.
     
    Según los cálculos de los economistas del banco VTB Capital, si el barril se mantiene en 55 dólares en 2017 supondría cerca de 20.000 millones de euros para el presupuesto ruso, con lo que el gobierno tendría margen para reducir el déficit y poner fin a la austeridad.
     
    Fuente: Elespectador.com
  • Para salir de la crisis hay que modernizarse: Acipet

    Acpt Petr• Del 26 al 28 de agosto, Corferias se transforma en el espacio de oportunidades para el sector petrolero, ya que será la plataforma del XVI Congreso Colombiano de Petróleo y Gas, que mostrará el futuro tecnológico de la industria al país.
     
    Bogotá, agosto de 2015. El futuro del sector hidrocarburos está determinado por los recursos que hay por explorar y producir, pero estos requieren de ciertas tecnologías para su aprovechamiento. Hoy en día, la mayoría de los campos petroleros del país están en fase de alta madurez, los cuales sumados a la actual crisis del precio del barril de crudo, generan una zozobra económica que lleva ya más de un año.
     
    Sin embargo, en medio de la coyuntura se vislumbra la oportunidad, y es por eso que del 26 al 28 de agosto, el Congreso Colombiano de Petróleo y Gas organizado por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Acipet en alianza con Corferias, llega para generar significativos aportes a esta situación, y abrir oportunidades a un nuevo panorama hacia el desarrollo del sector.
     
    Colombia es un país que tiene un factor de recobro bajo respecto al promedio mundial, es decir que no se extrae lo necesario de los campos existentes. “Estamos entre el 18 y el 20 por ciento, cuando el promedio mundial está alrededor de un 30 por ciento, es decir estamos 12 puntos aproximadamente por debajo de lo que podemos producir a través de tecnologías de recobro  mejorado” lo que abre una gran ventana a las compañías de servicio para apoyar a la industria, afirmó Carlos Leal, director ejecutivo de Acipet.
     
    Por tanto, los recursos no convencionales, que son los que se encuentran en formaciones geológicas muy diferentes a los convencionales y que requieren de tecnologías especializadas, tendrán un renglón especial en el congreso, puesto que deben ser manejados con un tratamiento especial.
     
    En materia offshore, Leal precisó que también será uno de los ejes de discusión del Congreso, en vista de las necesidades que se generarán de “tecnologías de punta, operaciones robotizadas, grandes campañas de prospectividad, métodos satelitales; aplicaciones que en otros lugares están siendo utilizadas y que se deben tener el país. En tal sentido este evento será importante para que la academia, las comunidades, los gremios, la industria y el sector público entren en sinergia con las oportunidades para salir de la crisis.
     
     
    Por: Paisminero.co / CP - ACIPET
  • Petróleo y gas: oportunidades para las compañías extranjeras

    Planta EcopCanacol Energy, de la mano de las comunidades locales y con la experiencia como respaldo, se ha convertido en una empresa líder en petróleo y gas en el país
     
    Cuando esta compañía canadiense aterrizó en el país en 2008, sabía que debía hacer honor a su nombre y estrechar los lazos bilaterales. Canacol es una fiel representación de las fuertes relaciones empresariales existentes entre Canadá y Colombia.
     
    En Colombia, Canacol cuenta con más de 26 bloques exploratorios en donde trabajan geólogos e ingenieros con el conocimiento y la experiencia necesarios para desarrollar proyectos energéticos. Hoy reparten su producción en 85 por ciento para gas y 15 por ciento para petróleo, sin dejar de tener en cuenta que su portafolio de bloques para el hidrocarburo es amplio y solo espera que esa economía se reactive.
     
    Un robusto plan corporativo indica que la estrategia para 2017 va con una expectativa de inversión de 89 millones de dólares y un pronóstico promedio de ventas esperadas de crudo de 3.500 barriles al día y 15.000 barriles equivalentes de gas.
     
