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  • Producción petrolera en Putumayo en riesgo por Bloqueos y paro cocalero

    Las acciones afectan la producción de un departamento en el que se extraen 40 mil barriles por día.
     
     En el municipio de Puerto Caicedo, manifestantes derribaron un puente y utilizaron a un grupo de niños y mujeres como escudo para impedir la reparación.
     
     No permiten paso de carrotanques al campo Mansoyá (Puerto Caicedo) ni de vehículos a los campos de Churuyaco y Sucumbíos (Orito).
     
    Putumayo 3La producción de 40 mil barriles de petróleo por día en el departamento del Putumayo está en riesgo, por los bloqueos que se presentan desde el 25 de julio en varios puntos de ese departamento como consecuencia del paro cocalero que se ha intensificado en los últimos días.
     
    Los principales puntos de manifestación se presentan en los municipios de Orito, San Miguel, Puerto Caicedo y Puerto Asís, con el bloqueo de vías y el derribo de puentes en cercanías de campos e instalaciones petroleras.
     
    En la vereda La Independencia, municipio de Puerto Caicedo, un grupo de personas de la comunidad derribó un puente que permitía el paso desde y hacia el campo Mansoyá, dejando aislada una de las zonas donde se concentra la producción de crudo.
     
    El puente fue destruido con motosierras por varios individuos, quienes utilizaron niños y mujeres como barrera para impedir el paso de la Fuerza Pública y la reparación de la infraestructura. 
     
    Ecopetrol deplora estos actos que constituyen una clara violación a los derechos humanos, pues generan riesgos para las personas y el medio ambiente y afectan la producción de un departamento de donde se extrae cerca del 4,5% de la producción nacional de petróleo. 
     
    La empresa hace un llamado a las comunidades para mantener relaciones de respeto, tolerancia y diálogo, y construir conjuntamente escenarios de sana convivencia bajo un marco de cumplimiento de las normas y las leyes que rigen en todo el territorio nacional.
     
    paisminero.co
  • Buenos resultados de Ecopetrol a pesar de precios bajos

    • La producción completó 4 trimestres consecutivos de crecimiento. Se destacó el incremento de 12,6% en producción directa.
    • Se descubrió Bullerengue-1, un hallazgo de gas en la cuenca Sinú-San Jacinto.
    • El margen de refinación aumento 12% por optimización de procesos en Barrancabermeja.
    • Los volúmenes transportados subieron 6% por mayor producción y la disminución de ataques contra la infraestructura.
    • Después de reportar pérdidas en el último trimestre del 2014, se registró una utilidad neta consolidada de $160 mil millones.                                    

    Resultados 15A pesar de que durante el primer trimestre del 2015, los precios internacionales de crudo tocaron su mínimo histórico en 6 años, el Grupo Empresarial Ecopetrol mostró un resultado financiero positivo, producto de un buen desempeño operativo en sus diferentes segmentos de negocio y mejores condiciones de entorno.

    “Los resultados financieros y operacionales del Grupo en el primer trimestre de 2015 superaron aquellos del cuarto trimestre de 2014, y en particular el mes de marzo fue el mejor del primer trimestre”, dijo el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry.

    Los resultados del primer trimestre del 2015 fueron preparados y presentados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera NIIF, razón por la cual el informe no es comparable línea a línea con el informe publicado en el primer trimestre de 2014 de acuerdo con el Régimen de Contabilidad Pública (RCP) de la Contaduría General de la Nación de Colombia.

    Sube la producción directa

    Entre enero y marzo de 2015 se destacó el incremento en la producción, la cual registró 4 trimestres consecutivos de crecimiento. En el primer trimestre de 2015 alcanzó un  volumen total de 773,4 kbped (miles de barriles de petróleo equivalente),  cifra 1% superior a la del primer y último trimestre de 2014.

    Especial atención mereció el aumento en la producción directa de Ecopetrol,  la cual avanzó un 12,6% a 398 Kbped en comparación con el primer trimestre del año anterior, impulsada por la entrada de facilidades y nuevos pozos en Castilla y Chichimene, campos que alcanzaron récord de producción de 124 kbpd y 85 kbpd, respectivamente.

    Además, las filiales del grupo incrementaron su producción 5,8% respecto al primer trimestre de 2014 y alcanzaron 51,4 kbped, destacándose la mayor producción de Ecopetrol America Inc. que arrojó una producción diaria promedio de 6,4 kbped.

    Nuevo hallazgo de gas

    En materia exploratoria sobresalió el hallazgo de Bullerengue-1, por parte de Hocol (de propiedad de Ecopetrol) en la cuenca Sinú-San Jacinto, que fortalecerá el desarrollo de fuentes de gas en la Costa Atlántica. Así mismo, se avanzó en la perforación de los pozos Kronos y Calasú en la parte sur del Caribe offshore operados en asociación con Anadarko (50%-50%).

    Adicionalmente, Ecopetrol S.A. perforó cuatro pozos delimitadores, entre los que se destacan Nueva Esperanza-2 y Nueva Esperanza-3, con los cuales se confirma el potencial del  Bloque CPO-09, el mayor descubrimiento realizado en el continente colombiano en la última década.   

    También sobresalió el fortalecimiento del margen de refinación que alcanzó los US$18,2 por barril, lo que representó un aumento de 12% en comparación con el mismo trimestre del año anterior y un 16% más que en el cuarto trimestre de 2014. Este comportamiento obedeció a la estabilidad operacional de la refinería de Barrancabermeja y las optimizaciones en el proceso para dar valor a las corrientes residuales.

    El aumento en la producción y la disminución en los ataques contra la infraestructura, que pasaron de 35 en el primer trimestre de 2014 a 2 en el primer trimestre de 2015, permitieron que los volúmenes transportados por los sistemas se incrementaran 6% entre el primer trimestre de 2015 (1.273,5 kbpd) y el mismo período de 2014 (1.200,1 kbpd), y 3,3% frente al cuarto trimestre de 2014.

    Bajos precios impactaron ingresos

    La canasta de venta de precios del crudo registró un descenso de 53% al pasar de US$91,2/barril en el primer trimestre del 2014 a US$42,9/barril en el mismo lapso del 2015. Específicamente el crudo de referencia Brent tocó su mínimo histórico en 6 años el 13 de enero pasado ubicándose en US$46,6/barril.

    La caída de precios provocó un descenso en los ingresos del Grupo Ecopetrol, los cuales pasaron de $17,9 billones en el primer trimestre de 2014  a $12,3 billones en el primer trimestre del 2015, a pesar de la devaluación de la tasa de cambio, de los mayores ingresos por servicios de transporte y del aumento de 1% en volumen de las ventas locales y exportaciones las cuales alcanzaron los 1.037 Kbped.

     

    En los tres primeros meses del año el costo de ventas bajó 21% y pasó de $10,8 billones en el primer trimestre de 2014 a $8,5 billones en el mismo periodo del 2015, debido a la disminución en los costos de las compras de crudo, gas y productos por menores precios, así como por optimizaciones en el plan de mantenimiento y servicios contratados.

    En el primer trimestre de 2015 la utilidad antes de impuestos fue de $828 mil millones y posterior a la provisión del impuesto de renta de $472 mil millones (57%), se obtuvo una utilidad neta de $160 mil millones, cifra que  marca un cambio frente a la del cuarto trimestre del 2014 cuando se registraron pérdidas.

     

    “Continuamos trabajando para operar eficientemente en un escenario de precios bajos. Nuestras operaciones seguirán enfocadas en ser limpias, sanas, seguras  y rentables, para entregar resultados positivos a nuestros accionistas”, puntualizó el Presidente Juan Carlos Echeverry.

  • Ecopetrol despliega equipos humanos y técnicos para atender emergencia por atentado a oleoducto Caño Limón-Coveñas en Arauca

    Rio Bojabá - Foto ecopetrolRio Bojabá - Foto ecopetrolCon dos equipos de trabajo del Plan de Contingencia, Ecopetrol atiende la emergencia de derrame de crudo como consecuencia de un atentado que se registró el jueves 28 de abril en el kp 98 + 150, vereda Islas de Bojabá, Saravena, Arauca.

    De manera preventiva, la Empresa protegió la bocatoma del municipio de Arauquita, así mismo se ubicaron barreras mecánicas flotantes a 1,5 kilómetros del lugar del evento.

    Un equipo de trabajo de 14 personas realiza actividades de contención y extracción de crudo en el brazo afectado del río Bojabá, por otra parte, unos 18 colaboradores apoyan con monitoreo y control de las posibles trazas de producto que lleguen a la captación.

    La rotura del sistema produjo caída de crudo en un brazo del río Bojabá, afluente del río Arauca. En este momento, la cabeza de la mancha se encuentra a unos cuatro kilómetros de las barreras de protección de la bocatoma del acueducto que abastece de agua potable al municipio de Arauquita.

    Por otra parte, el alcance de la activación del Plan de Contingencia contempla la protección de la bocatoma del acueducto de Arauca capital en caso de que se requiera.

    Profesionales de Ecopetrol participan del Consejo Municipal de Gestión del Riesgo de Desastres de Saravena con el fin de atender integralmente la emergencia.

    Ecopetrol rechaza enfáticamente las acciones terroristas que ponen en riesgo la integridad de las personas, afectan gravemente el medio ambiente, impiden el bienestar de las comunidades y el normal desarrollo de las actividades petroleras.

     

    Arauca, abril 29 de 2016

     

  • Ecopetrol hace llamado humanitario a los indígenas U´wa y Motilón Barí .

    Trabajadores de la planta de gas de Gibraltar   completan un mes sin poder salir de las instalaciones  Trabajadores de la planta de gas de Gibraltar completan un mes sin poder salir de las instalaciones
    Hay  dos  madres  cabeza  de  familia  que  no  han  podido  atender  a  sus  hijos  y algunas personas sufren quebrantos de salud. 
     
    Los  indígenas  restringen  movilización  en  vía  La  Soberanía  e  impiden  trabajos para enterrar tramo del oleoducto Caño Limón-Coveñas. 
    La Empresa hace un llamado humanitario a los indígenas U´wa y  Motilón Barí para que permitan el derecho a la libre movilización de 20 trabajadores de empresas contratistas a quienes  un  grupo  de  indígenas  les  impide  la  salida  de  las  instalaciones  de  la  planta  de gas de Gibraltar, localizada en Toledo, Norte de Santander.  
     
    Cuatro trabajadores completan 30 días en las instalaciones sin poder ver a sus familias. Los otros 16 llevan encerrados entre 15 y 25 días. Hay dos madres cabeza de familia y algunas personas ya registran delicados quebrantos de salud.   
     
    Desde el 30 de mayo,  un grupo de menos de 200 representantes de esas comunidades étnicas  realizan  un  bloqueo  a  la  planta  e  impiden  el  acceso  de  personal  y  equipos  por tierra o aire.   A  lo  anterior  se  sumó  que  los  indígenas  impiden  las  labores  del  enterramiento  de  un tramo del oleoducto Caño Limón-
    Coveñas en la vereda La China, proyecto acordado con la misma comunidad U´wa en el año 2014.   En  las  últimas  horas  también  impidieron  el  libre  tránsito  de  personal  de  Ecopetrol  y contratistas  en  la  vía  La  Soberanía  a  la  altura  de  la  vereda  Cubogón,  municipio  de Toledo.  La planta de gas de Gibraltar, que produce cerca de 38 millones de pies cúbicos diarios,  está  por  fuera  de  operación  desde  el  pasado  lunes  por  cuenta  de  un  deslizamiento  de tierra que afectó el gasoducto que transporta el hidrocarburo.   
     
    Ecopetrol  rechaza  las  acciones  de  hecho  contra  sus  trabajadores  y  contratistas,  y  hace un llamado para que se utilicen las vías del diálogo como único mecanismo para superar las diferencias.    
     
    paisminero
  • Petroleras se reacomodan en el Llano

    Operadores CrudoMientras Ecopetrol centraliza su inversión sólo en Castilla y Chichimene, Pacific Rubiales y Canacol Energy anuncian millonarias políticas de austeridad.

    José Cotello es un ingeniero electrónico brasileño con más de 26 años en el sector de hidrocarburos y que hace 45 días asumió la vicepresidencia de Ecopetrol en la regional Orinoquia, que comprende los departamentos de Meta, Casanare, Arauca y Vichada.

    El reto que tiene no es pequeño al frente del área geográfica con las mayores expectativas de reservas de petróleo, las cuales ascendieron durante 2014 a 2.084 millones de barriles en el país. Sin embargo, la meta de producción en esta regional estuvo 39.000 barriles por debajo del objetivo que se habían trazado el año pasado en la estatal petrolera, que fue de 266.000 barriles.

    Cotello tiene la misión de seguir explorando, pero sin mucho dinero para invertir. De hecho le anunció a El Espectador que en esta zona los recortes de gastos e inversiones serán del 31% menos que en 2014. Esto quiere decir que la compañía destinará US$1.558 millones en proyectos de producción que estarán centrados en los campos de Castilla y Chichimene en el Meta, de los que en la actualidad se extraen un poco más de 200.000 barriles al día, casi 20% de la producción nacional.

    “Estos dos campos son prioritarios para Ecopetrol. Empezamos a perforar 88 pozos en Castilla y tomamos la decisión de aumentar en 21 pozos más. Eso demuestra el compromiso que tenemos con esta área del Meta y la generación de trabajo. Vamos a hacer todo por mantener el empleo en el departamento y la región Orinoquia, pese a la crisis de los precios”, dice el vicepresidente de Ecopetrol.

    Por su parte, Pacific Rubiales Energy, un poco más discreta en brindar información por el proceso de venta en que se encuentra y la incertidumbre acerca de si planteará una alternativa para continuar operando Campo Rubiales en 2016, dijo en un comunicado que hay una reducción de inversiones en bienes de capital de US$1,5 millones a un rango entre US$1,1 millones y US$1,3 millones. Y se destinará “una cantidad pequeña a exploración”.

    “La incertidumbre de los precios del petróleo continúa y, aunque creemos que se recuperarán, estamos asumiendo una posición cautelosa frente al momento, reduciendo nuestros costos y nuestro presupuesto de capital de 2015 para lograr que haya una correspondencia con el flujo de efectivo esperado (…) La reducción de costos sigue siendo una prioridad”, dijo públicamente Ronald Pantin, CEO de la compañía.

    Canacol Energy, que explota el crudo en el bloque Llanos 23 (LLA-23) de Casanare, advirtió que entre las iniciativas para ahorros adicionales se encuentra la centralización de las operaciones de producción, cargue y disposición de agua de los cinco campos de este bloque hacia la plataforma Pointer, justamente entre junio y julio, reduciendo así gastos operacionales, gastos de transporte y costos de manejo de agua vía reinyección.

    “Los gastos totales de producción y transporte disminuyeron 30% y 28% respectivamente”, comentó Charles Gamba, presidente de Canacol, también mediante un comunicado. La empresa redujo en US$33 millones la inversión en Casanare para este año. Durante 2014 la inversión había sido de US$190 millones.

    No obstante Gamba se mostró optimista por el aumento en los volúmenes de producción que, admitió, se debe principalmente a nueva producción proveniente de los descubrimientos Labrador, Leono, Pantro, Tigro y Maltés de LLA-23.

    Con todo, el gobernador del Meta, Alan Jara, quien siempre ha insistido en que se debe mirar a otros sectores de la economía para no depender tanto de las regalías petroleras, es optimista y ha puesto la administración departamental en función de impulsar áreas como el turismo.

    “Tenemos que retomar la vocación agropecuaria y agroindustrial del departamento. Incentivar proyectos turísticos que son generadores de trabajo no calificado y calificado, y, por supuesto, con obra pública, que es lo que hemos venido haciendo, por ejemplo, con los programas de vivienda de la Gobernación. Adicionalmente a esto impulsamos las obras viales mediante la gestión de las APP de iniciativa pública y privada e invertimos con recursos propios en el mejoramiento de más corredores viales. Todo eso impulsa otros sectores de la economía”, le dijo a El Espectador el gobernador Alan Jara


    Fuente: Elespectador.com

  • US$4.800 millones es el plan de inversiones para 2016 de Ecopetrol.

    ·Adelantará un plan enfocado en la reducción de costos y logro de eficiencias para afrontar la coyuntura internacional de precios. 

    ·El Grupo Empresarial  tendrá como meta producir diariamente alrededor de 755 mil barriles de petróleo equivalente, producción similar a la de 2015.

    ·El Plan de Transformación Empresarial continúa consolidando sus resultados, lo que permitirá ahorros estructurales por más de US$760 millones. 

    Planta De Desasfaltado WEcopetrol S.A. (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC; TSX: ECP) informa que su Junta Directiva aprobó el Plan de Inversiones del Grupo Ecopetrol para 2016 por US$4.800 millones. 

    El presupuesto de inversiones aprobado está alineado con la nueva estrategia corporativa y responde a la retadora situación del mercado internacional del petróleo. Por lo cual, las inversiones presupuestadas para el 2016 son un 40% menores que las planeadas para el 2015. 

    El plan se focaliza en lograr mayores eficiencias y rentabilidad en todas las áreas del Grupo Empresarial, con énfasis en la disciplina de capital, la reducción de costos y la eficiencia.

    Los adelantos logrados en el Programa de Transformación Empresarial arrojarán optimizaciones y ahorros previstos en 2015 por US$760 millones.

    Para 2016 se mantendrán estos ahorros y se buscará reducir costos adicionales en dilución en crudos pesados, renegociación de contratos, manejo eficiente de gastos corporativos y una cultura de ahorro y austeridad. 

    El plan de inversiones del Grupo Ecopetrol permitirá mantener la producción diaria alrededor de 755 mil barriles de petróleo equivalente (KBPED) promedio año, de los cuales 690 (KBPED) corresponden a Ecopetrol S.A., cifras similares a las alcanzadas en 2015. 

    De la inversión total aprobada para el Grupo Ecopetrol por US$4.800 millones, US$2.782 millones serán invertidos en proyectos de Ecopetrol S.A. y US$2.018 millones en proyectos de compañías filiales y subsidiarias. 

    El 96% de las inversiones se realizará en Colombia y 4% en el exterior a través de sus filiales.

    El mayor porcentaje de los recursos se dirigirá a producción eficiente de crudo y gas, a evaluar los hallazgos exploratorios recientes, a la entrada en operación de la nueva refinería de Cartagena y a consolidar la capacidad de transporte. 

    Las inversiones aprobadas por segmento se detallan a continuación:

    Plan de Inversiones de Ecopetrol S.A. Filiales y Subordinadas 2016 

    Cifras en Millones de USD Plan de Inversiones de Ecopetrol S.A. Filiales y Subordinadas 2016

    Cifras en Millones de USD

    Área de Negocio

    Exploración                                                                 660

    Producción                                                               2.337

    Transporte                                                                  473

    Refinación y Petroquímica                                 1.044

    Otras                                                                         286

    Total                                                                       4.800

    Los recursos requeridos para el plan de inversiones de Ecopetrol S.A. por US$2.782 millones y su aporte a la inversión de filiales y subsidiarias por US$ 1.035 millones provendrán de la generación interna de caja, la desinversión de activos no estratégicos y recursos de financiación. La Empresa cuenta con capacidad de endeudamiento, calificación de grado de

    inversión y acceso al mercado de capitales en Colombia y en el exterior. Los recursos requeridos para el plan de inversiones de Ecopetrol S.A. por US$2.782 millones y su aporte a la inversión de filiales y subsidiarias por US$ 1.035 millones provendrán de la generación interna de caja, la desinversión de activos no estratégicos y recursos de financiación. La Empresa cuenta con capacidad de endeudamiento, calificación de grado de inversión y acceso al mercado de capitales en Colombia y en el exterior. 

     

  • ¡Adiós al boom petrolero!

    Planta EcopEstancamiento económico, caída en el empleo y reducción en la inversión social son solo algunos de los problemas que aquejan a las regiones petroleras por cuenta de la caída en los precios del crudo. Oscuro panorama.
     
    La crisis que afronta la industria petrolera como consecuencia de los bajos precios del crudo les está pasando cuenta de cobro no solo a las empresas vinculadas directamente con este negocio; también a las regiones, cuya economía depende en un alto porcentaje de dicha actividad. 
     
    La incertidumbre y preocupación se han convertido en el “pan de cada día” de los contratistas de las firmas petroleras, los proveedores de bienes y servicios, las comunidades de las zonas de influencia petrolera e, incluso, de las mismas entidades departamentales y municipales.
     
    Precisamente, estas últimas enfrentan una reducción en el monto de las regalías como consecuencia de las modificaciones en el Sistema General de Regalías (SGR). Para 2015-2016, el monto aprobado fue de $18,2 billones. Sin embargo, dada la coyuntura, la Comisión Rectora del SGR aprobó un aplazamiento del 30%; es decir, $5 billones. 
     
    Cada región petrolera enfrenta su propia crisis. Un estudio de la Cámara de Comercio de Neiva indica que Ecopetrol puso en marcha un recorte de 28% en su plan de inversiones para 2015 en el Huila (unos US$6.000 millones) y el retiro paulatino de los trabajadores más antiguos. Entre tanto, Pacific Rubiales ha despedido cerca de 7.000 contratistas.
     
    En esta región del país, la capacidad operativa de las empresas se ha reducido entre 20% y 30%, según un sondeo efectuado por la mencionada entidad. Así mismo, ha disminuido el valor de los contratos en 30%.
     
    Otras actividades como hotelería, vivienda y transporte también han comenzado a sentir las consecuencias de la crisis. La devolución de apartamentos que habían sido adquiridos en arriendo es tema de todos los días, mientras la ocupación hotelera se redujo entre 30% y 40% en los dos primeros meses del año.
     
    En el transporte, las cosas no son diferentes. Antes de la crisis, las petroleras pagaban por una carga de crudo entre Neiva y Puerto Asís (Putumayo), entre $2,4 millones y $2,5 millones. Hoy en el mismo trayecto, el propietario de un carro-tanque recibe $800.000. 
     
    Economía en picada
     
    Pero si en Neiva llueve, en Barrancabermeja no escampa. La presidente de la Cámara de Comercio de Barrancabermeja, Pilar Contreras, indica que al cierre de 2014 las empresas de servicios petroleros registraron una caída de 23% y la constitución de unidades productivas se redujo 3,2%. Cuatro renglones son los más afectados: metalmecánico, construcción, transporte y eléctricos.
     
    Cálculos hechos por la Cámara apuntan a que en 2015 el desempleo en esta ciudad se situará por encima de 22%. 
     
    La directiva explica que la economía de Barrancabermeja mueve alrededor de $4 billones al año y 30% de este monto lo aportan las empresas que operan alrededor de la industria del petróleo, las cuales están vinculadas a un clúster compuesto por más de 480 firmas. Lo preocupante es que 15 de las más grandes ya han solicitado procesos de reorganización empresarial ante la Superintendencia de Sociedades.
     
    “La economía está estancada y a la crisis por los precios del crudo hay que sumarle que no se define nada de la modernización de la refinería. Esto ha motivado la terminación de contratos con Ecopetrol y con otras petroleras, al tiempo que los procesos licitatorios se han reducido significativamente. Empresas que tenían 30 o 40 empleados hoy operan con un promedio de 10”, asegura.
     
    Esta preocupación la comparte el presidente de la Cámara de Comercio de Bucaramanga, Juan Camilo Beltrán, quien considera que la modernización de la refinería es clave y estratégica para la región. En este momento el proyecto es objeto de análisis de la junta directiva de Ecopetrol.
     
    Beltrán también destaca otro tema que ha tenido incidencia directa en el empleo del departamento y es el recorte presupuestal para el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP), por parte de la compañía estatal.
     
    Datos de la petrolera indican que el presupuesto total del Instituto pasó de $243.400 millones en 2014 a $140.140 millones en 2015, 42% menos. Específicamente el monto destinado a inversiones del ICP pasó de $136.600 millones en 2014 a $87.940 millones en el actual periodo.
     
    Como consecuencia de esos recortes se tomó la decisión de terminar dos contratos que pretendían realizar pruebas de investigación y que significan la pérdida de alrededor de 400 puestos de trabajo en Santander. 
     
    En la zona oriental del país, la Cámara de Comercio de Villavicencio, que tiene bajo su jurisdicción al Meta, Vichada, Guainía, Vaupés y al municipio de Paratebueno y que terminó 2014 con cerca de 40.000 matriculados. Allí las preocupaciones no son diferentes.
     
    El presidente de la entidad, Carlos Alberto López, señala que la capacidad de producción de las empresas relacionadas con los servicios petroleros se ha reducido, impactando a municipios como San Martín, Acacías, Puerto Gaitán, Castilla La Nueva y Guamal. Además, algunas petroleras están contratando empresas de otras regiones del país, golpeando la proveeduría local. Otro de los temas de gran impacto es el cierre de la inversión social, porque se han reducido sus presupuestos. La época de vacas flacas llegó. Ahora, las regiones tendrán que demostrar que estaban preparadas para enfrentarlas.
     
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    Menos regalías
     
    El precio del petróleo no es la única preocupación. Como era de esperarse, los recursos que por regalías por asignaciones directas reciben los departamentos petroleros también se están viendo seriamente afectados, poniendo en riesgo el desarrollo de proyectos trascendentales para las regiones en materia de ciencia, tecnología, educación, recreación y deporte. Solo en el Huila, se estima que la reducción bordeará el 50%. Mientras entre 2013 y 2014, la región percibió $86.182 millones (es decir cerca de $43.000 millones anuales), en 2015 recibirá $22.897 millones. En 2011, este departamento del sur del país alcanzó a recibir regalías petroleras por más de $218.000 millones. En el Meta también se siente el impacto. Carlos Alberto López, presidente de la Cámara de Villavicencio, señala que solo en el Meta la Gobernación alcanzó a recibir más de $1 billón por año. Para 2015 se tenían presupuestados $250.000 millones, pero la cifra fue reducida a $187.000 millones. Según el Departamento Nacional de Planeación, el monto aprobado para distribución de regalías alcanza los $18,2 billones para la vigencia 2015- 2016, pero el gobierno acaba de congelar recursos por $5 billones.
     
    Dinero.com
  • ¿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
  • ¿Cómo se portará el petróleo?

    El precio del barril de petróleo ha caído más de 40 por ciento desde julio de 2014. / Bloomberg
     
    Extraccin PetMientras se estabiliza alrededor de un nuevo piso fijado por el costo de la producción marginal, el precio oscilará exacerbado por la especulación en mercados financieros.
     
    Para empezar, es necesario analizar las causas fundamentales de la caída de los precios en el segundo semestre de 2014. Los precios se han reducido a la mitad: de US$110 por barril a principios de junio a US$55 a mediados de diciembre. Por el lado de la oferta, la razón principal se encuentra en un crecimiento muy acelerado de la producción de petróleo en Estados Unidos. Este país ha incorporado casi cuatro millones de barriles diarios (Mbd) netos de producción en los últimos cuatro años. Mientras, por otro lado, el crecimiento de la demanda mundial de crudo se ha desacelerado en los últimos dos años.
     
    Fue precisamente el anuncio de la revisión a la baja de los pronósticos de crecimiento económico de la economía mundial para 2015 la que provocó el inicio del colapso de los precios el 7 de octubre, en la reunión anual conjunta del FMI-WB. Esto se aceleró cuando la OPEP, en la reunión ordinaria del 27 de noviembre, anunció que no iba a cortar producción para acomodar la creciente producción estadounidense. Estos dos eventos pusieron de relieve los cambios fundamentales presentes en el mercado y han llevado al literal derrumbe de los precios en el último trimestre de 2014.
     
    La medida tomada por la OPEP estuvo influida por una posición muy firme de Arabia Saudita y sus aliados del Consejo de Cooperación del Golfo (CCG). La decisión de la OPEP ha decretado de hecho una guerra de precios en el mercado petrolero internacional. Los países del golfo Pérsico tienen, combinados, las reservas más abundantes y los costos más bajos de producción del mundo. Su objetivo es contener la entrada de la producción incremental de los Estados Unidos. Pero sobre todo quieren mantener su preeminencia en el mercado petrolero internacional.
     
    Los países del GCC tienen además economías y poblaciones relativamente pequeñas, con baja capacidad de absorción, y pueden compensar la caída del precio con altos volúmenes de exportación, por ello pueden resistir precios relativamente bajos mejor que nadie.
     
    Antes de aventurarnos a hacer un escenario para el año que comienza, es importante poner en contexto la magnitud de la producción adicional a partir de petróleos no convencionales en los Estados Unidos, unos 4 Mbd. Esto es 60% más que la producción de Venezuela, Brasil o México. Es un tercio mayor que la producción de Irak, el segundo productor de la OPEP, y aproximadamente un 40% de la producción de Rusia. La magnitud de las reservas de petróleos no convencionales de Estados Unidos le permite aumentar significativamente la producción actual con las tecnologías existentes. La restricción viene por los costos de producción. Estas son técnicas de producción todavía en desarrollo y los costos de producción se han reducido ostensiblemente en el último par de años.
     
    En el contexto anterior se puede construir un escenario de precios para el año 2015. Si el objetivo es contener el incremento de la producción en Estados Unidos, el costo de mantener la producción de petróleo no convencional en este país determinará el precio del petróleo, mientras se recupera la demanda mundial y presiona la subida de los precios. El consenso en cuanto a los costos de mantener los volúmenes actuales de producción de petróleo no convencional en Estados Unidos está entre US$50 y US$60. Esto dependerá mucho de la evolución de las tecnologías de producción, lo cual puede seguir abaratando los costos de producción. Mientras se estabiliza alrededor de un nuevo piso fijado por el costo de la producción marginal, el precio oscilará exacerbado por la especulación en mercados financieros.
     
    Por: Ramón Espinasa *
     
    * Especialista Líder en Petróleo y Gas del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). 
     
    Fuente; ElEspectador.com
     
  • ¿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 

  • ¿Ecopetrol soportaría más atentados?

    No ha pasado suficiente tiempo como para olvidar que durante el primer semestre de 2014, antes de la crisis de los precios del crudo, Ecopetrol y la industria petrolera del país afrontaban sobrecostos y problemas de producción que los atentados a los oleoductos y las diferencias con las comunidades provocaban.
     
    Durante el primer semestre de 2014 la producción se promedió en 981.000 barriles de petróleo diarios (BPD), 46.000 unidades menos que la meta de 1.027.000 BPD fijada por el Gobierno en ese momento. Transporte y daños a la infraestructura compartieron 58% de la culpa de aquella disminución, mientras que problemas sociales y temas operacionales explicaron tan solo el 26% y el 16%, respectivamente.
     
    Los atentados a los oleoductos se redujeron drásticamente en el segundo semestre de 2015, lo cual permitió que por siete meses consecutivos la producción del país estuviera por encima del millón BPD. Sin embargo, el fin de la tregua entre el Gobierno y las Farc ha puesto en el radar otra vez la problemática de los ataques contra la infraestructura petrolera en el país.
     
    Oleoducto CaolimonDurante el fin de semana pasado, y en menos de 24 horas, la industria petrolera del Putumayo fue atacada en tres ocasiones por guerrilleros de las Farc. Sus golpes afectaron el oleoducto Transandino entre San Miguel y el Puente Internacional vía hacia Ecuador. También atentaron con explosivos el pozo Loro 8 del Valle del Guamuez. Además, se conoció que las tropas que custodiaban el lugar fueron hostigadas sin dejar víctimas ni heridos.
     
    El exministro de Minas y Energía Amylkar Acosta explicó que “si los atentados continúan, la producción nacional podría volver a caer por debajo del millón de barriles. Además, este tipo de atentados implica una serie de gastos importantes por las reparaciones, la producción que se deja realizar y por las medidas contingentes que se tienen que hacer para desviar el crudo. Es probable que tengan que transportar el material en carrotanques por las vías de Ecuador, lo cual implica un costo cinco veces mayor frente al gasto en que se incurre cuando se utilizan los oleoductos”.
     
    Esta serie de costos no llega en el mejor momento para Ecopetrol, que se encuentra en un programa de austeridad con el fin de sanear sus balances. Si la empresa entra en una nueva temporada de ataques como los de hace un año, podría comprometer aún más sus finanzas por la reducción de la producción y por el aumento de los gastos. Además, parte de los recursos que el sector de hidrocarburos aporta a las regiones del país se podrían ver comprometidos, ya que por ejemplo, “el país pierde $2.170 millones (US$843 mil) de regalías por cada día que esté inhabilitado el oleoducto Caño Limón”, agregó Acosta.
     
    Si los atentados continúan, se podría estar comprometiendo la actual joya de la corona de Ecopetrol. En los resultados financieros del primer trimestre de 2015 el segmento de transporte y logística aportó el 48,7% de los $160 mil millones (US$62,1 millones) de utilidades netas reportadas. En consecuencia, la subsidiaria Cenit fue la única filial del grupo que entregó números verdes, pues su beneficio neto aumentó 50,4% alcanzando los $695 mil millones (US$270 millones apróx).
     
    “Cenit comenzará a tener cada vez más relevancia para Ecopetrol. Dado que es una filial de transporte, es una compañía que no se ve directamente afectada por los bajos precios del crudo. Además, les presta servicio a la mayoría de las petroleras del país”, explicó Camilo Silva, director de Análisis Técnico de Valora Inversiones.
     
    Es una posición con la que coincide Ómar Suárez, analista de Alianza Valores, quien indicó que “gran parte de los buenos resultados de Cenit se debieron a la reducción de los ataques a los oleoductos. Por ello, si los ataques continúan esta filial podría perder la relevancia que mostró durante los reportes financieros del primer trimestre de 2015”.
     
     
    ELESPECTADOR.COM
  • ¿Es el momento indicado de comprar acciones de empresas petroleras?

    Accion Ecopet BrentAnte la caída de los precios del crudo y de las acciones de algunas empresas que cotizan en Colombia como Pacific y Ecopetrol, algunos inversionistas podrían estar considerando invertir en estas empresas.

    Durante la semana pasada algunos analistas de hidrocarburos de Wall Street estuvieron haciendo llamados a los inversionistas para invertir en este sector. Sin embargo, analistas bursátiles en Colombia consideran que no es la mejor recomendación.

    Las acciones de las petroleras Pacific Exploration & Production (antes Pacific Rubiales Energy) y Ecopetrol, en los últimos 7 meses han experimentado un retroceso de 46% y 17,6% respectivamente.

    Sin embargo, la volatilidad de los precios del petróleo, la dependencia de los ingresos de las compañías al precio del commodity, la estructura inherente del negocio y los desafíos de las compañías en Colombia hacen que esta inversión sea “un tema bastante especulativo” de acuerdo con el gerente de renta variable de Corficolombiana, Andrés Duarte.

    El sector por sí mismo es riesgoso

    El gerente de análisis de renta variable de Credicorp Capital, César Cuervo, le explicó a Dinero qué tan conveniente es  invertir en acciones de compañías petroleras dada la estructura fundamental del negocio y la historia de sus cotizaciones en la bolsa de Colombia.

    Cuervo asegura que a simple vista, podría parecer una inversión rentable pues  “efectivamente las acciones de empresas petroleras que cotizan en la bolsa colombiana como Pacific, Canacol y Ecopetrol, han experimentado precios que con respecto a su propia historia, pueden parecer atractivos o bajos”.

    Sin embargo, Cuervo explicó que “algo que nos tuvo que haber enseñado todo este periodo en el que Ecopetrol entró a cotizar en bolsa, desde finales del 2007 hasta hoy, es que hay una alta dependencia entre el precio del commodity y los precios de las acciones“.


    imagen

    Por lo tanto, de acuerdo con el ejecutivo, estas empresas como Ecopetrol “son absolutamente tomadoras de precios y además no tienen ninguna incidencia en el precio del commodity”, por lo que no se puede conocer qué tan prosperas serán sus utilidades actualmente dadas la volatilidad del precio del crudo.

    Además de esto en Colombia, por diferentes razones como “las acciones de las petroleras subieron después de su enlistamiento en bolsa, o porque generaron mucha euforia, nos olvidamos del riesgo inherente al negocio”.

    Para Cuervo fue importante resaltar el funcionamiento de la industria petrolera en donde “las compañías operan sobre el supuesto de una tasa de éxito en la actividad exploratoria que en el mundo está alrededor del 30%”. Lo anterior implica que hay una probabilidad de que la exploración no genere utilidades en un 70% de los casos.

    ¿Para quiénes funcionaría esta inversión?

    Por su parte, el gerente de renta variable de Corficolombiana le explicó a Dinero que si se decide invertir en acciones de petroleras, la inversión  “es una apuesta arriesgada en la medida en que el comportamiento de la acción y el resultado de las empresas se van a mover en línea con lo que pase con el commodity.”

    Pero además, Duarte agregó que “si se van a hacer este tipo de inversiones implicaría que la expectativa de quien este invirtiendo es que el precio del commodity de hecho se recupere” y para que esto ocurra, gran cantidad de variables tanto en la demanda como en la oferta de la industria tendrían que ajustarse como “que el congreso de Estados Unidos, no permita el acuerdo nuclear de Irán, o que se evidencie un deterioro en la producción en Estados Unidos y por el lado de la demanda, deberían darse expectativas positivas respecto al crecimiento de diferentes países, especialmente de China y esas señales no las estamos viendo.” Afirmó Duarte.

    En Colombia el reto es aún más grande

    A su vez, las compañías petroleras que cotizan en Wall Street, tienen varias diferencias a los desafíos que enfrentan las compañías petroleras en Colombia.

    De acuerdo con el estructurador de renta variable de Ultrabursátiles, Jairo Lastra, “uno de los problemas que han tenido las empresas petroleras en Colombia, entre esas Ecopetrol, es que los procesos de licenciamiento ambientales son relativamente prolongados pues estos permisos se han podido demorar hasta dos años o más, y esto implica un retraso significativo en la producción”.

    Además de los licenciamientos ambientales, Colombia tiene otros retos con respecto a la seguridad de la infraestructura pues según Lastra “recientemente esta ha sufrido ataques en los últimos 2 o 3 años.  Esto impacta a la industria porque se hace inviable  invertir y tampoco se puede maximizar la capacidad del campo”.

    Por lo anterior, así analistas de Wall Street recomienden invertir en la industria, el precio del petróleo sigue siendo impredecible y desconocido y por lo tanto las pérdidas o las ganancias asociadas a las empresas que lo explotan y lo producen también lo serán.


    Fuente: Dinero.com / Bloomberg

  • ¿Injusticia con Ecopetrol?

    Javier GA los mercados financieros y bursátiles les habíamos advertido desde hace meses la necesidad de buscar otras ideas de “trading” ante la exagerada exposición en activos petroleros que existía en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC). Sin embargo, la propuesta se convirtió en destrozar a la empresa, tanto en los precios de mercado como ante la opinión pública. Hasta su presidente, Javier Gutiérrez Pemberthy, salió a pagar cuentas que no les corresponden como, por ejemplo, la caída en los ingresos petroleros como consecuencia de los bajos precios internacionales del crudo.
     
    Se suma ahora el escándalo mediático por la investigación que busca establecer la responsabilidad de funcionarios de la petrolera estatal en el supuesto pago de sobornos por parte de PetroTiger. 
     
    Un tema que ya había sido denunciado por la propia empresa, pero que ahora se ventila de nuevo en medio de uno de los panoramas más oscuros para sus finanzas y su imagen en los últimos años.
     
    El Gobierno ya ha advertido que los ingresos de Ecopetrol van a sufrir un fuerte descenso en 2015 y, especialmente, en 2016 debido al desplome del precio del barril de crudo con respecto a los pronósticos iniciales. A esa realidad de menores ingresos totales, es necesario agregarle que la empresa estatal no ha logrado un gran hallazgo que le permita aumentar el número de años de sus reservas petroleras.
     
    Hay otro aspecto que no se tiene en cuenta muy a menudo. Los sueldos, prestaciones y privilegios de los empleados y pensionados de Ecopetrol son millonarios. Por ahora, la empresa es boyante para pagar los estudios y otros aspectos para las familias e hijos de sus trabajadoras, pero esa situación podría afectar las finanzas futuras de la compañía.
     
    Guardando las proporciones y sin hacer comparaciones odiosas, es un caso parecido al de la estatal petrolera de Brasil, Petrobras, que se vio en medio de un escándalo de corrupción que le costó la cabeza a varios de sus directivos y miles de millones de dólares en los mercados a sus accionistas.
     
    Era una realidad prever que las acciones de las petroleras podrían tener problemas en los mercados mundiales, pero, antes del descalabro de los precios del barril de crudo, su principal problema era la falta de grandes hallazgos en suelo colombiano. Tanto Ecopetrol como la canadiense Pacific Rubiales han anunciado a todo volumen éxitos exploratorios en Estados Unidos y Brasil, pero en Colombia, nada por ahora. Canacol Energy se está concentrando en conseguir gas y lo está logrando gracias a contratos que ya tiene firmados con buenos precios a largo plazo.
     
    El reto que se le viene encima al nuevo presidente de Ecopetrol será defender a la empresa, de la que todavía miles de colombianos son accionistas, además de lograr mejores logros exploratorios y recobrar la imagen de la compañía líder en las finanzas públicas y en el mercado local de valores. 
     
    Una de sus misiones será garantizar la independencia y la solidez de sus planes futuros luego de la renuncia de Gutiérrez, a quien, injustamente algunos sectores le han cobrado la situación actual de la empresa provocada, en su mayoría, por factores externos.
     
     
    * Con información suministrada por Valora Inversiones

    Fuente: dinero.com

  • ¿Por qué van ocho meses con una producción petrolera debajo del millón diario de barriles?

    Atentados, líos con las comunidades, decisiones judiciales o ambientales y precios, las razones de la caída en la producción de crudo en el país.Atentados, líos con las comunidades, decisiones judiciales o ambientales y precios, las razones de la caída en la producción de crudo en el país.Pese a que en los últimos 10 años (2006 – 2015), el sector petrolero colombiano aportó al Gobierno Nacional $215,9 billones, que le permitieron al Estado desarrollar proyectos sociales y de infraestructura de gran importancia para el país, para este 2016, la producción de crudo ha sufrido una significativa caída, que ha obligado a Colombia a apretarse el cinturón y a buscar recursos en otros sectores. 
     
    De acuerdo con cifras oficiales, durante los últimos ocho meses la producción petrolera en Colombia no ha logrado llegar al millón de barriles diarios, un hecho inusual teniendo en cuenta que en años anteriores la producción se mantuvo por encima de ese rango y era la meta del Gobierno y su ministerio de Minas y Energía. (Lea: Así fue la producción petrolera durante agosto)
     
    En enero, la producción se ubicó en 986.000 barriles; en febrero, la cifra llegó a los 955.000; en marzo, se produjeron 917.000 barriles, apenas 2.000 barriles más que en abril, cuando la producción de crudo fue de 915.000 barriles. 
     