    A esto se suma la importancia que está adquiriendo Canacol como jugador esencial en la producción de gas. En este momento, unos bloques con los que cuentan en la cuenca del valle inferior del Magdalena producen alrededor de 90 millones de pies cúbicos. Al finalizar el año deben estar produciendo 130 millones de pies cúbicos y en diciembre de 2018, 230 millones. Como dice Luis Baena, vicepresidente ejecutivo de Desarrollo de Nuevos Negocios, "va a ser un crecimiento exponencial con unos ‘netbacks‘ bastante interesantes para la compañía, lo que le da a nuestro portafolio una estabilidad financiera debido a que todo este gas que vamos a estar produciendo está vendido y está contratado con las diferentes térmicas, industriales y las compañías comercializadoras de gas", asegura.
     
    Y es que Canacol no solo garantiza la explotación de esas reservas, también mantendrá los precios de esa operación, aún cuando el producto comience a ser escaso. Con la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y el anuncio del gobierno de que Ecopetrol iba a dejar de ser monopolio, se abrió un espacio para empresas inversoras como Canacol. "Tuvimos la fortuna de entrar a participar en la gama de bloques que estaba entregando el Estado colombiano y con lo que tenemos podemos decir que estamos a la vanguardia de producción de petróleo y gas en el país", dice Baena.
     
    Para hacerse una idea del impacto de Canacol en Colombia, hay que decir que, en promedio, una empresa con esta línea de negocio tiene un éxito exploratorio de 10 por ciento. Canacol, por su parte, ha logrado un éxito exploratorio del 60 por ciento que se debe, como advierte Baena, "a la experticia de su equipo, el conocimiento técnico y geológico de la zona y a la capacidad de interpretación sísmica del ‘management‘".
     
    Hace ocho años, cuando Canacol apenas entraba a operar en el país, el negocio del gas no era muy conocido y pocos lo veían con buenos ojos. Sin embargo, la compañía canadiense creyó en el sector y decidió invertir en el país. Hoy, con una demanda en ascenso y una oferta en descenso, Canacol aumenta en descubrimientos y producción, lo que le permite estar en el área de interés de sus clientes.
     
    Durante los últimos dos años, Canacol viene liderando tres proyectos de infraestructura de transporte de gas: el primero, está operando desde abril, los otros dos están en proceso de desarrollo y construcción y entran a operar a finales de 2017 y 2018. En los tres se trabaja en conjunto con las comunidades aledañas. "Canacol se ha convertido en un apoyo clave en los lugares a donde llegamos, porque aportamos desarrollo social y educativo en las regiones", sostiene Baena.
     
    Una de esas comunidades es el territorio que ocupa el cabildo indígena Villa Fátima, ubicado en el municipio la Unión (Sucre). Carlos Díaz, líder del resguardo, reconoce los beneficios obtenidos por parte de Canacol Energy con la compra de tierras, la ampliación de la sede administrativa, la construcción del comedor y la perforación de un pozo profundo que abastecerá de agua potable a más de 75 familias.
     
    "La ejecución de estas obras partió de un convenio con mano de obra indígena, esto generó confianza permanente con Canacol como un buen vecino patrocinador de proyectos de desarrollo comunitario", afirma Díaz. Con esa contribución, ese cabildo indígena mejoró su identidad cultural por medio de la compra de instrumentos para la banda y para el grupo vallenato. También se beneficiarán la educación, la salud y las tierras.
     
    Estas estrategias de responsabilidad social, sumadas a la solidez financiera y a la fuerte trayectoria de Canacol en perforación exploratoria y comercialización, constituyen una sólida plataforma que los llevará a cumplir la meta de 230 millones de pies cúbicos en diciembre de 2018. Con esa cifra, Canacol se convertirá en el segundo mayor productor de gas en Colombia, solo detrás de  Ecopetrol.
     
    Fuente: Especiales Semana 
     
  • Petroleras: las comisionistas las prefieren pequeñas

    PerforacionDe las que operan en Colombia, las de menor tamaño son las mejor valoradas por los inversionistas.

    La caída del precio del crudo golpea a todas las empresas petroleras del mundo. Pero a unas más que a otras.

    Compañías como Ecopetrol y Pacific Exploration & Production registran acentuadas caídas de sus títulos tanto en Colombia como en Nueva York y Toronto, donde cotizan, mientras que algunas compañías de menor tamaño, que también concentran sus operaciones en Colombia, como Canacol y Parex Resources, han logrado aumentar su valor este año aunque el precio del barril de petróleo se mantiene por debajo de los 50 dólares.

    Otras empresas júnior como Amerisur (que cotiza en la bolsa de Londres), Geopark (que se tranza en Nueva York) Gran Tierra Energy (Toronto) y Maurel et Prom (París) han tenido fuertes pérdidas en el mercado este año en sus respectivas plazas, que van desde los 23 hasta el 43 por ciento.

    Sin embargo, según los datos de Bloomberg, a diferencia de las grandes, estas generan mayor confianza de los inversionistas, que en sus recomendaciones sugieren comprar o mantener, al considerar que tienen más potencial que el que les reconoce el mercado.

    Así que, en materia de empresas petroleras, ser ‘pequeña’ tiene sus ventajas.

    LA ESTRATEGIA

    El experto en el sector de petróleo y gas y socio de la firma consultora Deloitte, Andrés Roa, explica que, según el criterio que se utilice, una empresa petrolera júnior es aquella que produce desde 500 barriles al día hasta 10.000 o 25.000 barriles al día.

    Con este último criterio Parex Resources puede considerarse una empresa júnior, que el año pasado tuvo una producción promedio de 22.526 barriles diarios.

    Lo interesante de esta empresa, que basa sus operaciones de exploración y producción principalmente en los Llanos Orientales colombianos, es que este año, en medio de una caída en el precio del barril de crudo de 51% en los últimos doce meses, amplió su meta de producción de los 26.500 barriles, a los 27.400, un crecimiento del 22 por ciento.

    La razón, tres nuevos descubrimientos en los bloques LLA-26 y LLA-34.

    En este último bloque, el socio de Parex Resources es Geopark, otro caso llamativo de petroleras júnior en Colombia.

    Geopark tiene operaciones en Colombia, Chile, Brasil, Perú y Argentina y produce en los cinco países cerca de 20.000 barriles diarios. Este año la compañía ha sido castigada en la bolsa de Nueva York, su valor cayó de 5,13 dólares a finales del 2014, a 3,9 dólares el viernes pasado, una pérdida de 24 por ciento.

    Sin embargo, en Colombia los resultados de la empresa son llamativos: mientras en Brasil y en Chile la producción cayó 7 y 43 por ciento respectivamente, en Colombia aumentó 22 por ciento. Gracias a los resultados del país, la empresa espera cerrar este año con una producción de 30.000 barriles promedio diarios.

    En el caso de Canacol, la única petrolera que ha logrado ganar valor en la Bolsa de Valores de Colombia en lo que va del año, la estrategia se ha centrado en atar sus operaciones a el gas, un combustible cuya cotización en Colombia no está ligada a la del petróleo y en aumentar la producción en Ecuador, donde también hay una tarifa fija para el barril.

    GRANDES Y CHICAS

    Si hay algo que tienen en común tanto grandes como chicas es que ante la caída de los precios del petróleo todas ven una reducción en sus ingresos (pues el barril que antes se vendía por encima de los 100 dólares hoy se vende por debajo de los 50) y, por lo tanto, todas quieren aumentar la producción.

    Una de las ventajas de ser una empresa de menor tamaño es que hay mayor flexibilidad. “Nos sentimos grandes con barriles producidos pero funcionamos como una empresa muy ágil, nosotros resolvemos incorporar un nuevo tipo de perforación o darlo de baja si es necesario con una llamada telefónica y eso, en tiempos de crisis, tiene un valor agregado para una empresa muy grande”, señaló Juan Carlos Ferrero, director de operaciones en Colombia de Geopark.

    Para el experto de Deloitte, Andrés Roa, además de la flexibilidad estas empresas tienen estructuras de costos más eficientes, lo que les hace posible rentabilizar proyectos que no son productivos para compañías grandes. No hay que olvidar, por ejemplo, que el desarrollo de los yacimientos no convencionales en Estados Unidos fue liderado por empresas pequeñas.

    Las otras dos ventajas, explica Roa, están relacionadas con que estas firmas se enfocan en exploración y tienen una especialización en ciertos campos específicos: “esto les permite tener la solución perfecta para un campo determinado”.