    Hasta mayo, la producción superó los 900.000 barriles (906.000). Luego de eso, la caída se acentuó: en junio se produjeron 888.000 barriles, en julio 843.000 y en agosto 827.000 (Lea: La extracción petrolera completa cinco meses de caídas y vienen más). 
     
    ¿Cuáles han sido las razones de esta caída? Aunque el bajonazo de los precios del crudo a nivel internacional puede considerarse una razón de peso para esta merma productiva, otros hechos más cercanos a nuestra realidad, han afectado de igual manera la producción de crudo. 
     
    DECISIONES JUDICIALES 
     
    En febrero pasado, la Corte Constitucional suspendió un proyecto petrolero en Orito (Putumayo), que frenó las labores extractivas en dos pozos operados por Ecopetrol y Petrominerales. 
     
    La Corte terminó dándole la razón a la comunidad indígena Awá, que denunció que sus derechos habían sido vulnerados porque no se les consultó sobre la exploración en ese territorio y porque, según ellos, los trabajos sacrificaban su diversidad cultural y deterioraban su entorno y el medio ambiente. 
     
    Por cuenta de esa decisión, la producción diferida, es decir, aquellos barriles que no se pudiendo extraer para exportar, pese a que estaban disponibles en los campos, fue de 191 barriles al día. 
     
    Para la misma época del año, la Corte Constitucional ordenó también la suspensión de las actividades que se encontraran en una distancia inferior a dos kilómetros del límite del Resguardo Indígena Vencedor Pirirí de Puerto Gaitán (Meta), por las mismas razones de la suspensión en Putumayo: consulta previa a la comunidad. 
     
    Aunque los operadores cumplieron con la orden de la Corte y se adelantó la consulta con la comunidad para la reactivación de las actividades del campo, la suspensión también resintió la producción. 
     
    Otro duro golpe recibió el sector un mes después. En marzo, Hocol Ocelote-Guajorro paralizó operaciones, luego de que la Defensoría del Pueblo Regional Meta elevara una tutela en representación de la comunidad Awalibá, manifestando que no se realizó una consulta previa y exigiendo una indemnización por impactos ambientales y culturales.
     
    La medida fue levantada en abril, pero su producción diferida fue de 65.000 barriles entre el 4 de marzo y el 1 de abril. 
     
    ATENTADOS, UN FLAGELO
     
    Otros hechos, que han afectado la producción tienen que ver con los atentados terroristas en contra de la infraestructura petrolera. 
     
    En julio y agosto, la infraestructura del oleoducto Caño Limón Coveñas en el departamento de Arauca fue blanco de varias acciones con explosivos, que habrían sido detonados por el Eln.
     
    Sus consecuencias: freno de actividades de exploración y millonarias pérdidas. 
     
    Además de los efectos sobre la economía, cada atentado puso en riesgo los ríos de la región y la tranquilidad de sus habitantes. 
     
    OTROS HECHOS 
     
    La toma de una planta en Gibraltar por parte de miembros de la comunidad indígena U’wa, así como el cierre de una vía en Putumayo por parte de unos campesinos, también pusieron en jaque por varias semanas la producción de hidrocarburos en el país. 
     
    El mes pasado (agosto) las vías que de Mocoa conducen a Puerto Asís y San Miguel, Bajo Putumayo, fueron bloqueadas por al menos 5 mil campesinos, cerrando dos puntos estratégicos del departamento.
     
    Estos bloqueos afectaron el paso de vehículos hacia el interior del país, impactando la industria petrolera. 
     
    Otro hecho tiene en vilo al sector. La caída del puente del Río Charte, que comunica a Yopal con Aguazul, podría ser ahora el causante de otra caída de grandes proporciones. 
     
    Sin embargo, este hecho aún no ha causado afectación a la producción porque las empresas están utilizando su capacidad de almacenamiento.
     
    APORTE AL PAÍS 
     
    Según un reciente estudio de Campetrol, durante los últimos diez años, el sector petrolero colombiano aportó al Gobierno Nacional $215,9 billones, lo que significa un promedio anual de $21,5 billones.
     
    Estos dineros llegaron a las arcas del Estado a través de cuatro vías, la primera, por derechos económicos que pagan las operadoras a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) por la adjudicación de los contratos; la segunda, por regalías (contraprestación económica que recibe la nación por la explotación de un recurso natural no renovable); la tercera, por el pago de impuesto de renta, aranceles e IVA que cancelaron las empresas petroleras; y la cuarta, por los dividendos generados por Ecopetrol.
     
    Por el primer concepto (derechos económicos), ingresaron al Gobierno $4,3 billones. Este es el rubro que menos pesa dentro de los aportes del sector petrolero a la nación.
     
    A través del segundo concepto (regalías), el Gobierno obtuvo beneficios por el orden de los $60 billones durante los últimos 10 años, y es el tercer rubro más significativo, teniendo su máximo nivel en el 2012, época en la que por esta vía ingresaron $8,6 billones.
     
    Por su parte, por imporrenta, la nación obtuvo $90 billones de ingresos vía sector petrolero. El 2014, fue el año que más recursos se generaron por este rubro con $24,1 billones.
     
    Finalmente, por dividendos de Ecopetrol, el Gobierno obtuvo $61,6 billones, teniendo la cúspide en el 2013 cuando se aportaron por esta vía $13,2 billones. 
     
    No obstante, el año anterior el Estado no recibió ingresos, único periodo en el que se registró esta cifra.
     
    Entre el 2006 y el 2014, los ingresos aumentaron un 78%.
     
    Portafolio.co
     
  • ¿Qué persigue Ecopetrol en México?

    Golfo MexicoLos yacimientos ofrecidos en la primera etapa no convencieron a la petrolera colombiana. Pero el interés en el Golfo se mantiene.
     
    La noticia sobre el retiro de Ecopetrol de la primera subasta abierta de bloques petroleros de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, CNH, de México dejó desconcertados a algunos inversionistas.
     
    La razón: la estrategia planteada por la petrolera a 2020 tiene como foco de sus inversiones internacionales al país azteca.
     
    “Si dicen que se concentrarán en México, y luego se publica que ya no están interesados en participar en la ronda, no queda claro entonces hacia dónde va la compañía”, señaló Camilo Silva, socio fundador de la firma Valora Inversiones.
     
    Sin embargo, extraoficialmente, fuentes de Ecopetrol explican que la razón por la cual no participarán en la subasta tiene que ver con que estos catorce bloques puntuales que se ofrecen en esta etapa de la ronda mexicana, no son del interés de la compañía.
     
    “La empresa está buscando yacimientos con mejor potencial”, señaló la fuente, que aseguró que lo más probable es que en la subasta del segundo semestre del año sí se presente por bloques de aguas profundas, en los que tienen mayor interés.
     
    Según lo planteado en la estrategia, explicada por el presidente de la compañía, Juan Carlos Echeverry, la idea es entrar con operadores que tengan experiencia en aguas profundas. Por lo que lo más probable es que para una nueva etapa de la ronda, la petrolera busque nuevamente alianzas con compañías de la talla de Murphy Worldwide.
     
    Hay que decir que a Ecopetrol no fue a la única compañía a la que no le convenció la oferta de la primera ronda mexicana. El consorcio de la italiana Eni Internacional y la estadounidense Casa Internacional también se retiraron, junto con Glencore, que hacía parte de un conglomerado y Premier Oil, que participaba individualmente.
     
    Los resultados de esta primera etapa se conocerán el próximo 15 de julio.
     
    ¿IMPACTO EN LA ACCIÓN?
     
    Para Silva, la noticia sobre la salida de Ecopetrol del golfo de México pudo haber tenido un impacto en la acción de la petrolera, que ayer en la mañana alcanzó a tocar su punto más bajo desde que está en la bolsa y se llegó a cotizar en 1.565 pesos.
     
    No obstante, para el analista de renta variable de Alianza Valores, Omar Suárez, el comportamiento de Ecopetrol ayer está justificado por la dinámica internacional que “tocó fondo”.
     
    “Hay mucha aversión en este momento en los mercados y Ecopetrol no es ajena en la situación. De hecho, al final de la jornada la acción alcanzó a recuperarse”.
     
    En efecto, ayer la acción de Ecopetrol cerró en 1.650 pesos, un leve repunte de 0,92 por ciento con respecto al cierre anterior.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • ¿Quién será el reemplazo de Reyes Reinoso?

    Reficar IIBogotá – Desde hace dos semanas el dominicano Tomás Hernández, vicepresidente de refinación de Ecopetrol, está en la presidencia de la Refinería de Cartagena (Reficar), como encargado del complejo industrial. No obstante, se espera que esto no sea por mucho tiempo ya que la petrolera ya inició una convocatoria internacional con el fin de encontrar a la persona más adecuada para manejar 34 unidades de refinación de derivados de crudo en Cartagena.

    Este es el segundo proceso internacional que hace la compañía de petróleos en menos de un mes para buscar atraer a las personas más idóneas a los cargos. La última adición de la empresa había sido el vicepresidente de ingeniería y proyectos Jürgen Loeber, que cuenta con más de 30 años de experiencia en manejo de obras en diversos lugares petroleros en el mundo.

    Esta nueva visión de Ecopetrol, de atraer capital humano de alta calidad, está enmarcada dentro de la estrategia del presidente, Juan Carlos Echeverry, quien explicó a LR que la intención “no solo es escoger las ideas que tengan más valor, sino saber entregárselas a personas que sepan ejecutarlas”.

    El plan de la petrolera es, entonces, que llegue una persona especializada en el manejo de plantas de refinación para que opere Reficar con la mayor eficiencia. Y que, de paso, aporte a construir el modelo que tiene Ecopetrol con BP, que hace dos semanas sellaron una alianza que busca precisamente definir la mejor dieta de crudos para obtener los mejores márgenes de venta de combustibles que hoy en día, y por su calidad, se han vendido en California, un mercado con los más altos estándares ambientales.

    Siendo así, y después de que se escoja al presidente de Reficar, proceso que no se espera dure mucho tiempo y que será apoyado por una firma cazatalentos (aún no se ha definido cuál), pero que no tiene fecha definida, Tomás Hernández, retomaría sus funciones en la vicepresidencia.

    Por otra parte, el ingeniero Reyes Reinoso, que es valiosamente recordado por lograr terminar la obra y sacarla de un atraso de más de cuatro años, ya regresó a Ecopetrol y empezó a reforzar el equipo de Loeber, que es a su vez el que estaba realizando el cierre total del proyecto en la refinería.

    Dentro de sus nuevos retos está el de imponer y crear estrategias dentro de la empresa que mejoren la disciplina de capital. En palabras de Echeverry, la vicepresidencia de proyectos es ese “embudo que clasifica las ideas arriba y abajo saca las pocas inversiones y proyectos que valen la pena. Con eso esperamos crear un portafolio robusto”.

    Por otra parte, para los analistas, el nuevo presidente de Reficar deberá tener un amplio conocimiento de los mercados de derivados, ya que las ventas se hacen diariamente y es necesario que conozca exactamente qué productos tienen los mejores precios y demanda constantemente con el fin de cambiar la dieta de la refinería y obtener los mejores resultados.

    A su vez, tendrá que balancear esto analizando los costos de oportunidad de vender en el mercado nacional, ya que cuando disminuyen las importaciones de refinados, Ecopetrol mejora sus gastos operativos.

    Finalmente, para Diego Franco, jefe de investigaciones de Franco Valores, “la experiencia del nuevo presidente deberá estar enfocada precisamente en el sector petroquímico. Debería ser una persona que tenga experiencia en evaluación de proyectos, ya que Reficar necesita una cabeza que lleve a la generación de productos limpios y que, a su vez, tenga una adición de procesos que hagan que la compañía sea eficiente y así recupere en parte la gran pérdida que hubo por sobre costos”.

    Refinería está enfocada en la demanda

    Teniendo en cuenta que Ecopetrol ya recibió 100% de las plantas del complejo industrial, lo que significa que ya empezó a ser el operador de la refinería, la tarea de Reficar como empresa será cerrar financieramente el proyecto y enfocarse en la demanda contra CBI.

    La idea es que la empresa, que conoce los pormenores, finalice el proceso de arbitramento, en el que se están pidiendo al menos US$2.000 millones. Por su parte, en este proceso hasta ahora se está conformando el tribunal y se están escogiendo los tres árbitros.

     

    La opinión

    Juan Carlos Echeverry

    Presidente de Ecopetrol

    El modelo de trabajo que se busca es el de alguien que coja las ideas y las entregue a gente que sepa. Que lleve décadas en esto”

     

    Fuente: Larepublica.co 

  • 'Es el momento para un cambio en Ecopetrol'

    El presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez Pemberthy, habló con Portafolio sobre su experiencia a la cabeza de la empresa más importante del país y sobre los retos que quedan para su sucesor, Juan Carlos Echeverry.

    Foto de ElEspectador.comFoto de ElEspectador.comJavier Gutiérrez Pemberthy es un hombre firme en sus convicciones pero suave en sus formas. Su secreto, dice, es entender que todo hace parte del trabajo, tanto lo bueno, como lo malo. Sus colaboradores más cercanos dicen que es sumamente exigente, pero que pocas veces lo ven fuera de sus casillas.

    Para esta entrevista, nos recibe un viernes a las 6:30 de la tarde en su oficina, justo después de una complicada reunión con la junta directiva de Ecopetrol, empresa que ha presidido en los últimos siete años, en la que se tomó la decisión de no prorrogar el contrato de operación con Pacific Rubiales para manejar campo Rubiales.

    Últimamente sus días han estado colmados de decisiones claves para la empresa más importante para el país. Pero, aún así, luce tranquilo y sonriente.

    Cuentan que llega siempre antes de seis de la mañana y se va después de diez de la noche. No es para menos, entre los escándalos de corrupción dentro de la compañía que ha tenido que encarar, la incertidumbre sobre la prórroga de Rubiales y el empalme con el presidente electo de la petrolera, Juan Carlos Echeverry, no queda mucho tiempo para el descanso, ni para la nostalgia tampoco.

    Aún así, se tomó unos minutos para hablar con Portafolio sobre su paso por la compañía y reflexionar sobre cómo se ha dado este nuevo cambio, tanto para la empresa como para él.

    Hablando de la noticia más reciente de la compañía, ¿usted está convencido de que Ecopetrol puede manejar campo Rubiales?

    Sí. Yo sé que parte de los aspectos que se cuestionan es si Ecopetrol tiene la capacidad. Algunos dicen que si bien operamos Castilla y Chichimene, no tenemos tanta gente como para repetir lo mismo en Rubiales. Sabemos que es un reto, pero algunas de las alternativas que se estudian es llamar a otros operadores o mirar qué posibilidad hay de abrir otro concurso. Es cuestión de ver cómo replicar esos modelos, cómo puede organizarse y contratar gente. Yo creo que Ecopetrol tiene diferentes opciones y creo que esta es una una oportunidad de seguir creciendo.

    En todo caso, ese 'chicharrón' ya le queda al señor Juan Carlos Echeverry...

    Pero ya no hay chicharrón. Es el reto de recibir esa operación y aprovecharla muy bien y seguir soportando, porque ahí puede haber aspectos muy interesantes.

    Sí, tiene razón, ya se tomó buena parte de la decisión...

    Lo que le queda a Juan Carlos es afrontar ese reto y, sobre eso, seguir soportando el crecimiento de la compañía, hay oportunidades importantes para aumentar la producción en campo Rubiales, incorporar nuevas tecnologías para ir a recobro secundario y terciario, yo creo que lo que hay es una tremenda oportunidad para Ecopetrol.

    ¿Cómo le ha ido con el empalme?

    Muy bien. El doctor Juan Carlos estuvo dos días de la semana pasada acá, tuvo una agenda muy completa para revisar todos los temas de la empresa. Él de verdad está muy entusiasmado, es una persona capaz y bien preparada, tiene facilmente 25 años de vida pública a través de los cuales ha liderado reformas muy importantes. Es una persona con capacidad para tomar decisiones complejas como las que necesita Ecopetrol.

    ¿Le ha dado algún consejo?

    Dar consejos es relativo, como dice el dicho: 'cada quién tiene su forma de matar las pulgas', así que en eso soy respetuoso.

    ¿Pero tal vez algo que le habría gustado que alguien le hubiera dicho cuando llegó a la presidencia?

    Él fue miembro de la Junta Directiva de Ecopetrol por dos años y conoce muy bien a Ecopetrol... Algo que me parece importante es que valore a la gente que tiene la compañía, aquí hay un gran equipo y que él tiene que saber aprovecharlo para orquestar un grupo como el de la selección Colombia que le permita a esta empresa meter los goles que necesita.

    A Ecopetrol le quedan muchos retos por delante: la transformación de una compañía como esta es una cosa de largo aliento. En los últimos años Ecopetrol ha ganado experiencia en la operación, pero tiene que destacarse más en sus resultados, volverse un explorador fuerte, con costos competitivos.



    Y otro tema que me imagino que estará en la lista es la transparencia. Se dice que el escándalo de Petrotiger es la punta del iceberg de un problema de corrupción que se vive en la compañía...

    Indudablemente es un tema importante. Pero déjame decir algo aunque se debate sobre si esto es o no la punta del iceberg, hay que mirar que seguimos hablando de un número limitado de contratos y de personas en estos casos. Alguien podría decir 'qué descarado ese señor, que dice que es un asunto pequeño', pero si tu comparas seis contratos contra diez u once mil que manejamos entonces es un solo caso entre toda esta población. Claro, uno quisiera que ningún contrato y ningún funcionario de Ecopetrol se viera involucrado en estos actos. Ahora, a raiz de todo esto han salido otros casos a la luz, pero hemos podido decir qué medidas tomamos en cada uno de ellos. Ecopetrol tiene un sistema de control robusto que ha estructurado un proceso contra esos riesgos de soborno, de lavado de activos, el año pasado recibimos 448 quejas y denuncias que investigamos, hemos hecho denuncias a las autoridades, terminamos contratos. Aquí siempre se pueden hacer más cosas y de hecho las estamos haciendo. Pero los actos de corrupción en Ecopetrol no son sistemáticos, ni generalizados.

    Pero entonces, ¿por qué es tan común escuchar el comentario entre las empresas operadoras y contratistas que en Ecopetrol son muchos los casos de estos que no son públicos y que no hay control?

    Sí pero así como escuchan esos comentarios, a la hora de hacer los señalamientos de manera precisa no se logra tener esa identificación para poder actuar. En los últimos años podríamos mostrarte terminaciones de contratos de 24 personas justamente asociadas a denuncias que hicimos nosotros. Sí se toman medidas. No obstante hay que seguir haciendo más cosas.

    ¿Cuál es la mayor frustración que ha tenido en este cargo?, algo que haya querido hacer y no haya podido...

    No me llevo frustraciones, creo que se han logrado muchísimas cosas. Quizá me habría gustado avanzar más rápido en el proceso de transformación.

    ¿Qué le faltó ahí?

    Haber seguido avanzando hacia esa cultura que requiere una organización como esta, una empresa muy eficiente, muy competitiva por la gente, por el talento humano, por un trabajo muy fuerte en equipo. Son cosas que Ecopetrol tiene pero hay que seguir avanzando.

    Y por el otro lado, ¿Cuál es el logro que más satisfacción le ha dado desde que es presidente de Ecopetrol?

    Lo que más me ha marcado fue el tratamiento y la manera como Ecopetrol enfrentó la tragedia que se dio en Dos Quebradas el 23 de diciembre del 2011.

    ¿Por qué?

    Creo que es la situación más crítica que nos ha tocado, se presentaron 33 muertos, más de 100 heridos, más las viviendas destruidas. Responder a esa expectativa que tenía la gente de si Ecopetrol iba o no a responder por los daños y perjuicios. Después de tres años logramos meternos con la comunidad, trabajar con la gente. Esa experiencia nos mostró que sí se puede hacer un trabajo completamente alineado para desarrollar las expectativas de las comunidades y la organización. Eso es lo que más me ha impactado, porque a partir de una situación muy negativa logramos un buen final, conciliaciones prácticamente con todas las familias involucradas.

    ¿Por qué cree que fue tan comentada su salida de la presidencia antes de que saliera el comunicado oficial?

    No sé, yo creo que de pronto habia una expectativa de que se diera un cambio en la presidencia y probablemente la gente hacía comentarios en relación con esto, pero yo pienso que cuando ya la junta vio la conveniencia de hacer ese cambio, se tomó la decisión. Ecopetrol es una empresa con muchísima visibilidad, que despierta mucho interés. Ya la gente veía que era suficiente el tiempo que yo había pasado en Ecopetrol. Las compañías tambien necesitan de estos cambios para seguir en sus procesos de evolución, creo que para cada época y necesidad está la persona adecuada. Creo que de pronto yo era el presidente que necesitaba Ecopetrol en esos años, y ahora necesita a alguien con otras condiciones. Tengo la expectativa de que lo que viene va a ser para que Ecopetrol se siga desarrollando, no me cabe la menor duda, independiente de quién esté al frente de la compañía la gente espera que Ecopetrol sea una buena empresa, que sea el valuarte de la industria petrolera en Colombia, que contribuya con que el país tenga reservas, son esas cosas las que van quedando en el ADN de la compañía.

    Tanto en Isa como en Ecopetrol usted ha logrado importantes transformaciones, ¿podría ser este su sello como gerente?

    Creo que me ha tocado llegar en ciertos momentos en las compañías en los que había que hacer unas tareas y yo me puse hacerlas. Es parte de las circunstancias que viven las personas, hay que entender que en el momento en que llegué a Ecopetrol fue el proceso de capitalización, de la democratización, que transformó esta empresa. Son esas cosas que me ha tocado en la vida y que me gusta hacer.

    Pero en esos procesos también ha tenido que recibir muchas críticas, ¿recuerda alguna particular?

    No. Yo diría que es natural en procesos como estos, hay cosas que la gente reconoce como positivas y otras que no tanto. Yo en realidad trato de no fijarme mucho en eso, las críticas que recibo están asociadas a las circunstancias que me toca afrontar. No puedo quedarme en esas cosas que están alrededor de la manera, a veces un poco agresiva como se dicen, hay que ver qué hay detrás de eso y qué soporta eso. Estando en estas posiciones toca estar completamente abierto a las críticas.

    Además de su iguana, ¿qué se lleva de Ecopetrol?

    Grandes recuerdos, el cariño de la gente que me manda mensajes y que agradecen por el trabajo hecho. Eso me lo llevo, porque finalmente lo que uno hace es trabajar por la gente, uno es un director de orquesta pero al final las cosas se logran por la gente.

    Y que va a hacer ahora, ¿cuál es el siguiente paso para usted?

    Vamos a ver, hay que soltar primero. Al menos descansaré por unos días.

    Nohora Celedón  . Portafolio.co

  • 'Futuro petrolero del país es bueno, pero hay desafíos en el presente'

    “El mar está muy picado, pero lo estamos sorteando bien. El futuro es bueno, pero hay desafíos en el presente”.
     
    Presidente de Ecopetrol revela que logró una reducción de costos de 2,2 billones de pesos.Presidente de Ecopetrol revela que logró una reducción de costos de 2,2 billones de pesos.Con estas palabras, el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, resume lo que ha sido su gestión de meses. Para Echeverry, lograr el milagro de mantener a Ecopetrol dando utilidades en una situación de desastre de precios petroleros tuvo un gran secreto: eficiencia y reducción de costos, que llegó a 2,2 billones de pesos.
     
    Echeverry anuncia que Colombia, con la monumental refinería de Cartagena, se convertirá en exportador de gasolina y otros combustibles. Para sortear la escasez de gas, se importará de Venezuela.
     
    En otras palabras, y según expresión de Echeverry, “el camino es culebrero, pero si el petróleo llegara a caer a 30 dólares –y voy a misa para que no–, seguiremos dando utilidades”.
     
    “Ecopetrol mantiene la producción por encima de 760.000 barriles al día y el país, por encima de un millón de barriles diarios. Eso, en una situación de precios bajos, es un resultado bueno”.
     
    ¿Y en materia de utilidades?
     
    A septiembre llevamos 2,3 billones de pesos. Somos una de las pocas petroleras en el mundo que dio utilidades en el tercer trimestre del 2015. Y a eso agréguele que Ecopetrol es la petrolera que proporcionalmente tiene la generación de caja más alta entre sus pares.
     
    Pero, aun cuando las utilidades son casi milagrosas, si se comparan con las del año pasado son malas…
     
    Frente al año pasado bajaron 60 por ciento, pero estamos entre las que menos redujeron su utilidad y pueden mostrar números positivos. Empresas de talla mundial bajaron sus utilidades entre 120 y 300 por ciento en el tercer trimestre. Es decir, bajamos nuestras ganancias, pero muchísimo menos que las demás, a pesar de que el precio del petróleo cayó tanto. Nos hemos logrado defender con reducción de costos.
     
    ¿Cuánto ahorrará Ecopetrol en costos este año?
     
    Inicialmente teníamos la meta de 1,4 billones, pero vamos a llegar a 2,2 billones de pesos.
     
    ¿Y para los próximos años?
     
    En los próximos cinco años tenemos el plan de transformación con metas aún más ambiciosas en toda la cadena productiva.
     
    Las empresas que tenían contratos con Ecopetrol se quejan del impacto que ha producido esa masiva cancelación de sus servicios…
     
    Lo que les hemos dicho es: ustedes nos acompañaron en las vacas gordas, y todos hicimos utilidades y ventas espectaculares. Ahora, en las vacas flacas, todas las empresas han bajado precios para mantener la actividad en exploración, perforación, refinación y transporte. Les hemos pedido a nuestros contratistas que tengamos una relación de largo plazo y bajen los precios.
     
    ¿Ecopetrol tiene contrato con cuántas empresas contratistas?
     
    Cerca de 4.200 contratistas este año.
     
    ¿Y cuántos trabajadores?
     
    Son 9.000 trabajadores directos de la empresa y cerca de 33.000 trabajadores de contratistas.
     
    ¿Y por qué la queja de los contratistas?
     
    En el 2014 había 47.000 empleados de contratistas. Hemos tenido una reducción de más de 13.000 empleos de contratistas. Aquí se cuenta la disminución que ocasiona la terminación de la construcción de la refinería de Cartagena.
     
    ¿Y cuántos trabajadores directos han salido?
     
    Hemos logrado mantener el 99 por ciento de la nómina directa con contrato indefinido. A ellos les agradezco el esfuerzo que están haciendo para enfrentar esta coyuntura.
     
    ¿Cuál ha sido el efecto más duro para Colombia por la caída del petróleo?
     
    Hace dos años, el país recibió 23 billones de pesos de renta petrolera. Ahora hablamos de cerca de 3 billones.
     
    Con semejante desplome, ¿cómo Ecopetrol da utilidades?
     
    Hemos logrado bajar costos de manera drástica, fundamentalmente en servicios, transporte, materiales, energía, mantenimiento, renegociación de contratos y un plan severo de austeridad en viáticos, papelería y remodelaciones, entre otros.
     
    ¿Nuestra situación petrolera hoy es muy difícil?
     
    Estamos en un escenario retador. Además de lo anotado, tuvimos el fenómeno del Niño, más de 70 atentados en los oleoductos y el cierre de la frontera con Venezuela. O sea, Ecopetrol ha sorteado muchas más dificultades que todas las demás petroleras mundiales.
     
    ¿Se superará la escasez de gas?
     
    Nos hacían falta 37 millones de pies cúbicos al día y los conseguimos. Hacia enero debe entrar gas del sur de la Costa y de Venezuela. Atenderemos la demanda nacional. Es decir, estamos sorteando un mar muy picado.
     
    ¿Vamos a importar gas de Venezuela?
     
    Sí. Desde enero, 39 millones de pies cúbicos diarios. Negociamos una ampliación.
     
    ¿Y somos autosuficientes en gasolina?
     
    En este momento, no. Tenemos que importar. Pero con la nueva refinería de Cartagena vamos a ser enteramente autónomos en gasolina y en diésel.
     
    ¿Podremos exportar combustibles?
     
    Vamos a satisfacer toda la demanda interna y a tener la capacidad de exportar gasolina con la nueva refinería. Será gasolina y diésel de la mejor calidad mundial. Exportaremos a Centroamérica, el Caribe, Estados Unidos y Asia. Vamos a suspender las importaciones de combustibles y a exportar.
     
    ¿Cuál será la contribución de la refinería a la economía nacional?
     
    La refinería de Cartagena va a significar cerca del 10 por ciento del PIB industrial de Colombia y el 1 por ciento del total de la economía nacional.
     
    ¿Por qué ese fenómeno?
     
    Porque es una maquina descomunal de producción de todos los derivados del petróleo. Saldrán hasta materias primas para la industria de los plásticos.
     
    ¿Cuánto estamos importando?
     
    En diésel, importamos 68 mil barriles por día. En gasolina, 36 mil barriles diarios.
     
    ¿Cuánto estamos consumiendo en Colombia?
     
    Son 115 mil barriles diarios de diésel y 91 mil barriles diarios de gasolina.
     
    ¿Cuándo se explotarán los hallazgos de gas en nuestro mar Caribe?
     
    Tardará varios años. Los yacimientos están a una profundidad de 3,7 kilómetros por debajo del nivel del mar. Hoy, mientras estamos hablando, un barco está unos 60 kilómetros al norte de la costa caribe perforando otro pozo en aguas profundas.
     
    Eso en el mar. ¿Y, en el continente, en qué estamos en petróleo y gas?
     
    En Colombia hay 53.000 millones de barriles de petróleo original, de los cuales en cien años hemos sacado 9.000 millones. Las reservas probadas en este momento son de unos 2.100 millones de barriles. El resto del petróleo está en el subsuelo, y el gran desafío hoy es aumentar la cantidad que logramos extraer. Por eso estamos concentrados en recobro mejorado de petróleo en campos existentes.
     
    ¿Cuántos campos en Colombia tienen recobro?
     
    Tenemos unos 30 proyectos de recobro mejorado en 16 campos. Mire: el campo más antiguo de Colombia, La Cira-Infantas, en el Magdalena Medio santandereano, que data de 1918, tuvo su pico en los años 30 y 40, cuando producía 60.000 barriles por día, y se agotó hasta caer a 4.000 barriles diarios en el 2004. Hoy, con un sistema de recobro que inyecta vapor, ya estamos con Oxy produciendo 40.000 barriles por día. Se trata, en otras palabras, de reactivar campos ya maduros.
     
    ¿Y esa operación es rentable?
     
    Es retador extraer el petróleo cuando el precio está a 40 dólares el barril. Tenemos que apretar mucho los costos. Pero en lo corrido del año lo hemos podido hacer con números en negro para Ecopetrol.
     
    ¿La afirmación de que no tenemos reservas petroleras sino para siete años es válida?
     
    Nuestro trabajo en este momento es asegurar el petróleo que vamos a extraer hasta el 2020 y explorar el nuevo petróleo y gas que se podrá sacar posteriormente, y así mantener nuestra suficiencia por muchos años más.
     
    ¿El futuro petrolero de nuestra nación es malo o bueno?
     
    El futuro es bueno, pero hay desafíos en el presente.
     
    ¿Qué quiere decir eso?
     
    Quiere decir que nos tenemos que preparar para por lo menos uno o dos años más de precios bajos, y lograr que los costos siempre estén por debajo de los precios, de manera que los resultados sigan en negro, positivos. Si el petróleo sigue bajando, tenemos que seguir bajando los costos.
     
    ¿Cuánto pierde Ecopetrol por robo de crudo y cuánto por atentados?
     
    Por atentados, este año hemos perdido unos 6.000 barriles por día de crudo y el robo puede alcanzar unos 500 barriles diarios.
     
    ¿Cuántos atentados se cometieron el año pasado y cuántos este año?
     
    En 2014 tuvimos 130 atentados. Este año llevamos 77.
     
    ¿Las Farc sí dejaron de atentar?
     
    Sí. Ahora es el Eln.
     
    A pesar de esos atentados, ¿cómo ven los analistas internacionales y bancos el estado de Ecopetrol, sus gastos y sus ahorros?
     
    Ya recibimos los análisis de firmas especializadas como el Citi, Bank of America, JP Morgan, Credicorp, Goldman Sachs y otros. Reconocen el fuerte desempeño, el control de los costos y una generación de caja por encima de las expectativas.
     
    ¿Es decir?
     
    El camino es culebrero, pero vamos bien. Nos toca seguir bajando costos, ser más eficientes y encontrar más hidrocarburos. En Ecopetrol ahora tenemos una frase buena: “Ahorro, patria o muerte, ¡venceremos!”
     
    ¿Pero el ahorro de costos significará ahorcar a más contratistas?
     
    La idea es que todos sobrevivamos esta crisis. Y eso significa que todos tenemos que ser mucho más musculosos y cortar la grasa. En las vacas gordas, todo el mundo acumuló grasa. Ahora hay que cortar la grasa y ponernos más musculosos. La única forma de sobrevivir es bajando costos.
     
    ¿Ese plan servirá para salvarnos aun si el petróleo sigue bajando?
     
    Les dije a mis funcionarios: preparen la compañía para que demos utilidades, aun con un precio de 30 dólares. Dios no lo quiera, y voy a misa todos los domingos, pero si llega el precio a 30, debo tener una compañía que, aun así, siga dando utilidades.
     
    El campo Rubiales que opera Pacific revierte en junio. ¿Qué va a pasar?
     
    Vamos a maximizar su producción a partir de julio del 2016, cuando asumimos la operación. Rubiales es rentable, al igual que Castilla y Chichimene. Nuestro foco estratégico es claro: solo sacaremos barriles que sean rentables.
     
    EE. UU. anunció que sus reservas de crudo subieron en 300.000 barriles. ¿Esto no es una pésima noticia para nosotros?
     
    En estos momentos hay un exceso de oferta petrolera en el mundo; ingresará más petróleo por la producción de Irán y Libia. Lo que se pondrá en juego es cuáles empresas y qué campos son viables.
     
    Nosotros tenemos que defender todos nuestros barriles y nuestra empresa siendo muy rentables. Se espera que China empiece a recuperarse, así como los llamados países emergentes.
     
    Conclusión: ¿superaremos la crisis?
     
    Superaremos la tempestad. Tenemos una empresa tan sólida y musculosa que aguantará esta situación difícil. Nos estamos reinventando y seremos capaces de competir con los mejores del mundo.
     
    YAMID AMAT
    Especial para EL TIEMPO
     
     
  • '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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  • 'Sacudón' en la cúpula de Ecopetrol

    Ecopetrol REn las últimas semanas han salido varios directivos de primer y segundo nivel de la petrolera colombiana, que se encuentra en un drástico plan de ajuste en gastos.
     
     
    En Ecopetrol se está produciendo un sacudón: al menos una docena de altos funcionarios han salido en las últimas semanas, y suena el ‘run run’ de que muchos más están en “la lista”. Desde hace un mes se siente una situación de zozobra. Muchos empleados sienten que en cualquier momento pueden quedar cesantes.
     
    Varios de los movimientos pueden estar relacionados con el duro programa de ajuste puesto en marcha por la petrolera colombiana tras el desplome de los precios del petróleo y la consecuente caída en los ingresos.
     
    Ecopetrol es la mayor compañía del país, con una nómina cercana a los 8.000 trabajadores, y no es de extrañar que siga la línea de las grandes petroleras internacionales y nacionales que también están recortando sus gastos.
     
    Sin embargo, también pueden existir otras razones de este remezón. Semana.com estableció en fuentes confiables que las peticiones de renuncia o la cancelación de los contratos a personas que llevaban hasta 25 años en la entidad son producto de una profunda tarea de revisión interna ordenada desde febrero pasado por varios integrantes de la Junta Directiva y por el entonces presidente, Javier Gutiérrez Pemberty, quienes contrataron dos multinacionales expertas en auditoría e investigación para revisar qué estaba pasando en la entidad.
     
    Las alarmas se prendieron en su momento por cuenta de episodios de irregularidades, entre ellos el de Petrotiger.
     
    Fuentes de la entidad advierten que, de manera silenciosa, los investigadores se metieron de lleno a los archivos y oficinas de Ecopetrol en Bogotá, Barrancabermeja y Cartagena, y visitaron las principales zonas de producción en el país, con el fin de establecer dónde estaba el foco de las irregularidades. Las indagaciones siguen su curso.
     
    Además, como cada jefe nuevo llega con su cuadrilla es posible que el nuevo presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, haya querido hacer algunos cambios en cargos de primer y segundo nivel. Es lógico que estas movidas se presenten cuando llega un nuevo directivo a una empresa de este tamaño, más en momentos en que se requieren hacer mayores ajustes en gastos administrativos para hacerle frente a la difícil coyuntura internacional.
     
    Por eso se tomaron algunas decisiones. En cuestión de días, funcionarios de tradición en Ecopetrol recibieron cartas de despido o de traslado. La primera en la lista fue Aidé Mary Ramírez, directora de relaciones laborales, quien salió en la primera semana de junio. Su cargo, que depende  de la Vicepresidencia de Talento Humano, fue suprimido.
     
    Otro cargo que se eliminó fue el de la dirección de Gestión Social, que venía siendo ocupado por la ciudadana argentina María Tonelli, quien permaneció en la compañía durante 15 años. Su puesto dependía de la Vicepresidencia de Desarrollo Social.
     
    Otro movimiento fue el de Andrés Pavía, director de Seguridad Industrial. Oficialmente informaron en Ecopetrol que el funcionario estaba listo para pensionarse y por eso salió.
     
    El remezón continuó el 22 de junio, cuando Ecopetrol expidió un corto comunicado interno que dio cuenta de la salida de Pedro Rosales, el poderoso Vicepresidente de Refinación y Procesos Industriales, quien llevaba 25 años en la entidad. Ese día sacaron a vacaciones a Federico Maya, ex vicepresidente de Refinación y Petroquímica, y el pasado viernes le informaron que se daba término a su contrato. De manera oficial, funcionarios de la petrolera le confirmaron a Semana.com que estas dos personas habían salido por relevos en sus cargos.
     
    Semana.com también supo que se vienen nuevas salidas en otros altos cargos.
     
    Este portal conoció que los cambios no se reducirán a la nómina, sino que se avanza en la modificación de los procesos de contratación para hacerlos más exigentes teniendo en cuenta que Ecopetrol es la mayor contratista del país. 
     
    Fuente: Seman.com
  • 'Se puede perder el atractivo para invertir en el sector petrolero'

    Javier GLa semana pasada, y tras ocho años al frente de la compañía más grande del país, Javier Gutiérrez asistió a la última asamblea de accionistas como presidente de Ecopetrol, en la que desde la compañía, como por parte de los socios minoritarios, surgieron preocupaciones por el efecto de la carga fiscal en los dividendos.
     
    En diálogo con EL TIEMPO, el directivo, quien el 6 de abril ‘suelta’ la petrolera, señala que la participación del Estado en el negocio petrolero está llegando a unos niveles que pueden hacerle perder competitividad a la industria, y revela cuál será el gran objetivo en materia exploratoria.
     
    ¿Qué fue lo que más lo trasnochó en los 8 años al frente de Ecopetrol?
     
    Tengo dos respuestas. Lo más impactante fue la tragedia de Dosquebradas, en la madrugada del 23 de diciembre del 2011, con resultado de 35 personas fallecidas. Fue impactante porque era enfrentar la muerte, y ante eso no tienes nada que hacer. Es la muerte y punto, y ¿qué les decía uno a esas familias y cómo les ponía la cara? Luego, nos integramos con la comunidad, y en medio de su dolor y la pérdida de vidas, a construir estas nuevas realidades de la comuna 10. Desde la gestión, lo más retador fue lograr el trabajo en equipo y humanizar la cultura en la compañía.
     
    ¿Alguna técnica gerencial en particular?
     
    Lo primero fue lograr el norte de esa meta grande y ambiciosa, teniendo claro para dónde íbamos y qué íbamos a hacer. Primero definimos un sueño, y luego de estos años veo que la gente se empapó de soñar y de saber que uno es del tamaño de los sueños. Y para volverlos realidad hay que hacerlo con la alineación, fijando indicadores, haciendo un seguimiento riguroso, y verificar que efectivamente se está avanzando.
     
    Otra de las cosas es que todos los años hacía reuniones con todas las áreas y en todas las regiones. Allí hablábamos sobre la estrategia y los planes, intercambiando con las personas a todos los niveles. Poco a poco se fueron generando un lenguaje, una percepción y un entendimiento comunes respecto a los temas del negocio y de la cultura. Siempre tratamos de prevenir y no de reaccionar. No fue ninguna fórmula misteriosa.
     
    ¿En qué se diferencian los precios bajos actuales y los de otras épocas similares?
     
    A mí me tocó la del 2008, que fue más profunda, pero era más coyuntural. Hoy es estructural, porque se está produciendo más petróleo del que se necesita y no es tan fácil que, cuando la gente está en esos niveles de producción, busque reducir y ajustarse.
     
    Hay intereses particulares de las organizaciones más grandes de la industria. Estados Unidos es el más grande productor de los no convencionales y ha logrado subir más de 6 millones de barriles en los últimos años, a unos costos que hacen viable esta producción.
     
    Esto es entre un 8 y un 10 por ciento de la producción mundial. Arabia Saudita decidió darse una pela para desestimular a algunas compañías. Además, se dio una desaceleración en el crecimiento de economías como China, al consumir menos hidrocarburos.
     
    ¿Ve viable el actual nivel de precios?
     
    Lo que sucede es que 60 o 55 dólares por barril tampoco son precios malos.
     
    Si uno revisa, en 100 años la industria solo ha estado en tres o cuatro ocasiones en más de 100 dólares por barril. De resto, ha estado entre 40 y 60 dólares.
     
    A estos niveles habrá algún tipo de proyectos que no sean viables, pero habrá muchos otros con los cuales se podrá atender la demanda.
     
    ¿Cómo manejar la preocupación de los socios minoritarios por las cargas tributarias, que golpean el rendimiento de su inversión?
     
    Roberto Steiner fue absolutamente claro en la asamblea. Tener una carga tributaria del 40 por ciento, que, sumado a lo que tienes que pagar de regalías, claramente va haciendo que la participación de lo que toma el Estado pueda llegar a niveles tales que se pierda la competitividad y el atractivo para invertir en la industria de los hidrocarburos.
     
    No soy experto en impuestos, pero una tasa de este nivel no es bajita en comparación con otros países, o con otras industrias locales. El año pasado estuvimos influenciados por la valorización que se hacía de las inversiones en el extranjero por la tasa de cambio. Esto se modificó, pero, por otro lado, se incrementaron el impuesto del Cree, el impuesto a la riqueza y otras cosas.
     
    Al final, creo que la tasa va a seguir estando en niveles del 40 por ciento, que no es una tasa bajita.
     
    ¿Se puede terminar matando la gallina de los huevos de oro?
     