    Pero como toda moneda tiene dos caras, ser pequeña también trae sus desventajas: “Estas empresas tienen una dependencia grande de los hallazgos, su éxito depende de encontrar hidrocarburos para garantizar la continuidad de la operación. Si no hay un descubrimiento o perforan una seguidilla de pozos secos, se debilita enormemente el flujo de caja”, señaló el analista.

    Por ahora, estas pequeñas empresas han contado con la “suerte” de encontrar nuevos recursos, y la mayoría de ellas ha mantenido sus planes para seguir explorando.

    ¿POR QUÉ SON IMPORTANTES?

    Pese al poco peso que tienen las empresas júnior en el volumen de producción nacional, en el contexto colombiano juegan un rol importante.

    “El 75 por ciento de los hallazgos de los últimos años han sido de campos medianos y pequeños, campos que no le interesan a las compañías independientes grandes, pero sí a las júnior”, explica Andrés Roa.

    Pero además, su enfoque en la exploración permite mantener las reservas.

    “Se han reducido las inversiones de todo tipo en las empresas, fundamentalmente en exploración, nosotros tenemos una visión completamente opuesta, de hecho los cinco pozos que exploramos en Colombia en lo que va del año son 3 pozos exploratorios y 2 de evaluación, y el 100 por ciento de la exploración en pozos es en zonas de riesgo”, señaló el Director Operativo en Colombia de Geopark.

    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

  • Producción petrolera fue de 1'002.000 barriles diarios en octubre

    Operadores Crudo1En lo corrido del año el promedio está en 987.000 barriles por día, por debajo de las metas.

    La producción petrolera del país cerró el décimo mes del año por encima del millón de barriles de crudo por día, al ubicarse en 1’002.000 barriles diarios, según el reporte del Ministerio de Minas y Energía.

    De acuerdo con la entidad, el nivel de extracción de crudo durante el mes pasado tuvo un aumento del 1,62 por ciento frente al mismo período del 2014, cuando en el país se extrajeron 986.000 barriles diarios, mientras en la comparación en el mes de septiembre el avance fue del 0,91 por ciento.

    Así mismo, el promedio anual de producción de crudo alcanza los 987.000 barriles diarios en lo que va de corrido del año, resultado que está por debajo el objetivo de cerrar con un nivel promedio anual por encima del millón de barriles.

    El incremento en la cifra obedeció al aporte continuo del nuevo campo Juape, la estabilidad operativa en los campos Quillacinga y Cohembí; y al desarrollo en condiciones operativas normales de otros campos petroleros, según el Ministerio de Minas y Energía.

    “El sector de hidrocarburos está llamado a respaldar la inversión social y es por esta razón que el Gobierno, en conjunto, trabaja para mantener los más altos volúmenes de producción. Esto es necesario para generar los recursos de la paz, la educación y la equidad”, dijo el ministro de Minas y Energía, Tomás González.

    Por otro lado, la cifra preliminar de producción de gas promedio durante octubre alcanzó los 1.112 millones de pies cúbicos por día, lo que representa un aumento de 0,28 por ciento con respecto al mes de septiembre.

    La producción diaria estimada promedio anual de gas en Colombia se mantuvo en 1.112 millones de pies cúbicos diarios.



    Fuente: Eltiempo.com

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  • Rusia se opone a pedido de Venezuela y otros miembros de la OPEP para reducir producción de petróleo

    Brent Latercera"Creemos que cualquier reducción artificial no traerá nada bueno, sino lo contrario, exacerba la situación en el futuro", dijo este miércoles el ministro de Energía ruso, Alexander Novak.
     
    Moscú. El ministro de Energía ruso, Alexander Novak, dijo este miércoles que su país rechazó las solicitudes de Venezuela y otros estados miembro de la OPEP para que Rusia reduzca la producción de petróleo, y sostuvo que Moscú considera que cualquier disminución en el bombeo es innecesaria.
     
    "Creemos que cualquier reducción artificial no traerá nada bueno, sino lo contrario, exacerba la situación en el futuro", dijo Novak a la prensa. "Esto es, en el corto plazo esto podría tener un efecto, pero en el largo plazo no", agregó.
     
    Novak dijo que Ecuador y Argelia también le han pedido a Moscú que reduzca el bombeo de crudo.
     
    La negativa de Rusia a disminuir la producción, una de las más altas del mundo, es un golpe para el presidente venezolano, Nicolás Maduro, que durante meses ha presionado para que se lleve a cabo una reunión de emergencia y coordinación con las naciones que no integran la OPEP.
     
    Hasta ahora, los productores del grupo en Oriente Medio han sostenido que mantendrán la producción elevada, en una batalla por defender su cuota de mercado ante lo que consideran una creciente competencia.
     
    Maduro se reunió con el presidente ruso, Vladimir Putin, previamente este mes en un intento por impulsar medidas ante los bajos precios del crudo, pero no logró su objetivo.
     
    Funcionarios rusos han reiterado que sería difícil que las compañías reduzcan la producción de crudo debido a las severas condiciones climáticas en ese país y la compleja geología en Siberia, el centro de la industria petrolera de Rusia.
     
    Moscú ha incrementado la producción este año, extrayendo petróleo a un volumen récord tras la era soviética de casi 10,7 millones de barriles por día.
     
    Novak dijo que el mercado ha comenzado a equilibrarse por sí mismo debido a un declive en las inversiones.
     
    Los precios del petróleo han perdido más de la mitad de su valor desde un máximo alcanzado en junio del 2014 ante un persistente exceso de suministros y una desaceleración económica en China, el mayor consumidor mundial de energía.
     
    La economía rusa ha caído en recesión, fundamentalmente debido al bajo costo del petróleo, su principal exportación.
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
  • Ruta del Ártico se consolida por exportaciones de petróleo

    Deshielo11El transporte de productos derivados del petróleo -como el fuel, el gasóleo o la nafta- representó el mayor porcentaje al suponer un 67 % de la carga, ya que 31 navíos trasladaron 911.000 toneladas de combustible, lo que preocupa a los grupos ecologistas.

    El deshielo progresivo del Ártico y el transporte de recursos energéticos ayudaron a que la ruta comercial que atraviesa este océano se consolidase en 2013, como indica un estudio del Instituto Ártico.

    El informe, difundido esta semana por ese centro internacional con sede en Washington, reveló que 71 cargueros recorrieron toda la Ruta Marítima del Norte (NSR), cuyo principal trayecto pasa por el océano Ártico, durante los meses de deshielo de 2013, lo que representa un 54,3 % más que el curso anterior.

    Fuentes de Greenpeace afirmaron que "operar navíos que cargan combustible fósil en el frágil y remoto Ártico es intrínsecamente arriesgado y muestra poca consideración hacia los catastróficos impactos de un derrame inevitable en el ecosistema".

    La consolidación de esta ruta comercial coincide con el progresivo deshielo de este océano a causa del cambio climático, ya que la capa de hielo del Ártico registró este verano boreal su sexto nivel más bajo en 36 años, con 5,02 millones de kilómetros cuadrados, según el Centro Nacional de la Nieve y el Hielo de Estados Unidos.

    Sin embargo, estas cifras de navegación distan mucho de las de las principales rutas marítimas mundiales que pasan por los canales de Suez y Panamá.

    En el mismo curso fiscal de 2013 se registraron 12.045 tránsitos de alto calado en el canal panameño, mientras que 16.596 buques de carga franquearon el de Suez.

    El Instituto Ártico afirma que la NSR sigue siendo una ruta comercial "nicho" por el limitado número de viajes verdaderos, ya que "la alta variabilidad interanual del alcance del hielo hace que sea inapropiada para la carga de contenedores".

    Y es que esta ruta está muy condicionada por las condiciones meteorológicas y sólo permite su navegación completa unos pocos meses al año.

    En 2013, la temporada transitable empezó el 28 de junio con la partida del buque ruso "Varzuga", que transportó 13.658 toneladas de diesel, y acabó el 28 de noviembre con el atraque de otro navío ruso.

    Rusia es el principal país interesado en explotar las posibilidades de esta limitada ruta de navegación para exportar los recursos de hidrocarburos del Ártico. Este océano representa solamente un 6 % de superficie terrestre, pero contiene al menos el 20 % de los recursos utilizables de gas y petróleo del mundo.

    Un estudio de la consultora Ernst & Young señala que 43 de los 61 terrenos de extracción de petróleo y gas del Ártico están en territorio ruso.