    Las transferencias nuestras tienen su origen en los impuestos, y lo que se espera es una tasa competitiva de impuestos. A Ecopetrol se le aplican el mismo régimen y las mismas condiciones que a cualquier contribuyente. Igual frente a otras empresas del sector.
     
    En regalías, el régimen es atractivo y se piensan dar incentivos adicionales. Realmente lo que pudiera estar haciendo más presión es el tema de los dividendos. Los otros son del desarrollo de la actividad. En manos de la junta está distribuir los dividendos, que han sido parte importante de los 100 billones de pesos que en los últimos cuatro años Ecopetrol les ha hecho a la Nación y a las regiones. En dividendos, Ecopetrol le ha girado al Gobierno 36 billones de pesos en los últimos cuatro años.
     
    ¿Por qué en adelante no se pagarán dividendos del 70 por ciento de las utilidades o más?
     
    Hay una regla del Código de Comercio que dice que cuando ya se hicieron las reservas correspondientes al pago del 50 por ciento del capital suscrito, se tiene la obligación de presentar, ante la asamblea general de accionistas, una propuesta para distribuir por lo menos el 70 por ciento de las utilidades. Ese mismo artículo dice que si el 78 por ciento de los accionistas votan para que se distribuya menos, se puede hacer.
     
    ¿Cómo quedan las cosas entonces?
     
    Lo que mostramos es que Ecopetrol no va a poder seguir con este nivel de dividendos, pues, dados los ajustes que se han hecho y la necesidad de seguir invirtiendo, esto pone una presión muy fuerte sobre las necesidades de financiamiento y el flujo de caja. Hoy, el capital social es de 10 billones de pesos y las reservas se han pagado más de 5 billones de pesos. Por ello se capitalizaron las reservas ocasionales, que son dividendos no distribuidos y que no constituían otras reservas, por 14,7 billones.
     
    Entonces, ahora el capital social quedó en 25,3 billones de pesos. Así, nuestro capital pagado es de 5 billones, que, comparado con el capital social, que es de 12 billones, deja un espacio amplio, y cada año tendremos que capitalizar el 10 por ciento para cubrir la reserva del capital suscrito. En este sentido, ya no hay una obligación para distribuir el 70 por ciento o más, y va a haber flexibilidad para que la compañía pueda distribuir el 30 o el 40 por ciento, como lo hacen otras empresas en el mundo.
     
    Una vez capitalizados, los accionistas aceptan que estos recursos hacen parte de la base social y no están disponibles para la compañía.
     
    ¿Por qué se tomó la medida?
     
    Para fortalecer la solvencia y darles la sostenibilidad a los flujos de caja, poner menos presión sobre las necesidades de financiación y sobre las inversiones de la compañía. Se trata de poder destinar, prioritariamente, los recursos del flujo de caja a las necesidades de inversión.
     
    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
    Subeditor Economía y Negocios
  • ‘Bachilleres Ecopetrol’ otorgó beca para estudios superiores a los 70 mejores estudiantes de Colombia

    ·         Carreras como medicina, ingeniería y derecho son las que marcan las preferencias de  los mejores bachilleres del país.

    ·         La ceremonia de premiación contará con la presencia del presidente de Ecopetrol y  representantes del Gobierno Nacional.

    BACHILLERES ECOPETROL 2015 WEl programa Bachilleres Ecopetrol entregará hoy a los 70 mejores bachilleres del 2014 de todo el país, una beca que asume el pago de la totalidad de la carrera que los  jóvenes escojan en cualquier universidad, además de auxilios para alojamiento y libros.
     
    La ceremonia de premiación se llevará a cabo esta tarde en Bogotá, en el Cubo de  Colsubsidio a partir de las 4 p.m., y contará con la presencia del Presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, del Viceministro de Educación Básica y 
    Secundaria, Luis Enrique García, además de otros directivos de la Empresa.
     
    Bachilleres Ecopetrol nació como una iniciativa de responsabilidad social de la  empresa hace 29 años y desde esa fecha ha beneficiado a 1.300 personas. La inversión supera los $50.000 millones. Para la selección de los becarios se tienen en cuenta dos criterios: excelencia  académica, medida a través del puntaje ICFES, y condición económica. La beca se otorga a un hombre y una mujer por cada departamento y por comunidades indígenas y negras.
     
    En el transcurso de los últimos ocho años ha sido el puntaje del ICFES, como indicador de excelencia académica, el criterio más frecuente de selección en los beneficiarios del programa. 
     
    La notificación de los seleccionados se hace a través de sicólogos, lo que permite el  acercamiento al estudiante y su familia a Ecopetrol con el fin de reducir ansiedad por  los eventos que continúan; brindar información suficiente sobre las condiciones de  uso del beneficio; los aspectos de mayor interés de la ceremonia de premiación y una  orientación a padres y seleccionados surgida a partir de la experiencia, sobre la toma  de decisiones de elección de carrera, de universidad y por lo tanto de ciudad donde habitará y la red de apoyo con que cuenta.
     
    Bogotá es el destino preferido para estudiar, esto se debe posiblemente a la gran  variedad de oferta de universidades y carreras. Algunas ciudades como Medellín,  Bucaramanga y Cali también son consideradas por los beneficiarios como ciudad para formarse profesionalmente. 
     
    Una vez son seleccionados como beneficiarios del programa, los estudiantes eligen la  universidad donde estudiarán. La mayoría opta por una universidad privada en  Bogotá, destacándose entre estas la universidad de los Andes y la Javeriana. Y en materia de universidades públicas, la Nacional es la más escogida.
     
    Si bien no hay una tendencia destacada en materia de carreras, medicina, ingeniería  y derecho son las que marcan las preferencias de los mejores bachilleres del país  becados cada año por Ecopetrol.
     
    Ecopetrol -paisminero.co
  • ‘Ecopetrol puede operar Rubiales sola’

    Campo RubialesA mediados del 2015 la junta directiva de la petrolera tomará una decisión con respecto a la extensión del contrato con Pacific.
     
    Pese a que la junta directiva de Ecopetrol no ha tomado una decisión sobre si se prorrogará o no el contrato de asociación que tiene con Pacific Rubiales para operar el campo Rubiales, en Meta, lo que está claro para la firma con capital estatal es que sí tiene la capacidad para mantener sus operaciones en este proyecto por su propia cuenta.
     
    Así lo sostuvo el presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez Pemberthy, ante la Comisión Quinta del Senado, en la que se realizó un debate para indagar sobre el contrato de asociación entre Pacific Rubiales y Ecopetrol y los resultados del proyecto piloto de la tecnología Star, que se hizo en este campo (lea aquí: A mediados del 2015 se definirá prórroga de Campo Rubiales).
     
    “El contrato expira a mitad del 2016. Cuando se cierre completamente la discusión técnica que hay sobre el programa piloto y se evalúen todos los demás elementos que se deben tener en cuenta, se tomará una decisión, eso se dará en el primer semestre del próximo año”, explicó el ministro de Minas y Energía, Tomás González.
     
    El proyecto piloto Star consistió en probar una técnica patentada por Pacific Rubiales para aumentar el recobro en el campo mediante combustión ‘in situ’. Actualmente, el margen de recuperación del campo oscila entre el 12 y el 13 por ciento, utilizando solo métodos de recuperación primaria, es decir inyección de agua al pozo.
     
    Aunque en los nueve pozos que conformaron el piloto sí se pudo aumentar el factor de recobro, los resultados no fueron de la magnitud esperada: la meta era que la recuperación llegara hasta el 50 por ciento y Ecopetrol sostiene que los resultados solo alcanzaron al 18 por ciento, mientras Pacific hablan del 27 por ciento.
     
    De la definición de estos resultados dependerá la continuidad del convenio: “El criterio fundamental que va a primar es que el valor para Colombia de hacer una extensión del contrato, sea con Pacific o con alguien más, sea mayor que el valor de que no se haga (...) Es decir, qué es mejor que lo haga Ecopetrol o que lo haga alguien más”, señaló el Ministro.
     
    Sin embargo, el presidente de Ecopetrol aseguró que falta información para tomar esta decisión. “Hasta hoy no tenemos una propuesta concreta y específica que permita considerar que existen unos elementos para hacer esa evaluación, independiente de las propuestas que haya hecho Pacific en el sentido de análisis de tecnologías”, explicó.
     
    MÁS ALLÁ DE STAR 
     
    Mientras se toma una decisión, Ecopetrol evalúa otras técnicas para aumentar la producción en este campo. El presidente de la petrolera aseguró que ya se están aplicando técnicas de perforación ‘in fill’.
     
    “En qué consiste: hoy el espaciamiento que hay entre los pozos son del orden de 80 a 90 acres (entre 323.760 y 364.217 metros cuadrados). Se han venido haciendo algunas pruebas con el mismo Pacific en algunas áreas en donde ha reducido espaciamiento para llevarlo paulatinamente a valores de 20 acres (92.940 metros cuadrados).
     
    En la medida en que se dé esta reducción se va incrementando el factor de recobro hasta llegar a factores de 25, 26 o 27 por ciento”, explicó Gutiérrez Pemberthy.
     
    La técnica no implica métodos de recobro secundario y se ha aplicado en campos como La Cira, Casabe y Castilla, que multiplicaron su producción en los últimos cinco años.
     
    Para el Gobierno Nacional, el incremento del factor de recobro en este campo es clave. Según los cálculos del Ministerio de Minas, aumentar en 10 puntos la recuperación de crudo en estos campos implicaría en incremento de recaudo de impuestos, regalías y dividendos para el Estado lo suficiente para financiar en los próximos quince años el programa de Familias en Acción.
     
    DEBATE AMBIENTAL 
     
    En el debate citado por los senadores Jorge Enrique Robledo, Maritza Martínez y Milton Rodríguez, también se cuestionó la falta de claridad en torno a la vigilancia que se hizo por parte de las autoridades ambientales a este proyecto.
     
    La senadora Martínez sostuvo que desde la aplicación del piloto, la sismicidad en Meta aumentó y que aún no hay una explicación clara del Servicio Geológico con respecto a las causas de este fenómeno.
     
     
     
    Fuente: Portafolio.co / Esta dirección de correo electrónico está protegida contra spambots. Necesita activar JavaScript para visualizarla.
     
     
     
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  • ‘El futuro de Ecopetrol no se parece al pasado’

    Estudiarán si accionistas minoritarios pueden tener otro delegado. Juan Carlos Echeverry, dice que se centrarán en exploración y explotación. Estudiarán si accionistas minoritarios pueden tener otro delegado. Juan Carlos Echeverry, dice que se centrarán en exploración y explotación.Mucho ha cambiado en pocos años la asamblea ordinaria de accionistas de Ecopetrol. De los inversionistas minoritarios exigiendo los estados financieros en Ipads para ir acordes con la modernidad, inversiones en energías renovables, mejores regalos, refrigerios y hasta pedir trabajo para algún familiar, se pasó a la discusión de este jueves por el tinto y la galleta, por el número de auxiliares que ayudaban en logística, y por la cantidad de avisos, entre otras cosas.
     
    Fue una asamblea austera como lo había previsto la compañía, sin dividendos, sin regalo, ni bolsa, ni refrigerio, ni subsidio de parqueadero, en el espacio a ocupar en Corferias, pero fue aún más austera en la asistencia de accionistas, pues de los 4.000 que se esperaban solo llegaron 2.087, muy lejos de los casi 15.000 de hace solo cuatro años.
     
    Y aunque afuera hacía un día típico bogotano frío y nublado, dentro del recinto semivacío el ambiente estaba caldeado. En medio de todo el negativismo por las pérdidas (3,9 billones de pesos) y la no repartición de dividendos, lo único que no fue austero fueron los buenos augurios del presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, sobre el presente y el futuro de la compañía.
     
    Desde que se bajó de su carro afuera del recinto en atuendo de trabajo, camisa blanca, jeans y botas petroleras, Echeverry comenzó a explicar que los ahorros y recortes necesarios ya se habían hecho (2,2 billones de pesos), que se excusaba por la pérdida de valor de la acción, que no hubiera dividendos, por un presente que no luce bien, pero que el futuro es promisorio pues la acción ya subió 500 pesos en lo corrido del año, los precios del petróleo ya se empezaron a recuperar y unos bancos extranjeros ya le recomendaron a los inversionistas internacionales, “los que mueven el precio de la acción”, que Ecopetrol era una empresa confiable para invertir, y que él, también accionista, no iba a vender sus títulos.
     
    Para este año se enfocará en la exploración y explotación de petróleo y gas y se trabajará en el mediano plazo en ampliar la recuperación secundaria de los campos del 18 por ciento al 23 por ciento (cada punto porcentual equivale a unos 500 millones de barriles de crudo), porque el objetivo es no solo encontrar más crudo, sino que el que ya se sabe dónde está se pueda sacar a la superficie.
     
    El mensaje de Echeverry de que la junta directiva de la empresa estaba “sudando petróleo” para poner por el camino correcto a la empresa convenció a unos y a otros no. 
    Gualberto Pinzón, accionista desde el año 2007 cuando en la primera emisión compró cinco millones de pesos en títulos de la petrolera, dice que le dieron la ilusión de un periodo de transición y que la empresa se va a recuperar, “parecen totalmente creíbles pero uno queda con sus dudas". En cambio Amalia afirmó que lo que hicieron fue “pintar pajaritos en el aire y le quieren hacer creer a la gente cosas que no son”. Indignación, tristeza y frustración decían sentir los accionistas que pidieron la palabra después de cada punto de la agenda: cargaron contra la junta directiva, las políticas de la empresa, la falta de previsión, los sueldos de los directivos y empleados, la USO, el sindicato de Ecopetrol (que no estaba ahí para defenderlos), la corrupción de Reficar, la venta de Propilco, y sobre todo contra Roberto Steiner, representante en la junta directiva de los accionistas minoritarios, entre los que están los fondos de pensiones, con el 3,11 por ciento de las acciones.
     
    Steiner llevó la peor parte al ser acusado de no hacer lo suficiente por defenderlos y velar por sus intereses, y fue tanta la presión que al final el Presidente de Ecopetrol aceptó la propuesta de estudiar el ingreso de otro representante de los minoritarios a la junta directiva de la empresa.
     
    Echeverry explicó que le parece una propuesta interesante e innovadora a la que le va a dar trámite. “Ya empezamos a elaborarla mentalmente, pero le vamos a pedir a la parte jurídica de la empresa que construyamos la propuesta en los próximos tres meses para presentársela al accionista mayoritario, que es el Ministerio de Hacienda y eventualmente para llevarla a una asamblea extraordinaria para avanzar”, agregó.
     
    El Presidente de la petrolera concluyó que eso no haría sino sumarle a Ecopetrol, que es una empresa de todos los colombianos a través del Estado, de muchos a través de las pensiones, y de muchos accionistas minoritarios, “incluido yo y muchos nos sentiríamos representados no solo a través de los fondos de pensiones, del Ministerio de Hacienda, sino de un representante directo adicional”.
     
    Pedro Vargas Núñez
     
    Portafolio.co
     
     
     
  • ‘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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  • ‘Reficar hubiera costado más sin los controles hechos’:Gutierrez

    Javier Gutierrez p, Ex-presidente de ecopetrolJavier Gutierrez p, Ex-presidente de ecopetrolLa ampliación y modernización de la Refinería de Cartagena, Reficar, cuyo costo se duplicó con respecto al cálculo inicial, hubiera valido más si no se hubieran aplicado los controles.
     
    Así respondió el expresidente de Ecopetrol, Javier Genaro Gutiérrez, quien por primera vez se pronunció desde que se desató el escándalo por el presunto desgreño en este proyecto que en el 2009 empezó costando 3.777 millones de dólares, y a finales del año pasado, cuando se entregaron las obras, culminó con erogaciones superiores a los 8.000 millones de dólares.
     
    Por esto, la Contraloría abrió una investigación y la Procuraduría también está escrutando la posible responsabilidad del ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas; del actual presidente de Ecopetrol; de los ministros anteriores Juan Carlos Echeverry (actual cabeza de la petrolera de mayoría estatal), Federico Renjifo, y Amylkar Acosta; así como de quienes en el tiempo de la contratación y construcción dirigieron en cargos de decisión, entre ellos Gutiérrez, quien presidió Ecopetrol entre enero del 2007 y abril del 2015.
     
    Gutiérrez estuvo en la Procuraduría dando sus explicaciones el 16 de marzo pasado y este jueves lo hizo por primera vez ante los medios de comunicación en una rueda de prensa en la que mostró un tono vehemente que contrastaba con el talante conciliador que siempre se le ha conocido. Aseguró que ha estado y estará a disposición de los organismos de control. 
     
    Sobre este caso han rondado varias preguntas, entre ellas, por qué se compró la participación que tenía Glencore en la refinería; por qué se eligió a la firma CB&I para las obras de “ingeniería, compras y construcción” si aparentemente no tenía la experiencia requerida; cómo se permitió que se alcanzara un sobrecosto tan grande, y, luego, por qué no se le suspendió el contrato cuando se evidenciaron los incumplimientos. Incluso se ha llegado a sugerir que habrían ocurrido actos de corrupción alrededor del tema. 
     
    “Yo considero que no hubo corrupción”, dijo Gutiérrez, y añadió además que se aplicaron todos los mecanismos de control que había a la mano para evitar malos manejos.
     
    Para empezar, según él, la refinería no costaba lo que se dijo inicialmente, lo cual se puede constatar, según él, comparándola con otras refinerías a nivel internacional. 
     
    La intención inicial era que Glencore, dueña del 51% de Reficar, y Ecopetrol, propietaria del resto, emprendieran la repotenciación a riesgo compartido, pero el primer tropiezo con que se topó el proyecto fueron los coletazos de la crisis del 2008 que llevaron a la multinacional a retirarse en el 2009 haciendo uso de una cláusula que se lo permitía ante un evento “imprevisto, imprevisible e irresistible”.
     
    La refinería había sido pensada más a la medida del tipo de petróleo que Glencore le refina a sus clientes internacionales, pero con su retiro, se modificó el diseño para que respondiera a las necesidades internas de Colombia, que extrae un petróleo pesado. El costo pasó de 3.777 a 3.994 millones de dólares. 
     
    Este es tal vez el cambio que mejor justifica Gutiérrez porque permitió tener la que es considerada como una de las mejores refinerías de América Latina, que puede aprovechar el petróleo en un 97% transformándolo en derivados y sacar una gasolina de alta calidad.
     
    Y aunque se exploró la posibilidad de buscar otro inversionista, según Gutiérrez, desistieron y decidieron que Ecopetrol le comprara la participación a su socia y continuara sola, pues lo otro implicaba “perder un año o más”.
     
    Las respuestas a otros cuestionamientos
     
    Sobre la entrada de firma CB&I, Gutiérrez argumentó que la escogencia se hizo entre tres propuestas y la firma presentó la mejor, en un proceso que contó con la consultora Nexant. 
     
    Explica que, de hecho, solo en octubre del 2011 se evidenció la baja en su desempeño.
     
    Y se eligió la contratación a través de la modalidad de ‘costos reembolsables’ --que implica ir haciendo desembolsos a medida que se gasta-sobre la ‘llave en mano’ que establece un precio global de la obra-, entre otras razones, debido a que, supuestamente, permitía un mayor control.
     
    Gutiérrez anotó que los directivos, entre ellos él, no fueron laxos con la vigilancia.
    Incluso, dijo que se contrató a la firma Foster Wheeler, la cual dispuso de casi 200 personas, para gerenciar el control y hacer interventoría. Además, se reforzó al equipo de Reficar con por lo menos 100 funcionarios de Ecopetrol “para que defendieran los intereses de la empresa”.
     
    Anotó que al percatarse de los retrasos de CB&I, lo primero que hizo fue exigirle más recursos y que afinara la planeación. Adicionalmente, cada que esta firma planteaba sobrecostos, un comité de alto nivel y las propias juntas de Reficar y Ecopetrol le tenían que autorizar los gastos previamente.
     
    “Pasamos ratos amargos, nos trasnochamos, nos agarramos de las mechas; la gente gritaba y hacía de todo, pero al final una vez que se tenían toda las explicaciones había que buscar una alternativa”, afirmó.
     
    Igualmente, en un momento se optó por subcontratar obras con empresas especializadas en labores específicas. “Si no se hubiera ejercido un control tan estricto, casi que a diario, el sobrecosto hubiera sido mayor”, afirmó el expresidente de Ecopetrol.
     
    Acotó que no se le suspendió el contrato a CB&I porque siempre los análisis desembocaban en que podía ser peor. Para comenzar un nuevo contrato podía tener un costo adicional de 700 millones de dólares. Fuera de eso, se calculaba que el empalme con el nuevo contratista tardaría entre 6 meses y un año, y se temía por la dificultad para hacer valer las garantías de los trabajos y por las posibles demandas.
     
    La sospecha fundada de que habría problemas legales a la vista, de acuerdo con Gutiérrez, llevó a que se recopilara minuciosamente la documentación de cada paso, la cual sería útil en la demanda que cursa en tribunales internacionales contra CB&I. El Gobierno busca recuperar por lo menos 2.000 millones de dólares que se gastaron por la supuesta ineficiencia e ineficacia de la constructora de Reficar.
     
     
    Portafolio.co
  • "Innovar Frente a las comunidades": Javier Betancourt

    Ronda
    • Javier Betancourt Valle, Presidente, Agencia Nacional de Hidrocarburos clausuró la VI edición del Oil & Gas Investment Conference en la ciudad de Cartagena.  

    ·        El Presidente de la ANH resaltó que el sector ha tenido una profunda transformación en la última década, fruto de la determinación del Estado por vigorizar el sector y volverlo competitivo, y el esfuerzo de inversión y exploración de la empresa  privada.

    ·        El Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, aseguró que el reto que tiene el sector es innovar en la relación con las comunidades.

    “El sector de hidrocarburos nos importa, no sólo porque estemos en un congreso petrolero. Nos importa porque somos colombianos y el país entero está cada vez más relacionado con el sector que está jalonando el desarrollo”, aseguró el Presidente de la ANH, Javier Betancourt durante la clausura del VI Colombia Oil & Gas Conference, que se llevó a cabo en Cartagena con la asistencia de más de 400 representantes de las compañías nacionales y extranjeras del sector hidrocarburífero y gasífero.
     
    Betancourt añadió que el principal reto que tiene el sector es innovar en los procesos de relacionamiento con las comunidades, frente a esto señaló “cuando hablamos de nosotros, estamos excluyendo a alguien; debemos hablar de ‘juntos’ para que las comunidades se sientan parte de este sector, que se entristezcan con nuestros fracasos –si los hay, y que celebren los éxitos que tenemos”. 
     
    En la VI edición del Oil & Gas Investment Conference, estuvieron presentes 28 conferencistas internacionales y nacionales de primera nivel, como: Jason Grumet, Principal Asesor del Presidente Barack Obama en temas de Energía y Medio Ambiente; Michael Levi, Senior Fellow  en temas de Energía y Medio Ambiente para el Consejo de Asuntos Exteriores de los EEUU; Xavier Sala-i-Martín, Profesor de la Universidad de Columbia y Asesor Económico del Foro Económico Mundial y creador del índice de Competitividad Global; Keisuki Sadamori, Director del Departamento de Mercados Energéticos y Seguridad Internacional de la Agencia Internacional de Energía (IEA), Paris.
     
    Durante el encuentro académico s­­e abordaron los temas neurálgicos que ocupan la agenda del sector como lo son los yacimientos costa afuera, los hidrocarburos no convencionales, las condiciones contractuales y tributarias y los desafíos que en materia ambiental y social enfrenta la industria.
     
    ANH -paisminero.co
  • “Estamos sudando petróleo para producir utilidades”: presidente de Ecopetrol

     Juan Carlos Echeverry,Presidente de Ecopetrol Juan Carlos Echeverry,Presidente de EcopetrolEn producir 25.000 barriles de crudo de acá hasta diciembre de este año, la estatal invertirá US $130 millones. Juan Carlos Echeverry señala que la protesta social hay que enmarcarla dentro de lo que es razonable.
     
    El Valle de La Muerte, cuenca del desierto de Mojave en California, es el término utilizado por el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, para describir el momento en que puede escasear la producción de gas natural y aumentar la oferta. Lo sitúa entre 2020 y 2025. En los negocios describe el instante en que los emprendedores agotan sus recursos para continuar con su empresa. La industria petrolera doméstica puede verse abocada a ese momento de baja producción si continúa siendo asediada por las comunidades “fantasmas”, que no permiten el desarrollo de nuevos proyectos exploratorios. En el mundo, la industria petrolera enfrenta una drástica caída del precio que, en conjunto con otros factores nacionales como El Niño, el cierre de la frontera con Venezuela, los constantes ataques a la infraestructura de transporte y demás dificultades operacionales en las regiones, ha generado un escenario complejo en materia de producción. No obstante lo anterior, Echeverry asegura que adicionará 25.000 barriles de crudo a sus actuales reservas e invertirá US $130 millones, desde la fecha hasta finales de 2016 para lograrlo.
     
    ¿Cómo va pasando este trago amargo de precios bajos y raquíticas utilidades?
     
    Lo primero es que la compañía ha recortado costos de una manera muy drástica: lo segundo, que hemos bajado inversión, cuidando la caja. Lo más importante ha sido cuidar la caja e imponernos una disciplina de capital, que es hacer sólo cosas rentables. Llevamos un año cuidando la caja. Ya, en este momento, podemos volver a perforar. La perforación come mucha caja y ya empezamos en Rubiales y Castilla. Vamos a hacerlo con un programa que se llama 25K, que es 25.000 barriles nuevos adicionales de acá a diciembre.
     
    ¿Las protestas sociales cómo están afectando los programas de exploración petrolera de Ecopetrol?
     
    La protesta social sí hay que enmarcarla en un tema de soberanía. Si usted es una empresa legal, con todos los permisos de la ANH (Agencia Nacional de Hidrocarburos), de la ANLA (Autoridad Nacional de Licencias Ambientales) y pagó la servidumbre, es decir, tiene todo en regla, a usted lo tienen que dejar trabajar. Es como si usted tiene una panadería y le dicen que no puede tener un panadero y dos niñas (para atender), sino que tiene que tener dos panaderos y seis niñas; entonces, le dicen: “Le cierro su panadería”. Es lo mismo que nos están haciendo a nosotros, no dejarnos trabajar en negocios legales, lícitos con todos los permisos. Hay un tema de soberanía que hay que dejar en claro por el Estado. La protesta social hay que enmarcarla dentro de lo que es razonable.
     
    ¿Hay presencia de las llamadas comunidades fantasmas?
     
    Por supuesto; esto se ha vuelto objeto de oportunismo. La gente sabe que vamos a perforar en determinada coordenada. Entonces aparecen dos o tres familias que se establecen exactamente en esa coordenada, donde se va a abrir un pozo. Eso, naturalmente, da la impresión de que hay un oportunismo muy grande y usted sabe que el futuro de Ecopetrol y de cualquier compañía petrolera es la exploración.
     
    ¿Cuántas zonas de exploración tiene Ecopetrol en este momento?
     
    Tenemos cuatro oportunidades de exploración: en las comunidades u’wa entre Arauca y Boyacá; en Guamal (Meta); otra un poco al norte de la serranía de La Macarena y en el valle bajo del Magdalena. En todas hay temores de que no se pueda perforar pozos exploratorios, que es lo que le da futuro a la compañía. Sí debemos tener un apoyo fuerte y decidido del Estado.
     
    ¿Cómo se pueden cuantificar esas acciones para la industria petrolera, para el país y Ecopetrol en particular?
     
    Lo más costoso son los ataques del ELN, que nos mantuvo cerrado el campo Caño Limón por 45 días. Al oleoducto Caño Limón Coveñas le hicieron varias voladuras y eso costó más de 50.000 barriles diarios durante 45 días; eso le provocó un costo tanto a la Oxy como a Ecopetrol.
     
    ¿Qué fue lo que más se afectó con esos ataques?
     
    En valor no es una suma exorbitante, pero sí golpeó la producción nacional. Golpeó las utilidades de Ecopetrol y nos puso un reto adicional para mantener las metas (de producción) de este año. Obviamente, golpea tanto el segmento de producción como el de transporte.
     
    ¿De dónde van a salir los 25.000 barriles adicionales de acá hasta diciembre de 2016?
     
    Los 25K son tres iniciativas: una es mantenimiento de pozos, que resulta muy barato de hacer y son altamente productivos en petróleo. Otra es reabrir los campos CPO-09 (Akacias) y Caño Sur, que producen unos 8.000 barriles día; los habíamos cerrado porque eran muy costosos. Ahora hemos bajado los costos por debajo del precio actual; entonces ya pueden volverse a abrir. El tercero es reiniciar la perforación en varios sitios.
     
    ¿Dónde se desarrollará el programa de perforación?
     
    Esa perforación incluye Castilla, La Cira, Quifa y Boquerón y mantenimiento de pozos en La Cira, Chichimene, Huila, Putumayo, Nare y Apiay. En eso nos vamos a gastar 100 millones de dólares de inversión y 30 millones de dólares en gastos operativos. Son 130 millones de dólares que entran a la economía entre hoy y el 31 de diciembre.
     
    En el Caribe, ¿cómo van los trabajos de búsqueda de hidrocarburos?
     
    Debe llegar un barco en diciembre, contratado por Anadarko (socio de Ecopetrol), que viene de África a perforar al lado de Kronos y el bloque Purple Ángel. Esperamos estar perforando ahí el segundo pozo, que es el de evaluación de lo que hicimos en Kronos.
     
    ¿Cuáles son las expectativas en esta zona?
     
    La expectativa es gas. Ahí ya encontramos gas seco; ahora toca evaluar qué tan grande es el descubrimiento que tuvimos, ya tenemos algunas apreciaciones y somos optimistas. Anadarko es la empresa que debe decir el tamaño de los hallazgos.
     
    ¿Qué es el valle de La Muerte, tema al que hizo alusión usted para referirse a la escasez de gas en el año 2020?
     
    El valle de La Muerte es que nosotros tenemos un declive en la producción de gas de Ballenas y de Cusiana y Cupiagua. El aumento del gas del Caribe se sucede en 2025; entonces, entre los años 2020 y 2025, va declinando (la producción) y no aumenta lo otro (oferta). Eso genera un bache en donde la demanda es menor que la oferta. Esto lo podemos llenar con gas nuevo, que puede salir de dos pozos que queremos perforar. Uno se llama Siluro y el otro, Molusco, que están cerca de Ballenas en La Guajira. Se puede llenar ese valle de La Muerte con gas de Canacol, Ecopetrol, Hocol y la regasificadora, pero lo llamamos así para que se entienda que es un periodo de unos cuatro o cinco años con una demanda mayor que la oferta.
     
    ¿Qué decirles a los accionistas sobre la suerte de la acción y los dividendos?
     
    Los accionistas van detrás de dos cosas: que el precio de la acción suba. Ha estado subiendo, fluctuando alrededor de $1.350-$1.400; está mucho mejor que hace un año. Segundo, estamos trabajando muy duro para que esa realidad siga siendo eficaz. Tercero, podemos esperar dar utilidad este año. Eso no se sabe sino al 31 de diciembre y en ese momento la asamblea decidirá en abril si distribuye o no dividendos. Estamos trabajando y sudando petróleo para producirles utilidades.
     
    El ministro de Hacienda dijo que no se esperan dividendos para 2017.
     
    Eso fue muy conservador, lo cual me parece muy bien porque indica que, como hay incertidumbre, es mejor no hacer las cuentas de la lechera y poner unos dividendos que todavía son muy inciertos. Pero quiere decir que nosotros estamos trabajando muy duro para producir utilidades.
     
    Por: Jorge Sáenz V
     
    ElEspectador.com
  • “Tenemos que aprender a vivir sin la bonanza”

    Anh LogoEl presidente de la ANH hizo un crudo balance del sector. Dice que las comunidades deben entender que se acabaron los años dorados y que la industria se tiene que reinventar.

    Hace diez meses asumió como presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) Mauricio de la Mora, un ingeniero de petróleos que lleva cerca de tres décadas en el sector. A pesar de su amplia trayectoria, el funcionario reconoció que no había afrontado una situación tan compleja como la que vive la industria petrolera actualmente, con el desplome en los precios.

    El funcionario llegó con dos grandes retos: aumentar las reservas de hidrocarburos, que alcanzan para 6,4 años, y mantener la producción en 1 millón de barriles diarios. Y está dispuesto a asumir estos compromisos porque “los momentos de crisis siempre son buenas oportunidades”. De la Mora habló con SEMANA sobre la coyuntura y las perspectivas del sector.

    Semana: ¿Usted que lleva tanto tiempo en la industria había visto un desplome tan acelerado de los precios?

    Mauricio de la Mora: Cuando comenzó el descenso en los precios, en octubre del año pasado, pensábamos que la situación iba a ser muy parecida a una crisis como la de 2008. En ese momento los precios del barril cayeron a 34 dólares pero el rebote fue fácil, como el de una pelota de tenis: pegó y volvió a subir con fuerza. Pero una caída tan acelerada como la actual no la esperaba absolutamente nadie. Aquí estamos jugando con una pelota de squash punto verde: pegó y se quedó en el suelo. Todos los pronósticos hablaban de petróleo a 50 dólares. Ni Bloomberg, ni Goldman Sachs pronosticaban que los precios fueran a caer por debajo de los 40 dólares. Pero hoy nos estamos moviendo entre 35 y 45 dólares el barril.

    Semana: ¿Hasta dónde cree que bajarán los precios?

    M.D.L.M.: Esa es la pregunta del millón porque la geopolítica petrolera ha cambiado mucho. Antes los conflictos internacionales o la guerra en Medio Oriente disparaban los precios del crudo. Pero hoy en día Estados Unidos, que era un importador de petróleo, tiene tanto inventario que está a un paso de volverse exportador y eso ha cambiado la dinámica del mercado. En este escenario un país como Colombia, que se consideraba petrolero pero no lo es, es espectador más que protagonista.

    Semana: ¿Por qué si el sector ha visto en el pasado precios por debajo de 40 dólares ahora la situación luce más dramática?

    M.D.L.M.: Porque nos malacostumbramos a precios de más de 100 dólares. Con esas cotizaciones la industria aguantaba todo: altos costos, muy buenos salarios, entregar a las comunidades todo lo que pedían, pagar en exceso a los proveedores, y aun así los proyectos daban buenos rendimientos. En un momento dado, en Colombia se presentaban proyectos que no eran rentables ni siquiera con 80 dólares el barril. Pero eso no fue siempre así. Por ejemplo, los grandes descubrimientos de Cusiana y Cupiaga se hicieron con precios de crudo entre 12 y 24 dólares el barril. Podemos volver a ese escenario.

    Semana: ¿Para 2016 el panorama será peor?

    M.D.L.M.: Veo un 2016 complicado y difícil. El país tiene que entender que va a tener que vivir sin esa bonanza petrolera, que le implicará dejar de recibir 23 billones de pesos. Esos recursos van a hacer mucha falta. Nos tenemos que reinventar desde el punto de vista de la ingeniería, de los contratistas, de las comunidades, reducir costos y ser innovadores en estrategia, planeación e ingeniería básica. Si en 2015 el gobierno nacional fue proactivo, para 2016 la industria deberá ser doblemente innovadora. Desde la ANH vamos a seguir trabajando para brindar condiciones para que la inversión se vea afectada lo menos posible.

    Semana: Pero ni el gobierno ni las petroleras han trabajado con las comunidades para hacerles entender que la bonanza se acabó.

    M.D.L.M.: No todas las comunidades han hecho plena conciencia del cambio radical que enfrentamos por cuenta de que el crudo cayó de 100 dólares a 35 dólares. Esa bonanza en la que vivían muchos municipios se acabó. Lo altos precios en la industria hotelera, en la comida, los carros de alquiler, todo esto se ha venido al piso. Las comunidades deben entender que ya pasaron los años dorados.

    Semana: ¿Si siguen bajando los precios que puede pasar en el sector?

    M.D.L.M.: Implicaría un estancamiento en la inversión extranjera. Muchas compañías seguramente repensarán sus portafolios. Si eso pasa, la agencia y el Ministerio de Minas y Energía tendríamos que salir a repensar la normatividad de la industria para minimizar la pérdida de la inversión. Eso afecta los bienes y servicios, la infraestructura, el empleo, los impuestos. Si bajan más los precios llegará un momento en que será más costoso sacar el crudo que lo que cuesta venderlo. No podemos hacer pan para vender calado. En la industria hay un dicho muy claro: el crudo que no se puede sacar hoy no se puede sacar mañana.

    Semana: Pero las petroleras se están beneficiando con el alto precio del dólar.

    M.D.L.M.: El alza en el dólar no alcanza a compensar lo que se deja de recibir porque los precios de los bienes y servicios en el sector se fijan en esa divisa. Ese es el caso de los combustibles, del transporte, de los taladros, casi todo se paga en dólares.

    Semana: ¿Qué hacer para enfrentar la coyuntura?

    M.D.L.M.: Todos los proyectos deberían convertirse en Pines (Proyectos de Interés Nacional y Estratégico). La única manera de incorporar reservas es trabajar duro en offshore (costa afuera) porque no podemos seguir perforando dos o tres pozos al año, tenemos que perforar seis, nueve o 12. Además, hay que trabajar para mantener las inversiones en yacimientos no convencionales, en recuperación secundaria de crudo. Se necesita una reforma tributaria que permita incrementar reservas porque si le seguimos metiendo un alto costo fiscal a la industria petrolera será muy difícil impulsar la exploración. Se necesitan menos impuestos y que, en lo posible, estos queden indexados a los precios, es decir, a mayores cotizaciones mayores impuestos y viceversa.

    Semana: ¿Cuánto le costó la última reforma tributaria al sector?

    M.D.L.M.: Entre 2 y 3 billones de pesos adicionales. La última reforma tributaria fue muy fuerte para el sector.

    Semana. ¿Cómo aumentar reservas cuando hay una caída dramática en los pozos exploratorios y en sísmica?

    M.D.L.M.: Hay que reinvertar la sísmica de tierra. Este año teníamos la meta de explorar 37 pozos pero llevamos solo 24. Esto es una caída de más del 70 por ciento si se tiene en cuenta que el año pasado se exploraron 113 pozos. Para el año entrante podríamos tener una meta de 65 pozos exploratorios y mantener la producción de 1 millón de barriles diarios, pero necesitamos el esfuerzo de todos. Esto es como el juego de la pirinola: todos tenemos que poner. Si le seguimos haciendo el feo a la industria nos vamos a quedar sin las regalías, que son un rubro muy importante en el desarrollo del país, más en momentos en que iniciaremos una etapa de posconflicto. Las regalías de las regiones están en descenso y este año llegan apenas a 4,4 billones de pesos.

    Semana: ¿Qué va a pasar con el ‘fracking’?

    M.D.L.M.: Con los precios actuales está quieto. El gobierno, después de un gran trabajo de estudio con todos los sectores, desarrolló un marco regulatorio exigente y adecuado. Hoy no se ha expedido ni la primera licencia ambiental para yacimientos no convencionales, y, sin embargo, ya lo tienen estigmatizado. Si Colombia quiere mantener su potencial petrolero, debe entender que los yacimientos no convencionales son una oportunidad que debe ser utilizada de manera apropiada.

    Semana: Finalmente, tras la cumbre del cambio climático que puso como meta reducir la dependencia de los combustibles fósiles, ¿cómo ve el futuro de la industria?

    M.D.L.M.: Nosotros apoyamos las energías alternativas, pero debemos ser conscientes de que a pesar de que tenemos desarrollos en energía solar y eólica (que no alcanzan al 5 por ciento de la energía del país) todavía nuestra dependencia de los hidrocarburos fósiles es muy alta. Ojalá podamos reducir esa dependencia y estimular nuevas formas de consumo energético. Tenemos que aprender a adaptarnos sin estigmatizar. Todos podemos ganar, pero aprender a ganar menos.

    Fuente: Semana.com

  • 1,6 Billones de Utilidad Neta dio Ecopetrol en el 2016

    Resultados 15En 2016 el Grupo Ecopetrol obtuvo 1,6 billones de pesos  en utilidad neta frente a pérdidas por casi 4 billones de pesos en el ejercicio anterior. La utilidad fue de 2,3 billones antes de impairments (ajustes contables).
     
    ·         Ecopetrol propondrá a la Asamblea de Accionistas distribuir 945 mil millones de pesos en dividendos ($23 por acción). El 40% de las utilidades antes de impariments.
     
    ·         En total, Ecopetrol aportará $5,5 billones al Estado en impuestos y dividendos. Equivale a casi lo que recaudará la Reforma Tributaria (0,6% PIB)
     
    ·         Solamente en impuestos, Ecopetrol estima pagar $4,7 billones en 2017.
     
    ·         A pesar de que caída en precio y en producción restó $5 billones de pesos en ingresos, el Ebitda se  mantuvo en $18 billones y la caja cerró con  $14 billones.
     
    ·         Precio pasó de 55 USD/b a 45 USD/B
     
    ·         El proceso de transformación fue exitoso: se ahorraron  4,3 billones de pesos en 2 años
     
    ·         Hoy  la compañía es rentable  a menos de US$ 40 por barril.
     
    ·         La prioridad es aumentar reservas. Perforaremos 17 pozos en 2017, incluidos 5 en el caribe colombiano.
     
    ·         Robusta posición de caja para emprender compras de empresas o campos
  • 1.034.500 barriles por día (BPD), fué la Producción en enero

    En enero de 2015 se produjeron 1.034.500 barriles por día (BPD), volumen que representó un incremento de 2,7% frente a la producción de diciembre de 2014.
     
    Oleoducto ColombianoEl Ministerio de Minas y Energía informa que la producción promedio de crudo en el mes de enero de 2015 fue de 1.034.500 barriles por día (BPD/información preliminar). Este volumen refleja un aumento de 2,7% frente a diciembre de 2014 (1.007.000 BPD).
     
    Con la producción de enero, el país completa cuatro meses en línea con una producción superior el millón de barriles. De la producción del mes pasado, 193.500 BPD correspondieron a contratos de la ANH, es decir, el 18,7%. Entre tanto, Ecopetrol y asociadas produjeron 841.000 barriles, lo que representó un incremento de 2,9% frente a diciembre de 2014, debido a mayores volúmenes de producción en los campos Castilla, Castilla Norte y Chichimene.
     
    Por otro lado, la cifra preliminar de producción de gas promedio durante enero alcanzó 1.059 millones de pies cúbicos por día (MPCD), aumentando en 1,58% con respecto a diciembre de 2014 (1.043 MPCD). El incremento refleja el comportamiento de la demanda para los campos Chuchupa, Ballena, Cusiana y Pauto.
     