    El pasado 18 de abril Rusia se convirtió en el primer país en suministrar petróleo del Ártico, lo que provocó la indignación de Greenpeace.

    "El proyecto influirá positivamente en el aumento de la presencia de Rusia en los mercados energéticos internacionales", afirmó entonces el presidente ruso, Vladímir Putin.

    El puerto ruso de Murmansk fue el núcleo de la NSR durante 2013, con 24 barcos con 492.000 toneladas de cargamento que partieron o atracaron en él.

    Además de los productos derivados del petróleo, los principales tipos de carga que circularon en esta ruta ártica fueron minerales ferrosos (15 %), cargamento a granel (7,2 %), carbón (5,5 %) y gas natural licuado (5 %).

    A diferencia de las rutas que circulan por Suez o Panamá, los trayectos de los cargueros que atraviesan la NSR son unidireccionales y la mayoría de barcos se dirige hacia el este.

    Según el Instituto Ártico, esta circunstancia hace que no sea una "ruta comercial madura", sino que funcione como una vía de transporte de las exportaciones.

    El único carguero que realizó la NSR en ambas direcciones en 2013 fue el griego "Propontis", que transportó 79.000 toneladas de nafta de Mongstad (Noruega) a Mizushima (Japón), y posteriormente cargó 109.000 toneladas de gasóleo de Ulsan (Corea del Sur) con dirección a Skagen (Dinamarca).


    Fuente: portafolio.co / EFE


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  • Sepa quiénes son los principales compradores del petróleo de Venezuela

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

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

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

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

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

    Compradores Venez

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

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

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

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

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

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

    Fuente:americaeconomia.com / Deutsche Welle

  • Suspende la producción de 81 pozos de Rubiales

    Campo Rubiales(1)·La anormalidad genera pérdidas por 9.500 barriles de petróleo por día.

    ·Más de 400 personas no han podido ingresar a sus puestos de trabajo.

     

    Ecopetrol denuncia y rechaza las intimidaciones contra los trabajadores y los bloqueos que se registran desde el día de ayer en las instalaciones de Campo Rubiales, el mayor del país, por parte de varias personas que se identificaron como miembros de la comunidad indígena Alto Unuma.

    Los manifestantes se tomaron por la fuerza las instalaciones de la Planta de Disposición de Agua 6 del campo, y ordenaron a los operadores detenerla, lo que provocó el apagado de 81 pozos productores con una pérdida de 9.500 barriles por día.

    Adicionalmente, alrededor de 100 personas bloquean las vías internas del campo, lo que afecta la normal operación de las actividades de mantenimiento, perforación, producción, y de los proyectos que se llevan a cabo.

    Los bloqueos tampoco han permitido el ingreso de personal de turno para realizar los relevos, situación que viola el derecho al trabajo de más de 400 personas y atenta contra la normas de seguridad laboral, debido a que los trabajadores no han podido acceder a su sitio de descanso.

    La Empresa puso en conocimiento de las autoridades competentes esta situación que atenta contra la libre movilización de las personas.

    Las personas que participan en las vías de hecho buscan que el Ministerio del Interior certifique como grupo indígena a la comunidad de Buenos Aires, de la vereda Rubiales, solicitud que se encuentra surtiendo los trámites correspondientes ante la autoridad competente.

    La Empresa rechaza categóricamente estas acciones que violan las normas de seguridad industrial y de procesos, y que ponen en riesgo la integridad física de las personas. Así mismo, hace un llamado al diálogo y la concertación como mecanismos para superar diferencias.

     

    Por: Paisminero.co / CP – Ecopetrol


     

  • Total apunta a reducción de inversiones y costos

    En PlataformaLa petrolera francesa busca contrarrestar el colapso de los precios del crudo

    PARÍS (EFE Dow Jones) — El gigante petrolero francés Total S.A. anunció el jueves su intención de reducir más las inversiones y los costos de sus operaciones para aumentar la rentabilidad y contrarrestar el colapso de los precios del petróleo.

    La compañía dijo que recortará las inversiones en 2017 a entre US$15.000 millones y US$17.000 millones al año, frente a los entre US$18.000 millones y US$19.000 millones previstos para este año. En cuanto al objetivo de recortes de costos, lo situó en más de US$4.000 millones en 2018 desde los más de US$2.400 millones que se esperan este año y más de US$3.000 millones previstos en 2017.

    La reducción de las inversiones en sus yacimientos de petróleo y gas y los mayores recortes de costos en los próximos dos años permitirán al grupo cubrir la totalidad del gasto de capital, renovación de recursos y dividendos en efectivo con su flujo de caja de las operaciones con un precio del petróleo de US$55 por barril de crudo Brent, aseguró Total.

    Pese a los mayores ahorros de costos y la menor inversión, la compañía francesa señaló que aumentaría la producción en 5% al año hasta 2020 y entre 1% y 2% a partir de entonces.

    Al igual que otras petroleras, Total ha tratado por todos los medios de mejorar la rentabilidad en respuesta al desplome de los precios del petróleo hace dos años. El grupo ha logrado seguir siendo rentable en ese periodo si no se contabilizan las grandes rebajas de valor realizadas a los activos de bajo rendimiento.

     

    Fuente: lat.wsj.com/

     

  • Un dólar débil y sabotajes a instalaciones en Nigeria impulsan el barril al alza

    Barriles 1El crudo vuelve a superar los 50 dólares con el Brent cotizándose en US$50,69. La referencia WTI se acerca a este precio: se ubica en US$49,71.

    Los precios del crudo Brent subían el lunes por la depreciación del dólar, que podría impulsar la demanda en momentos en que ataques a las instalaciones petroleras en Nigeria reducen los suministros, pero señales de una recuperación de la producción en Estados Unidos limitaban el alza. 

    Los futuros del Brent ganaban 1,05 dólares a 50,69 dólares el barril, un máximo de 7 meses, mientras que los futuros del crudo en Estados Unidos sumaban 1,11 dólares a 49,71 dólares el barril. 

    El avance del petróleo se producía tras la fuerte caída del dólar el viernes, cuando el débil dato de empleo en Estados Unidos de mayo redujo las expectativas de una próxima subida de las tasas de interés en ese país. 

    Un dólar más débil incentiva la demanda por combustible en el resto del mundo porque abarata la importación de crudo que cotiza en dólares. 

    El mercado estará atento a un discurso de la presidenta de la Reserva Federal, Janet Yellen, a las 1630 GMT el lunes, para ver pistas sobre un posible cambios de tasas. 

    Analistas prevén que el sagrado mes musulmán del Ramadán, que comenzó el lunes, impulse a los precios del petróleo, dado que usualmente en ese período repunta la demanda de los conductores de vehículos en la mayoría de países musulmanes. 

    Según operadores, los precios también eran sostenidos por los ataques contra instalaciones petroleras en Nigeria, que ya han reducido la producción del país a mínimos de más de 20 años. 

    No obstante, el avance del crudo era contenido por datos que mostraron un incremento en el bombeo en Estados Unidos. Baker Hughes informó el viernes que las perforadoras del país agregaron nueve plataformas petroleras en la semana finalizada el 3 de junio, el segundo incremento en el año.

    Fuente: Portafolio.co

     

  • Venezuela y China unen esfuerzos para elevar producción de la Faja Petrolífera del Orinoco

    PDVSA Gas BajoEl plan de expansión involucra a la empresa mixta chino-venezolana SINOVENSA, radicada a unos 300 kilómetros al este de Caracas, en el oriental estado Monagas y en pleno corazón de la Faja Petrolífera del Orinoco.
     
    Caracas. El gobierno de Venezuela aspira aumentar el envío diario de petróleo a China a más de un millón de barriles, a través de un gran proyecto de expansión de las capacidades productivas de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) Hugo Chávez, zona que concentra las más altas reservas de crudo del planeta.
     
    Las petroleras China National Petroleum Corporation (CNPC) y la estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) se esfuerzan para elevar la exportación actual que consta de 600 mil barriles por día (MBD) y así consolidar al país sudamericano como un suministrador confiable de crudo para el gigante asiático.
     
    "La energía que va a requerir China en un futuro está aquí en Venezuela... nosotros queremos asegurarle el suministro independientemente de la situación coyuntural (de los precios petroleros)", afirmó el ministro de Petróleo y Minería, Eulogio del Pino, en un contacto con medios de prensa chinos que realizaron un recorrido por diversas empresas de la FPO.
     