    *Este reporte contiene datos de producción estimada que serán sometidos a procesos de validación.
  • 4000 Millones de Dólares en Exploración proyectada: Orlando Cabrales

    Ronda 2014 ANH"Esperamos Cerca De Us$4.000 Millones De Inversión Del Sector Petrolero Para Los Próximos Años, Tras Éxito De Rondas" estas fuerón las declaraciones del Viceministro de Energía, Orlando Cabrales Segovia, en la apertura del 1er Congreso Nacional Minero Energético organizado por las entidades gubernamentales del sector.
     
    El Gobierno Nacional en los últimos  cuatro años ha logrado, con las dos Rondas Colombia (2012 y 2014) una inversión exploratoria proyectada de 4.000 millones de dólares para los próximos años. " Tenemos nuevos actores que quieren invertir en el país, las compañías le están creyendo al pais y las oportunidades son incalculables", resaltó Cabrales Segovia.
     
    En el evento, el Viceministro resaltó que el sector se ha expandido a una tasa de 7,4% promedio anual durante los últimos cuatro años. Esta buena dinámica supera el desempeño de la economía global la cual se expandió 3,8%. Además, la producción petrolera aumentó de 785 KBPD a 1.007 KBPD con un crecimiento del 28% en el cuatrienio con un crecimiento anual de 6,4%.
     
    "Debemos seguir por el camino positivo, para seguir generando desarrollo al país. En los últimos cuatro años, 2010-2013, la perforación exploratoria ha sido la más dinámica de la historia petrolera del país. En total se han perforado 484 pozos, 61% más que en el período 2006-2009", explicó. Por otro lado, el Viceministro resaltó que las reservas pasaron de 2.058 millones de barriles  a 2.445 millones de barriles con una expansión del 19% durante los últimos cuatro años, lo cual representa un crecimiento del 4,4%.
     
    En el tema energético, Cabrales Segovia resaltó que Colombia se ha convertido en líder regional, con iniciativas de interconexión con Panamá y hacia el sur con países vecinos. Además, afirmó que el país ocupa el puesto #4 mundial en sostenibilidad energética, y el puesto #5 mundial en seguridad energética, según el Concejo Mundial de Energía.
     
    "En materia de generación, vamos a lograr incorporar 900 MW a la capacidad que tiene el pais para final de este año. Los proyectos de generación le dan competitividad al sector, benefician a los usuarios y la industria", dijo el Viceministro. Además resaltó los siguientes logros de los fondos energéticos:
     
    En el 2013 del FAER se asignaron $132.526 millones, con lo cual se benefician 58.991 usuarios.
     
    En el 2013 del FAZNI se han asignado  $ 50.108 millones, con lo cual se benefician 22.894  usuarios.
     
    En el 2013 del PRONE se asignaron $ 109.556 millones, con lo cual se benefician 45.789 usuarios.
     
    "Sobre el Fenómeno del Niño, la respuesta del sector eléctrico muestra y confirma la solidez. Desde hace varios meses, desde el comité de seguimiento, nos hemos venido reuniendo permanentemente y hemos tomado las medidas adecuadas para estar listos a enfrentar esta situación", agrego.  
     
    La iniciativa del Congreso Minero Energético busca generar un espacio académico para discutir e informar temas minero energéticos de gran importancia para el desarrollo del país. La invitación es a seguir trabajando y cuidando el sector que es responsabilidad de Gobierno Nacional, ciudadanía e industria. 
     
    "Queremos volver a ganar alineación entre la actividad y las regiones. En el Gobierno Nacional nos interesa el desarrollo del sector pero también el de las comunidades. El sector no está beneficiando a todas las regiones (...) eso debe cambiar y es prioridad para los próximos años", concluyó Cabrales.
     
    "Sobre el Fenómeno del Niño, la respuesta del sector eléctrico muestra y confirma la solidez. Desde hace varios meses, a través del Comité de Seguimiento, nos hemos venido reuniendo permanentemente y hemos tomado las medidas adecuadas para estar listos a enfrentar esta situación".
     
    "Queremos volver a ganar alineación entre la actividad y las regiones. En el Gobierno Nacional nos interesa el desarrollo del sector pero también el de las comunidades, el sector no está beneficiando a todas las regiones (...) eso debe cambiar y es prioridad para los próximos años".
     
     
    MME
  • 41000 bd produjeron los campos Pauto y Floreña de Ecopetrol

    Campo ThxLos campos de producción Pauto y Floreña, ubicados en el departamento del Casanare y  operados por Equion Energía, dentro del contrato de asociación Piedemonte suscrito con  Ecopetrol, lograron el pasado 24 de junio un récord de producción al alcanzar 41.488 barriles  de petróleo por día (bpd), de los cuales 31.223 bpd son directamente de Ecopetrol en virtud  de su participación como socio y accionista de la citada compañía operadora.
     
    La cifra de producción, que corresponde a un cumplimiento acumulado del 117% en relación con la meta de junio del 2015, es el resultado del avance en el proyecto Piedemonte etapa 2, que inició en el 2012 e incluye la perforación de once pozos nuevos y la ampliación de facilidades para procesamiento e inyección de gas. Actualmente se han perforado ocho pozos de curva básica y tres pozos productores, que han incrementado la producción en más de 11 mil bpd en el último año. 
     
    Pieza clave en este logro ha sido la expansión de la central de facilidades de procesamiento CPF Floreña, que inició en diciembre 2014. Producto de su estabilización, los nuevos equipos comenzaron a recibir de manera segura el crudo adicional de los pozos del área. 
    Lo anterior se complementará con la entrada en funcionamiento de una turbina de alta presión  en el segundo semestre del año, que aumentará la capacidad de manejo de gas hasta 530 mpcd (millones de pies cúbicos día), lo que a su vez redundará en producción adicional.
     
    Equion Energía Limited es una empresa perteneciente al Grupo Empresarial Ecopetrol y además es socio-operador del contrato de asociación Piedemonte con una participación del 50%.
     
    ecopetrol.com
  • 5 razones por las cuales el precio del petróleo está en el piso

    PozosEl barril de crudo ha perdido dos terceras partes de su valor en el último año y medio a cerca de US$30 por barril. Algunos expertos creen que la situación podría empeorar todavía antes de comenzar a recuperarse. Estas son algunas de las razones que crearon el escenario actual.
     
     
    China ya no está consumiendo tanto
     
    BBVA estimó que cerca del 50% de la caída en los precios del crudo puede atribuirse al menor crecimiento del gigante asiático. Ese país creció casi un 10% al año entre 2001 y 2014 pero se ha desacelerado y podría expandirse apenas 6,5% en 2016. En consecuencia su consumo de petróleo es menor.  
     
    Hay demasiado petróleo
     
    De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía el exceso de oferta en el primer semestre del año será de 1,5 millones de barriles por día en el primer semestre. Esta proyección asume que Irán pondrá en el mercado unos 600.000 millones de barriles por día tras el levantamiento de las sanciones.
     
    La política es menos importante
     
    La aseguradora Coface indicó en un reporte que las tensiones geopolíticas cada vez cuentan menos a la hora de fijar el precio del petróleo. De hecho las tensiones entre Irán y Arabia Saudita no tuvieron ningún efecto significativo en el mercado. El exceso de oferta es tan grande que a los inversionistas ya no les está preocupando un corte inesperado del suministro. Un inverno menos duro
     
    El cambio climático también está en esta historia.
     
    El comienzo del invierno de este año en Europa y Japón fue anormalmente débil lo que redujo la demanda de combustibles para calefacción. Una temperatura más cálida se sumó a unos mercados muy pesimistas y puso presión adicional a los precios, explicó la Agencia Internacional de Energía.
     
    Pesimismo de los mercados internacionales
     
    BBVA cree que una parte, pequeña, de la caída del precio no se explica por los fundamentales del crudo. El mal momento de las bolsas en el mundo desde que comenzó el año y el fortalecimiento del dólar también están afectando la cotización.
     
     
     
     
  • 84.000 personas afectadas por desastre ambiental, generado por el terrorismo de las FARC

    ·   Ataquesreducenrecursosparainversión en educación,salud, servicios públicos yvías.

    ·   Contaminaciónderíos,sembradosyhumedalesqueafectanacercade84mil personasen Putumayo,Nariño yelCatatumbo.

    ·   Derramesafectanespeciesanimalesenriesgodedesaparicióncomoladanta,el armadillo, el manatí yelvenado colablanca.

    ·   EcopetrolhaceunreconocimientoalaFuerzaPúblicaporlaceleridadenla respuestaparapermitirquelostécnicoshagan las  reparaciones.

            ·  La Empresaha puestoen marchaplanesdecontingencia paramitigarimpactos.

     Ecopetrol lamenta y rechaza enérgicamente la escalada terrorista contra la infraestructura petrolera de Colombia que se ha registrado desde el 27 de mayo. En estas últimas dos semanas se han presentado 16 de los 20 atentados y acciones terroristas registrados en 2015  contra oleoductos,  pozos,  líneas de trasferencia  y equipos  para  la  producción, mantenimiento y el transporte de crudo.

    BARRERA RIO CAUNAPI NARIOLos atentados se han concentrado en el sur del país (Putumayo y Nariño), en los oleoductos Transandino, San Miguel-Orito y  Churuyaco-Orito, así como en varios pozos de los campos de producción de esa zona del territorio nacional. También se han registrado dos atentados en Caño Limón-Coveñas y otros dos pozos e instalaciones y equipos del campo Tibú, Norte de Santander.
     
    A los atentados contra la infraestructura de Ecopetrol (ver cuadro) se suman ataques y hostigamientos contra otras empresas productoras y transportadoras de hidrocarburos, como  el  ocurrido  el  lunes  8  de  junio  de  2015  en  Puerto  Asís,  Putumayo,  cuando integrantes de grupos al margen de la ley interceptaron 23 carrotanques y obligaron a derramar el crudo en la vía, lo que ocasionó la contaminación de fuentes de agua y una afectación directa a los campesinos de esa zona.
     
    “Los principales damnificados con los atentados son los ciudadanos colombianos, especialmente los más pobres, porque al disminuirse la producción y el transporte de petróleo se reducen los recursos para inversión social, y eso son menos escuelas, menos centros de salud, menos obras de infraestructura y menos recursos para cubrir las pensiones”, aseguró el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry. 
     
    Ecopetrol  hace  un  reconocimiento  a  la  Fuerza  Pública  por  el  plan  para  reforzar  la seguridad de la infraestructura petrolera y por la celeridad en la respuesta para que los técnicos de la Empresa realicen las labores de reparación. En lo corrido del año se han realizado 26 capturas por atentados, se han destruido 4.709 artefactos explosivos y se han decomisado 13.559 kilos de explosivos.
     
    La Empresa se solidariza con las familias de los 32 miembros de la Fuerza Pública que han sido asesinados y de los 102 heridos en tareas de protección a la infraestructura energética durante 2015.
     
    Impactos a comunidades y medio Ambiente
     
    En lo corrido del 2015 se han derramado más de 14 mil barriles por cuenta de los atentados, lo que ha afectado a las comunidades de cuatro departamentos que sufren el impacto de los derrames sobre ríos y otras fuentes de agua, tierras y humedales. 
    En los ataques ocurridos en 2015 se han registrado derrames a los ríos Caunapí y El Rosario en Nariño, Cubugón en Arauca y Cuembí en Putumayo, que afectaron a más de 80 mil personas de forma directa que se surten de agua de estos ríos y sus afluentes u obtienen su sustento de actividades como la pesca.
     
    En relación con el medio ambiente, los departamentos de Putumayo, Nariño, Arauca y Norte de Santander son reconocidos por su riqueza ambiental y biodiversidad. Un estudio realizado por el Instituto Alexander von Humboldt para Ecopetrol determinó los siguientes riesgos y consecuencias de los atentados en la zona del Catatumbo:
     
    •    Las voladuras inciden de manera directa y letal sobre más de 30 especies de peces.
    •    25 especies de mamíferos cuentan con los recursos de esta cuenca para sobrevivir.
          Algunos de ellos en riesgo de desaparición, como la danta, el armadillo, el leopardo, el manatí, el ñeque o el venado colablanca.
    •    15 especies de reptiles y 20 de anfibios sufren las consecuencias del crudo en sus ecosistemas cada vez que hay un derrame, como la rana marsupial, la rana de cristal y la babilla, así como tres especies de tortugas de río. 
     

    Atentadosa infraestructurade Ecopetrolen 2015

    Fecha

    Infraestructuraafectada

    Lugar

     

    08-ene

    1

    Oleoducto Transandino

    Verede Piluales,municipio  Mallama, Nariño

    2

    Oleoducto Transandino

    Vereda El Chambu,municipioMallama, Nariño

    05-abr

    3

    Oleoducto Caño Limón-Coveñas

    Vereda Cañaguata,municipioCubara, Boyacá

     

    19-abr

     

    4

     

    Oleoducto Caño Limón-Coveñas

    Vereda Cubugon, municipioToledo, Norte de

    Santander

    27-may

    5

    Oleoducto Transandino

    Vereda El Pinde, municipioTumaco, Nariño

    28-may

    6

    Oleoducto Transandino

    Vereda Berlín, municipioBarbacoas,Nariño

     

    30-may

     

    7

     

    Oleoducto San miguel-Orito (OSO)

    Vereda  Juan  Cristóbal,  municipio  San  Miguel,

    Putumayo

     

     

    31-may

     

    8

     

    PozoLoro8

    Vereda  Loro  8,  municipio  Valle  del  Guamuez,

    Putumayo

     

    9

     

    PozoYurilla1

    VeredaNuevaArabia,municipioPuertoCaicedo,

    Putumayo

    10

    Oleoducto Churuyaco-Orito (Ocho)

    Vereda El Azul,municipiodeOrito, Putumayo

     

    04-jun

     

    11

     

    Línea de flujode pozosLoro

     

    Vereda La Cruz,MunicipioSan Miguel,Putumayo

     

    05-jun

     

    12

     

    Oleoducto San Miguel-Orito (OSO)

    VeredaVilladuarte,MunicipioValledelGuamuez,

    Putumayo

     

    06-jun

     

    13

     

    PozoLoro1

    Vereda  Loro  1,  municipio  Valle  del  Guamuez,

    Putumayo

     

     

    07-jun

     

    14

     

    PozoTibú-30

    Vereda   P-30,   municipio   de   Tibú,   Norte   de

    Santander

     

    15

     

    Oleoducto Transandino

     

    Vereda Kilómetro85,municipiodeTumaco, Nariño

     

     

     

     

    08-jun

    16

    Oleoducto Trasandino

    Vereda Pambil,municipiodeTumaco, Nariño

     

    17

     

    Oleoducto San Miguel-Orito (OSO)

     

    Vereda laRaya, municipioLaHormiga,Putumayo.

     

    18

    Detenciónilegalde23tractomulasy

    derramedecrudo

     

    Vereda La Cabaña, Puerto Asís,Putumayo(*)

     

    19

     

    QuemaEquipo Varilleo,campo Tibu

     

    Vereda Km17,Tibú,NortedeSantander(*)

    09-jun

    20

     

    Oleoducto Churuyaco-Orito (Ocho)

    Barrió  Los  Alpes,  inspección  Siberia,  municipio

    Orito, Putumayo

    (*)Accionescontraterceros,vehículosoequipos.

     

     

  • Acción de Ecopetrol cerró en 1.625 pesos. ¿Por qué?

    Resultados 15(1)El 23 de enero de 2008, el título de la petrolera colombiana marcó un precio de cierre por debajo de 1.700 pesos, similar al valor con el que se transó este martes.
     
    En la jornada del martes, esta especie accionaria presentó un retroceso en su precio que osciló entre siete y nueve por ciento.
     
    El título de la petrolera cerró con un precio de 1.625 pesos, lo que significó un retroceso en su precio de 9,22 por ciento.
     
    Además, esta especie registró el volumen más alto de negociación con 29.248,97 millones de pesos.
     
    Esta caída pronunciada obedece a que este martes 16 de junio inició el período ‘exdividendo’ de Ecopetrol, lo que significa que los inversionistas que compren la acción de la petrolera desde hoy y hasta el próximo 22 de junio, que es cuando se paga el dividendo, no recibirán ese pago. (¿Qué pasó con el dólar hoy?)
     
    Por el contrario, quienes vendan la acción de Ecopetrol hoy, además de recibir el dinero por la venta, también serán beneficiarios de 133 pesos por acción que pagará la empresa el próximo lunes por cada título.
     
    Es decir, la acción cae porque el atractivo, que es la ganancia adicional por el dividendo, ya está en poder de quien tiene la acción en este momento y puede venderla sin que pierda ese derecho.
     
    Tradicionalmente esta caída es del mismo monto del valor del dividendo que se va a pagar.
     
    La utilidad del dividendo de Ecopetrol es de alrededor de siete por ciento y la acción de Ecopetrol está cayendo en la sesión un porcentaje muy cercano a dicho valor.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Acciones, la última opción de capitalización de Ecopetrol

    Reficar - Foto EcopetrolReficar - Foto EcopetrolLa compañía ha financiado su plan de inversiones y operación a través de la generación interna de caja, la desinversión de activos no estratégicos y recursos de financiación.
     
    A un requerimiento de una comisión del Congreso, sobre si Ecopetrol contempla una nueva emisión de acciones, el presidente de la petrolera, Juan Carlos Echeverry, respondió: “En este momento la empresa no ha tomado ninguna decisión de seguir con el proceso de democratización accionaria”. Esa afirmación no cierra la puerta del todo, más bien abre una rendija que deja entrar algo de luz.
     
    Los analistas del sector coinciden en que la compañía colombiana necesita capital para echar a andar la máquina exploratoria que impulse la producción a niveles mayores que los actuales. La empresa necesita encontrar más petróleo para obtener mejores resultados y el país para mejorar la desaparecida renta petrolera, que deja un enorme cráter fiscal. Desde 2011 existe la posibilidad de emitir; en dos rondas se ha colocado el 11,5 %. En el momento en que tome la decisión, podría hacer hasta un 8,5 % adicional; sin embargo, en las actuales circunstancias es complicado.
     
    “Si hay capitalización de la empresa, que sea a través de acciones con nuevas emisiones, donde sean los nacionales los únicos que puedan acceder a esas acciones”, señala el presidente de Campetrol, Rubén Darío Lizarralde. “Creo que las ventas de estas acciones podrían tener éxito si Ecopetrol recupera la dinámica exploratoria”.
     
    Bajo el proceso de capitalización autorizado por la Ley 1118 de 2006, la Nación debe conservar, como mínimo, el 80 % de las acciones en circulación con derecho a voto de Ecopetrol, dice el presidente de la estatal petrolera en respuesta a la comisión legislativa. A la fecha, los accionistas correspondientes a entidades estatales tienen el 88,49% de la propiedad accionaria de la petrolera colombiana. “Una nueva emisión de acciones tendría sentido con el fin de financiar los planes de inversión de la compañía”, advierte Camilo Forero, gerente de Equity Research.
     
    Voceros de la industria petrolera sostienen que en la coyuntura actual es difícil que Ecopetrol emita acciones. Es mejor conseguir recursos por otros medios, como emisión de bonos o créditos, como se hizo en los años precedentes. Ecopetrol ha financiado su plan de inversiones y operación a través de la generación interna de caja, la desinversión de activos no estratégicos y recursos de financiación. El foco de su actividad se concentrará en donde ha desarrollado una experiencia única: en el desarrollo y explotación de campos maduros en Colombia, indica un informe de la Vicepresidencia Corporativa de Estrategia y Finanzas de la compañía.
     
    “Ecopetrol necesita invertir en exploración. Prioritariamente debería endeudarse. Si no tiene capacidad de endeudamiento, el Gobierno debería avalar ese endeudamiento. No nos olvidemos de que en los últimos diez años Ecopetrol ha aportado a la Nación cerca de 200 billones de pesos”, argumenta el presidente de Campetrol.
     
    “No vemos como alternativa de corto plazo la venta de acciones o democratización de la compañía por parte del Gobierno”, cuenta Andrés Sánchez Franco, estratega sénior de Acciones Locales de CorpBanca. “Actualmente las condiciones de mercado castigan el precio justo de la empresa por cuenta de la volatilidad del petróleo e incertidumbre internacional en términos de tasas y crecimiento económico”.
     
    El estratega de CorpBanca remarca que se debe tener en cuenta que la venta de participación accionaria del Gobierno, o una emisión de acciones adicionales, siempre será la última opción, hasta que se agoten las otras alternativas o mejore considerablemente las condiciones de mercado para la cotización de Ecopetrol. Todos coinciden en que el presidente de la petrolera colombiana ha empezado a bajar el nivel de deuda. Financia las inversiones con la caja que genera la empresa y con otras ayudas como venta de activos (EEB, ISA, Propilco). “Los planes de la compañía se han enfocado en la desinversión de activos no estratégicos, como es el caso de la enajenación de las participaciones en EEB e ISA. Teniendo en cuenta la coyuntura del mercado de capitales y en especial la percepción sobre el sector, una nueva emisión de acciones no encontraría las condiciones más favorables actualmente”, detalla Camilo Forero.
     
    Al 30 de junio de 2016 el valor nominal de la deuda consolidada del Grupo Empresarial Ecopetrol era de US$17.953 millones y para la financiación del plan de inversiones de este año la empresa ha conseguido recursos de financiación por US$1.270 millones a través de distintas fuentes. Ha contratado un crédito bilateral con el Banco de Tokio por US$175 millones; otro con Bancolombia por $990.000 millones, una obligación bilateral EDC por US$300 millones y concretó la reapertura del bono internacional a 2023 por US$500 millones.
     
    El analista Andrés Franco Sánchez explica que “en los últimos años Ecopetrol ha venido siguiendo una estrategia de largo plazo que fija unas políticas de financiación de los planes estratégicos de la compañía mediante cuatro alternativas: la primera opción es la de financiar los proyectos mediante el flujo de caja de la compañía, lo que significa que todos los proyectos y planes de expansión se financian con recursos de la operación normal de los diversos segmentos de negocio. La segunda se refiere al endeudamiento mediante emisión de bonos y con el sistema financiero en general, donde actualmente y dadas las condiciones de mercado, el endeudamiento de la compañía es relativamente alto en comparación con los niveles que presentó en años previos a la crisis internacional del sector petrolero. La tercera hace referencia a la desinversión de activos no estratégicos, que se ha visto reflejada en la venta de participaciones en compañías como ISA y EEB, y la cuarta es la de emitir acciones para capitalizar la compañía”.
     
    Por: Jorge Sáenz Vargas
     
    ElEspectador.com
  • Agencia Nacional de Hidrocarburos autorizó la suspensión temporal de las actividades en el campo Caño Sur Este de Ecopetrol

    Campo WLa Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) autorizó la suspensión temporal del campo Caño Sur Este, ubicado en el área de influencia del municipio de Puerto Gaitán, en el departamento del Meta.
     
    La solicitud de suspensión temporal fue tramitada por Ecopetrol ante la caída de los precios del petróleo, teniendo en cuenta que, a pesar de las eficiencias aplicadas, el campo no logra ser rentable en la coyuntura actual. 
     
    El campo Caño Sur Este actualmente produce 1.277 barriles diarios de crudo pesado, el 0,2% de la producción de Ecopetrol.
     
    La empresa revisará esta decisión temporal en la medida que mejoren las condiciones del mercado.
     
    Ecopetrol está concentrada en un severo plan de ajuste y reducción de costos para minimizar el impacto de la caída de los precios del petróleo en la producción.
  • Agencia Nacional de Hidrocarburos empieza búsqueda de nuevo presidente

    Anh LogoBogotá - La salida de Javier Betancourt de la presidencia de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) ya es un hecho y la renuncia irrevocable presentada por el dirigente se da en uno de los momentos más tensos para el sector
     
    Betancourt presentó su carta de renuncia para el 30 de este mes, por lo que el cargo estará libre desde el primero de febrero después de que el abogado javeriano cumpliera un año largo en frente de la entidad.
     
    Los industriales del sector esperan que el cargo sea relevado rápidamente y no como en 2013 cuando la agencia no tuvo presidente por más de un mes, especialmente porque el sector necesita que se tomen medidas inmediatas en materia de producción y exploración con un barril de petróleo en US$46 que sigue cayendo.
     
    “Debemos tener en cuenta las razones personales presentadas por el doctor Betancourt para su renuncia y consideramos que la labor que hizo ante la ANH fue meritoria, pero lógicamente el entorno que en este momento está atravesando la industria petrolera en el ámbito mundial es de gran precaución” dijo Hernando Borrero, presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros de petróleo, Acipet.
     
    Sin embargo en cuanto al reemplazo dentro de la Agencia ya se empiezan a oír nombres, como el de la esposa del actual Ministro de Vivienda, Luz Stella Murgas, quien actualmente se encuentra ocupando el cargo de gerente de proyectos y exploración en la ANH o Carlos Mantilla McCormick, vicepresidente de agencia de contratos de hidrocarburos en la ANH.
     
    Vale la pena recordar que para uno de estos cargos es necesario que el aspirante tenga un título profesional en administración, ingeniería, derecho o ciencia política. Adicionalmente, se espera que tenga un título de posgrado en áreas relacionadas con el cargo y 80 meses de experiencia profesional en el sector.
     
    Respecto a esto Borrero señaló la importancia de que el encargado sea un técnico en el área, por lo que “como Acipet consideramos, y así se lo sugerimos al Gobierno, que piensen en nombrar a un ingeniero de petróleos para la dirección, eso es teniendo en cuenta que las responsabilidades de la ANH son técnicas y necesitamos de ese perfil para que maneje estos asuntos y la coyuntura por la que está pasando el país, por su puesto que debe tener habilidades administrativas y de negocios, pero dentro de los ingenieros de petróleos tenemos más de un excelente candidato para reemplazar al saliente directivo”.
     
    Finalmente, el ex-viceministro de minas y energía, Luis Ernesto Mejía, señaló que el momento en el que se da la renuncia es muy difícil por lo que es fundamental que “el Gobierno busque rápidamente una persona que pueda mantener una agencia sólida e independiente como la actual”. Y agregó que el reemplazo de Betancourt debe ser una “persona de un perfil técnico ya que esa no es una entidad que deba correr riesgo, que conozca el sector y que no tenga ninguna afiliación de tipo político”.
     
    Javier Betancourt
     
    Abogado de la Universidad Javeriana, especializado en régimen contractual internacional y legislación financiera de la Universidad de Los Andes. Tiene una maestría en negocios internacionales y derecho mercantil de la Universidad de Fordham. Dentro de su trayectoria está ser jefe de la oficina jurídica y vicepresidente en la ANH y por varios años trabajó en la British Petroleum Company-Equión. Finalmente lideró estudios en desarrollos petroleros en Guatemala, Ecuador y Argentina.
     
    CANDIDATOS
     
    Luz Stella Murgas Maya
    Abogada de Valledupar y actualmente se encuentra designada en la ANH como gerente de proyectos y seguimiento a la exploración. Murgas Maya es la esposa del actual ministro de Vivienda Luis Felipe Henao y trabajó ocho años en la división de impuestos de Ecopetrol, siendo esta su área de mayor experiencia. Adicionalmente la funcionaria trabajó en Deloitte, donde también se desempeñó en el área tributaria.
     
    Natalia Gutiérrez 
    Actual presidenta de la Agencia Nacional de Mineria, es una administradora de empresas antioqueña de Eafit con una década de experiencia en el sector de hidrocarburos. De la misma Universidad tiene una especialización en finanzas y evaluación de proyectos  y fue coordinadora de proyectos de Proexport, Viceministra de interior y de minas y miembro de la junta directiva de Reficar y de Isa. 
     
    Carlos Ernesto Mantilla 
    Abogado de la Universidad Externado de Colombia, con especialización en derecho comercial de la Pontificia Universidad Javeriana. Dentro de su experiencia profesional ha trabajado  en empresas consultoras en áreas de derecho minero energético; abogado Sénior y gerente del departamento jurídico en Occidental de Colombia; miembro de la junta directiva del Colegio de Abogados de Minas y Petróleo.
     
    Fuente: Larepublica.co / Lilian Mariño
     
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  • Al reanudar operaciones, Reficar le inyectará $3,6 billones al PIB

    Reficar IIBogotá_Una vez se enciendan las 16 nuevas plantas de la Refinería de Cartagena (Reficar), esta filial de la Empresa Colombiana de Petróleos (Ecopetrol) será capaz de aportarle o,6 puntos porcentuales al Producto Interno Bruto (PIB) del país. Una cifra que si se convierte hoy a dinero, equivale a $3,6 billones.
     
    En ese cálculo coincidieron el ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta Medina, y el presidente de la Asociación Nacional de Empresarios de Colombia (Andi), Bruce Mac Master, quienes fueron consultados por LR sobre el impacto que ha tenido el cese de la refinería y el que tendrá en el crecimiento nacional.
     
    No es casualidad entonces que el proyecto sea considerado uno de los más importantes para el país, en su plan de mantener los buenos indicadores macro (PIB en no menos de 4,5%), de cara a sus socios comerciales de la Región y el mundo.
     
    Por eso no se han escatimado esfuerzos ni gastos en Reficar: el presupuesto actualizado alcanza U$6.467 millones, con una financiación garantizada de agencias de crédito de exportación y bancos comerciales.
     
    Ese monto de inversión ha permitido compras y contrataciones en Colombia por $1,5 billones y la creación de 28.000 nuevos empleos, 95% colombianos y 5% extranjeros de Estados Unidos, Perú y Venezuela.
     
    “Colombia contará con una de las refinerías más modernas de América, que procesará crudos pesados más económicos y producirá mayores volúmenes de combustibles limpios y más valiosos, tales como gasolina, diésel y jet, y con los más altos estándares de calidad”, indicó el presidente de la firma, Reyes Reinoso Yánez, en el último resumen actualizado del proyecto.
     
    Los efectos de Reficar
     
    La repercusión de que la segunda refinería más grande del país sea repotenciada, se explica en que su capacidad actual para procesar a diario 80.000 barriles de crudo. “Al cierre del año, la incidencia del apagado de la refinería se estima que le puede restar al crecimiento 0,3 puntos porcentuales”, calculó el ministro Acosta.
     
    Según Mac Master, lo anterior significa que al ampliarse a 165.000 barriles de crudo diario, también se multiplicará por dos su aporte al crecimiento económico. “Lo que pasará es que será un crecimiento de 0,6 puntos porcentuales, porque duplicará capacidad”.
     
    Los primeros resultados que confirmarán o no qué tanto el subsector energético impulsará a la industria nacional con la nueva Reficar, se verán en el tercer trimestre de 2015, de julio a septiembre. La razón es que el reinicio de las operaciones está programado para el primer semestre del próximo año. Aunque no hay un mes en especial, LR conoció que desde el Gobierno y las directivas de la compañía se espera cortar la cinta en mayo, a más tardar. Actualmente, la ampliación y modernización esta 95% lista.

    Carlos García Botero, subdirector de demanda de la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), aseguró que la Refinería de Cartagena es un agente que tiene un gran impacto sobre la matriz energética regional, porque reactivará la demanda de gas natural en sus procesos industriales y su autogeneración de energía eléctrica. “El impacto más notable es que su demanda de gas natural pasará de 29 gigas BTU día (Gbtud) a 61, más del doble”.
     
    Otro de los efectos que tendrá Reficar será en las inversiones. Actualmente, 60% del diesel que se consume en el mercado interno es importado porque no hay volúmenes suficientes para abastecerlo.
     
    Con las nuevas instalaciones, la empresa podrá procesar crudos pesados con alto contenido de azufre y también atenderá la demanda creciente de gasolina y propileno, además de que producirá coque de petróleo y nafta petroquímica.
     
    “Ecopetrol ya no tendrá que comprarle diesel a terceros e importarlo, aparte de que produciremos uno con especificaciones y estándares adicionales, el contenido de azufre en diésel pasará de 2.500 partes por millón a menos de 10, y en la gasolina pasará de 1.200 ppm a menos de 30”, detalló el ministro de Minas.
     
    Impacto en industria y nuevos mercados
    El Ministerio de Hacienda y Crédito Público informó a LR que este año el efecto del cierre de la Refinería de Cartagena podría representar una contracción de hasta 2,4 puntos porcentuales en el sector industrial. No obstante, para 2015, el efecto adicional podría rondar 6,6 puntos porcentuales adicionales, bajo el nuevo esquema productivo.
     
    “Se estima que la refinación de petróleo está encadenada a otros subsectores que constituyen alrededor de 22% del PIB industrial, lo cual sería un estímulo adicional en el proceso de recuperación de este sector”, se indicó desde la cartera ministerial.
     
    Voceros de la compañía informaron que una vez entren en funcionamiento las nuevas plantas de producción, se tiene previsto explorar oportunidades con nuevos mercados en Brasil, el Caribe y el noreste de Asia.
     
    Las opiniones
     
    Amylkar Acosta Medina
    Ministro de Minas y Energía
    “Al cierre de este año, se estima que la incidencia del cierre o apagado de la refinería le restará 0,3 puntos porcentuales al crecimiento económico del país”.
     
    Bruce Mac Master
    Presidente de la Andi
    “La ampliación de la capacidad de Reficar producirá que Colombia mejores sus indicadores. Lo que pasará es que habrá un crecimiento en el PIB de 0,6 puntos porcentuales”.
     
    Germán Corcho Tróchez
     
     
    Fuente: LaRepublica.co
  • Análisis - ¿En manos de quién está el precio del petróleo?

    Pet CasanareLa situación que atraviesa hoy la industria no ofrece un panorama claro, pese a que para casi todos los países este es el primer producto en las operaciones de comercio exterior. Hay expectativa.
     
    Arabia Saudita tenía el control sobre el petróleo hace unos años, cuando con solo cerrar o abrir un poco la llave llevaba el precio a los niveles que su organización de países exportadores del crudo quisiera.
     
    Eso parece haber acabado o, por lo menos, ese reino ya no quiere 'jugar' ese papel, pues ahora solo espera que el precio se "estabilice con el tiempo", como lo dijo Ali al-Naimi, ministro de Petróleo Saudí.
     
    Estados Unidos, por su parte, se dedicó con tecnología a buscar su ‘independencia’ de estos países que hacían con los precios del petróleo lo que quisieran.
     
    Ahora tiene inundados sus inventarios de barriles, que alcanzaron hace poco niveles que no se veían desde hace 80 años.
     
    Esas épocas en las que tenían que importar petróleo parecen haberse esfumado, gracias a la revolución de la industria que hacia el 2008 apuntaba a que el recurso natural estaba en declive, llevándolo a registrar 147 dólares por barril.
     
    Primero, lograron superar a Rusia como mayor productor de gas, lo que motivó una alta producción en esquistos desde el 2010, permitiendo que a finales del año pasado alcanzaran niveles de producción que superan a cada uno de los miembros de la Opep.
     
    A esto se suma otro gigante, Canadá, que con sus arenas petrolíferas hoy la pasa mal (económicamente hablando) por la caída de los precios del petróleo.
     
    Detrás de toda esta revolución energética en Estados Unidos, tenemos un incremento del empleo, junto con la recuperación económica, que lo tienen a la cabeza en las estimaciones de crecimiento, algo que hace años no se veía, pues todo se concentraba en China.
     
    En el pasado, los precios del petróleo subían por un consumo mayor del gigante asiático, debido a los conflictos que interrumpían el bombeo en países como Libia, Sudán, Nigeria, Irán e Irak.
     
    Esto nos lleva a un ámbito geopolítico que siempre ha tenido como discordia al petróleo, pues hoy es una fuerte medida de control que ejerce Estados Unidos en conjunto con sus aliados frente a Rusia, un gigante que con el presidente Vladimir Putin a la cabeza venía haciendo retroceder a occidente de varias de sus posiciones en la región árabe y donde hoy tienen un pulso importante vecino a Europa, Ucrania.
     
    Esta caída en los precios no ha podido llegar en mejor momento, pues urge a Europa salir de su crisis, lo que sumado a los planes de estímulo planteados recientemente, debería brindarles una recuperación más notoria en el corto plazo.
     
    Claramente esto también hoy beneficia a una economía china que crece a la mitad que hace 10 años, y que de sumarse a esa ‘nueva ola’ de estímulos económicos, podría motivar más temprano que tarde la tan anhelada recuperación de los precios de las materias primas de las que tanto depende Latinoamérica en general.
     
    La pelea, hoy, se concentra en la cuota de mercado, especialmente por parte de Arabia Saudita, ya que su más importante comprador (EE.UU.) hoy produce a borbotones; debido a ello ha tenido que salir a ofrecer su crudo en Asia y Europa con descuentos, lo que ha llevado a que los precios caigan dramáticamente en los últimos seis meses.
     
    Con esto apuntan a que quienes tengan mayores costos de producción, como los esquistos en Dakota del Norte, cierren pozos, campos y se reduzca el bombeo, logrando recuperar parte del mercado mundial y, obviamente, el precio por barril.
     
    Estos precios buscan no solo pelearle a los esquistos, sino también a lo que vienen haciendo Canadá, Rusia, Brasil y regiones del África, que han tenido éxito en el mar.
     
    Así como se ha anunciado ya por las petroleras en Colombia, se están reduciendo considerablemente los planes de inversión en todo el mundo, lo que traerá para este mismo año una reducción considerable del bombeo de petróleo de aquellos pozos menos eficientes y más costosos.
     
    Una pelea de ‘grandes billeteras’, pues el que tenga más caja y menos deuda, aguantará.
     
    Venezuela es el país más vulnerable ante la situación actual. Rusia ha vivido una fuerte caída en bolsa, su moneda –el Rublo– se ha desplomado frente al dólar y las calificadoras ya pasan sus bonos a escalón ‘basura’.
     
    Ahora hasta el radical islamista Boko Haram en Nigeria podría verse beneficiado de todo esto, pues tiene una dependencia mayúscula del petróleo (cercana al 95 por ciento), lo que limita su fuerza para combatir a esta insurgencia.
     
    Para después de mayo, según lo plantea la Agencia de Energía de Estados Unidos, podría verse una reducción considerable de barriles en el mercado, pues tendrían efecto las reducciones actuales en los planes de inversión, lo que traerá despidos, reducción en consumo y deberá evaluarse inclusive el posible golpe a las economías estadounidense y canadiense, así como a la apertura energética en México, hechos de importancia mayúscula para la región.
     
    Debemos anotar que desde ya muchos en su negocio de esquistos están estudiando la forma de que esta tecnología revolucionaria se reduzca en costos con el fin de reactivar los campos que hoy estén cerrando.
     
    Esto nos llevaría a un equilibrio de los precios del crudo para los próximos años en un mundo que busca recuperase económicamente con materias primas baratas.
     
    Camilo Silva Jaramillo,
     
    Socio–Fundador Valora Inversiones
     
     
    FUente: portafolio.co
     
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  • Análisis: Los números del petróleo

    La producción de crudo en Colombia se ha mantenido por encima del millón de barriles a pesar de un escenario adverso de preciosLa producción de crudo en Colombia se ha mantenido por encima del millón de barriles a pesar de un escenario adverso de preciosEl último dato de producción petrolera anunciado por la ANH sorprendió a muchos. En un ambiente de precios bajos, con el WTI alrededor de US$50/barril y el Brent alrededor de US$55/barril, los productores alcanzaron la no despreciable suma de 1’029.493 barriles por día de producción. En 2014, en promedio, se explotaron 990.455 barriles por día, es decir 39.000 barriles por día menos que en lo corrido de 2015 (en diciembre de 2014 la producción fue de 1’009.000 barriles por día). Esto con precios que durante la mayor parte del año oscilaron entre US$95 y US$105 por barril. 

    Si se dio semejante caída de precios durante los últimos meses de 2014 y los primeros de 2015, ¿cómo es posible que la producción haya subido? Una explicación es que los productores tienen coberturas que les permiten vender su crudo por encima del precio del mercado, lo que genera un incentivo importante para producir más. Inclusive, podrían hacer un margen adicional en el negocio de comercialización adquiriendo crudo en el mercado spot, siempre y cuando el mismo tuviese un precio inferior a lo que les cuesta a los productores sacar su propio crudo. 
     
    Sin embargo, no creo que esta sea la explicación detrás del mantenimiento de la producción, pues aunque Ecopetrol es de lejos el mayor productor de crudo en el país, también es una compañía estatal, vigilada por la Contraloría, entidad que no comulga mucho con las coberturas de crudo (posiblemente porque aún no las entienden). Me atrevería a especular que la razón fundamental detrás de las cifras de producción es más estructural, y obedece a que la producción colombiana, por lo menos en ciertos campos, es más competitiva de lo que normalmente se piensa.
     
    Al mirar los números de producción por campo, según estadísticas de la ANH, se puede tratar de concluir dónde están los campos eficientes. El conjunto de campos de crudo pesado de Ecopetrol en el Meta (Castilla, Chichimene, Apiay) es donde mayor diferencia de producción se registra entre los datos de 2015 y los promedios de 2014 (38.000 barriles por día). Esto, a su vez, probablemente obedece a que Ecopetrol tiene el menor costo de dilución de todo el sistema, pues cuenta con importantes ventajas logísticas al transportar los diluyentes necesarios para el crudo pesado a través de tubos, mientras que el resto de los productores lo hace en su mayoría en carrotanques, con costos mayores. La razón de la utilización de diluyente es que los crudos pesados requieren mezclarse con productos más livianos para poder ser transportados eficientemente y comercializados en el mercado internacional.
     
    Además de Ecopetrol, compañías como Parex, Occidental, Vetra y Pacific Rubiales han incrementado su producción en ciertos campos. Esta última ha aumentado la producción de crudos livianos en los campos adquiridos a través de Petrominerales de manera importante. El campo Rubiales, por su parte, es el que más ha reducido su producción, pasando de un promedio en 2014 de 180.500 barriles por día a 162.000, una reducción de alrededor de 18.000 barriles por día. No solamente porque el diluyente a Rubiales hay que transportarlo en carrotanques, sino porque la no extensión del contrato con Ecopetrol implica que no existen muchos incentivos para el operador del campo de seguir invirtiendo si hay que devolverlo en 2016 (aunque esto se resuelve si Ecopetrol decide asumir las inversiones).
     
    Sin embargo, a pesar de este incremento de producción, el precio del petróleo ha causado importantes estragos en las compañías y en las cuentas nacionales. Las acciones de las petroleras colombianas han declinado de manera importante durante 2015, siguiendo el efecto de reducción del precio del petróleo que ya se ve en los resultados financieros de los productores. Los ingresos petroleros de la Nación, que en 2013 llegaron a un pico de $24 billones anuales, entre impuestos de las petroleras y dividendos de Ecopetrol, en 2015 probablemente llegarán a $10 billones. Y las regalías, presupuestadas en $8,5 billones para 2015, verán una reducción en su ejecución de 30%, unos $2,5 billones menos que lo inicialmente planeado.
     

    Los datos de producción de los próximos meses van a ser importantes para poder soportar la hipótesis de que los campos colombianos son más competitivos de lo que se cree. De ser así, la recuperación de las acciones de las compañías petroleras dependerá casi exclusivamente del comportamiento del precio del petróleo en los mercados internacionales, y los productores colombianos probablemente saldrán fortalecidos una vez cese la horrible noche.riles a pesar de un escenario adverso de precios.

    Por : David Yanovich

    Fuente: Dinero.com

     

     

  • Análisis: Barril sin fondo ?

    Las empresas petroleras en Colombia enfrentan una de las coyunturas más duras de la historia reciente. ¿Necesita un salvavidas esta industria, considerada como la vaca lechera de la economía en los últimos 30 años?
     
    BombeoEl sector petrolero está haciendo implosión. La caída de 50% en los precios del crudo durante los últimos siete meses ha puesto contra las cuerdas a todas las compañías que explotan hidrocarburos en Colombia.
     
    Ecopetrol y Pacific, las dos más grandes del país, ya anunciaron ajustes en inversión que sumados podrían alcanzar los US$4.000 millones anuales; es decir, una baja de por los menos 50% de la inversión total del sector. Las firmas de servicios petroleros fueron las primeras en sentir el impacto de tales decisiones.
     
    Según pudo establecer Dinero, por lo menos 15 compañías están haciendo fila ante la Superintendencia de Sociedades para iniciar procesos de reorganización empresarial. El número no es pequeño y en este primer mes del año la tendencia se ha intensificado. En la lista de firmas que debieron acudir a la entidad de control se encuentran, entre otras: Energy Control Amg Ltda, Blastingmar SAS, Colombian Coal S.A., Ordóñez y Cía. Ltda., Geominas y C.I Comergroup S.A. Los más recientes casos de firmas que ya fueron admitidas por la Supersociedades para adelantar dicho trámite corresponden a Carlos Omar Yáñez Suárez y Cía. Ltda., Tecs SAS y Fernando César Uribe Blanco & Cía. SAS. 
     
    El tema ha empezado a afectar también el mercado de valores. Las acciones de las principales compañías petroleras registran caídas considerables y la situación se ha vuelto preocupante. El jueves 29 de enero la Superintendencia Financiera le solicitó a Pacific Rubiales que comunicara al mercado si tenía información sobre las causas del descenso de la acción en la última semana de enero, esta firma perdió alrededor de 30% del valor con el que inició 2015. En respuesta a la solicitud, Pacific señaló que no conoce información distinta a la caída en el precio del crudo que explique semejante comportamiento.
     
    Así las cosas, el panorama luce oscuro: los pagos a los proveedores se han prorrogado a 90 y 120 días, empiezan los recortes en la nómina, gastos suntuosos desaparecen del balance y el cierre de pozos petroleros podría estar a la orden del día. 
     
    Por eso, el gobierno Santos está diseñando una estrategia para ayudar a las empresas a mitigar el impacto. ¿Cuál es el alcance de la crisis? y ¿qué significa esto para uno de los sectores empresariales más dinámicos de la economía colombiana en los últimos 30 años?
     
    Según el presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda, “este es un tema grave, pero tengo la impresión de que al interior del Gobierno y el país en general no han entendido la gravedad: el primer impacto es el fiscal y hay quienes lo minimizan. El Marco Fiscal de Mediano Plazo estaba con US$98 el barril y el Gobierno ya ha señalado que ahora es de US$48; son US$50 menos por cada barril; descontada la devaluación del peso, el hueco que se le abre a las finanzas públicas es de $300.000 millones por cada dólar que caiga el precio. Con la situación actual, eso sería un hueco adicional en las finanzas públicas de $15 billones para 2015”.
     
    Lo que está quedando en evidencia ahora mismo es cómo las empresas petroleras iniciaron semejante ajuste. Lloreda señaló que “hay compañías que están cerrando algunos pozos y campos de producción, en especial los de baja producción que ya no son rentables; otros proyectos los van a aplazar. En materia de exploración, el panorama es muy complejo en razón básicamente a la caída en los precios y al impacto de la reforma tributaria. Las empresas empiezan a verse en la necesidad de revisar sus presupuestos de inversión y la gran sacrificada en este ajuste es la exploración. Esto se corrobora con los números. Vemos que la sísmica on shore ha caído. En 2010 se hicieron 20.000 kilómetros equivalentes de sísmica y en 2014 fueron 8.000. Para este año, habrá de 6.000 a 8.000 kilómetros”.
     
    Ese impacto ya empieza a afectar a regiones que viven del petróleo, como Casanare, Meta y Arauca, entre otras. Y, como se mencionó, a las primeras que se les rompió la pita fue a las empresas prestadoras de servicios petroleros. Rubén Darío Lizarralde, presidente de Campetrol, gremio que las representa, señala que “sentimos desde hace cuatro años que la contratación ha ido lenta e imperceptiblemente hacia abajo, y eso se ve en la sísmica, en las perforaciones y en la utilización de los taladros. Ya hay varias empresas de sísmica que se han quebrado por disminución de la actividad”. De acuerdo con él, alrededor de 35% de los taladros que hay en el país están ociosos.
     
    El ajuste en las empresas podría meter al país en un círculo vicioso: 1) Colombia no ha logrado aumentar su nivel de reservas en los últimos años, 2) las empresas, por la crisis de precios, cierran sus inversiones, 3) esto deriva en menor exploración 4) lo que agrava la situación de reservas del país.
     
    “Si yo no hago sísmica y si no perforo –explica Lizarralde–, si no busco el petróleo donde se supone que lo hay, en unos 6 o 7 años no voy a tener crudo, voy a ser importador”.
     
    El tamaño de la crisis
     
    El ministro de Minas, Tomás González, señala que el Gobierno está preocupado por el tema y que están pensando en medidas. Sin embargo, desde su perspectiva, es necesario ponerle dimensión a lo que muchos han decidido llamar “crisis petrolera”.
     
    “Cabe recordar que durante el gobierno Pastrana el barril de crudo llegó a estar a US$15 y en ese momento todos se preguntaban si sobreviviría la industria. Eso ya se contestó: el sector es capaz de adaptarse a circunstancias difíciles. Esta es una industria que sabe manejar las coyunturas de caídas de precio”, asegura el alto funcionario.
     
    El ajuste en la industria no es un asunto exclusivamente colombiano. El presidente de México, Enrique Peña Nieto, presionado por la caída en los ingresos de Pemex, la estatal petrolera, anunció un plan de recorte en los gastos de US$9.000 millones; Petrobras anunció recortes en inversiones y gastos por US$3.000 millones; las fusiones y adquisiciones en el sector se están volviendo cosa de todos los días.
     
    Que el mal sea de muchos no significa que la tarea sea fácil. Con una caída de 50% en el principal producto de exportación del país, los impactos se sentirán en todos lados. Por eso es necesario hacer un esfuerzo por darle dimensión al problema y definir una estrategia ajustada a la realidad.
     
    Lo primero que hay que decir es que este no es el primer ajuste drástico que haya sufrido el precio recientemente. Algo parecido ocurrió durante 2008, cuando el barril de petróleo, que había tocado su máximo histórico muy cercano a los US$150 el barril, cayó vertiginosamente hasta niveles récord de US$35 en solo seis meses. Esta vez, tres cosas son diferentes: la primera, la caída de 2008 se dio en medio de la peor recesión mundial de este siglo; dos, la destorcida se explica por un cambio estructural en el mercado petrolero del mundo, y tercero, Colombia no ha cumplido sus metas de incremento de producción y de reservas, lo que representa el principal desafío.
     
    La recuperación del precio en 2009 fue rápida y ayudó a paliar el golpe. En esta oportunidad, todavía es incierto cuándo se recuperará el precio y hasta qué niveles. Sin embargo, en la primera semana de febrero, el crudo tuvo una recuperación hasta niveles cercanos a los US$50, porque ya muchos actores del mercado esperan que la oferta se resienta.
     
    En un reciente análisis, la Asociación Nacional de Instituciones Financieras (Anif) señaló que en los próximos cinco años el barril de petróleo podría estabilizarse en un rango entre US$65 y US$75. La Administración de Información de Energía de los Estados Unidos en su Informe de Perspectiva de Corto Plazo de enero consideró que el petróleo se estabilizará este año alrededor de los US$54 y que para 2016 subiría hasta los US$71. La perspectiva de la agencia estadounidense es que este y el próximo año el consumo mundial crezca dos millones de barriles; así, se llegaría en 2016 a 92 millones de barriles por día. Los factores que impulsarían un alza son la recuperación norteamericana y europea y el nuevo impulso de la economía china. Paradójicamente, alguna parte de esa recuperación es posible gracias a la caída en los precios del crudo: los estimativos más conservadoras señalan que este descenso en los precios de los combustibles van a liberar por lo menos US$150.000 millones a los consumidores estadounidenses; el menor precio de los combustibles derivará en mayores niveles de consumo y menores presiones inflacionarias.
     
    Claramente hay varias conclusiones que se pueden deducir de este panorama: primero, nadie puede negar que el sector está en un proceso de ajuste que llevará los precios promedio de los casi US$100 hasta un rango entre US$60 y US$70. Dos, si bien hay crisis, esta no es la peor que haya sufrido el sector en la historia reciente. Tres, el gran desafío es mantener robusta la producción y mejorar las expectativas de reservas del país.
     
    Criollización del problema
     
    Las preguntas que están tratando de resolver, tanto los empresarios del sector como el Gobierno, son dos: ¿de qué magnitud va a ser el ajuste en el sector petrolero colombiano? y ¿qué se necesita hacer para mitigar dicho impacto? Eso es lo que está por verse.
     
    El ministro de Trabajo, Luis Eduardo Garzón, advirtió que la amenaza sobre los miles de trabajadores de la industria es evidente y que por esta razón la prioridad debe ser proteger los puestos en el sector. Según las cuentas del funcionario, las empresas petroleras tienen en sus nóminas a por lo menos 110.000 trabajadores y los puestos amenazados podrían ser hasta 25.000. Las noticias no son halagüeñas. Pacific Rubiales anunció que sus 3.200 empleados no perderán el puesto, pero que entra a análisis el futuro de los más de 10.000 contratistas que forman parte de la operación de la compañía. Así están todas las petroleras locales.
     
    El ministro González fue enfático en decir que el Gobierno tiene en la mira el tema y las medidas serán dadas a conocer en los próximos días. El enfoque general del plan de choque es el siguiente: primero, garantizar que se va a mantener la producción; segundo, impedir un impacto social elevado, reduciendo al mínimo los despidos en las empresas petroleras y de servicios y, tercero, facilitar todas las medidas para favorecer la competitividad del sector y reducir los costos de explotación y exploración para darle mayor solidez en el mediano plazo.
     
    El Gobierno tiene claro que lo peor que le podría suceder al país es que ahora mismo se reduzca la producción. En el caso de los proyectos petroleros, es indispensable que los tubos sigan extrayendo crudo, pues si la llave se cierra, los pozos se empiezan a llenar de agua y, posteriormente, para reiniciar la producción, se necesita nuevamente hacer inversiones; lo que les saldría muy costoso a las compañías. Ese es un gasto que la administración Santos quiere evitarles a las compañías.
     
    Desafortunadamente, en materia de producción las perspectivas son preocupantes. Según las cuentas de Francisco José Lloreda, de la ACP, es muy probable que este año se mantenga la producción en cerca de un millón de barriles. “Lo cierto es que pareciera inevitable que desde 2016 haya una caída continua en la producción llegando a 2018 en 785.000 barriles y hacia el año 2022 en más o menos 670.000 barriles”, explica.
     
    Esa tendencia es la que justamente se debe revertir para garantizar que el sector de hidrocarburos siga contribuyendo al desarrollo del país.
     
    Lista de peticiones
     
    Los empresarios han pasado su memorial de agravios al Gobierno. Primero, la industria le ha pedido revisar las condiciones de los actuales contratos petroleros y modificar las de los que se adjudiquen en las próximas rondas que se convoquen.
     
    Se refieren específicamente a lo que en el ámbito petrolero se conoce como “X de participación” de la ANH. Ese es uno de los principales criterios de adjudicación de bloques petroleros en Colombia. Se trata de la cantidad de petróleo que las firmas prometen entregarle a la ANH si los precios del crudo están altos.
     
    Sin embargo, el tema no es prioritario y podría pensarse que es una petición oportunista. El X de participación en un escenario de precios bajos se desactiva, pues actualmente el piso de precios es US$48 por barril, así que si bien el Gobierno tiene oídos abiertos a todas las medidas, esta no necesariamente es relevante para mejorar la situación de las compañías petroleras.
     
    Lo otro que han pedido las firmas es realizar deducciones en el impuesto del Cree y acelerar las devoluciones por parte de la Dian en el caso de saldo a favor de las empresas. Todo ello estaría encaminado a liberar recursos para el flujo de caja de las compañías.
     
    En estos frentes, el Gobierno debe ir con mucha prudencia. Cualquier beneficio fiscal no puede terminar en utilidades para los accionistas de las compañías. La idea es fortalecer el flujo de caja, pero con el único fin de que se mantengan los niveles de exploración y producción, que es la meta, según lo dijo el ministro González.
     
    Si bien es cierto que el sector necesita ayuda en esta coyuntura, el país tampoco puede dar un salto al vacío echando al suelo los avances que ha tenido hasta el momento.
     
    De hecho, según un estudio revelado durante el World Economic Forum que acaba de realizarse en Davos, Colombia es el país en vías de desarrollo con uno de los mejores esquemas contractuales para el sector de hidrocarburos; el país ocupa el noveno lugar en el Global Energy Architecture Performance Index 2015, que elabora el World Economic Forum en colaboración con la firma Accenture. Esto significa que Colombia está en el top 10 de los países con mejores sistemas energéticos, acompañada exclusivamente por países europeos. Uno de los aspectos que destaca el informe es la reforma energética de 2003, fundamentalmente la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), la transformación de Ecopetrol y los ajustes a los contratos de explotación de hidrocarburos. El informe señala que dichas políticas “indudablemente” han ayudado en algunos aspectos al desempeño mostrado por Colombia en el índice.
     
    El informe también señala que “de hecho, de las naciones latinoamericanas que tienen producción de gas y petróleo, únicamente Brasil y Colombia (la cual también introdujo un regulador independiente, mejoró los términos impositivos y reestructuró Ecopetrol) han evidenciado un crecimiento de la producción durante los últimos años, a diferencia de México, Venezuela y Argentina”.
     
    Así que el balance sobre el contrato y las condiciones para operar de las firmas petroleras en el país es positivo; no en vano, la inversión extranjera en el sector se disparó y alcanzó los US$5.500 millones anuales.
     
    Aunque el Ministro González reconoció que el Gobierno está analizando todas las medidas posibles con criterio técnico y económico, es claro que cualquier reforma en el contrato sería aumentar unas condiciones ya muy favorables para la industria.
     
    Consolidación empresarial
     
    Pero además del ajuste y los recortes, lo otro que se va a dar en este proceso es una consolidación empresarial. Grandes compañías que guardaron plata en caja van a hacer la fiesta comprando activos baratos, que muy probablemente se valoricen en los próximos años.
     
    En este sentido hay varios aspectos clave. Primero, el asunto de los impuestos. Este año la reforma tributaria le va a dar un golpe importante a las compañías. Al sector petrolero le va a tocar poner $2,7 billones por cuenta de la reforma tributaria pasada. Eso golpea profundamente su flujo de caja. Una cifra sirve para contrastar el tema: la campaña exploratoria del sector para 2015 vale $2,6 billones. Muchos dicen que gran parte de lo que se iba a ir para exploración este año, va a terminar en la tesorería general de la Nación.
     
    Así las cosas, el Gobierno debería concentrarse en lograr que el flujo de caja de las compañías se mantenga sólido. Una de las medidas que está sobre la mesa es la de acelerar los procesos de devolución de dinero por parte de la Dian.
     
    Otras medidas son necesarias para impedir que la producción se venga abajo, porque esto también afecta el flujo de caja por la vía de los volúmenes de ventas. En este frente, definir una estrategia para impedir ataques a la infraestructura o bloqueos a la producción por parte de las comunidades es fundamental. El ministro González dice que en ese frente ya se han logrado cosas, pues a mediados del año pasado la producción se empezó a afectar y, gracias a la estrategia que ya ha sido implementada, por lo menos se logró mantener la producción de crudo por encima del millón de barriles diarios durante el último trimestre de 2014.
     
    ¿Futuro negro?
     
    Todo ajuste es traumático, pero eso no quiere decir que el futuro vaya a ser catastrófico. Nadie considera descabellado que el precio del crudo suba en los próximos meses o años. Así las cosas, el mercado mundial petrolero pareciera ya haber tocado fondo.
     
    Esto pone en perspectiva el futuro. Aquí es donde el Gobierno tiene que adoptar medidas que afecten favorablemente el negocio.
     
    La primera estrategia debe ser mantener la exploración y garantizar que se van a encontrar nuevas reservas. El futuro del país está en los proyectos off shore, es decir, en medio del océano.
     
    Las señales en este frente son positivas. Uno de los signos es que Anadarko, compañía de las más grandes del sector, tiene en Colombia la mayor apuesta en sísmica off shore del mundo. “Ahí hay algo”, dice un experto del sector. La intuición fue ratificada por el hallazgo en el proyecto Orca que adelantan Ecopetrol, Petrobras y Repsol cerca a La Guajira. El anuncio pasó desapercibido a finales del año pasado. Lo que todos señalan es que de manera definitiva en el Caribe colombiano hay una cadena de yacimientos de hidrocarburos cuyo tamaño podría ser muy importante. El off shore se podría convertir en la nueva frontera de los hidrocarburos.
     
    El ministro González dijo que el otro frente esperanzador es en los proyectos no convencionales, pues Colombia cuenta con una gran zona de prospectiva en el Magdalena Medio. Lo mismo ocurre con el gas asociado a carbón, que sería otra fuente de nuevas reservas.
     
    Sin lugar a dudas, el panorama de 2015 es muy complejo y se hace obligatorio un ajuste. Sin embargo, si se toman las medidas adecuadas, la industria podría salir fortalecida. Superar la crisis podría abrirle nuevas oportunidades en negocios completamente nuevos como los no convencionales y el gas asociado al carbón.
     
    Si se toman las medidas correctas, se podrá enderezar el rumbo. El futuro todavía está en nuestras manos.
     
    ***
     
    Vacante en Ecopetrol
     
    Una de las noticias más esperadas en el próximo mes de marzo será el anuncio del reemplazo de Javier Gutiérrez. El tema es fundamental para la industria, pues Ecopetrol representa 60% de la actividad petrolera en Colombia.
     
    Por eso, se ha planteado un debate: si el nuevo presidente debe o no ser un conocedor profundo del sector. Para algunos expertos, no es necesario que la persona que llegue al cargo más importante del sector empresarial en Colombia tenga profundos conocimientos en petróleo. “De las vicepresidencias para abajo, todos en Ecopetrol de lo que más saben es de petróleo”, señala uno de los expertos.
     
    Otros, por el contrario, consideran que al frente de la empresa debe estar una persona con gran experiencia y muy curtido en el sector. En especial en este momento complejo de la industria y de la empresa cuando vienen épocas de ajustes, reorganizaciones, con menores recursos para inversión pero con una tarea apremiante de incorporar nuevas reservas para lograr que la autosuficiencia vaya más allá de los 7 años que tiene hoy.
     
    Egon Zender, firma cazatalentos que adelanta el proceso, tendrá un duro trabajo y la baraja de candidatos cada vez se abre más. A los nombres de Juan Carlos Echeverry, exministro de Hacienda, y Camilo Marulanda, vicepresidente de operaciones de Ecopetrol, se han sumado otros: Joaquín Moreno, quien desde 2008 está en la junta de Ecopetrol y trabajó 33 años en Shell; Felipe Posada, colombiano que trabaja en BP y es considerado uno de los cinco líderes de mayor proyección de la petrolera; y recientemente ha aparecido el nombre de Álvaro Mauricio Echeverry, quien de 1999 a 2013 fue vicepresidente jurídico de Ecopetrol y hoy es embajador de Colombia ante Chile.
     
    ***
     
    Impacto en la bolsa
     
    El desplome del crudo también se siente en las Bolsas de Valores y específicamente en el índice Colcap, que es el de referencia para el país y que se calcula con una canasta de las 20 acciones con mayor capitalización bursátil. 
     
    Tradicionalmente, Ecopetrol ha sido una de las acciones protagonistas del Colcap y determinantes para medirle el pulso a toda la Bolsa. De hecho, la caída de 43% en el precio de la petrolera nacional fue gran responsable de que el año pasado el mercado accionario terminara con pérdidas.
     
    Para calcular el Colcap se le da un peso a cada acción miembro del índice y se hace un rebalanceo trimestral para ajustarse a las condiciones del mercado. En el ajuste realizado para los primeros tres meses de 2015, las petroleras (Ecopetrol, Canacol y Pacific) pasaron de aportar 16% en el cuarto trimestre de 2014 a apenas 11%, jalonadas principalmente por Pacific, cuyo peso se redujo de 2,3% a 0,2%. 
     
    Ecopetrol, aunque se mantiene como la tercera acción más importante en el cálculo del Colcap, también redujo su participación de 13,6% a 11,1%. 
     
    Las acciones ganadoras con el rebalanceo del Colcap fueron las del sector financiero, que pasaron de aportar 40% al índice en los últimos tres meses de 2014 a 47,8% en el arranque de 2015. Específicamente, la acción de Bancolombia fue una de las que ganó más protagonismo, pues su peso se incrementó de 13,99% a 21,02%.
     
    ***
     
    Canacol seduce
     
    Ante la caída registrada por los precios del petróleo, las acciones de las petroleras a nivel mundial se han visto afectadas. En Colombia, activos como el de Canacol, Pacific y Ecopetrol, cerraron 2014 liderando las pérdidas en el mercado accionario. 
     
    No obstante, el inicio de 2015 para Canacol Energy ha sido muy distinto. La diversificación de sus productos, alcanzando un atractivo balance entre el negocio de gas y de petróleo, ha hecho que la acción de la empresa sea la de mejor rendimiento en el comienzo del año; es tal, que Credit Suisse elevó su precio objetivo de $4.799 a $6.714 y mantiene su recomendación neutral.
     
    De hecho, la empresa acaba de hacer un importante hallazgo de gas en su pozo Clarinete 1, el cual será el eje en torno al cual girará el plan de inversiones de la petrolera durante 2015. Se espera que la compañía lo dé a conocer en los próximos días.
     
    ***
     
    El golpe en servicios
    En alerta máxima se mantienen las empresas de servicios petroleros en el país. Rubén Darío Lizarralde, presidente de Campetrol, analizó las perspectivas.
     
    ¿Cómo se ha impactado el sector de servicios petroleros? 
     
    El sector creció menos. Este año lo estamos viendo crítico. Primero, porque definitivamente el precio golpea mucho al sector; segundo, por la profundización de la caída en la contratación y, tercero, por la reforma tributaria.
     
    ¿Ha bajado la contratación?
     
    En contratación están pasando dos cosas: por un lado, las empresas operadoras están buscando bajar las tarifas de lo que contratan localmente y lo hacen sobre una base baja, porque hace 6 o 7 años hubo una disminución de tarifa. En ese momento hubo un pacto de disminución de tarifas pero cuando subió el precio internacional del crudo, las tarifas se quedaron abajo, y ahora que el precio internacional está bajando las quieren poner más abajo.
     
    ¿Cuál es la salida?
     
    Las empresas de servicios petroleros han propuesto trabajar conjuntamente con los operadores para que todo lo que está afectando el costo, lo que no le agrega valor al proceso, se elimine o se mitigue y esa disminución en el costo se reflejará como una disminución en la tarifa. Pero no podemos mantener esos costos como los tenemos hoy y bajar aún más las tarifas porque el negocio iría a pérdida y en esas circunstancias no le convendría a nadie.
     
    ¿Qué tanto ha caído la actividad?
     
    En sísmica, la reducción ha sido paulatina y se estima en 10%, mientras que en el uso de taladros la capacidad ociosa es cercana a 40% en estos momentos.
     
    ¿Cuál será el impacto en el empleo? 
     
    Actualmente el sector genera unos 120.000 empleos, y se estima que se podría llegar a perder 20% por la disminución de contratos. Es que solo Ecopetrol anunció que reducirá 50% del presupuesto, y esta empresa representa 60% de la actividad petrolera del país.
     
    Fuente: Dinero.com
  • Análisis: Ecopetrol necesita un CEO que sepa

    Javier GutierrezLas cifras de Ecopetrol hablan por sí solas: caída en la utilidad neta de 41%; disminución en las utilidades consolidadas durante 2014 de $7,8 billones; pérdidas durante el último trimestre del año pasado por US$616 millones; caída en las ganancias de 126%; disminución de 7% en los ingresos, y una producción de 755.400 barriles promedio, es decir, 33.000 barriles menos que en 2013. La situación es la peor en muchos años desde que la estatal petrolera cotiza en la Bolsa de Valores de Colombia.
     
    La coyuntura que tiene que ver mucho con el panorama del petróleo a nivel internacional, despide con tristeza a Javier Genaro Gutiérrez Pemberthy, un ejecutivo de alto calado que había sabido llevar a Ecopetrol, como la empresa insignia del país. Es un triste adiós que no es justo con la labor emprendida por varios años por el alto ejecutivo. La baja producción, por ejemplo, tuvo que ver con las restricciones ambientales y problemas con las comunidades que frenaron la producción de 9.500 barriles promedio diario. Sin contar las filiales, la producción fue de 750.700 barriles promedio diario, una fuerte reducción con respecto al año anterior cuando se extrajeron 779.500 barriles. En 2013 la canasta de crudos de Ecopetrol era vendida a US$96,5 por barril, mientras que en 2014 fue de US$62,9 por barril.
     
    Este será el panorama que el nuevo presidente de Ecopetrol tendrá que enfrentar en los próximos meses: bajos precios, problemas de corrupción, perdida de competitividad, y sobre todo, la responsabilidad de mantenerse como la gallina de los huevos de oro de la economía colombiana; no sobra recalcar que el presupuesto nacional depende en unos $11 billones de las transferencias de la estatal a las arcas gubernamentales. Ya hay un plan de optimización de costos y gastos puesto a andar por Gutiérrez en procura de lograr ahorros estructurales y economías de escala que permitan operar de manera rentable bajo escenarios de precios bajos, los cuales seguirán afectando los resultados financieros durante 2015.
     
    La firma caza talentos Egon Zeder, entregó a la junta directiva la valoración de los candidatos evaluados, pero son los miembros de la junta directiva que representan al Presidente, quienes se juegan su prestigio a la hora de decidir quién será el nuevo CEO de Ecopetrol. Ojalá se inclinen por un ejecutivo que tenga bastante experiencia en el manejo de empresas multinacionales, pues la estatal tiene presencia en varios países, cotiza en las bolsas de Wall Street y Toronto; y debe conocer los pormenores del negocio del petróleo. El presidente Santos se está jugando una carta valiosa con este nombramiento que puede partir la historia de la estatal, si hay una mala elección las consecuencias serán muy graves.
     
    Fuente: LaRepublica.co
  • Análisis: La nueva era de Ecopetrol

    EcopetrolEste es un análisis de las tareas que Juan Carlos Echeverry tendrá al frente de la petrolera. Si bien no es el mayor conocedor del sector se destacan quienes le ayudarán en dicha tarea.

    El nuevo presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, no es experto de alto nivel en el tema petrolero, eso no es un secreto porque, además, nadie puede saber todo acerca de todos los temas. Pero debe tenerse en cuenta que fue miembro líder de la Junta Directiva de Ecopetrol por ser ministro de Hacienda durante parte del primer mandato del presidente Juan Manuel Santos.

    Dicen por ahí que nadie puede saberlo todo, pero debe rodearse de quienes tienen la información. Eso precisamente fue lo que pasó el viernes de la semana anterior cuando la Junta Directiva de la petrolera estatal designó a Echeverry como su nuevo presidente en reemplazo de Javier Gutiérrez Pemberthy. Al ex ministro Echeverry le pusieron de segundo a bordo a Camilo Marulanda (nuevo vicepresidente ejecutivo), quien desde 2003 hace parte de la empresa y quien tiene reconocida trayectoria en temas petroleros. Luego fue presidente de Cenit, la filial de transporte de crudo.

    Se viene a partir de abril la nueva era de Ecopetrol, pero el camino es cuesta arriba: pocos hallazgos significativos en los últimos años; bajos precios del barril de petróleo; desplome en los precios de las acciones; crecientes niveles de deuda financiera.

    Echeverry tiene, entonces, la difícil tarea de enfilar la estrategia corporativa de Ecopetrol hacia la optimización de las operaciones para mantener altos los niveles de producción mediante la recuperación secundaria de los actuales campos que están siendo explotados. Pero más allá, la estatal petrolera debe afinar el olfato –y mejorar sus tecnologías- para lograr nuevos y significativos hallazgos en Colombia, teniendo en cuenta que sus recientes anuncios de descubrimientos han sido en el Golfo de México.

    Solamente hay que revisar las cifras oficiales de enero de 2015 para evidenciar la magnitud de la tarea que tendrá el nuevo timonel de Ecopetrol: de los 22 perforados por Ecopetrol y sus filiales, 14 fueron abandonados por ser fallidos y otros ocho se encuentran en pruebas.

    Ahora que el ex ministro se quedó con uno de los puestos corporativos más deseados en Colombia, podría apuntar también a invertir más en gas (tal como lo han demostrado otras empresas del sector como la canadiense Canacol Energy) que todavía tiene en el país un alto potencial para elevar las reservas que tienen en la actualidad una vida útil de 15 años. Las de petróleo, por ejemplo, tienen una vida estimada en menos de siete años.

    Además, el nuevo presidente de la empresa entiende mejor que nadie el efecto de las ganancias de Ecopetrol y lo que ellas representan como dividendos para la Nación.

    ¿Y LA DEUDA FINANCIERA?

    No es más alentador el perfil de la deuda financiera de Ecopetrol (consolidado), que al cierre del cuarto trimestre de 2014 llegó a la ensordecedora cifra de $35,6 billones. Equivale a un incremento de 303% si se compara con los $8,83 billones reportados en el primer trimestre de 2011.

    Luego comenzó a subir. Un año después, en el primer trimestre de 2012 llegaba a $10,17 billones, mientras que al cierre de ese año superó los $13,7 billones. Un año más tarde, al final del 2013, casi se duplicó para llegar a niveles de $22,19 billones.

    Es decir, en apenas tres años la deuda financiera de la estatal petrolera se elevó en $26,8 billones. Un aspecto para manejar con guantes blancos con el objetivo de no afectar los balances financieros.

    EL FIN DE UNA ERA

    En un artículo anterior se planteó que al saliente jefe de la petrolera prácticamente se le culpó por los menores rendimientos de Ecopetrol a causa de una caída del precio internacional del crudo, factor sobre el cual poco podría haber hecho. Pero es necesario recordar que en la administración de Gutiérrez la producción aumentó desde un promedio diario de 399 mil barriles en 2007 hasta más de 780 mil barriles en 2013m, aunque cayó como grupo empresarial hasta niveles de 755.400 barriles promedio equivalente.

    Al saliente presidente se le achacaron inversiones fallidas como la filial africana en Angola que después de invertir varios millones de dólares no logró resultados operacionales sobresalientes.

    Por otro lado, en sus balances de 2014 se destacó que las reservas probadas de Ecopetrol arrojaron un incremento de 5,7% hasta llegar a 2.084 millones de barriles equivalentes de petróleo.


    Con información de Valora Inversiones

    Fuente: dinero.com

  • Análisis: Una cumbre en Doha clave para nuestro país

    Foto de EcopetrolFoto de EcopetrolEn el último año y medio, desde que comenzó la destorcida de los precios internacionales del petróleo, cuyos mínimos se vieron a comienzos del 2016, la cotización del barril era la causa fundamental en el país para que los precios del dólar tuvieran un fuerte aumento, al punto de que la divisa rompió rápidamente marcas nunca vistas, al tocar los 3.434,89 pesos el pasado 12 de febrero.
     
    Sin embargo, en los últimos dos meses y tras la reducción de la actividad exploratoria de hidrocarburos en todo el mundo, unida a los balances negativos en las empresas petroleras, el precio del crudo ha venido reaccionando a la expectativa de la reunión extraordinaria que este domingo tienen los 13 miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) con productores que no hacen parte de este grupo, en Doha (Catar).
     
    Mientras la producción de los primeros ha continuado en ascenso, llegando a los 33,09 millones de barriles diarios en marzo pasado, la cotización del barril ha reaccionado de forma gradual, al punto de superar los 40 dólares en los últimos días, nivel que muchos analistas no preveían hace algunos meses.
     
    Pero ¿qué tan sostenible es esta recuperación, cuánto durará y en qué niveles se sostendrá el precio del crudo en el corto y mediano plazos? Y ¿esta seguirá siendo la causa para que se devuelva la devaluación del último año?
     
    Para los analistas que siguen el día a día de los mercados, la mayor probabilidad es que en la reunión de este domingo se pacte congelar la oferta del crudo, pero sin recortar ni un barril en la producción alcanzada, pues Arabia Saudita, que es la que marca la pauta en la Opep, no está dispuesta a perder cuota de mercado, sobre todo teniendo en cuenta que la Federación Rusa, que no hace parte de este, le está ganando hoy en producción, al tener 10,1 millones de barriles al día, frente a 9,7 millones de barriles de Arabia.
     
    Otman Gordillo, director de Estudios Económicos de la firma comisionista Adcap Colombia, señala que todo va a depender de lo que diga Arabia Saudita, porque los únicos dos países dentro de la Opep que tienen una capacidad real de aumentar la producción son esta nación e Irán.
     
    En el caso de este último, se da por descontado que no va a aceptar nada, porque en los últimos años ha tenido una cantidad de sanciones mundiales por sus políticas nucleares, castigos que ya fueron superados. “El resultado sería una posible congelación, teniendo en cuenta que estamos en una producción en niveles máximos, que en medio de todo sería una noticia buena porque muestra una intención de llegar a un acuerdo”, agrega el analista.
     
    Sin embargo, advierte que, como ha ocurrido en repetidas ocasiones en el pasado, cuando se han puesto techos a la producción mundial, el problema va a ser cuando se tenga la foto de la producción mundial después del acuerdo, y es muy probable, como ya ha sido costumbre en la Opep, que los países no cumplan sus topes.
     
    De hecho, el miércoles el mercado tuvo gran volatilidad, luego de que el ministro de Energía de Rusia, Alexander Novak, dijo que un acuerdo sobre un congelamiento de la producción tendrá un marco laxo con pocos compromisos detallados, lo cual hace mantener las dudas en los mercados.
     
    Oferta y demanda
     
    Tanto Adcap como la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) señalan que, más allá de la esperanza de un acuerdo sobre producción, la suerte del precio estará atada a sus factores fundamentales de oferta y demanda, en los cuales se registran ya afectaciones en la producción (oferta) de los países donde extraer crudo es costoso, entre ellos Colombia.
     
    Un análisis de la ACP señala que la reducción que se vio en los costos operacionales de la industria petrolera, entre el 20 por ciento y el 40 por ciento según la firma Barclays, explicó la resistencia a bajar la producción, especialmente de yacimientos no convencionales en Estados Unidos, lo que contribuyó a una caída en precios aún mayor y ajustó a la baja el precio de equilibrio de mediano plazo, estimado entre 60 y 70 dólares por barril.
     
    ¿Qué pasa en Colombia?
     
    “Es un acuerdo raro. Ha ocurrido lo que va a ocurrir, y es que se ha reventado la producción marginal y costosa, y eso nos ha pegado porque producir en Colombia es caro y no hay grandes incentivos para invertir con el régimen fiscal y las dificultades que hay”, señala Francisco José Lloreda, presidente del gremio petrolero.
     
    LA ACP cree que hay gran incertidumbre en el proceso de ajuste de la oferta y la demanda en los próximos años, únicas variables para esperar que los precios suban.
     
    “Se espera una transición lenta hacia un nuevo equilibrio de precios a largo plazo, al cual se llegará después del año 2020. A corto plazo se anticipan alta volatilidad y bajos precios, inferiores a 40 dólares por barril en el 2016 y cerca de 50 dólares por barril en el 2017”, señala el gremio.
     
    Y agrega que para los próximos cinco años se anticipa una tendencia alcista, pero ya no se verían niveles de 90 o 100 dólares, sino que a partir del 2020 se estabilizaría el precio entre 60 y 70 dólares por barril.
     
    La devaluación ahora cede por otros factores
     
    Aunque se podría pensar que el dólar está bajando por el alza del precio del petróleo, hay otras razones de peso que están llevando a que la divisa ya se haya devuelto 435 pesos frente al máximo del 12 de febrero.
     
    De acuerdo con Otman Gordillo, director de Estudios Económicos de Adcap Colombia, hasta el 11 de febrero había incertidumbre y devaluación en América Latina, pero desde entonces la tendencia se volteó, a causa de la visión más pesimista de la Reserva Federal de Estados Unidos (FED), que en marzo pasado dejó quietas sus tasas en un intervalo entre 0,25 por ciento y 0,5 por ciento, para luego decir que este año habría solo dos aumentos más, así como por la actuación de varios bancos centrales en el mundo, que han venido recortando sus tasas e inyectando liquidez.
     
    “A partir de esta época, los bancos centrales van a comenzar a bajar sus tasas de interés, y vemos que si el ambiente sigue, independientemente del petróleo, las monedas de la región van a continuar fortaleciéndose. En el caso del dólar, vamos a seguir hacia niveles entre 2.900 o 2.950 pesos”, agrega.
     
    Y señala que si bien el petróleo es importante, la causa fundamental ahora son las acciones de los bancos centrales, ya que dentro de 2 o 3 semanas vuelve a haber reuniones de estas entidades.
     
    En el caso local, a la espera de los últimos aumentos de tasas del Banco de la República por la inflación, también se observan monetizaciones, principalmente de los recursos de la venta de Isagén. Un ejemplo de la mayor fortaleza de las monedas locales es Brasil, en donde pese a los líos políticos y a que la economía está en recesión, el real se está comportando de forma similar al dólar canadiense.
     
    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
    ElTiempo.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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  • Analítica de Datos, una Herramienta para la Industria Petrolera

    Gracias a las soluciones de analítica de datos, las empresas petroleras están logrando disminuir el nivel de incertidumbre y optimizar los procesos de cada uno de los pasos de la cadena productiva con el fin de mejorar la eficiencia en costos, incrementar la rentabilidad y mejorar los tiempos y los procesos.
     
    DatosLa analítica de datos se ha convertido en una de las herramientas tecnológicas más poderosas para las empresas en la actualidad. No solo las ayuda a explorar, clasificar y analizar la información para resolver problemas complejos en cada uno de los eslabones de la cadena, sino que también les permite transformar eso grandes volúmenes de datos que hoy manejan en información útil para la toma de decisiones. Las empresas de la industria petrolera no son ajenas a este nuevo paradigma de apoyo a la productividad.
     
    El uso de soluciones analíticas está transformando todas las etapas de la cadena de producción petrolera, desde la exploración hasta la distribución de refinados. A través de estas soluciones avanzadas de análisis de datos, los expertos pueden optimizar los procesos y el desarrollo de cada pozo en forma acertada, al tiempo que implementan estrategias de explotación adecuadas. Así mismo, la analítica permite predecir el comportamiento futuro del negocio, identificar diferentes escenarios y tomar los correctivos adecuados. 
     
    Indiferente al objetivo de negocio que se busque mejorar con la analítica, las soluciones se basan en la aplicación del ciclo analítico, que comienza con la recopilación de toda la información de las fuentes disponibles, como datos de sísmica, geología, información del reservorio, registros de producción, registros de monitoreo de pozos, entre otros. Luego, se realiza un proceso de exploración de estos datos para determinar su calidad y relevancia con respecto al objetivo a analizar. Posteriormente, se construyen como tal los modelos analíticos, como por ejemplo segmentación de pozos, determinación óptima del volumen de agua para inyección, optimización del proceso de deshidratación, análisis de rutas de distribución, incremento de la producción, ubicación de los pozos y clasificación. Finalmente, se implementan y se generan medidas de mejora basadas en los resultados obtenidos.

    Ejemplicando un poco, “En el caso de los campos petroleros, no existen pozos iguales, pero gracias a la analítica se pueden analizar sus características para reconocer patrones de similitud que permiten agruparlos y con esto definir políticas para conseguir una producción más eficiente. Por ejemplo, en el caso de campos maduros, ayuda a determinar el valor de declive de cada pozo para optimizar los procesos y ampliar su vida útil”, comenta Juan Carlos Puentes, Gerente General de SAS Colombia, empresa pionera en el desarrollo y aplicación de soluciones de analítica. 

    También para exploración y producción Durante las etapas de exploración y estimación, las soluciones de analítica pueden por ejemplo utilizar los datos estructurados provenientes de las unidades de sísmica junto a la información histórica de condiciones de terrenos y de otros pozos. Así, desde antes de comenzar la explotación, se puede tener un cálculo estimado de los reservorios, de gran utilidad para determinar los procesos indicados y ayudar a elimitar los terrenos para el desarrollo de cada uno de los pozos. 
     
    “En la actualidad, el sector petrolero enfrenta nuevos retos relacionados con la calidad del crudo y su  ubicación geográfica. Muchas empresas petroleras adelantan proyectos en lugares de difícil acceso, por sus condiciones geográficas o sociales o están desarrollando campos donde la calidad del crudo es menor. 
     
    En estos casos, la analítica usa la información disponible para minimizar los costos relacionados y reducir la incertidumbre en esos sitios”, dice Puentes. 
     
    Una vez comienza el desarrollo del campo, estas soluciones combinan el conocimiento de la industria con toda la información disponible como geológica, sísmica y la proveniente de campos cercanos para determinar temas como la cantidad de pozos productivos e inyectores que se necesitan, así como las distancias adecuadas entre ellos para fijar los límites del campo. 
     
    Para la etapa de producción, la analítica toma información de los sensores de la maquinaria que se utiliza y, junto con datos históricos de comportamiento, determina los periodos de mantenimiento preventivo para reducir los tiempos muertos causados por reparaciones. Estos datos también muestran usos adecuados de la maquinaria para ampliar su vida útil. 

    En aquellos momentos en que es necesario realizar cambios en los volúmenes de explotación, por una reducción en la demanda o porque el pozo está agotando sus reservas, estos sistemas modelan nuevos procesos para evitar caídas fuertes en las curvas de producción. Igualmente, ayudan a determinar los porcentajes de mejoramiento en la extracción para cada técnica que se utilice. 
     
    En cuanto al proceso de transporte de hidrocarburos, la aplicación de la analítica también apoya procesos tan simples como la optimización de las rutas de transporte, el manejo de riesgo de los oleoductos y demás medios empleados, la optimización del almacenamiento y el mantenimiento de los equipos o  activos empleados.
     