    El plan de expansión involucra a la empresa mixta chino-venezolana SINOVENSA, radicada a unos 300 kilómetros al este de Caracas, en el oriental estado Monagas y en pleno corazón de la Faja Petrolífera del Orinoco.
     
    Inaugurada en el año 2008 y gracias a un financiamiento del Banco de Desarrollo de China (CDB, por sus siglas en inglés) por 4 mil millones de dólares, SINOVENSA es la más grande e importante de las cuatro empresas petroleras binacionales instaladas en la Faja.
     
    Actualmente cuenta con una capacidad de 170 mil barriles por día y espera añadir 105 mil a través de ambiciosas labores de infraestructura.
     
    Dentro de los nuevos proyectos que vienen a aumentar la oferta de crudo a Beijing se encuentra la inserción de una nueva planta de deshidratación y desalación conocida como "módulo de 30 mil barriles" por su importante capacidad para procesar esta cantidad de crudo extrapesado.
     
    En total, el módulo que es operado por trabajadores chinos y venezolanos, podrá sumar a los niveles de producción unos 50 mil barriles diarios de petróleo.
     
    Otras labores de expansión abarcan al estado Anzoátegui, también del oriente venezolano, donde se encuentra la Planta de Mezcla José (PMJ) que tiene como meta duplicar la cifra de procesamiento de 165 mil barriles diarios de crudo extrapesado que provienen de la Faja Petrolífera.
     
    El funcionamiento de PMJ consta de la unión del petróleo extrapesado con crudos más livianos o nafta para garantizar una mayor efectividad en el transporte del hidrocarburo por las tuberías y perfilar los 16° grados API del Merey 16, denominación comercial que recibe el crudo venezolano.
     
    La meta para el año 2017 es que esta planta de mezcla, la más importante de la Faja, logre procesar y mejorar al menos 330 mil barriles por día.
     
    "Además de esto, tenemos un crédito aprobado por el Banco de Desarrollo de China por 5 mil millones de dólares para el desarrollo de otras áreas", dijo el ministro Eulogio del Pino a propósito del impulso que tendrán otras empresas mixtas como Petrourica, Petrozumano y Petrosiven.
     
    Otra de las estrategias para el incremento productivo está asociada con nuevas tecnologías chinas en ingeniería de yacimientos, que permitirán elevar el nivel de recuperación térmica, reduciendo la viscosidad del petróleo e incrementando su volumen.
     
    La asiática CNPC cuenta con un amplio conocimiento en esta práctica, según detalló el titular de la cartera de Petróleo y Minería, quien destacó las bondades de su uso en la FPO.
     
    A la par de las gestiones para aumentar la producción petrolera, China y Venezuela adelantan labores de infraestructura para hacer más eficiente el traslado del crudo desde el país latino y evalúan las oportunidades internacionales para reducir los tiempos de transporte.
     
    "Actualmente, cada 3 días sale un barco súper tanquero desde Venezuela y demora unos 45 días para arribar a suelo chino, vamos a reducir esos tiempos con el canal de Panamá, ahora que está ampliado", dijo Del Pino.
     
    A ello se suma la construcción del Terminal de Almacenamiento y Embarque de Crudos (TAEA) en la península de Araya en el estado Sucre (oriente) cuya culminación está prevista para el año en curso.
     
    También se adelanta en la ciudad de Jieyang, en la provincia de Guangdong, en el sur de China, una refinería conjunta que podrá procesar 400 mil barriles de petróleo provenientes de la Faja Petrolífera del Orinoco, y que según Del Pino ya está en fase avanzada de ingeniería.
     
    "El proyecto de expansión es un proyecto ejemplar entre el gobierno chino y Venezuela que también ha reflejado la cooperación entre los gobiernos y pueblos de nuestros países", dijo por su parte Liang, responsable del proyecto de expansión de crudo extrapesado de SINOVENSA.
     
    La asociación integral bilateral que data de más de 10 años se ha basado en más de 445 convenios de cooperación en distintas áreas, siendo una de las más fuertes el sector petrolero con una facturación que sólo en 2015 sumaba 88 mil 894 millones de dólares.
     
    Fuente: Americaeconomia.com/ Reuters
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