    Finalmente, cuando se llega a la parte final de la cadena, o downstream, que incluye la refinación, el  mercadeo y la distribución de los derivados, la analítica juega un papel fundamental en el manejo de riesgo de mercado, en la determinación óptima de la demanda y en la optimización y análisis de precios. 
     
    Con estas soluciones, las empresas petroleras pueden modelar diferentes escenarios teniendo en cuenta  tanto su información histórica como información externa con miras a crear una ventaja competitiva ante  sus competidores.
     
    Estos son solo algunos ejemplos, pero cada vez más la analítica adquiere mayor relevancia en el sector  petrolero, pues permite tomar decisiones adecuadas de negocios y crear estrategias efectivas que ayudan a incrementar la productividad y ganancias de quienes las implementan.
     
    SAS- paisminero.co
     
  • Aprobadas Zonas Francas Para Explotación Off Shore

    “Tenemos un gran potencial en las operaciones costa afuera": Germán Arce - Ministro de Minas y energía“Tenemos un gran potencial en las operaciones costa afuera": Germán Arce - Ministro de Minas y energíaAsí lo anunció el Ministro de Minas y Energía Germán Arce Zapata luego de la aprobación, por parte del Comité de Zonas Francas del Gobierno Nacional, de los incentivos necesarios para las operaciones de exploración en el Caribe Colombiano.
     
    “Necesitamos continuar mejorando la competitividad de este sector y estimular una mayor inversión con el fin de adicionar reservas e incrementar la producción de hidrocarburos, generando, en el mediano plazo mayores retornos para el Estado, vía impuestos y regalías”, afirmó el jefe de la cartera.
     
    Las tres zonas francas que favorecen a empresas como Ecopetrol, Anadarko, Petrobras, Repsol, Exxon y Statoil, contienen 13 bloques los cuales tendrán beneficios en el impuesto de renta, IVA y aranceles.
     
    El Ministerio de Minas y Energía inició este proceso con la expedición del decreto 2682 de 2014 con el que se permitió la creación de zonas francas permanentes. Además, con la expedición de este decreto se dieron los incentivos a las empresas para que se perforaran los pozos Orca-1, Kronos-1 y Calazu 1 de los cuales dos de ellos reportaron hallazgos de hidrocarburos, y logró el programa de sísmica más grande del mundo (30.000 Kms 3D).
     
    “Tenemos un gran potencial en las operaciones costa afuera. Estamos volviendo a Colombia más competitivo para atraer más inversión al país, lo cual esperamos se traduzca en mayores reservas y producción de hidrocarburos que sigan aportando al desarrollo del país”, concluyó Arce Zapata.
     
     
    paisminero.co
  • Aprueban nueva clase de contratos petroleros

    ProveedoresANH autorizó la asignación directa con contraoferta de áreas con el fin de incrementar la exploración y explotación.
     
    El consejo directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) aprobó el nuevo procedimiento de asignación de áreas petroleras del país, cuyo principal cambio lo constituye la migración a un modelo mixto y permanente de adjudicación que incluye la asignación directa con contraoferta, un mecanismo que permite una expedita asignación de áreas petroleras.
     
    Con este procedimiento los inversionistas ya no tendrán que esperar dos años a las famosas rondas para que les sea adjudicado un área de su interés.
     
    Otra ventaja para los operadores es que este sistema será directo y se le eliminó el criterio de ‘excepcionalidad’, el cual se basaba en políticas macroeconómicas y energéticas para poder asignarlas. 
     
    La ANH estableció el procedimiento para otorgar este tipo de áreas: primero, la Agencia publica un mapa de tierras en el cual identifica áreas disponibles para adjudicación, el inversionista hace una solicitud de asignación directa sobre un área de su interés, la Agencia publica en su página de internet que sobre esa área se recibió una solicitud de asignación y otorga 30 días para que cualquier inversionista manifieste interés sobre la misma.
     
    Al final de esos 30 días y con los oferentes presentes se revisan aspectos como exploración, inversión y X de participación en la producción. Si ese oferente presentó un X mayor, se le otorga al primero la posibilidad de igualar o superar la contraoferta, si es positivo se procede de inmediato a firmar el contrato. 
     
    El proceso para designar áreas de asignación directa con contraoferta tiene que ver con criterios de índole técnica como si la Agencia adquiere nueva información sobre áreas, si los inversionistas perciben un especial interés sobre una zona específica y si existen áreas con poca información técnica pero una compañía pide asignación directa asumiendo los riesgos de exploración.
     
    El presidente de la Agencia, Mauricio De La Mora, asegura que los cambios se deben a que “a través de estos nuevos procesos de asignación de áreas generaremos más oportunidades para el país y la industria, las cuales se traducirán en un incremento de las reservas, una producción sostenible y mayores beneficios para Colombia”.
     
    En la ANH esperan que el nuevo acuerdo entre en vigor en la primera semana de abril después de cumplir requisitos de ley ante la Superintendencia de Industria y Comercio.
     
    El otro cambio fundamental en la nueva reglamentación tiene que ver con que la entidad permitirá que compañías con actividades diferentes a la exploración y producción de hidrocarburos puedan invertir en el sector.
     
    Estas empresas podrán participar siempre que estén asociadas con un operador especializado en el sector petrolero.
     
    La entidad permitirá que estas compañías puedan tener hasta un 70 por ciento de participación de capital, mientras que la operadora no podrá tener menos del 30 por ciento del mismo.
     
    “Estudiamos cada uno de los factores que inciden en la competitividad del país y los análisis demostraron que, para dinamizar el proceso de asignación de áreas en una coyuntura difícil y competida como la que estamos viviendo, uno de los factores críticos era garantizar la viabilidad financiera de los proyectos”, afirma De La Mora.
     
    La ANH cuenta con tres procedimientos de asignación de áreas: asignación directa con contraoferta, proceso competitivo abierto y proceso competitivo cerrado, los cuales están atados a los seis tipos de áreas que contempla la entidad.
     
    En el nuevo acuerdo también se modifican requisitos de habilitación por capacidad financiera y operacional, se elimina la referencia a precios unitarios para las obligaciones exploratorias, se permite que los planes exploratorios se cuantifiquen no en dinero sino en actividad y se segmentan y especializa las áreas a ofertar y las condiciones para acceder a ellas.
     
     
     
    Fuente: Portafolio.co / Pedro Vargas Núñez
     
  • Así funciona la canasta de exportación de Ecopetrol

    Las estatal vendió al mercado internacional en el segundo trimestre $7,7 billones. La tendencia dice que se aumentarán los crudos pesados a través del recobro y por ahí vendrán unos buenos ingresos para la organización.
     
    Refineria de Barranca- ecopetrol.Refineria de Barranca- ecopetrol.¿Sabe usted qué puede definir el precio de un barril de petróleo en los mercados internacionales? ¿Sabe que existen diferentes tipos de crudo y unos se pagan más caros que otros? ¿Sabe cuál es el que se  produce en Colombia y que comercializa en el exterior? Pues factores como el nivel y capacidad de producción, la necesidad de los mercados y las condiciones que influyen para cumplir con las metas de producción, configuran los precios de referencias  como Brent, WTI y Maya. 
     
    “Son puntos de referencias con los cuales usted puede comparar la calidad de un tipo de crudo que es óptimo con respecto a otro. Así se puede cuantificar el valor del producto, según sus características”, explica el subdirector económico de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), Daniel Pardo.
     
    La calidad de la producción de cada zona está determinada por la densidad del crudo que se extrae, los grados API.  Entre mayor sea la densidad del producto, también crece la posibilidad de la elaboración de productos más valiosos como gasolina, diesel y jet (combustible para aviones). Los dos grandes marcadores internacionales hoy son el West Texas Intermediate (WTI) y el Brent, que se extrae principalmente en el Mar del Norte.
     
    La influencia del WTI radica en que representa la producción de Estados Unidos, de Texas, que es uno de los puntos petroleros más importantes del globo, uno de los epicentros de desarrollo del mundo, manifiesta Pardo. Mientras tanto, el Brent es una distinción entre el crudo americano y el europeo, tiene unas condiciones químicas (API) mejores. Algo así como comparar gasolina  extra con corriente. 
     
    Aunque estos indicadores sean los más operados en el mercado estandarizado (en el que se negocian acciones, bonos y contratos), no quiere decir que no existan otros. En el caso de Colombia,  Campo Castilla, que incorpora más de 120 mil barriles día, el nombre del crudo que produce precisamente es Castilla, también existe el Magdalena, extraído del Magdalena Medio, entre otros. 
    En las negociaciones que adelanta Ecopetrol para la exportación de sus productos, la referencia que más se refleja con las condiciones del crudo local es el Brent. La razón por la que, por ejemplo, el crudo Castilla no es aceptado como un marcador internacional, o por lo menos no representa la realidad económica mundial, es que su producción no supera los 500 mil barriles día, cuando la demanda mundial llega a 92 millones de barriles, explicó la empresa a El Espectador. 
     
     Por esta razón, el país ajusta sus negociaciones a las cotizaciones del Brent y entre menor sea el API del crudo que ofrece, la  de su canasta se reduce. La oferta nacional incluye crudos pesados, semipesados y livianos. Se calcula que  hoy un barril de petróleo colombiano cuesta US$10 o US$12 por debajo del precio del Brent.
     
     De acuerdo con el informe de resultados financieros del segundo trimestre de la petrolera colombiana, la participación de la canasta fue la siguiente:  Brent 70.5%, Maya 29.1% y WTI 0.4%. Con respecto al reporte del año pasado, la referencia del Mar del Norte se redujo 7% y la de Maya 4,9%.
     
     Según el exministro de Minas y Energía, Amilkar Acosta, “las reservas que se incorporaron, en 2014, fueron cerca de 355 millones de barriles pero solamente el 14% (50 millones de barriles) fueron nuevos descubrimientos, el resto corresponde a recuperación secundaria y terciaria (recobro mejorado). La mezcla, entonces, sigue con la tendencia hacia el aumento de crudos pesados”. 
     
    Por esta razón, la importancia de la refinería de Cartagena que, según el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, se prenderá en el último trimestre del año. “Será de producción profunda para hacer productos valiosos a partir de crudos buenos pero también no tan buenos”, contó la estatal.
     
     Por: ÓSCAR GÜESGUÁN SERPA
     
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • Así han sido las movidas de Echeverry en Ecopetrol

    En las últimas dos semanas han retirado a tres directivos de primer y segundo nivel en la petrolera.
     
    Echeverry EcopetrolEl pasado lunes, mediante un comunicado interno, Ecopetrol anunció a todos sus trabajadores que Pedro Rosales, vicepresidente de refinación y procesos industriales, dejaba de trabajar en la empresa después de 25 años en la organización.
     
    Ayer, Ecopetrol notificó la decisión a la Superintendencia Financiera, y manifestó públicamente su agradecimiento al ingeniero por su trayectoria en la empresa. Rosales fue vicepresidente de Transporte y vicepresidente ejecutivo de Downstream.
     
    El de Rosales no es el primero de los relevos que ha hecho el nuevo presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, en la alta gerencia de la compañía, pero sí es el cargo de mayor nivel en el que han hecho cambios.
     
    Hace dos semanas, también salieron de la empresa las directoras de Gestión Social, María Tonelli, y de Relaciones Laborales, Ayde Mary Martínez. Ambos cargos son considerados de segundo nivel en el organigrama de la compañía: el primero depende de la Vicepresidencia de Talento Humano y el segundo, de la Vicepresidencia de Desarrollo Sostenible y Ambiental.
     
    “Son temas normales, ajustes del equipo gerencial que se dan con la llegada de un nuevo presidente. No va más allá, estamos buscando un poco más de eficacia”, señaló el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry.
     
    Descartó que la salida de Rosales tenga que ver con las demoras y sobrecostos de la refinería de Cartagena y agregó que no hay nuevos relevos inminentes en la mira.
     
    LOS RELEVOS
     
    Para elegir al nuevo vicepresidente de refinación, la empresa anunció que iniciará un proceso de selección.
     
    Mientras tanto, quedó a cargo de la vicepresidencia el ingeniero Orlando Díaz Montoya, que actualmente es gerente de la Refinería de Barrancabermeja. Díaz Montoya ocupará el cargo desde el puerto petrolero de Santander.
     
    Para la dirección de Relaciones Laborales quedó encargado Giovanni Arciniegas, quien era el segundo al mando; y para la dirección de Gestión Social, la persona designada es Isabel Ampudia.
     
    Según el presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Acipet, Carlos Alberto Leal, este tipo de cambios son naturales en una organización.
     
    “Creemos que todo lo que tenga que ver con posiciones técnicas, relacionadas con producción o con las líneas fuertes del negocio, deben ser ocupados por personas de alta trayectoria, preferiblemente por quienes hayan hecho plan de carrera en la empresas, y, lo más importante, por procesos de meritocracia’”, señaló.
     
    Los cambios que ha hecho hasta ahora el Presidente de la empresa cuentan con el aval de la Junta Directiva.
     
    MOODY’S MANTIENE LA NOTA
     
    La calificadora norteamericana ratificó la nota de la deuda a largo plazo de la petrolera en Baa2 con perspectiva estable.
     
    De acuerdo con lo reportado por Ecopetrol a la Superintendencia Financiera de Colombia, la calificación se sustenta en “la sólida estrategia de negocio, enfocada en el crecimiento de la actividad exploratoria para aumentar las reservas, así como en el incremento del factor de recobro y las mayores eficiencias operacionales”.
     
    Nohora Celedón 
     
    Portafolio.co
  • Así juega Colombia en la histórica apertura del petróleo en México

    1974 NLuego de quedarse al margen de la subasta por los gigantes yacimientos del Presal, en Brasil hace dos años, Ecopetrol está entre las petroleras del mundo que en cuestión de días podrán hacer ofertas para explotar el petróleo mexicano.
     
    Y junto con Ecopetrol también podrá pujar Pacific Rubiales, en la histórica apertura al sector privado y a los extranjeros del sector petrolero en México, 77 años después de que el presidente Lázaro Cárdenas expropió y nacionalizó el negocio. (Lea también: La nueva estrategia de Ecopetrol para enfrentar la crisis)
     
    Este lunes, las autoridades de México darán las señales definitivas que permitirán a 26 interesados –entre ellos las dos mayores firmas en Colombia– decidir si apuestan por alguno de los 14 bloques que hacen parte de la llamada licitación 1 de la Ronda 1, que organiza la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) de ese país.
     
    El proceso se da en medio del declive del precio del petróleo, cuya cotización se ha estabilizado alrededor de los 65 dólares, y los 60 dólares para las referencias Brent y WTI en las últimas semanas.
     
    Con la definición de las condiciones contractuales para hacer ofertas por 14 bloques en aguas someras o poco profundas, ubicados en la cuenca del sureste marino, los precalificados (7 consorcios y 19 empresas inscritas individualmente) deberán decidir si presentarán una propuesta formal para el 15 de julio, para quedarse con las actividades de búsqueda y producción de hidrocarburos en zonas que prácticamente no han sido exploradas, pero cuyos recursos prospectivos llegan a los 1.023 millones de barriles, una cifra que representa cerca del 42 por ciento de las reservas probadas de Colombia con corte al 2013. (Lea: La OPEP mantiene sin cambios el nivel de su producción de crudo)
     
    Una fuente cercana al análisis técnico de este proceso explica que tanto Pacific Rubiales como Ecopetrol están haciendo rigurosas evaluaciones técnicas de las estructuras geológicas de cada uno de los bloques, y solo están a la espera de la llamada ‘letra menuda’ en materia de porcentaje de regalías, requisitos de inversión social, transferencia de tecnología, valor del arriendo que se deberá pagar mientras se explora, entre otros ítems, para ajustar sus modelos y definir a qué áreas les apuestan.
     
    Para esta primera licitación, la petrolera estatal se calificó en consorcio, junto con Murphy Worldwide, de Estados Unidos; Petronas Carigali International, de Malasia, y PTT Exploration and Production Public Company Limited, de Tailandia.
     
    Entre tanto, Pacific Rubiales, a punto de cambiar de dueños, se clasificó de forma individual, a través de la firma Pacific Rubiales E&P México. El consultado explica que a los análisis de las estructuras del subsuelo de los bloques que saldrán a oferta se les incorporan estas nuevas variables, con el fin de establecer la magnitud del hallazgo que deben hacer, para que el negocio sea rentable.
     
    Por ejemplo, en el campo Rubiales, de crudo pesado, las reservas estimadas al comienzo eran de 400 millones de barriles, pero en un área como Apiay, de crudo liviano, unos 200 millones lo hacen bueno. (Lea: Petróleo se recupera, pero es muy temprano para hacerse ilusiones)
     
    “En el mar tiene que ser todavía mucho más grande, porque la explotación en este tipo de yacimientos es más cara y tiene que ser mayor a este nivel”, agrega el consultado.
     
    Solamente en un área de crudos pesados costa afuera, como las que analiza la petrolera, cada pozo exploratorio puede costar mínimo 80 millones de dólares.
     
    Habrá apetito
     
    El año pasado, al comienzo del proceso, se estimaba que la renta petrolera de los bloques se calculaba cercana al 85 por ciento, pero la reducción en los precios del crudo hizo que las autoridades mexicanas bajaran sus pretensiones, al punto de que ha llegado a niveles del 70 por ciento, pues se trata de que las empresas lleguen en busca de los recursos.
     
    Por ello, los expertos dan por sentado que, en todo caso, las condiciones económicas actuales, unidas a una probabilidad interesante de encontrar yacimientos significativos por la calidad de las formaciones geológicas, harán que el número de ofertas sea importante. (Lea: Subida de precio del petróleo no alcanza para reactivar exploración)
     
    Por ejemplo, mientras el año pasado para la subasta petrolera de Colombia 38 empresas se habilitaron para analizar la información de 95 bloques, es decir el 40 por ciento del total, en la licitación 1 de México hay 1,8 interesados por cada bloque, para un porcentaje del 187 por ciento. “Los bloques de este proceso son más prospectivos que en Colombia, lo que indica que hay una gran posibilidad de encontrar campos grandes”, explicó el consultado.
     
    Por su parte, José Vicente Zapata, socio de la firma consultora Holland & Knight, señala que si bien hay ajustes que esperaba la industria, las cartas están prácticamente jugadas y este lunes será el momento de iniciar las evaluaciones para tomar las decisiones de participación.
     
    Por el lado de las dos petroleras más grandes que operan en Colombia, se conoció que una vez analice las condiciones finales, Pacific Rubiales perfilaría una estrategia combinada similar a la que tiene en Colombia, es decir que irá por áreas con potencial de crudos pesados y por algunas de crudos livianos, pues estos últimos son utilizados como diluyente para mover los primeros.
     
    Mientras Pacific tiene el mayor respaldo que le dará el contar con un dueño mayoritario como el grupo Alfa, que le permitió clasificarse de forma individual, Ecopetrol tiene este año restricciones en exploración al solo disponer de un presupuesto de 600 millones de dólares para este rubro.
     
    Sin embargo, Max Torres, vicepresidente de Exploración de la compañía de mayoría estatal, dijo en la explicación de la nueva estrategia corporativa que, para los años 2019 y 2020, la exploración apunta a basarse en los joint ventures o emprendimientos conjuntos para crecer en Brasil y México, que son los países foco en el corto plazo.
     
    De hecho, a partir del 2016, el presupuesto anual de exploración sube a un rango entre 1.000 y 1.500 millones de dólares, tras descubrimientos superiores a los 50 millones de barriles.
     
    Entre tanto, hay una gran probabilidad de que, al final del proceso, Pacific Rubiales decida conformar consorcios, para dividir el riesgo.
     
    Toda la cadena tendrá oportunidades de entrar
     
    Los cerca de 10.000 millones de dólares por año de inversión que espera recibir México producto de su reforma energética abren la posibilidad para que empresas colombianas, tanto petroleras como de servicios, puedan suscribir contratos.
     
    Las primeras, con la estatal Petróleos Mexicanos (Pémex) y con la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), mientras que a las segundas se les abre un nuevo frente con los contratos para la ejecución de las inversiones.
     
    Rubén Darío Lizarralde, presidente ejecutivo de la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros (Campetrol), señala que muchas empresas de bienes y servicios colombianas cuentan con la experiencia para operar en México y asociarse con la estatal Pémex, aunque advierte que para llegar hay que incrementar la competitividad.
     
    “Esto es fundamental para poder acceder a este país y a otros como Venezuela y Argentina, ya que en estas naciones podemos trabajar aportando nuestros conocimientos en temas de infraestructura, manejo con comunidades y seguridad física”, dijo.
     
    Entre tanto, Fluvio Ruiz, consejero profesional de Pémex, considera que la reforma energética mexicana les permitirá, a los actores de la industria de ese país, aprender de la experiencia y el conocimiento que Colombia tiene en temas de petróleo.
     
    Entre tanto, Mario Chacón, embajador y coordinador de la Unidad de Promoción de Inversiones de Negocios Internacionales de Proméxico, señaló que se estima que la participación del sector privado alcanzará, en la primera fase, un 27 por ciento de la inversión total requerida en los proyectos energéticos, y es allí donde Colombia puede jugar un papel importante no solo con Ecopetrol, sino con otras empresas operadoras y de bienes y servicios.
     
    Agregó que para los próximos cuatro años la industria energética mexicana requerirá cerca de 135.000 especialistas y profesionales, debido a que se incrementará la dinámica de la actividad extractiva.
     
    Rival para la inversión en el país
     
    El primero de cinco procesos de licitación
     
    Para este año, México tiene prevista la licitación 2, correspondiente a yacimientos descubiertos no desarrollados, que se cierra el 15 de septiembre.
     
    Luego vendrá la licitación 3, de campos maduros, que se cerrará el 15 de diciembre.
     
    Entre tanto, en el 2016 se adelantarán las licitaciones 4 y 5, para los recursos no convencionales y bloques en aguas profundas, respectivamente.
     
    Aunque es claro que las licitaciones mexicanas serán una competencia para incrementar la inversión petrolera local, algunos analistas señalan que el Gobierno está trabajando para seguir atrayendo estos capitales.
     
    Una de las cosas buenas de que las firmas más grandes se vayan para allá es que las compañías júniores pueden quedar en el país con un mejor campo de acción y más cuota de mercado para crecer.
     
    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
  • Así quedó la nueva junta directiva de Ecopetrol

    En Asamblea Extraordinaria, los accionistas de Ecopetrol aprobaron la inclusión de los tres nuevos miembros a la Junta Directiva de la empresa petrolera.
     
    La asamblea extraordinaria aprobó los tres nuevos integrantes, incluido Juan José Echavarría, como representante de los accionistas minoritarios.La asamblea extraordinaria aprobó los tres nuevos integrantes, incluido Juan José Echavarría, como representante de los accionistas minoritarios.En el orden del día y como único punto agendado se designaron los reemplazos de Roberto Steiner, Jorge Pinzón y Gustavo Carvajal.
     
    Los nombres que fueron sometidos a consideración de los accionistas son los de Ana Milena López Rocha, Yesid Reyes Alvarado y Juan José Echavarría Soto, este último como representante de los accionistas minoritarios.
     
    Como la Asamblea Extraordinaria debe aprobar el total de la plancha, el Ministro de Hacienda, como representante del Gobierno, que tiene el 88 por ciento de las acciones, sometió a votación la lista completa de nombres que hacen parte de la junta, incluidos los tres nuevos miembros.
     
    Así, la Junta Directiva de Ecopetrol queda conformada por Mauricio Cárdenas Gutiérrez, Simón Gaviria Muñoz, Jaime Ardila Gómez, Carlos Cure, Joaquín Moreno Uribe, Horacio Ferreira, Ana Milena López Rocha, Yesid Reyes Alvarado y Juan José Echavarría Soto.
     
    El presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverri, al terminar la Asamblea Extraordinaria, reveló que en estos momentos se están perforando seis pozos en el Golfo de México, Casanare, Meta y en el Magdalena Medio.
     
    Precisó que la meta al cierre de este año es poder tener una producción de 715.000 barriles por día. Y agregó que la inversión que se tiene proyectada para el cierre de este año es del orden de los US$ 3.000 millones.
     
     
    Portafolio.co
     
  • Así sacó Ecopetrol a Pacific de Rubiales

    Con la decisión, la primera ganará producción y reservas. La segunda reducirá tamaño, pero seguirá como segunda productora del país.

    Petrolera 11La decisión, el viernes, de la junta directiva de Ecopetrol de que los contratos de operación del campo Rubiales no se renovarán y que irán hasta junio del 2016 fue estudiada juiciosamente y presentada a esa instancia por el presidente de la compañía, Javier Gutiérrez.

    Aunque actualmente Ecopetrol se queda con el 57 por ciento de la producción del campo después del pago de regalías, y Pacific Rubiales Energy de Canadá, con el 43 por ciento restante, el contrato se vence el próximo año y existen divergencias sobre los sistemas para ‘exprimirlo’, pues está en declive.

    Tras la decisión, las directivas de Pacific Rubiales igualmente estuvieron en su sede, con la esperanza de que les aceptaran la última propuesta de darle toda la producción primaria a Ecopetrol y que compartieran por mitades los barriles adicionales que se lograran sacar con nuevas técnicas para el manejo del agua.

    Aunque, según fuentes consultadas, los directivos de la compañía habrían estado el jueves en el Ministerio de Hacienda intentando convencer al alto Gobierno de este acuerdo, Gutiérrez tenía clara la jugada que debía hacer para cerrar su gestión de más de 7 años al frente de la petrolera.

    Previamente, Ecopetrol había pedido un análisis de alternativas a dos firmas, una extranjera y una local, cuya recomendación coincidió en que lo mejor era contar con más de 58.000 barriles diarios (después de regalías), que reportó Pacific en el tercer trimestre como producción de este campo.

    De por medio no solo estaba la adición de 66,8 millones de barriles (datos al corte del 2013), sino la conveniencia para el Estado, que incrementará el nivel de regalías y dividendos, por la producción que tendrá.

    Lo de Ecopetrol

    Si bien el campo está declinando, la petrolera nacional ganará con la decisión. “Ecopetrol, a partir de junio del 2016, dependiendo de la inversión que se haga, tiene el potencial de sumar un ciento por ciento de cualquier adición de reservas y de incremento de producción que hoy comparte con Pacific”, señala César Cuervo, analista de Credicorp Capital, al explicar que la empresa no podía darse el lujo de perder la oportunidad.

    Por ahora no son claros los costos de operación que heredará Ecopetrol si opera Rubiales, pero, según Cuervo, para mantenerlo en niveles como los actuales hay que hacer perforación infill (tratar de cerrar los espacios entre los pozos productores), lo cual genera costos representativos.

    EL TIEMPO conoció que el interés de Ecopetrol es mantener el control sobre la producción, pero contemplando la posibilidad de encargarle la parte operativa a un tercero, a cambio de una remuneración en dinero. En este punto, si Pacific acepta, sería el candidato más firme, pues es claro que demostró ser muy eficiente a la hora de aumentar la producción.

    Inclusive en el comunicado que remitió a la Superintendencia Financiera, la empresa canadiense dice que estudiará la posibilidad de presentar una propuesta para operar el activo y no descarta otros negocios con Ecopetrol.

    La historia

    En el 2007, cuando Pacific tomó la operación del campo Rubiales, el área producía algo más de 24.000 barriles diarios; en febrero del 2013 tuvo un pico superior a los 210.000 barriles diarios, y hoy está en 160.000 barriles por día.

    Pacific dijo que seguirá trabajando para optimizar la producción en más de 20 bloques que opera en Colombia, entre los que se destaca Quifa, también en asocio con Ecopetrol, con un vencimiento de largo plazo que en el tercer trimestre del año pasado produjo 58.091 barriles por día, de los cuales cerca de 24.000 barriles fueron netos para esta compañía. Sin embargo, al ser el campo Rubiales aproximadamente el 30 por ciento de su producción y el 11 por ciento de sus reservas, analistas como Ómar Escorcia, de la firma Asesores en Valores, afirman que la empresa queda con la misma preocupación de los inversionistas que es cómo compensar la producción que se pierde. En total, con base en la producción al corte del tercer trimestre del 2014, y descontando el campo Rubiales, Pacific quedaría con alrededor de 133.000 barriles por día, de los cuales le queda una participación neta superior a los 84.000 barriles diarios en Colombia, con lo que seguirá como el segundo productor de crudo del país.

    Posible efecto

    No obstante, César Cuervo, de Credicorp Capital, cree que, si bien la decisión estaba cantada, es factible que en las próximas jornadas el precio de su acción se resienta.

    El miércoles, la compañía presentará los resultados del 2014. Al margen, pero dependiendo de los precios del crudo, la firma tiene opciones de entrar al mercado de México.

    Para el efecto, a finales del 2014 anunció la suscripción de un acuerdo con la firma mexicana Alfa, para la conformación de una empresa bajo la figura de un joint venture en ese país, con participación igual de las partes. Las compañías estudian las alianzas.

    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS

    ElTiempo.com

  • Así terminó una ‘semana negra’ para Pacific Rubiales

    Cifras Aumento 1El mercado local e internacional no vio con buenos ojos la cancelación del acuerdo de compra con Alfa y Harbour Energy. La Bolsa de Valores suspendió la negociación de ‘repos’ con acciones de Pacific Rubiales, mientras que una agencia internacional redujo la calificación de la empresa.
     
    La acción de Pacific Rubiales (PREC) cerró, en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC) con una variación negativa de 0,33 % en su precio y se cotizó en 6.100 pesos después de haber tenido una semana con mucha turbulencia y grandes pérdidas.
     
    Puntualmente, el título PREC cayó 45,5 % esta última semana, mientras que en año corrido, es decir, desde enero hasta la fecha, el ‘desplome’ ha sido de 59,6 %.
     
    El futuro de la compañía y de sus accionistas se torna cada vez más sombrío, por no llamarlo oscuro.
     
    Portafolio.co había anunciado que la cancelación del acuerdo de compra entre el grupo mexicano Alfa y la compañía Harbour Energy evitaba que la compañía petrolera mejorara el perfil crediticio y la flexibilidad financiera.
     
    La caída del negocio incrementó la posibilidad de que se presente una violación de compromisos por parte de Pacific Rubiales con los acreedores.
     
    Y efectivamente el mercado y las agencias internacionales ‘castigaron’ a Pacific Rubiales.
     
    ¿CUÁLES FUERON LOS ‘CASTIGOS’?
     
    En Colombia, la Bolsa de Valores anunció la suspensión de la realización de nuevas operaciones ‘repo’ que incluyan especies accionarias de la compañía canadiense.
     
    Un “repo” es un instrumento financiero a través de la cual una persona (vendedor) obtiene de otro individuo (comprador) liquidez de corto plazo, es decir, dinero en efectivo de inmediato.
     
    Con esta medida se busca proteger a aquellos inversionistas que están expuestos a que el precio de la garantía, en este caso acciones de Pacific Rubiales, varíe por debajo del nivel que se había pactado al principio de la operación.
     
    Por otra parte, la agencia calificadora de riesgo Fitch Ratings rebajó la puntuación extranjera y local a largo plazo ‘Issuer Default Rating’ (IDR) a ‘B+’ desde ‘BB’.
     
    Las calificaciones crediticias a largo plazo se asignan en una escala alfabética de ‘AAA’ a ‘D’, en la cual la calificación ‘B’ significa que la situación de financiera de la compañía varía notablemente y está propensa a los cambios drásticos en la economía.
     
    REDUCCIÓN DE CALIFICACIÓN PROYECTA UN FUTURO COMPLEJO
     
    Esta rebaja refleja los miedos que una parte del mercado tiene a raíz de la decisión de Alfa SAB y Harbour Energy de cancelar su oferta para adquirir Pacific Rubiales.
     
    Según la corporación financiera esta potencial adquisición habría proporcionado a la empresa la capacidad de adquirir flujos de capitales ante las desafiantes condiciones del sector petrolero.
     
    El nuevo grupo de accionistas también habría ayudado a la petrolera canadiense a reducir su riesgo de negocio, pues la entrada a México hubiera diversificado sus operaciones.
     
    Pacific Rubiales está sufriendo el efecto negativo de la caída de los precios del petróleo. A medio y largo plazo la producción y reposición de reservas es probable que se vean afectadas por la disminución pronunciada del precio del petróleo visto desde la segunda mitad de 2014.
     
    Esto a su vez obligará a Pacific Rubiales a reducir los gastos de capital de manera significativa. En este orden de ideas, los indicadores crediticios también se deteriorarán en 2015 y 2016.
     
    Específicamente, el apalancamiento, medido por el total de deuda a EBITDA de los próximos dos años se elevaría por encima de cuatro veces en relación al escenario propuesto por Fitch, el cual contempla un precio para el barril de petróleo WTI de 50 dólares en 2015 y 60 dólares en 2016.
     
    La perspectiva negativa emitida por Fitch refleja otros posibles efectos a largo plazo de la reducción en el gasto de capital. Por ejemplo, la capacidad de la empresa para sustituir la producción del campo Rubiales-Piriri con nuevos campos es un desafío considerable.
     
    Cabe señalar que el campo Rubiales-Piriri representa aproximadamente el 35 % de la producción total de la empresa.
     
    Fitch estima que el equilibrio en el flujo de caja (‘Free Cach Flow’, FCF) de Pacific Rubiales estaría bajo precios del petróleo que oscilaran entre 60 y 65 dólares por barril durante los próximos 24 meses. Bajo este escenario, el apalancamiento de Pacific Rubiales fluctuaría entre 3,2 y 4,2 veces comparado con el ‘mundo’ hipotético propuesto por Fitch.
     
    En cambio, si los precios actuales de 50 dólares se mantienen durante los próximos 24 meses, el flujo de caja se volvería negativo y el apalancamiento podría alcanzar niveles mayores (6 y 7 veces en relación al escenario ideal) y dar lugar a nuevas acciones de calificación negativas.
     
    Al respecto, Camilo Silva, socio y analista de Valora Inversiones, comentó que: “Difícilmente veremos una mejora en la calificación de Pacific Rubiales pues los factores que podrían dar alivio a la compañía están rodeados de mucha incertidumbre. Para este año no se espera una mejora significativa en las cotizaciones del barril de crudo y tampoco se ve cercano un nuevo hallazgo de petróleo dado que se han reducido las inversiones en este sector”.
     
    En resumidas cuentas, la perspectiva de calificación crediticia para Pacific Rubiales es negativa: el mercado ve de ‘reojo’ que la petrolera pueda mantenerse a flote en esta coyuntura con bajas cotizaciones del crudo y unos niveles de deuda elevados.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Atentados contra infraestructura petrolera han costado $60.000 millones

    Oleoducto RotoSe han perdido cerca de 17.000 barriles de crudo por día.
     
    Los atentados dinamiteros contra la infraestructura petrolera que le han restado millonarios ingresos al Estado le han costado cerca de 60.000 millones de pesos a la industria.
     
    La denuncia fue hecha por el presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez, al indicar que estos atentados dinamiteros impiden la producción de por lo menos 17.000 barriles de crudo por día.
     
    En el último año han arreciado los atentados dinamiteros contra las instalaciones petroleras especialmente en los departamentos de Putumayo y Norte de Santander.
     
    En este último departamento fueron asesinados dos contratistas que ejecutaban trabajos para la estatal petrolera colombiana, según hechos registrados en el municipio de Teorama.
     
    Por las menores rentas petroleras, el Gobierno del presidente Santos busca mayores recursos para tapar una desfinanciación por 12,5 billones de pesos que registra el Presupuesto Nacional para 2015, aforado en 216,2 billones de pesos
     
     
    Fuente: Elespectador.com
     
     
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  • Autoridades hacen un llamado a la industria a trabajar conjuntamente para superar los desafíos del sector hidrocarburífero

    Colombia OilEn el primer panel de la sexta edición del evento más importante del sector petrolero y gasífero de Colombia, el VI Oil and Gas Coneference, Amylkar Acosta –ministro de Minas y Energía, Pablo Vieira Samper –viceministro de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible, Natalia Gutiérrez  -viceministra del Interior para la Participación e Igualdad de Derechos y Jorge Enrique Bedoya –Viceministro de Defensa para las Políticas y Asuntos Internacionales, coincidieron en que hay grandes desafíos que debe asumir el Gobierno nacional de manera articulada con la industria para garantizar las operaciones del sector hidrocarburífero. Las autoridades hicieron un llamado a los empresarios del sector para trabajar mancomunadamente en el fortalecimiento de la industria petrolera.
     
    El jefe de la cartera de Minas y Energía aseguró que el sector minero-energético es un sector neurálgico para la economía colombiana y, debe asumir los desafíos que representa la transformación en la geopolítica mundial del mercado hidrocarburífero, “la revolución de los hidrocarburos en Estados Unidos y la diversificación de su canasta energética obligan a Colombia a mirar hacia el Pacífico”, afirmó Acosta durante su intervención.
     
    Por su parte, la viceministra del Interior –Natalia Gutiérrez, hizo un llamado a las empresas del sector a elevar su perfil. Agregó que “la industria debería empezar a participar más activamente en la construcción de política pública e involucrarse más con las comunidades Las compañías y las comunidades tienen un matrimonio a largo plazo”.
     
    En lo que respecta a la seguridad, el viceministro de Defensa Jorge E. Bedoya aseguró que la cartera está invirtiendo cuantiosos recursos para proteger la infraestructura petrolera. Hizo un llamado para que las empresas se articulen también con sus contratistas en la prevención. Bedoya afirmó que “la mejor prevención que podemos hacer, es la conjunta”.
     
    En el marco de esta discusión, el viceministro de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible, Pablo Vieira dio a conocer que la entrada de Colombia a la OCDE, en gran medida, depende de temas ambientales, por lo cual es necesario el compromiso de múltiples actores. Frente a esto se mostró preocupado por los múltiples ataques que han generado tragedias ambientales, en lo que va corrido del año “llevamos 41.800 barriles derramados. Es muy importante que enfoquemos los esfuerzos en prevenir estos eventos causados por terceros, y que busquemos de manera conjunta, métodos para prevenir estos desastres ambientales que dejan inmensos daños para nuestra flora y fauna”, aseguró Vieira.
     
    ANH - paisminero.co
  • Autorizada venta de Propilco

    Logo HqEcopetrol S.A. (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC), informó que el día 13 de junio de 2016 y como parte de los trámites requeridos por la Ley 226 de 1995, el Consejo de Ministros emitió Concepto Favorable al Programa de Enajenación de la participación accionaria que tiene Ecopetrol S.A. directa e indirectamente en Polipropileno del Caribe - Propilco S.A., acogiendo la recomendación de la Junta Directiva de Ecopetrol.
     
    La participación accionaria directa e indirecta de Ecopetrol S.A. en Propilco S.A. asciende a 414.649.961 de Acciones Ordinarias (equivalentes al 100% de las
    acciones suscritas y pagadas). Los recursos de la enajenación serán utilizados ara financiar el plan de inversiones de la Compañía.
     
     
  • Bajos costos y menor tiempo en Perforación de Campo Rubiales

     

    ·         Tiempos de perforación por pozo se han reducido hasta en 22%.

    ·         Costos disminuyeron 20% frente a la cifra del 2015.

    ·         Entre octubre y noviembre se han perforado 19 pozos. El objetivo es completar 35 antes de finalizar el año.

    ·         La campaña ha generado más de 500 ocupaciones laborales.

    •	Entre octubre y noviembre se han perforado 19 pozos. El objetivo es completar 35 antes de finalizar el año• Entre octubre y noviembre se han perforado 19 pozos. El objetivo es completar 35 antes de finalizar el añoEl campo de producción Rubiales, ubicado en el departamento del Meta y operado directamente por Ecopetrol desde el pasado primero de julio, registra récords en los tiempos y costos de la campaña de perforación que se lleva a cabo en el activo desde octubre de 2016.

    En las primeras semanas de la campaña Ecopetrol logró reducir los tiempos de perforación hasta en un 22% con relación a los datos registrados en el 2015 debido a la implementación de equipos de última tecnología. Por otra parte, los costos de perforación por pozo disminuyeron cerca del 20% en comparación con el año anterior.

    “Antes tomaba alrededor de 9 días en promedio perforar un pozo y nosotros hemos logrado hacerlo en menos de 6 días, lo que nos ha generado ahorros significativos que hacen más rentables nuestras operaciones”, afirmó Nelson Alberto Castañeda Barbour, Vicepresidente Regional Oriente de Ecopetrol.

    Añadió que “los resultados positivos han sido posibles gracias al trabajo conjunto con las autoridades locales y regionales, así como con comunidades, gremios y demás actores en la zona, quienes contribuyen a la construcción de un entorno armónico para operar”.

    El objetivo de la campaña es perforar 72 pozos en 6 meses para mantener los volúmenes de producción del campo Rubiales, que registró en el tercer trimestre del año un promedio de 127 mil barriles de petróleo por día.

    A la fecha se han perforado 19 pozos con los cuatro equipos que actualmente están operando.  La meta es perforar y completar 35 antes de finalizar el año.

    Oportunidades laborales en la región

    Con la campaña, Ecopetrol y sus empresas contratistas han generado cerca de 500 ocupaciones, de las cuales 287 fueron cubiertas con mano de obra de la región del Meta, lo  que corresponde al 57% del personal contratado.

    Uno de los trabajadores vinculados en desarrollo de la campaña es Edwin Arely Quilindo, obrero de patio oriundo de la vereda Rubiales, quien dijo que “estar en un nuevo equipo de taladro es muy bueno para aprender y para tener un sustento para mi familia y darles un mejor futuro”.

    Otro de los trabajadores, Ignacio Rico Mora, obrero residente de Puerto Gaitán expresó su satisfacción por la labor que realiza dentro de la campaña. “Quiero aprovechar al máximo esta oportunidad y hacer las cosas bien desde el principio. Es un orgullo para mí hacer parte de este equipo de trabajo”, señaló Ignacio.

    Las vinculaciones de personal para la campaña de perforación constituyen un valioso aporte  al balance general de contratación del campo Rubiales, que registra a la fecha 1.818 ocupaciones generadas de forma directa e indirecta, de los cuales 1.264, es decir el 61%, corresponde a residentes en el departamento del Meta. 

    De esta manera, Ecopetrol demuestra su compromiso con el mejoramiento continuo, la excelencia operacional y con implementar las acciones requeridas para aportar al desarrollo y progreso de la región.

    Ecopetrol es la compañía más grande de Colombia y es una empresa integrada en la cadena del petróleo, ubicada entre las 40 petroleras más grandes del mundo y entre las cuatro principales en Latinoamérica. Además de Colombia, en donde genera más del 60% de la producción nacional, tiene presencia en actividades de exploración y producción en Brasil, Perú y Estados Unidos (Golfo de México). Ecopetrol cuenta con la mayor refinería de Colombia, la mayor parte de la red de oleoductos y poliductos del país y está incrementando significativamente su participación en biocombustibles.

  • Bajos precios del petróleo hunden a Ecopetrol en la bolsa

    Resultados 15(1)La acción de la petrolera en el mercado colombiano se acerca a los 1.000 pesos y sigue amarrada a lo que ocurra con las cotizaciones del crudo, que están en mínimos de más de una década.
     
    El desplome en los precios del petróleo no deja de pasarle la cuenta de cobro a la Nación, junto a otros 387.000 accionistas de Ecopetrol.
     
    Los títulos de la petrolera continúan sin tocar fondo y hoy ya están muy cerca de los 1.000 pesos, nivel que no aparecía hace unos meses ni en las cuentas más pesimistas.
     
    Ayer, la acción de la compañía cerró en 1.060 pesos en la Bolsa de Colombia. Desde el punto de vista que se le mire, el dato es poco alentador.
     
    Ese precio está 340 pesos por debajo del valor en el que salió a bolsa, es 46 por ciento inferior al que tenía hace exactamente un año, y está a más de 4.700 pesos del máximo que alcanzó en el 2012.
     
    Aunque para un inversionista que no tenga contacto permanente con los asuntos bursátiles es difícil de entender un desplome de esas proporciones, la realidad es que la historia de los últimos meses ha estado llena de obstáculos.
     
    El elemento que ha estado presente en este tiempo es la caída en los precios del petróleo. El de referencia WTI está en 33 dólares, mientras que el Brent (más cercano a Colombia) va en 34 dólares, cotización mínima en más de una década.
     
    Menos precios son ingresos mucho más bajos para la petrolera y esto trae consecuencias a mediano plazo, lo que inquieta a los inversionistas.
     
    En esta nueva realidad, se ha limitado la capacidad de la empresa para realizar inversiones. Precisamente, sus recursos se están destinando a ‘exprimir’ los campos de petróleo y no a explorar y perforar nuevos yacimientos para añadir reservas.
     
    Este punto es crítico para quienes hacen seguimiento a esta industria, pues genera dudas a futuro.
     
    Es más, un informe reciente de Fitch Ratings sobre la empresa dijo que “la vida de las reservas de Ecopetrol se situó en aproximadamente 8,6 años al cierre de 2014, lo que se considera moderadamente bajo para la categoría de calificación”.
     
    Aun en esta coyuntura compleja, expertos reconocen que la petrolera no se ha quedado quieta, y ven favorable la reducción de costos que ha hecho, su solidez financiera, la entrada en operaciones de la Refinería de Cartagena, lo cierto es que no logran compensar la baja incorporación de reservas y la caída en los precios del petróleo.
     
    Es en este último punto donde la incertidumbre se mantendrá. Si bien las proyecciones de los expertos en todo el mundo hablan de una recuperación en las cotizaciones, la realidad es que nadie espera que sobrepasen los 60 dólares por barril.
     
    TECNOGLASS SE ESTRENA CON GANANCIAS EN UN DÍA DIFÍCIL 
     
    En otra jornada difícil para los mercados, incluido el local, ayer debutó con ganancias un nuevo emisor en la Bolsa de Valores de Colombia.
     
    Se trata de la empresa barranquillera Tecnoglass, cuyas acciones se negocian en el Nasdaq de Nueva York, y ahora en el mercado bursátil colombiano.
     
    Los títulos de esta empresa, que arrancaron en 43.220 pesos, tuvieron una valorización de 5,28 por ciento, a 45.500 pesos, y movieron poco más de 57 millones de pesos.
     
    La acción de Tecnoglass fue la que más subió en medio de una jornada que se caracterizó por los números rojos.
     
    El índice Colcap de la BVC, que mide el desempeño de los títulos más representativos del mercado, retrocedió 1,14 por ciento, a 1.129 unidades.
     
    Aparte de Tecnoglass, Cementos Argos, Mineros y Nutresa fueron los únicos papeles que se salvaron de las desvalorizaciones.
     
    Las mayores caídas corrieron por cuenta de Pacific y Canacol.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Barriles eficientes, eje de la nueva estrategia de Ecopetrol

    Resultados 15Ecopetrol presentará hoy su nueva estrategia : " Barrilles Eficientes" ,  la empresa realizará una presentacion on -line y en ella participarán altos directivos de la compañia.
     
     Desarrollo armónico de los cuatro segmentos clave: crecimiento rentable en exploración y producción y maximización de la eficiencia en transporte y refinación. 
     
     Exploración: Nueva doctrina exploratoria centrada en cuencas de gran potencial como las  áreas costa afuera de Colombia y el Golfo de México que contribuya al incremento continuo y  suficiente de reservas.
     
     Producción: Priorización de barriles eficientes, sin un límite volumétrico, generando valor con base en el incremento del factor de recobro, el conocimiento único del entorno colombiano y  una base de recursos altamente desarrollada.
     
     Eficiencia y sostenibilidad en transporte y refinación: Agresivo programa de transformación  de toda la compañía para incrementar de forma estructural la eficiencia y reducir costos. 
     
    Producción de combustibles limpios para Colombia, coherente con el medio ambiente.
     
     Disciplina financiera: Inversiones con alta rentabilidad; deuda moderada; mantenimiento de  calificación crediticia; desinversión de activos no estratégicos; austeridad en compras;
     
    optimización de procura y abastecimiento, y oportunidad en los pagos a proveedores.
     
     Bienestar laboral y paz social: Logro de un ambiente laboral que promueva el avance personal  y profesional, en armonía con las organizaciones sindicales y con aporte positivo al desarrollo  de las comunidades y demás grupos de interés donde operamos.
     
     Seguridad física, personal y de infraestructura: cumplimiento de normas internacionales de HSE; protección a nuestro personal frente a la intimidación y a la infraestructura frente a la  agresión.
     
     Cambio cultural: Basado en los principios de integridad, colaboración y creatividad, y en la  exigencia del cumplimiento del Código de Ética por parte de todos los empleados y  trabajadores de Ecopetrol.
     
  • Bioenergy, el Reficar de los Llanos

    Sobrecostos, retrasos, y una demanda internacional rodean a esta compañía, filial de Ecopetrol. Aunque en menor escala, es un escándalo parecido al de la Refinería de Cartagena
     
    BioenergyCuando todavía no ha bajado la espuma por el escándalo de la Refinería de Cartagena (Reficar), comienzan a sonar las alarmas por los líos de otro proyecto de Ecopetrol. Se trata de la planta de etanol El Alcaraván, en Puerto López (Meta), de propiedad de Bioenergy, una filial de la petrolera colombiana.
     
    Seis años después de haber comenzado la construcción, la planta todavía no ha entrado a funcionar. Se espera que arranque a finales de 2016, con lo cual terminaría con un atraso cercano a tres años. Además, las inversiones serán el doble de las previstas inicialmente. De un monto estimado en 344 millones, el proyecto terminará costando más de 750 millones de dólares.
     
    Es decir que al paso que va, y en menor escala, se repetirá la historia de Reficar, que costó el doble de lo planeado al pasar de 4.000 millones de dólares a 8.000 millones. Aunque la planta de Bioenergy representa el 9 por ciento de las inversiones hechas en la Refinería de Cartagena, el monto que se destinó al proyecto es considerable ya que al precio del dólar hoy, se trata de poco más de 2 billones de pesos.
     
    La situación actual de Bioenergy es complicada, pues tiene deudas millonarias y pérdidas por 15.700 millones. Los organismos de control siguen de cerca el desarrollo del proyecto y miembros del Congreso alistan un debate sobre el tema. Al igual que en el caso de Reficar, Ecopetrol presentó una demanda internacional ante un tribunal de arbitramento en Houston (Estados Unidos), con el fin de tratar de recuperar parte de los sobrecostos del proyecto.
     
    Curiosamente, en Bioenergy se cometieron errores similares a los de la Refinería de Cartagena. El primero fue haber escogido un socio inadecuado. Ecopetrol suscribió en 2010 un contrato de ingeniería, construcción y suministro, bajo la modalidad llave en mano (costos fijos) con la firma española de energía e infraestructura Isolux Corsán. La compañía ganó la licitación luego de un proceso en el que participaron tres firmas.
     
    El objeto del contrato era construir un gran complejo industrial en los Llanos Orientales, para producir etanol carburante a partir del bagazo de caña. Con bombos y platillos se anunció que sería la planta más grande de biocombustibles que tendría el país. Además de la construcción de la planta industrial, el proyecto contempló la siembra totalmente mecanizada de 14.400 hectáreas de caña de azúcar. Es decir, se trataba de un proyecto agroindustrial con alta tecnología.
     
    Si bien la firma Isolux Corsán tenía una trayectoria de más de 40 años y ya había construido plantas de biodiésel en España, en el sector de la ingeniería mundial tenía algunas alertas por varios incumplimientos. Su nombre ha tenido un historial poco favorable en Chile, donde el año pasado le suspendieron cuatro de sus siete licitaciones por irregularidades, demoras y sobrecostos. Hoy, Isolux afronta serias dificultades financieras, con deudas millonarias que la han obligado a vender activos estratégicos y con bajas calificaciones de las agencias internacionales de riesgo. Las autoridades de Chile y España la investigan por presuntos sobornos para obtener licitaciones.
     
    En 2014, ante los sucesivos retrasos en la ejecución del proyecto, Ecopetrol decidió dar por terminado el contrato y buscó una nueva compañía para terminarlo. Se trata del consorcio Menegua, de inversionistas llaneros. Al mismo tiempo, la petrolera comenzó a recabar información sobre los incumplimientos y posibles sobrecostos para demandar a la firma española.
     
    Ecopetrol tuvo que asumir el pago de cerca de 6.000 millones de pesos que Isolux dejó pendientes de pago con trabajadores y contratistas, y cambió al presidente de Bioenergy. Hoy en la empresa está al mando un ingeniero venezolano experto en el tema de biocombustibles.
     
    Fuentes del sector sostienen que los grandes problemas de esta planta se originaron por la falta de una administración eficaz y un mayor seguimiento. De hecho, durante la ejecución del complejo industrial se presentaron cerca de 40 paros y prostestas de trabajadores que entorpecieron las obras. Por eso, los costos fueron creciendo sin mayores controles.
     
    Según expertos, el costo de este proyecto ha sido exagerado, pues sostienen que una refinería de etanol en Colombia no cuesta, en promedio, más de 300 millones de dólares. Sin embargo, aquí hay que reconocer que este se encareció, en parte, por la siembra de las 14.000 hectáreas con caña de azúcar. Esta era la primera vez que se sembraba caña en una región diferente al Valle del Cauca. La apuesta era muy arriesgada, dados los suelos áridos y difíciles de la Orinoquia, tan diferentes a las fértiles tierras del occidente. Para lograr este objetivo, Bioenergy se asoció con un experto en el tema, el ingenio Riopaila Castilla. Hasta el momento, la siembra ha sido exitosa y es uno de los principales orgullos de una región que tiene un enorme potencial agrícola.
     
    Después de tantos tropiezos la planta está más cerca de estar lista, y las directivas de la compañía señalan que entrará a operar a finales de este año. Sin embargo, su futuro depende de que Ecopetrol consiga un socio. Ante la difícil coyuntura del sector petrolero por la caída de los precios, las prioridades para la empresa colombiana han cambiado y ahora se concentrará en explorar y explotar, por lo que otros proyectos pasarán a un segundo lugar. El presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, afirma que si bien este proyecto se consideró razonable hace 10 años para diversificar a la empresa del negocio petrolero, hoy no lo es.
     
    Y es que sobre el proyecto recaen varios dudas. Una de ellas es su rentabilidad en momentos en que las condiciones económicas para el sector de los biocombustibles no son tan favorables como en el pasado. Actualmente, los precios del etanol están a la baja y podrían seguir en descenso si la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) toma una decisión en esta materia que viene estudiando desde hace meses.
     
    Sin embargo, otros sectores consideran que la planta de Bioenergy impulsará la producción de biocombustibles en el país y permitirá aumentar el porcentaje de mezclas con gasolina del 8 al 10 por ciento en todo el país. Así lo señala el presidente de la Federación Nacional de Biocombustibles, Jorge Bendeck, quien sostiene que esta refinería producirá 480.000 litros diarios de etanol. Es decir, que responderá por una cuarta parte de la producción total de este biocombustible, que hoy es de 1,6 millones de litros diarios en seis plantas de igual número de ingenios.
     
    En Meta tienen sembradas sus esperanzas en la buena marcha de la refinería. La senadora Maritza Martínez sostiene que gran parte del desarrollo de Puerto López depende de esta obra, lo que comparte el alcalde de este municipio, Víctor Bravo, quien destaca que generará cientos de empleos. Actualmente, Bioenergy emplea 1.786 personas, de las cuales el 60 por ciento son de la zona. En 2012, Mitsubishi Corporation entró a la sociedad con el 5 por cienno del capital accionario. Ecopetrol tiene el resto.
     
    Cuando la gigante petrolera decidió construir esta planta, estaba pensando en grande por el cambio climático y la demanda creciente de combustibles amigables con el medioambiente. Pero, como en muchos de los grandes proyectos del país, se presentaron graves problemas de ejecución y planeación.
     
    La nueva presidencia de Ecopetrol está tratando de buscar una salida este nuevo lío. Por fortuna, ya varias firmas están interesadas en la empresa. Pero, como dice el presidente Juan Carlos Echeverry, Bioenergy se convirtió en su nuevo gran dolor de cabeza.
     
     
     
    Fuente: Semana.com
  • Buscan evitar crisis laboral en el sector petrolero

    Gobierno, trabajadores y gremios presentaron su punto de vista sobre la actual crisis a causa del precio del crudo.
     
    Petroleros26Ante la difícil situación que se vive en las zonas de producción y explotación de hidrocarburos, debido a la caída del precio del crudo, el Gobierno realizó este miércoles una reunión con empresarios y trabajadores del sector petrolero, en donde se dieron los primeros pasos hacia lo que sería un gran acuerdo, para hacerle frente a la crisis.
     
    Es así como el presidente de la Unión de Trabajadores de la Industria Energética Nacional, -Uten-, Alex Ortiz Bueno, dijo que para el caso de Pacific Rubiales los trabajadores van a evitar los despidos haciendo algunos ajustes administrativos. “Lo segundo es que, ante cualquier circunstancia, hemos planteado que, si tenemos que hacer alguna pausa, la hagamos con el objeto de que se garantice el trabajo”, agregó.
     
    Por su parte, el ministro Garzón dijo que el acuerdo debe tener tres elementos claves: primero, el trabajador y su empleo; segundo, mantener la producción para que no disminuyan los recursos de los programas sociales, y tercero, incluir el compromiso social con las regiones.
     
    Finalmente, el presidente de Campetrol, Ruben Darío Lizarralde, anotó que “lo más importante de la convocatoria que hizo el Ministro es que todos los actores que estamos en este proceso y en esta situación nos anticipemos a un problema de fondo que se puede dar en los próximos meses”.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Caen reservas de petróleo en Colombia

    PerforacionLos 6,4 años de autosuficiencia, al término del año pasado, son el dato más bajo desde el 2000.

    La reducción en la actividad exploratoria a partir del segundo semestre, cuando inició la caída de los precios del petróleo, sumada a factores como la tardanza en los permisos ambientales, dificultades operativas y las revalorizaciones de los cálculos de algunas compañías, llevó a que el año pasado Colombia redujera, después de siete años al alza, sus reservas de petróleo.

    Tras conocerse que en el 2014 el país bajó en 5,6 por ciento el saldo de sus recursos probados de crudo, que quedó en 2.308 millones de barriles, dicho porcentaje lo llevó a ser el país de Suramérica en el que se vio la segunda mayor caída entre las naciones sobre las que hay información disponible, según el reporte anual estadístico de la industria mundial, que consolida la británica British Petroleum (BP), y según cifras de las autoridades y entidades de cada país.

    De acuerdo con estos datos, sin contar a Argentina y a Trinidad y Tobago, (sus datos no se actualizaron), en Suramérica durante el año pasado el que más redujo sus recursos comprobados de petróleo fue Perú, país cuyas reservas pasaron de 1.617 a 1.410 millones de barriles, para una baja del 12,8 por ciento, mientras el tercero con la mayor caída fue Ecuador, que tuvo una contracción del 2,3 por ciento, el pasar el saldo de 8.190 millones de barriles a 7.999 millones de barriles entre un año y otro.

    Aunque el informe no tuvo en cuenta los datos del 2014 de Perú,un documento del Ministerio de Energía y Minas de ese país explica que la reducción de 207 millones de barriles en sus recursos probados de crudo obedeció, además de la producción anual, a la declinación de campos, a la revisión de algunas áreas y a la reducción de la actividad exploratoria, entre otros.

    En el caso de Colombia, según la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), la razón de la baja se resume, según un documento de la entidad, en que mientras apenas se incorporaron 206 millones de barriles, su producción alcanzó los 361 millones de barriles.

    El mayor impacto estuvo en las nuevas incorporaciones (descubrimientos hechos), pues por esta vía solo se sumaron 14 millones de barriles, mientras por revaluación de campos llegaron 192 millones de barriles.

    El ministro de Minas y Energía, Tomás González, explica que los planes de inversión en exploración y desarrollo que se posponen “tumbaron reservas”, en adición a circunstancias operativas, revalorización de recursos por parte de las empresas y dificultades en el licenciamiento ambiental.

    El cierre del año pasado llevó a que, por primera vez desde el 2008, el país no alcanzó a reponer por lo menos cada barril de los que extrajo, ya que el índice de reemplazo de reservas del 2014 fue de 0,6.

    Es decir, por cada barril producido se sumó solo un poco más de medio barril.

    Entre tanto, al mirar los reportes de Ecopetrol y de Pacific Rubiales, las dos empresas con mayores recursos, se observa que en la primera las reservas probadas netas cerraron en 2.084 millones de barriles, para un aumento de 112 millones de barriles en el año, mientras la segunda tuvo una contracción del 19 por ciento en este aspecto (74 millones de barriles menos), cuyo saldo cerró en 315 millones de barriles en el 2014, e incluso por debajo del 2012, cuando informó reservas probadas por 331 millones de barriles.

    EL MENOS AUTOSUFICIENTE

    Los datos del reporte de BP ratifican que, al contar ahora con una autosuficiencia para 6,4 años, Colombia, por su nivel de producción, que se mantiene por encima del millón de barriles por día desde octubre del año pasado, y por su reducida incorporación de nuevos recursos por hallazgos y recobro mejorado, entre otros, sigue siendo el país de América Latina con el indicador más bajo.

    Esta cifra se calcula con base en la producción actual, suponiendo que no se encuentren nuevos hallazgos ni se den revisiones en dicho periodo de tiempo.

    Según la ANH, este indicador de autosuficiencia es el más bajo desde el año 2000.

    Mientras el índice de reservas sobre producción del país bajó el año pasado (estaba en 6,6 años), el de Brasil se ubicó en 18,9 años; el de Ecuador, en 39,4 años; el de Perú, en 40 años, y el de otros países de Suramérica y Centroamérica cerró en 9,6 años.

    El ministro González confía en que las medidas de ayuda para la industria, como las regalías variables para la producción adicional de los campos (recobro), el aplazamiento de los períodos de exploración y el traslado de zonas para la búsqueda dentro de un mismo bloque contribuyan a incrementar las reservas en los próximos años.

    A esto se deben sumar, según el funcionario, los resultados de la campaña exploratoria que se adelanta o que se iniciará en el mar Caribe por operadores como Petrobras, la estadounidense Anadarko y la holandesa Shell.

    GAS PARA 10 AÑOS

    El país cuenta con una autosuficiencia mayor en materia de gas que de petróleo, según las cifras de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

    Durante el 2014, el país acumuló reservas probadas de este combustible por 4.758 gigapiés cúbicos, que representan una autosuficiencia para 10,5 años, asumiendo que no hubiera nuevos hallazgos.

    No obstante, hay que tener en cuenta que el año pasado en Colombia se dio el mayor descubrimiento de este tipo en América Latina, toda vez que con el pozo Orca-1, perforado en aguas del bloque Tayrona, frente a La Guajira, se encontraron recursos iniciales por 264 millones de barriles equivalentes (crudo y gas).

    Pero a la espera de que estos recursos se cuantifiquen y se sumen a las reservas del 2015, el cierre del 2014 en materia de gas comprobado también implicó una baja del 13,6 por ciento frente al 2013, cuando su saldo se ubicó en 5.508 gigapiés cúbicos.

    Con este resultado, los recursos probados de gas natural retrocedieron al nivel del 2009, año en el que cerraron en 4.737 gigapiés cúbicos.

    LOS TRES QUE LLEVAN LA DELANTERA EN LA REGIÓN

    En América Latina, Venezuela, Brasil y México siguen a la cabeza en materia de reservas de crudo.

    Mientras en el país de la samba el saldo subió 3,6 por ciento en el 2014, a 16.154 millones de barriles (ocupa el tercer puesto), en Venezuela avanzó 0,5 por ciento (299.953 millones de barriles) y en México los datos fueron los mismos del 2013 (11.100 millones de barriles), debido a que para la fecha del cierre del informe no había divulgado las cifras oficiales.

    Sobre las cifras de Venezuela, que se mantiene en el liderazgo mundial, hay polémica, pues a pesar de figurar por encima de un gigante en la materia como Arabia Saudita, para expertos como el geólogo venezolano Gustavo Coronel, este valor ha sido calculado violando los criterios internacionales.

    “Para ser definida como probada, una reserva petrolera debe tener certeza mayor al 90 por ciento de existir, debe ser técnicamente recuperable en un cierto período de tiempo, ser económicamente recuperable y ser políticamente factible llevar a cabo ese proceso de recuperación”, señala el experto en un blog.

    Agrega que el régimen político de ese país adoptó, de forma arbitraria, un coeficiente de recobro del petróleo en sitio del 20 por ciento, el doble de lo que se había estimado con base en conocimiento existente. En otras palabras, dice Coronel, las reservas petroleras probadas de la faja del Orinoco fueron dobladas por decreto. En el mundo, junto a Venezuela, son seis los países que tienen petróleo para más de 100 años: estos son Canadá, Irán, Iraq, Siria y Libia.

    Fuente: Portafolio.co / Ómar G. Ahumada Rojas

  • Caída del precio del petróleo obliga a hacer reajustes en RSE

    RSE PetBogotá - El panorama que tuvieron las petroleras en enero de 2015, cuando el promedio del precio de petróleo WTI rondaba los US$47 el barril, puso a esta industria a repensar su plan de trabajo, pues exactamente hace un año, en enero de 2014, ese mismo valor era muy superior: según Bloomberg, estaba en promedio en US$95 el barril.

    Uno de los tantos reajustes que tuvieron que hacer las firmas en este sector, ante la caída de sus ingresos operacionales, fue en las iniciativas de responsabilidad social empresarial (RSE).  

    “Como en toda la industria a nivel mundial, con la caída de los precios del petróleo la compañía se ha visto en la obligación de revisar todos sus proyectos.  En el caso de los relacionados con la inversión social voluntaria, el objetivo de la revisión es garantizar la culminación de los que se venían ejecutando de acuerdo con los compromisos establecidos por la compañía con sus públicos de interés”, indicó Alejandro Jiménez, gerente de Responsabilidad Social Corporativa de Pacific.

    Sobre el porcentaje en que se reducirían este año los recursos para programas de RSE, el vocero señaló que en 2014 la cifra de inversión social voluntaria fue de US$33 millones, cantidad que se está calculando para este año.   

    “Los proyectos desarrollados durante 2014, así como los de años anteriores, han hecho posible que para 2015 se pueda formular una estrategia que priorice la vinculación de actores locales a la cadena valor de la compañía, fortalecidos, capacitados y certificados en los diferentes estándares exigidos por la empresa y sus contratistas”, expresó.

    Por último, comentó que las obligaciones adquiridas vía Licencia Ambiental, que se encuentran establecidas en los Planes de Manejo ambiental (PMA) y los Planes de Beneficio a las Comunidades (PBC), se mantienen sin ninguna variación. En el caso de Ecopetrol, tampoco se eliminarán proyectos sociales a causa de la caída del precio del petróleo. “Los convenios regionales no se van a suspender ni a dar por terminados, se continúa con el plan establecido con entidades territoriales y las comunidades. Estas pueden estar seguras que honraremos nuestros compromisos”, dijo la directora de gestión social de Ecopetrol, María Tonelli.

    La gerente precisó que el año pasado se invirtieron $448.940 millones, resultado que suma los aportes de Ecopetrol, de las empresas socias y de otras entidades públicas y privadas.

    En esta relación, Ecopetrol aportó  73% de los recursos, mientras que las empresas socias y otras entidades aportaron 6% y 21%, respectivamente.

    “Hay que aclarar que la inversión social continuará ejecutándose, aunque de manera moderada, mientras se restablecen las condiciones del mercado del petróleo. Al igual que  todas las demás inversiones de la compañía, la inversión social será austera”, señaló Tonelli.

    La vocera aseguró que el modelo de inversión social de Ecopetrol se concretará de manera coordinada con autoridades locales y comunidades.

    “Ya tenemos las apuestas para esta vigencia en cada una de la regionales, además este año es el último del período de estos alcaldes y gobernadores, y estamos acompañando el cumplimiento de lo que tenemos vigente para cerrar este período de gobierno con los proyectos concluidos”, dijo.

    Logros del año pasado
    De acuerdo con el informe de gestión en sostenibilidad 2014 de Ecopetrol, la inversión ambiental sumó $804.716 millones, distribuidos en: estudios y trámites ($299.890 millones), agua potable y saneamiento ($159.046 millones), recuperación del suelo ($109.263 millones), gestión del riesgo ($72.881 millones), protección de bosques ($29.500 millones), entre otros.  En  Pacific, se destaca la obtención del primer lugar (entre 167 pares) por el desempeño en sostenibilidad, según Sustainalytics.

    La cifra
    $448.940 millones fue la inversión en rse de Ecopetrol y firmas socias en 2014.

    La opinión

    Alejandro Jiménez
    Gerente de RSC de Pacific
    “Como en toda la industria a nivel mundial, con la caída de los precios del petróleo la compañía se ha visto en la obligación de revisar todos sus proyectos”


    Fuente: Larepublica.com.co

  • Caída en precios del crudo impactó ingresos y utilidades de Ecopetrol en 2014

    Economia BonosLa producción descendió 4,2% en el año, pero repuntó 1,8% en el último trimestre. El 2014 fue el segundo mejor resultado en producción de la historia.

    Las ventas totales alcanzaron $58 billones, representando una reducción de 7,1% frente a lo reportado a cierre de 2013 cuando fueron de $62,5 billones. Así mismo, la utilidad operacional se redujo 30,4%, pasando de $19,6 billones a $13,6 billones.

    Durante el año 2014 los ingresos de Ecopetrol S.A. registraron una disminución de $4,4 billones, lo que significó un descenso de 7% en comparación con el año anterior. Los ingresos pasaron de $62,5 billones en 2013 a $58,1 billones en 2014, principalmente por la caída de los precios internacionales del crudo.

    El precio promedio de venta de la canasta de crudos, gas y productos de Ecopetrol, registró un descenso de US$10,6 por barril durante 2014 frente al año anterior. La caída se agudizó en el último trimestre cuando la canasta cayó US$33 dólares por barril. Lo anterior significó que por efecto precio se dejaran de recibir $5,5 billones.

    Los ingresos también se afectaron por una disminución de $1,7 billones debido a los menores volúmenes vendidos causados por una reducción del 4,2% en la producción. No obstante, hubo un impacto positivo de $3,2 billones por la tasa de cambio debido a que el 60% de las ventas de la empresa se realizan en el exterior.

    “Si bien el año 2014 fue complejo, Ecopetrol continuó siendo una Empresa sólida y con la capacidad para adaptarse y responder rápidamente a los entornos retadores como el de la actual coyuntura de precios”, dijo el Presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez Pemberthy.

    En el ejercicio de 2014, los costos variables disminuyeron 2% como resultado de los menores precios de compra de crudo, gas y productos, compensado con mayores volúmenes de compra de nafta como diluyente de crudo.

    Los costos fijos aumentaron $1,6 billones (18%) por el incremento de $1,2 billones de pagos de tarifa de transporte a las filiales de ese segmento (Cenit, OBC). Cabe anotar que esos mayores pagos de tarifa a las filiales posteriormente retornan a Ecopetrol como dividendos como parte de las utilidades de esas compañías.

    La utilidad operacional cayó 30,4% a $13,6 billones explicada por los mayores gastos exploratorios, así como por una revisión a la baja de los valores de inventarios, activos e inversiones petrolíferas. Esto significa que la Empresa reconoce que éstos activos tienen un menor valor presente como resultado de los menores precios de referencia de los crudos y productos que comercializa.

    En cuanto a los resultados no operacionales, la empresa tuvo un impacto de $400 mil millones por mayor diferencia en cambio proveniente de la valorización de la deuda financiera a pesos colombianos. Igualmente la devaluación también provocó el pago de $162 mil millones más por intereses de deudas.

    Tributariamente la conversión de las inversiones en el exterior a pesos colombianos implica mayores ingresos fiscales y debido a ello se registró una mayor tasa de tributación la cual pasó de 34,5% en el 2013 a 40,4% en 2014.

    Finalmente el estado de resultados con corte al 31 de diciembre de 2014 arrojó una utilidad neta de Ecopetrol de $7,81 billones, lo que representó un descenso de 41% en comparación con la del año anterior. Particularmente en el cuatro trimestre, los ingresos cayeron $3,4 billones, un 77% de los ingresos del año corrido, de ese total $4,4 billones fueron explicados por factor precio.

    A pesar del menor resultado en 2014, el margen Ebitda (es decir, el resultado empresarial antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones productivas) se ubicó en 39%, nivel muy competitivo cuando se compara con otras compañías del sector.Hechos relevantes de la operación

    Al finalizar 2014, las reservas probadas de crudo y gas de Ecopetrol alcanzaron 2.084 millones de barriles equivalentes, un incremento de 5,7% frente al 2013. El Índice de Reposición de Reservas fue de 146% y la vida media de las reservas aumentó a 8,6 años.

    En el cuarto trimestre de 2014 se consolidó la tendencia de recuperación de la producción, con un crecimiento de 1,8% frente al tercer trimestre, llegando a 765,1 kbped gracias a mejores condiciones de entorno y al avance en los proyectos en los campos de Castilla y Chichimene.

    Para todo el año, la producción promedio fue de 755,4 kbped, con una reducción de 4,2% frente al 2013, debido a temas de entorno, orden público y de tipo operacional.En exploración hubo 7 descubrimientos. Orca en aguas costa afuera (offshore) de Colombia, el cual abre perspectivas promisorias en esa cuenca; el pozo Nueva Esperanza-1, que confirma el potencial del bloque CPO-09 en el departamento del Meta, y Tibirita, Golosa y Cacica. En el Golfo de México se hicieron los hallazgos de León y Rydberg.

    En Transporte se completó la ampliación de la capacidad del Proyecto Delta 35 de Ocensa y se inició la operación de 23.500 barriles por día adicionales en el sistema Santiago-Porvenir.

    En refinación se alcanzó un avance de 96,3% en el proyecto de modernización de la refinería de Cartagena, el cual una vez puesto en marcha le entregará al país combustibles con elevados estándares de calidad y productos de mayor valor agregado.

    Gracias a una agresiva campaña comercial, se continuó con la diversificación del destino para los productos y es así como se abrió el mercado de Corea del Sur, donde se hizo la primera exportación de un cargamento de un millón de barriles de crudo Castilla, extraído de los llanos orientales de Colombia.


    Fuente: Elnuevodia.com.co

  • Campeones latinoamericanos del petróleo perdieron su confianza

    La caída de los precios ha invertido la suerte de las economías que  eran un imán para los grupos occidentales. Ecopetrol en la lista.La caída de los precios ha invertido la suerte de las economías que eran un imán para los grupos occidentales. Ecopetrol en la lista.De oro negro a agujero negro. Para tener un claro ejemplo de cómo se está extendiendo el dolor causado por el bajo precio del petróleo, simplemente hay que observar a los humillados campeones estatales de la energía de América Latina. 
     
    La caída de los precios del petróleo durante los últimos 12 meses desde México hasta Brasil ha reducido los beneficios, recortado los presupuestos y detenido el flujo hacia las arcas del gobierno de los impuestos pagados. En algunos casos, la acentuada depreciación está a punto de revertir ese flujo. 
     
    “La disminución de los precios en un 70 por ciento es un impacto considerable. En algunos países el petróleo aportaba del 20 al 50 por ciento de los ingresos del gobierno y representaba del 50 al 96 por ciento de las exportaciones”, dijo Luisa Palacios, directora para América Latina de Medley Global Advisors, una consultoría de riesgo propiedad del Financial Times. “Estamos comenzando a cuestionar la viabilidad financiera de algunos países y algunas compañías petroleras nacionales”. 
     
    Venezuela, que desde hace un tiempo está coqueteando con el impago a pesar de que la semana pasada hizo un pago de bonos de US$1,5 mil millones por sus US$120 mil millones de deuda externa, es el ejemplo más desesperado. Pero en Brasil, Petrobras, la gran compañía petrolera más endeudada del mundo y objeto de una investigación por corrupción multimillonaria, tiene costos de deuda que han alcanzado un 13 por ciento desde el 4 por ciento en que se encontraban hace unos años. Sus apuros han provocado que se hable de un rescate. 
     
    Consecuencias del cambio del superciclo
     
    Los países y compañías con grado de inversión han sido arrastrados por el cambio del superciclo de los productos básicos, lo cual también ha obligado a los grupos energéticos occidentales a recortar empleos, posponer proyectos y adaptarse a un mundo donde el precio del petróleo es de US$50 por barril o menos. 
     
    Pemex, el octavo mayor productor de petróleo del mundo, perdió US$30 mil millones el año pasado, lo cual hizo que el gobierno mexicano declarara que ayudaría a cubrir los US$91 mil millones en obligaciones en materia de pensiones de la compañía estatal y, potencialmente, incluso recapitalizarla. 
     
    El déficit de ingresos del petróleo también obligó a México a eliminar más de un punto porcentual del producto interno bruto del gasto. Por su parte, las bajas ventas de exportación contribuyeron a llevar el déficit por cuenta corriente a su nivel máximo en casi 20 años y afectaron brutalmente al peso, el cual ahora se cotiza cercano a niveles –después de ajustar la inflación– vistos por última vez durante la crisis económica de 1995. 
     
    Pemex “es una empresa ampliamente solvente”, dijo esta semana José González Anaya, su director ejecutivo, mientras describía un plan de ahorro de costos por US$5,5 mil millones. “Lo que tenemos que hacer es ajustarnos a la nueva realidad”. 
     
    En el país
     
    Ecopetrol de Colombia –afectada por la disminución de su capitalización de mercado desde los US$130 mil millones hace tres años hasta los US$15 mil millones actualmente– está recortando en un tercio su fuerza laboral de 48.000 trabajadores. El peso ha perdido un 37 por ciento frente al dólar en un año y el déficit por cuenta corriente se ha disparado hasta el 6 por ciento del PIB. 
     
    Bogotá le ha puesto buena cara a la recesión. “Hemos restringido el gasto público y permitido que se deprecie el tipo de cambio”, dijo Mauricio Cárdenas, ministro de hacienda. 
     
    Aun así, la pérdida de ingresos del petróleo que representan la mitad de las exportaciones se produce mientras Bogotá cuenta con que el fuerte mercado laboral absorba mejor a los guerrilleros desmovilizados en el marco del acuerdo de paz que espera alcanzar el 23 de marzo. Después de un proceso de gestación de cuatro años, las negociaciones tienen como objetivo ponerle fin a un conflicto de medio siglo que ha cobrado más de 200.000 vidas. 
     
    Cuando los precios del petróleo eran superiores a los US$100 por barril hace unos pocos años, las compañías internacionales de energía clamaban por entrar en América Latina, atraídas por los recién descubiertos yacimientos de aguas profundas de Brasil, el régimen liberal de Colombia, y las mayores reservas del mundo en Venezuela. 
     
    Se espera que Ecopetrol haga pública su primera pérdida anual desde que comenzó a cotizar en bolsa en 2007. Sin embargo, en ninguna parte la caída en desgracia es más dramática que en Petrobras, la cual hace cinco años lanzó la mayor oferta de acciones en la historia, recaudando US$70 mil millones. 
     
    El aumento de la competencia por el capital podría provocar una oleada de fusiones y adquisiciones, conforme se desvanezca inevitablemente la etapa nacionalista del superciclo de los productos básicos e intervengan los compradores extranjeros. 
     
    La disminución de las inversiones implica que la producción probablemente seguirá cayendo, quizás hasta en 470.000 barriles por día este año, según estima Palacios, lo cual convertiría a la región en “parte del ajuste en curso de la oferta mundial de petróleo”. La producción total de América Latina es superior a los 10 millones de barriles por día, comparable a la producción total de Rusia.
     
    Financial Times - EFE
     
    portafolio.co
  • Campetrol advierte que patentes del sector petrolero bajaron 24% en 2015

    Brent LaterceraSegún el Instituto Colombiano del Petróleo, el presupuesto para investigación solicitado para 2015 fue recortado en 55%.

    La investigación en tecnología asociada al sector petrolero disminuyó en Colombia un 24% en 2015, según informe revelado por la Organización Mundial para la Propiedad Intelectual (WIPO, por sus siglas en inglés), informó la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros (Campetrol).

    Mientras que en 2014 se publicaron 50 patentes, un año después se registraron 38 y en lo corrido de 2016, no se ha notificado ninguna investigación, destaca el informe de prensa.

    El informe reseñado por Campetrol muestra que en comparación con otros países productores de petróleo en Suramérica (exceptuando Brasil), Colombia es uno de los que más patentes publica. En los últimos 15 años registró 285 investigaciones, cifra superior a las de Argentina con 119, Ecuador 8), Perú con 41 y Venezuela 11. Llama l atención que Venezuela siendo la segunda nación con el mayor número de reservas mundiales de alrededor de 298 mil millones de barriles, y la decimotercera en cuanto a producción de crudo con 2,5 millones de barriles diarios.

    Precisa el informe que al incluir a Brasil y a uno de los mayores productores centroamericanos de crudo como México, Colombia se queda atrás en temas de investigación, el primero de ellos ha publicado 2.933 patentes en los últimos 15 años, y el segundo 1.236 en el mismo periodo.

    A mediados de 2014 inició el descenso en los precios internacionales del crudo, lo que hizo que la mayoría de operadoras en el mundo recortaran sus presupuestos de inversión para 2015, lo cual impactó los rubros de investigación.

    Según datos oficiales del Instituto Colombiano del Petróleo (ICP), centro de investigaciones de Ecopetrol, del presupuesto solicitado para 2015, cerca de 292.000 millones de pesos, solo le fueron aprobados 161.000 millones de pesos, es decir un 55% menos, lo cual impacta en el desarrollo de patentes para el sector hidrocarburífero colombiano.

    La importancia de la publicación de patentes, como indicador, reside en que refleja cómo está el país en cuanto a innovación para la explotación y manejo de petróleo, pues esto aporta de forma significativa al mejoramiento de los procesos, al aumento de la productividad y la reducción de costos, resalta el informe de prensa.

    Si bien Colombia se mantiene como el tercer país latinoamericano en cuanto a publicación de patentes, aún se encuentra muy atrás frente a Brasil con una producción de dos millones de barriles diarios sde crudo y Venezuela con 2,5 millones de barriles. La investigación en el sector petrolero, y los recursos destinados a esta actividad, son fundamentales para un crecimiento futuro, dice el informe de Campetrol.

    Es fundamental que el componente de investigación se sume a la agenda de inversión del Gobierno Nacional, con lo cual no solo se impulse al abanderado del sector en el país, Ecopetrol, sino también se siembren semillas de competitividad futura para el sector de bienes y servicios petroleros, de tal forma que al finalizar la coyuntura, se pueda tener una estrategia de crecimiento y no de seguimiento en el plano internacional, contribuyendo de esta manera a procesos de mayores utilidades y menores costos, remarca el informe de Campetrol.

    Fuente: Elespectador.com

  • 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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  • Campo Rubiales: Así recibirá Ecopetrol la gigantesca operación

    Campo Rubiales Campo RubialesA las doce en punto un operario con camiseta de Pacific E&P le entregará su turno a otro con el uniforme de Ecopetrol en Campo Rubiales. La escena se repetirá a lo largo de las estaciones del campo petrolero más importante de Colombia. Es el inicio de una nueva era.
     
    Al mismo tiempo altos directivos de las dos compañías revisarán una vez más la producción para verificar que todo esté en orden. Desde hace meses han estado revisando equipos, haciendo inventarios y observando cómo funcionan las cosas. El tamaño de la operación es tan grande que se necesitaron 93 empleados de Ecopetrol solo para hacer el empalme. Todo ese esfuerzo tendrá su recompensa a la media noche del 30 de junio cuando firmarán el acta final.
     
    Tomar el control de Rubiales no es tan sencillo como cambiarle el conductor a un carro, mucho menos cuando está en juego la producción de 135.000 barriles de crudo por día. Si el revelo no se hace con cuidado el bombeo puede desplomarse. Hasta ahora todo parece estar bajo control, Ecopetrol no sólo se ha ‘empapado’ de los pormenores de su nueva casa sino que ya contrató a más de 200 ex empleados de Pacific para seguir al frente de la maquinaria.
     
    “Más que por la reversión los trabajadores estamos muy contentos porque logramos la continuidad de nuestro trabajo”, dijo Alejandro Ospina, presidente del sindicato de la UTEN que agrupa a la mayoría de los actuales trabajadores del campo. Ospina cree que el número final de nuevas contrataciones del equipo que venía operando el campo llegará a 230.
     
    Ecopetrol también ha contratado ya a la mayoría de proveedores que requiere y espera contratar algunos de la región.  
     
    Todos listos para la foto
     
    Cuando el último hombre de Pacific abandone las instalaciones comenzará la fiesta. Son muchos los que están pidiendo pista para las fotos. Ecopetrol tiene protocolo preparado para la mañana del primero de julio con invitaciones a ministros, políticos de la región, entre otros.
     
    La reversión es una de las pocas cosas en las que la USO, el principal sindicato de Ecopetrol, está de acuerdo con el presidente de la firma Juan Carlos Echeverry. El sindicato tiene su propia agenda de celebraciones pues quiere que esto se vea como una victoria política de su movimiento.   
     
    Cuando el último hombre de Pacific salga comenzará una nueva era. Los preparativos tomaron meses y habrá celebración, con mamona y todo
     
    A las doce en punto un operario con camiseta de Pacific E&P le entregará su turno a otro con el uniforme de Ecopetrol en Campo Rubiales. La escena se repetirá a lo largo de las estaciones del campo petrolero más importante de Colombia. Es el inicio de una nueva era.
     
    Al mismo tiempo altos directivos de las dos compañías revisarán una vez más la producción para verificar que todo esté en orden. Desde hace meses han estado revisando equipos, haciendo inventarios y observando cómo funcionan las cosas. El tamaño de la operación es tan grande que se necesitaron 93 empleados de Ecopetrol solo para hacer el empalme. Todo ese esfuerzo tendrá su recompensa a la media noche del 30 de junio cuando firmarán el acta final.
     
    Tomar el control de Rubiales no es tan sencillo como cambiarle el conductor a un carro, mucho menos cuando está en juego la producción de 135.000 barriles de crudo por día. Si el revelo no se hace con cuidado el bombeo puede desplomarse. Hasta ahora todo parece estar bajo control, Ecopetrol no sólo se ha ‘empapado’ de los pormenores de su nueva casa sino que ya contrató a más de 200 ex empleados de Pacific para seguir al frente de la maquinaria.
     
    “Más que por la reversión los trabajadores estamos muy contentos porque logramos la continuidad de nuestro trabajo”, dijo Alejandro Ospina, presidente del sindicato de la UTEN que agrupa a la mayoría de los actuales trabajadores del campo. Ospina cree que el número final de nuevas contrataciones del equipo que venía operando el campo llegará a 230.
     
    Ecopetrol también ha contratado ya a la mayoría de proveedores que requiere y espera contratar algunos de la región.  
     
    Todos listos para la foto
     
    Cuando el último hombre de Pacific abandone las instalaciones comenzará la fiesta. Son muchos los que están pidiendo pista para las fotos. Ecopetrol tiene protocolo preparado para la mañana del primero de julio con invitaciones a ministros, políticos de la región, entre otros.
     
    Lea también: Pacific recibe los US$500 millones de Catalyst y nueva facilidad de crédito
     
    La reversión es una de las pocas cosas en las que la USO, el principal sindicato de Ecopetrol, está de acuerdo con el presidente de la firma Juan Carlos Echeverry. El sindicato tiene su propia agenda de celebraciones pues quiere que esto se vea como una victoria política de su movimiento.   
     
    “Las actividades incluyen un acto público en Villavicencio el día 30, ese mismo día a las 12 de la noche un acto de soberanía en Campo Rubiales y el primero un acto deportivo y cultural para estrechar lazos con las comunidades en torno a la explotación petrolera”, dijo Héctor Vaca, afiliado de la USO. El acto del viernes incluye almuerzo con ternera a la llanera, el plato insignia de la región.
     
    La ocasión le da a la USO y a Justicia Tributaria la excusa perfecta para darle bombo a su campaña “Unidos por Ecopetrol”, con la que pretende oponerse a la venta de campos menores, a la venta de Propilco y al aplazamiento del Plan Maestro de la Refinería de Barranca.
     
    No todo es color de rosa
     
    Más allá del tinte anti-extranjero que algunos le han dado a la discusión, la salida de la canadiense Pacific E&P implicará un desafío enorme. Pacific puede llevarse consigo parte del conocimiento que llevó al campo al éxito. Campo Rubiales hoy está lejos de los 220.000 barriles por día que produjo en su mejor momento.
     
    “Lamentablemente hace seis meses el campo ha estado disminuyendo su producción y no sabe uno si es porque al no tener vocación de futuro el contrato de Pacific dejaron de hacer inversiones, o porque en la entrega algunas actividades entraron en una velocidad diferente. Uno de los desafíos que tiene Ecopetrol es recuperar la dinámica del campo”, dijo Rubén Lizarralde, presidente de Campetrol.
     
    Ecopetrol había dicho a comienzos de año que planeaba perforar unos 1.000 pozos nuevos pero aún no ha revelado un cronograma y hace unas semanas anunció un recorte a su presupuesto de inversión de 2016. Por su parte Pacific había dicho que iba a prestarle a Ecopetrol servicios en la disposición de aguas.
     
    Como la reversión estaba “cantada” desde hace mucho, es muy poco probable que las acciones suban como consecuencia de la noticia. Tanto las metas de producción de Ecopetrol ya incorporan el efecto del cambio de control en Rubiales.
     
    “El mercado va a estar pendiente de lo que pase de aquí en adelante con el campo para Ecopetrol, que realmente les permita cumplir la meta de producción del año, para aumentar el número de ingresos. Por ahora los resultados del tercer y cuarto trimestre se van a ver beneficiados”, explicó Camilo Silva de Valora Inversiones.
     
    Ecopetrol creó una nueva vicepresidencia para asumir el reto y nombró a cargo al ingeniero Nelson Castañeda. Castañeda tendrá un equipo de 344 personas. Sin embargo, el personal total dentro del campo estará entre 1.200 y 1.500 trabajadores, incluyendo a los que están en firmas contratistas y en áreas logísticas como alimentación.
     
    Por ahora las actividades diarias no cambiarán mucho. De acuerdo con el presidente de la Uten en el corto plazo la prioridad debería ser asegurar la continuidad de las operaciones para luego sí concentrarse en identificar oportunidades de crecimiento.
     
     
    Dinero.com
  • Caquetá y Putumayo, las regiones donde se concentrará la exploración petrolera

    ExplotacionDel total de área de los dos departamentos, 72.092 kilómetros cuadrados estarán destinados a exploración y explotación, distribuidos en 68 bloques.

    quetá y Putumayo serán dos de los departamentos donde se concentraría la mayor actividad de exploración y explotación de hidrocarburos para los próximos meses.

    Ambos, que en total suman 133.850 kilómetros cuadrados, tienen una gran probabilidad que de ser incluidos por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en la próxima ronda Colombia 2016, donde se ofertarán bloques para la exploración y explotación de crudo.

    “De acuerdo con un estudio realizado por el profesor Carlos Vargas, del departamento de Geociencias de la Universidad Nacional de Colombia, en el 2012, la cuenca hidrocarburífera llamada Caguán-Putumayo tiene un potencial de reservas estimadas en 6.000 millones de barriles, en su mayoría crudo pesado”, señala Francisco José Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP). 

    Para la ANH, de ser precisa la información de la Universidad Nacional, el número estimado de barriles duplicaría las reservas actuales del país.

    “Varios estudios geológicos han demostrado que esta cuenca es muy rica en yacimientos petrolíferos”, reitera una fuente de la ANH que pidió la reserva de su nombre, y quien precisa que es muy atractiva para las compañías petroleras por los costos de operación.

    “La extracción del crudo es mucho más económica ya que no se tiene que recurrir tanto al fracking, porque la composición geológica del subsuelo permite la perforación tradicional, la cual es rápida y limpia”, agrega la fuente de la ANH.

    Del total de área disponible que abarcan los dos departamentos, 72.092 kilómetros cuadrados, es decir, el 63 por ciento del territorio, tienen potencial para la exploración y explotación de hidrocarburos, los cuales están distribuidos en 68 bloques.

    Caquetá es el departamento que mayor número de bloques tiene para la oferta, 42 (en 65.544 kilómetros cuadrados), Putumayo por su parte tiene destinados 26 (en 6.547 kilómetros cuadrados).

    “Los bloques petroleros son bastantes extensos. En el municipio de Florencia dos de los que existen BCM32 y Nogal y que son operados por la empresa petrolera Monterrico, miden 239.000 hectáreas”, señaló la fuente de la ANH.

    Por su parte, Francisco José Lloreda, de la ACP, aclara que “es necesario aumentar la actividad exploratoria en esta zona del país para verificar la posible presencia de estos recursos”. 

    Añade el vocero del gremio que al normalizarse las condiciones de seguridad en esta zona del país será posible recuperar parte de la producción perdida en los últimos años. 

    Y de paso se permitirá identificar el verdadero potencial en hidrocarburos.

    ESTRATEGIA PARA IMPULSAR LA TAREA EN HIDROCARBUROS 

    La ANH expedirá en las próximas semanas la resolución para ofertar los próximos bloques para la exploración y producción de petróleo.

    Aunque no hay certeza sobre las zonas de Colombia en donde se ofertarán los bloques, lo más probable es que estos se ubiquen en el sur del país, los Llanos Orientales y el Magdalena Medio.

    La ANH expidió un Acuerdo con el que se creó un procedimiento de selección de contratistas y que permite escoger el mejor ofrecimiento en condiciones de igualdad y objetividad.

    También estableció la modificación a los requisitos de habilitación por capacidad financiera y operacional, para segmentar y especializar las áreas a ofertar.

    También, las condiciones para tener acceso a ellas de manera equitativa. 

    Así mismo, elimina la referencia a precios unitarios para permitir que los planes exploratorios se cuantifiquen no en dinero, sino en actividad.

    Fuente: Portafolio.co

  • Carga fiscal espantó las inversiones petroleras en el país

    Petroleo PeruUna encuesta de la Asociación Colombiana de Petróleo muestra que las operadoras desplazaron más recursos a otros países. Los principales motivos para trasladar las inversiones son el bajo potencial geológico para hallar nuevos yacimientos; factores de entorno y los términos fiscales.
     
    La caída del precio del petróleo obliga a todas las compañías operadoras del sector a limitar sus presupuestos y a cambiar el enfoque de sus planes de inversión hacia las apuestas más seguras y rentables. Y, según estos parámetros, parece que Colombia no es la opción más atractiva en este momento.
     
    De acuerdo con una encuesta publicada ayer por la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, 30 por ciento de los consultados desplazó inversiones que estaban presupuestadas para Colombia a otros países.
     
    Esta cifra se cuadriplicó con respecto a los resultados de este mismo reporte el año pasado, cuando solo el 7 por ciento de los encuestados cambió el destino de sus recursos.
     
    La encuesta fue realizada entre 27 empresas operadoras que representan el 94 por ciento de la producción de crudo del país, el 98 por ciento de la producción de gas y el 87 por ciento de las inversiones en exploración.
     
    Los principales motivos para trasladar las inversiones son falta de prospectividad, es decir, el bajo potencial geológico del país para hallar nuevos yacimientos; factores de entorno y los términos fiscales. La relevancia de este último factor aumentó, en especial, por cuenta de la reforma tributaria.
     
    “Este resultado ratifica lo que hemos señalado, y es que Colombia ha perdido competitividad en materia fiscal y necesitamos recuperarla, entre más temprano mejor”, señaló el presidente ejecutivo de la ACP, Francisco Lloreda.
     
    En Colombia, por cada 100 dólares que gana una petrolera, debe devolver al Estado 70, por cuenta de regalías e impuestos.
     
    La ACP considera que los principales competidores de Colombia para atraer inversión son México, Estados Unidos, Argentina, Brasil y Perú.
     
    La encuesta también indica que este año el 74 por ciento de las empresas redujo sus inversiones en el 2015, frente a 2014.
     
    Si bien los precios del petróleo son la principal razón para este comportamiento, los problemas de entorno (conflictos sociales, orden público y demoras en trámites) también pesan en esta decisión.
     
    El 40 por ciento de los encuestados aseguró que no ha podido sortear estas dificultades en las zonas de operación.
     
    Para el 2016, la ACP calcula que las empresas invertirán en exploración entre 640 y 800 millones de dólares, pero la ejecución de parte de estos recursos dependerá de que se encuentren soluciones a los problemas del entorno. El monto de la inversión sería similar al registrado en el 2015, pero casi la mitad de los resultados del 2014.
     
    El año entrante se perforarían 35 pozos de exploración, según las cuentas gremiales, de los cuáles 25 eran compromisos que estaban pactados para este año y fueron aplazados para el 2016, así que solo se construirán 10 pozos como consecuencia de nueva inversión.
     
    En total, en exploración y producción se han invertido en los últimos dos años 11.470 millones de dólares, estima la ACP.
     
    CONFÍAN EN LA META DEL MILLÓN DE BARRILES 
     
    De acuerdo con la encuesta, el próximo año la producción de petróleo estará entre 990.000 barriles y 1.010.000 barriles promedio diario.
     
    Las empresas del gremio esperan incrementar la eficiencia de sus inversiones para lograr un aumento en la producción.
     
    Para lograr este fin se estiman inversiones entre 2.400 y 4.000 millones de dólares.
     
    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón
  • Carta Abierta del Presidente de Ecopetrol, Juan C Echeverry

    A nuestros accionistas y a todos los colombianos,  propietarios de Ecopetrol 
     
    Juan Carlos Echeverry - Presidente de EcopetrolJuan Carlos Echeverry - Presidente de EcopetrolLa primera empresa del país debe ser un referente de integridad colaboración y eficiencia, y está obligada a rendir cuentas sobre sus proyectos y decisiones empresariales. 
     
    Una premisa crítica de los proyectos en Ecopetrol es que se completen en el tiempo y dentro del costo presupuestado. Dicha condición la incumplieron los contratistas responsables de la ampliación y modernización de la Refinería de Cartagena {Reficar) y los contratistas originales responsables de la planta de producción de etanol en los Llanos Orientales (Bioenergy). 
     
    El Grupo Ecopetrol, de cara al país, lamenta lo sucedido y presenta disculpas públicas por los retrasos y sobrecostos derivados de la actuación de los contratistas. 
     
    Somos los primeros interesados en que se conozca toda la verdad. Por eso, las empresas del Grupo colaboran de manera activa en las gestiones que realizan los organismos de control sobre lo sucedido en la construcción de las plantas. 
     
    No nos hemos cruzado de brazos. Distintas instancias del Grupo Ecopetrol, incluyendo las juntas directivas de Ecopetrol, Reficar y Bioenergy, han manifestado su rechazo sobre los sobrecostos y los retrasos en los cronogramas de los proyectos. A lo largo del tiempo, el Grupo Ecopetrol ha tomado medidas para identificar y abordar los problemas derivados de estos incumplimientos. 
     
    Con el propósito de que cada proyecto cumpla los tiempos y costos presupuestados, al interior de Ecopetrol se han implementado procesos más rigurosos de aprobación, planeación y ejecución de nuevos proyectos. Se creó una nueva vicepresidencia encargada de garantizar estándares técnicos 
     
    internacionales de in?eniería y proyectos; se creó otra vicepresidencia encargada de velar por la ética, la transparencia y el cumplimiento; se adoptó una estricta evaluacion y disciplina financiera; y se transformó por completo el modelo de abastecimiento y compras. 
     
    Además, con el fin de recuperar los sobrecostos y los daños causados, comenzamos procedimientos de arbitraje internacional en contra de las empresas contratistas que fallaron en realizar una apropiada planeación, ingeniería, ejecución y construcción de las obras, entre otros aspectos. 
     
    Nuestra prioridad ha sido poner en funcionamiento los dos proyectos y estos esfuerzos han dado resultados. La nueva refinería de Cartagena inició la carga de crudo en octubre de 2015, en la actualidad procesa cerca de 150 mil barriles por día de crudo, y sus 34 unidades se encuentran en un periodo de estabilización, propio del proceso estándar de puesta en marcha de nuevas refinerías. 
     
    La planta de etanol de Bioenergy, en Puerto López, Meta, ya realizó molienda de caña y generación de vapor, y está en proceso de producir el primer barril de etanol. 
    En el Grupo Ecopetrol, más de nueve mil personas trabajan todos los días para innovar y generar ideas para el bienestar de los colombianos, así como para aportar recursos al Gobierno Nacional y a las regiones, y dar un retorno positivo a nuestros accionistas. 
     
    En nuestras refinerías invertimos y aplicamos tecnología y conocimiento para producir combustibles limpios que nos permitan a todos respirar un mejor aire. 
    Hemos trabajado sin descanso para mantener su confianza y seguiremos haciéndolo para que los accionistas y todos los colombianos, dueños del Grupo Empresarial Ecopetrol, se sientan orgullosos de su empresa, la primera de Colombia. 
     
    Juan Carlos Echeverry - Presidente de Ecopetrol
  • Castilla y Chichimene representan el 20% de la producción de crudo de Colombia

    Trabajdores  EcopetrolLa producción de crudo y gas de Ecopetrol del primer trimestre de 2015 alcanzó un acumulado de 722 mil barriles diarios equivalentes, 13 mil por encima de la meta prevista y 17 mil en relación con lo alcanzado al cierre del 2014.
     
    De esta cifra, 398 mil barriles equivalentes por día (kbped), es decir, el 55%, corresponde a producción directa de la Empresa, aquella que se extrae en los campos operados  directamente por personal de Ecopetrol. Este resultado es 12,6% superior al logrado en el mismo periodo de 2014.
     
    Este mejor desempeño se explica principalmente por la entrada de facilidades de producción en los campos Castilla y Chichimene, que también alcanzaron producciones récord. En  Castilla se alcanzó una cifra superior a 124 kbpd en el mes de febrero, mientras que en Chichimene se logró récord de producción de 85 kbpd en el mes de enero. También una mejor situación de nuestros entornos contribuyó con el buen desempeño.
     
    Con estos resultados, el complejo petrolero compuesto por los campos Castilla y Chichemene, ubicados en el Meta, se convierte en la principal área de producción de hidrocarburos del país. Allí se extrae cerca del 20% de la producción nacional de crudo.
     
    Los campos de operación directa que más han incrementado en porcentaje su producción frente al 2014 son:
     
    Campo Producción I trimestre 2015 Incremento Chichimene (Regional Orinoquía) 80,1 kbpd 69,3% Tibú (Regional Central) 2,5 kbpd 43,5%
     
    Castilla (Regional Orinoquía) 118 kbpd 13,7%
     
    Casabe (Regional Central) 23,9 kbpd 11,7%
     
    Respecto a la producción de activos operados por asociadas, donde Ecopetrol tiene  participación, se extrajeron 324 kbped, un 10,9% inferior a lo logrado en el primer trimestre  2014. La variación corresponde a la declinación natural de los campos y las restricciones  operacionales presentadas principalmente en la capacidad de disposición de agua en el  campo Rubiales.
     
    La producción del Grupo Empresarial, es decir, incluyendo el desempeño de empresas filiales y subsidiarias, fue de 773,4 kbped. 
     
    Se destaca el desempeño de Ecopetrol America, que incrementó en un 255,6% su producción con respecto al mismo periodo de 2014. Este resultado se explica con la producción del campo Dalmatian, en el Golfo de México (Estados Unidos), operado por Murphy.
     
    La producción del Grupo Empresarial aumentó 8.300 barriles por día en el primer trimestre de 2015 en comparación al cuarto trimestre de 2014.
     
    Ecopetrol
  • Castilla, el único gran campo donde la producción de crudo ha mejorado

    La explotación de petróleo en esta área aumentó gracias  al incremento del factor de recobro que se le está aplicando. La explotación de petróleo en esta área aumentó gracias al incremento del factor de recobro que se le está aplicando.Aunque los precios internacionales del petróleo han repuntado en las últimas semanas, la producción en el país lucha por estar en los 968.000 barriles diarios, la meta fijada para este año por la Agencia Nacional de Hidrocarburos con precios a 45 dólares el barril. 
     
    Este año, la producción de marzo se fue al piso con 916.000 barriles diarios, 105.000 barriles menos que durante el mismo mes del año pasado, cuando se registraron 1’021.000 bpd. 
     
    Dentro de este escenario, Ecopetrol ha sido la empresa que mejor se ha comportado, logrando mantener la producción debido a su estrategia de recobro en campos maduros.
     
    Castilla, el principal campo de la petrolera, sigue siendo el estandarte de la compañía, durante el mes de febrero pasado tuvo una producción récord de 129.538 barriles diarios, un incremento de 9,46 por ciento, respecto al mismo mes del 2015, de acuerdo a las cifras de la ANH.
     
    En estos momentos, Castilla representa alrededor del 12 por ciento de la producción del país y el 21 por ciento de la producción directa de Ecopetrol, según el análisis de la firma Valora Inversiones.
     
    Chichimene, en cambio, ha seguido teniendo un comportamiento negativo. En diciembre del 2014 tuvo una producción récord de 83.989 barriles diarios, comenzó a decaer hasta tener un promedio de 78.143 en el 2015, y este año la explotación ha caído 1,18 por ciento.
     
    Por: Pedro Vargas
     
    portafolio.co
  • Cayeron los hallazgos petroleros en el 2014

    ExplotacionSegún la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH-, este año se reportaron 27 avisos de descubrimientos, mientras en el 2013 fueron 32.
     
    Más allá de los bajos precios del petróleo, cuya descolgada comenzó en el mes de septiembre, y de las dificultades para subir la producción –se calculó que el promedio del año cerrará máximo en 990.000 barriles por día–, la búsqueda de nuevos recursos petroleros, a través de la perforación exploratoria y de las actividades de sísmica, terminará en caída, tanto de número de pozos como de la tasa de éxito (reporte de hallazgos).
     
    Según datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), a 18 de diciembre, las compañías petroleras habían hecho 27 avisos de descubrimiento de hidrocarburos, número inferior en 15,6 por ciento respecto a los 32 hallazgos reportados durante el 2013.
     
    Aunque los reportes públicos de la Agencia revelan que, a noviembre, iban solamente dos avisos de hallazgos, el vicepresidente de contratos de hidrocarburos de la entidad, Carlos Mantilla, confirmó que son 27 las perforaciones que encontraron presencia de recursos de crudo o de gas, dato que fue presentado en el último consejo directivo de la entidad de este año, realizado la semana pasada.
     
    El funcionario explicó que este año se abrió una categoría de pozos en evaluación, toda vez que, cuando hay un descubrimiento, se inicia un programa de esta clase, en el cual se deben ejecutar ciertas actividades para analizar si el área es o no comercial.
     
    “Es un período de uno a dos años, eventualmente hasta de tres años, en el que el contratista dice que ya tuvo un hallazgo, pero necesita saber cuál es el volumen, la calidad y las condiciones del yacimiento para poderlo explotar”, informó.
     
    MENOS ACTIVIDAD
     
    No obstante, el año 2014 cerrará con un aumento importante del número de contratos suspendidos, lo cual ha incidido en que el ritmo exploratorio haya sido más bajo a lo largo de todo el ejercicio.
     
    A comienzos de enero, la ANH tenía en sus cuentas 32 contratos de exploración y producción suspendidos, número que se trepó a 62 al corte de 18 de diciembre, es decir, hubo un incremento del 87,8 por ciento.
     
    Estos contratos están concentrados en Arauca, Caquetá y Putumayo, que son zonas con prospectividad, pero también hay afectaciones en el valle medio del Magdalena y en el departamento del Huila, entre otros.
     
    La principal causa de esta situación estriba en que la actividad ha sido menor que otros años, debido a factores del entorno que están afectando en forma considerable la industria, el principal de ellos el relacionado con los aspectos de seguridad y, en segundo lugar, los inconvenientes de tipo social (básicamente bloqueos de las operaciones).
     
    “Hay áreas en las que no se puede entrar porque la guerrilla está, porque hay campos minados o porque la sísmica necesita acompañamiento de la tropa y esta no está disponible”, afirmó Mantilla.
     
    Así mismo, algunos atrasos en la actividad exploratoria tienen que ver con los permisos ambientales locales y la consecución de los permisos de los propietarios en los que se van a hacer las operaciones.
     
    La entidad rectora del sector petrolero estima que el año cerrará entre 110 y 115 pozos exploratorios perforados (en el 2013 fueron 115) y que, como máximo, el número de avisos de descubrimiento de hidrocarburos llegará a 30.
     
    Adicionalmente, la industria petrolera dijo que este año no se cumplió la meta de exploración sísmica, pues, a noviembre, se llegó a 35.000 kilómetros equivalentes, frente a un presupuesto anual de 55.000 kilómetros.
     
    Según la encuesta de proyecciones de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), realizada entre 37 empresas, que representan el 88 por ciento de los pozos perforados este año (incluyendo a Ecopetrol), el 47 por ciento de los consultados prevé que bajarán las inversiones exploratorias, el 26 por ciento las mantendrán y el 24 por ciento las aumentarán.
     
    31 MILLONES DE BARRILES NUEVOS PARA LAS RESERVAS
     
    No obstante el complejo año que termina en materia de exploración petrolera, en el 2014 se han protocolizado ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) un total de 12 declaraciones de comercialidad, es decir, que este número de campos entrarán en fase de producción plena una vez cuenten con la licencia ambiental respectiva.
     
    Inicialmente, con estas declaratorias de comercialidad y los programas de evaluación, las firmas operadoras estiman en 30,9 millones de barriles las nuevas reservas probadas iniciales de tales proyectos. Asimismo, ante la ANH hay 18 programas de evaluación, a los que se les debe hacer seguimiento para verificar que las actividades se estén realizando, pues de esto depende su posible paso a comercialidad o al taponamiento y abandono, si el yacimiento no resulta comercialmente viable.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
     
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  • Cayeron los hallazgos petroleros en el 2014

    Según la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH-, este año se reportaron 27 avisos de descubrimientos, mientras en el 2013 fueron 32.

    Operadores CrudoMás allá de los bajos precios del petróleo, cuya descolgada comenzó en el mes de septiembre, y de las dificultades para subir la producción –se calculó que el promedio del año cerrará máximo en 990.000 barriles por día–, la búsqueda de nuevos recursos petroleros, a través de la perforación exploratoria y de las actividades de sísmica, terminará en caída, tanto de número de pozos como de la tasa de éxito (reporte de hallazgos).

    Según datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), a 18 de diciembre, las compañías petroleras habían hecho 27 avisos de descubrimiento de hidrocarburos, número inferior en 15,6 por ciento respecto a los 32 hallazgos reportados durante el 2013.

    Aunque los reportes públicos de la Agencia revelan que, a noviembre, iban solamente dos avisos de hallazgos, el vicepresidente de contratos de hidrocarburos de la entidad, Carlos Mantilla, confirmó que son 27 las perforaciones que encontraron presencia de recursos de crudo o de gas, dato que fue presentado en el último consejo directivo de la entidad de este año, realizado la semana pasada.

    El funcionario explicó que este año se abrió una categoría de pozos en evaluación, toda vez que, cuando hay un descubrimiento, se inicia un programa de esta clase, en el cual se deben ejecutar ciertas actividades para analizar si el área es o no comercial.

    “Es un período de uno a dos años, eventualmente hasta de tres años, en el que el contratista dice que ya tuvo un hallazgo, pero necesita saber cuál es el volumen, la calidad y las condiciones del yacimiento para poderlo explotar”, informó.

    MENOS ACTIVIDAD

    No obstante, el año 2014 cerrará con un aumento importante del número de contratos suspendidos, lo cual ha incidido en que el ritmo exploratorio haya sido más bajo a lo largo de todo el ejercicio.

    A comienzos de enero, la ANH tenía en sus cuentas 32 contratos de exploración y producción suspendidos, número que se trepó a 62 al corte de 18 de diciembre, es decir, hubo un incremento del 87,8 por ciento.

    Estos contratos están concentrados en Arauca, Caquetá y Putumayo, que son zonas con prospectividad, pero también hay afectaciones en el valle medio del Magdalena y en el departamento del Huila, entre otros.

    La principal causa de esta situación estriba en que la actividad ha sido menor que otros años, debido a factores del entorno que están afectando en forma considerable la industria, el principal de ellos el relacionado con los aspectos de seguridad y, en segundo lugar, los inconvenientes de tipo social (básicamente bloqueos de las operaciones).

    “Hay áreas en las que no se puede entrar porque la guerrilla está, porque hay campos minados o porque la sísmica necesita acompañamiento de la tropa y esta no está disponible”, afirmó Mantilla.

    Así mismo, algunos atrasos en la actividad exploratoria tienen que ver con los permisos ambientales locales y la consecución de los permisos de los propietarios en los que se van a hacer las operaciones.

    La entidad rectora del sector petrolero estima que el año cerrará entre 110 y 115 pozos exploratorios perforados (en el 2013 fueron 115) y que, como máximo, el número de avisos de descubrimiento de hidrocarburos llegará a 30.

    Adicionalmente, la industria petrolera dijo que este año no se cumplió la meta de exploración sísmica, pues, a noviembre, se llegó a 35.000 kilómetros equivalentes, frente a un presupuesto anual de 55.000 kilómetros.

    Según la encuesta de proyecciones de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), realizada entre 37 empresas, que representan el 88 por ciento de los pozos perforados este año (incluyendo a Ecopetrol), el 47 por ciento de los consultados prevé que bajarán las inversiones exploratorias, el 26 por ciento las mantendrán y el 24 por ciento las aumentarán.

    31 MILLONES DE BARRILES NUEVOS PARA LAS RESERVAS

    No obstante el complejo año que termina en materia de exploración petrolera, en el 2014 se han protocolizado ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) un total de 12 declaraciones de comercialidad, es decir, que este número de campos entrarán en fase de producción plena una vez cuenten con la licencia ambiental respectiva.

    Inicialmente, con estas declaratorias de comercialidad y los programas de evaluación, las firmas operadoras estiman en 30,9 millones de barriles las nuevas reservas probadas iniciales de tales proyectos. Asimismo, ante la ANH hay 18 programas de evaluación, a los que se les debe hacer seguimiento para verificar que las actividades se estén realizando, pues de esto depende su posible paso a comercialidad o al taponamiento y abandono, si el yacimiento no resulta comercialmente viable.

    EL TIEMPO

     

     

  • Celsia se suma a las empresas que siguen en la tarea de encontrar un presidente

    Javier GutierrezpBogotá_El proceso de selección del presidente de una compañía, es lo más parecido al hermetismo de una logia masónica en la que se estudia rigurosamente al nuevo integrante.

    Hoy en el país hay más de tres empresas que están en búsqueda de su timonel. A la lista de Ecopetrol y la energética ISA, se suma la compañía Celsia, perteneciente al Grupo Argos, la cual informó la semana pasada que su presidente estaría en la dirección hasta junio de este año.

    La petrolera estatal en diciembre anunció que Javier Genaro Gutiérrez Pemberthy saldría de la compañía en un momento en el que tiene el reto de ser competitiva con un precio de barril de petróleo en U$51,16.

    Gutiérrez Pemberthy llegó a la estatal petrolera en 2007 después de estar en la compañía Interconexión Eléctrica S.A, donde trabajó desde 1975. Gutiérrez asumió la presidencia de Ecopetrol con retos tan grandes como que ser la empresa más vendedora del país durante 2013, con cifras récord de una producción de más de $70,4 billones de ingresos para ese año.

    El siguiente caso es el de Juan Guillermo Londoño Posada quien sale de Celsia luego de dirigir la empresa durante nueve años. Londoño venía de Colinversiones y al cumplir 62 años dejará su cargo en la empresa energética donde desarrolló la reconversión hacia el negocio de energía de la filial del Grupo Argos. Celsia está catalogada como la cuarta compañía generadora del país, que aportó 10% de la electricidad nacional que el país necesitó en 2014. Este sería un nuevo cambio en las empresas del Grupo Antioqueño quienes el año pasado cambiaron al presidente del Grupo Nutresa.

    Luis Fernando Alarcón Mantilla, presidente de la compañía Interconexión Eléctrica S.A. (ISA)  es el siguiente en la lista. Llegó en enero 2007 a la cabeza de esta empresa que cerró hace dos años con ingresos superiores a los $3,6 billones.

    Alarcón desarrolló estudios de Ingeniería civil en la Universidad de Los Andes y se graduó en 1975. Después realizó estudios de posgrado en Economía en el mismo centro académico y luego un Master of Science en Ingeniería Civil en el MIT de Massachussets. Durante su gestión ISA se consolidó como el conglomerado multilatino con cuatro negocios: transmisión de energía, telecomunicaciones, concesiones viales y gestión de sistemas en tiempo real.

    El caso de Mineros es diferente pues su presidenta Beatriz Uribe Restrepo quien trabajó en la compañía durante 38 años, y que en 2000 fue nombrada como  presidenta dejará su cargo el próximo 30 de abril.

    En su reemplazo estará Andrés Restrepo Isaza quien se desempeñaba como vicepresidente ejecutivo desde abril de 2014 cargo creado un año atrás para impulsar la estrategia de expansión de la compañía. Cabe recordar que Grupo Colpatria tiene una participación accionaria de 35%.

    Fuentes consultadas por LR aseguran que los cazatalentos hoy se centran en encontrar líderes con la capacidad de responder a cambios empresariales y a nuevos órdenes económicos.

    Para Ernesto Fajardo, socio de Tasa, empresa cazatalentos, “por encima de todo debe tener un grado de adaptabilidad a los cambios del mercado, que le permitan conducir por el buen camino a la empresa”.

    Queda entonces, un reto nada fácil para que las empresas cazatalentos puedan establecer y dar la última palabra de quién es la persona encargada de regir los destinos de la empresas respondiendo a trabajadores y accionistas.

    Candidatos para la empresa más grande del país
    Después de que se supiera que hasta 20 candidatos ha tenido el proceso de selección del presidente de Ecopetrol, se conoció que entre los más nombrados han estado el exministro de Hacienda, Juan Carlos Echeverry. Por otra parte está Camilo Marulanda López, economista de 35 años y egresado de la Universidad de Los Andes. La petrolera estuvo desde el jueves pasado en juntas con los directivos para elegir el nombre de la persona que tomará las riendas de la empresa más grande del país. Sobre los otros nombramientos se espera que el día de la asamblea general de accionistas, donde se presentan los resultados de 2014, se tenga un nombre o una persona elegida.

    Las opiniones

    María Fernanda Jaramillo
    Directora de la firma Talengo
    “El factor más importante para que una compañía seleccione a un CEO, radica en el momento que vive la empresa y en la estrategia de negocio a mediano y largo plazo”.

    María Alejandra Peñalosa

    Analista de mercadeo y publicidad
    “La manera en que se puede innovar en la selección de un CEO para las empresas en el sector privado, pero sobre todo en el público, es que se conozcan quiénes se postulan al cargo”.

    Por:  Diego Alejandro Olviares Jiménez

  • Cenit aumentará capacidad de evacuación de pétroleo

    El objetivo trazado por la filial de Ecopetrol para el cuatrienio 2014-2019 tendrá una millonaria inversión.

    Foto: elespectador.comFoto: elespectador.comLa empresa Cenit, flial de Ecopetrol encargada del transporte, logística y almacenamiento de hidrocarburos y refinados, anunció que con el objetivo de ejecutar una serie de planes para el cuatrienio 2014-2019, pondrá en marcha un plan de inversiones con el que pretende garantizar la normal operación de la empresa en todos los aspectos.

    Según información suministrada por la compañía, para este periodo se realizará una inversión alrededor de US$4 billones, para contar con una capacidad de evacuación de crudos de 1.400.000 barriles.

    Según Thomas Rueda, presidente de Cenit, quien hace poco era uno de los candidatos a ocupar el cargo de Presidente de Ecopetrol, para cumplir con los retos que hoy enfrenta la industria de transporte y logística de hidrocarburos, es necesario asegurar diferentes factores, entre ellos, el licenciamiento ambiental, la seguridad física, el ámbito regulatorio, el componente social y el trabajo con las comunidades.

    La línea estratégica trazada por la compañía consiste en la entrada oportuna y eficiente de los proyectos, mayores capacidades para el transporte de crudos y productos refinados, garantizar el cumplimiento de los volúmenes transportados, aprovechamiento de sinergias entre las compañías filiales y, adicionalmente, contar con una estructura óptima de capital.

    Dentro de los proyectos que Cenit liderará y que hacen parte de su plan de inversiones se encuentran:

    San Fernando Monterrey: proyecto que asegura la evacuación de los crudos de los campos Chichimene y Castilla, hasta la Estación de Bombeo Monterrey.
    Capacidad: 390 kbd.

    Magdalena Medio 100: proyecto que incrementa la capacidad de transporte de crudo desde Ayacucho hasta Coveñas, por la línea de 16” a 100 kbd e incrementa la capacidad de almacenamiento de crudo en Coveñas en 1.200 kbles.

    Costa Norte Galán: proyecto que incrementa la capacidad operativa a 130 kbd del sistema Pozos Colorados hasta Galán, para el transporte de 100 kbd de nafta y 30 kbd de ACEM o gasolina.

    Potencia 135 de Ocensa: ampliación de capacidad de los segmentos 2 (Porvenir Vasconia) y 3 (Vasconia – Coveñas) en 135 kbd, para transporte de crudo.

    Actualmente, Cenot cuenta con más de 9.000 kilómetros de ductos, entre oleoductos y poliductos, en toda Colombia que transportan la totalidad de la demanda de combustibles líquidos del país y la mayoría del petróleo producido en Colombia, lo cual equivale a octubre de 2014 a 948 kbd de crudo y 251 kbd de refinados.

    Fuente: dinero.com

     

  • 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
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    Fuente: Dinero.com

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  • Cinco meses consecutivos con producción por encima del millón de barriles en Colombia

    OperadoresPor primera vez, el país logra cinco meses consecutivos con producción por encima del millón de barriles

    En febrero de 2015 se produjeron 1.027.000 barriles por día, 25.000 barriles más que en febrero de 2014.

    El Ministro de Minas y Energía Tomás González Estrada informó que la producción promedio de crudo alcanzó su quinto mes consecutivo por encima del millón de barriles.

    En febrero de 2015 se completaron 1.027.000 barriles por día (Bpd/información preliminar), donde la producción de Ecopetrol y asociadas se mantuvo en 841.000 Bpd, similar a la producción de enero de 2015.

    “El país requiere de una producción por encima del millón de barriles para darle viabilidad a proyectos sociales y de competitividad. Es claro que Colombia necesita del sector energético para financiar los programas de paz, equidad y educación, y el Gobierno Nacional y la industria están respondiendo para que estos programas sean una realidad”, afirmó Tomás González.

    Por otro lado, la cifra preliminar de producción promedio de gas durante febrero alcanzó 1.074 millones de pies cúbicos por día (Mpcd), aumentando en 1,39% con respecto a enero de 2015 (1.059 Mpcd). El incremento refleja el comportamiento de la demanda para los campos Riohacha, Cupiagua, Cusiana y Pauto.

     

  • Cinco nuevos atentados terroristas contra infraestructura petrolera

    CONTINGENCIA TUMACOEcopetrol rechaza la ola de cinco nuevos atentados contra la infraestructura petrolera que  se han registrado en las últimas horas en los municipios de Orito en Putumayo, Yondó en Antioquia e Ipiales en Nariño, los cuales pusieron en riesgo la vida de las personas y el  
    medio ambiente.
     
    En la noche del martes 14 de julio, desconocidos atacaron una línea de succión de agua de inyección en el Campo Casabe, ubicado en el municipio de Yondó (Antioquia),  mientras que en el municipio de Orito, en Putumayo, hubo ataques contra los oleoductos  OSO (Orito-San Miguel) en la vereda Acae; contra el OMO (Mansoya-Orito) en la vereda 
     
    El Yarumo y contra el Oleoducto Trasandino en la vereda El Líbano. Además se reportó  un atentado contra el pozo inactivo Sucumbíos-3 en Ipiales, Nariño.
     
    Afortunadamente los atentados no dejaron víctimas fatales ni alcanzaron a contaminar fuentes hídricas.
     
    Con el apoyo de las Fuerzas Militares, la empresa activó los correspondientes planes de contingencia para asegurar el ingreso de los técnicos encargados de realizar las respectivas reparaciones.
     
    Ecopetrol deplora estos nuevos atentados, con los que ya se completan 68 contra su infraestructura petrolera en 2015, los cuales ponen en riesgo la integridad de las comunidades de las regiones donde opera, de sus trabajadores, afectan el medio ambiente e impiden el desarrollo de las actividades petroleras.
     
    ecopetrol- paisminero.co
  • Colombia importa crudo por bajo precio del petróleo WTI

    Importacion Crudo

    El incentivo económico para importar crudo a América Latina se disparó debido a que en los últimos siete meses el margen entre el West Texas Intermediate y los crudos Brent se redujo.

     
    El mes pasado la empresa estatal Ecopetrol S.A. compró crudo para carga a Nigeria y Rusia, destinado a su refinería en Cartagena, según personas al tanto de las transacciones que no pueden ser identificadas dado que la información no es pública. Los cargamentos serían las primeras importaciones desde al menos enero de 2013, muestran datos de la base de datos JODI.
     
    Colombia está siguiendo a otros productores de crudo latinoamericanos, como Venezuela y Ecuador, miembros de la OPEP, en una estrategia que consiste en importar crudos más livianos para mezclar con los grados más pesados producidos localmente, dado que ahora resulta más barato comprar los barriles extranjeros. Los envíos de crudo West African a América Latina han crecido 92% en lo que va del año, hasta 306.000 barriles diarios, dijo la empresa consultora JBC Energy, con sede en Viena, en un informe enviado por correo electrónico el 30 de septiembre.
     
    Los importadores latinoamericanos están “tratando de obtener el mejor precio en los mercados internacionales”, dijo en una entrevista telefónica el viernes John Galante, analista sénior en ESAI Energy, con sede en Londres. “Hay mucho crudo liviano disponible, sobre todo en el Atlántico”.
     
    El incentivo económico para importar crudo a América Latina se disparó debido a que en los últimos siete meses el margen entre el West Texas Intermediate y los crudos Brent se redujo. El WTI es el referente para los crudos producidos en Estados Unidos y el Brent es utilizado para muchos grados globales.
     
    “El margen entre el Brent y el WTI se redujo considerablemente e incentivó las transacciones” de Ecopetrol, dijo Mara Roberts, analista de BMI Research de Nueva York, en una entrevista telefónica. Los futuros del WTI a un mes terminaron la jornada de operaciones del viernes US$2,59 más barato el barril que el Brent, en comparación con los US$12,82 a fines de febrero. El margen promedió US$5,39 este año, en comparación con US$6,64 en 2014.
     
    Los grados de importación como el Bonny Light de Nigeria y el Varenday de Rusia permitirán a Ecopetrol producir productos más refinados, como el diésel, para abastecer tanto el mercado local como el regional caribeño, dijo el miércoles en una entrevista telefónica Joshua Braggiato, analista de mercado con sede en Houston.
     
    La refinería de Cartagena, que está en vías de aumentar al más del doble su capacidad, hasta 165.000 barriles diarios, fue construida y configurada para procesar crudo pesado producido localmente con una gravedad API de 18 a 23, como el Castilla Blend y el Oriente de Ecuador, dijo Galante.
     
    En lo que va del año, Colombia ha exportado alrededor de 935.000 barriles diarios de crudo y productos petrolíferos al continente americano, Asia y Europa, en comparación con 950.710 en 2014, según la agencia nacional DIAN. Ataques guerrilleros contra la infraestructura energética han reducido la producción de crudo este año.
     
    Bloomberg
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • Colombia vende crudo por debajo de los costos de producción

    Ecopetrol y Pdvsa usan para sus mezclas diluyentes como la nafta y la gasolina natural que se están negociando a cerca de 35 dólares por barril.
     
    Campo ThxUna baja más aguda de los precios de petróleo ha puesto a varios países de Sudamérica en la difícil posición de vender su crudo por menos de lo que les cuesta producirlo, según operadores y fuentes de tres compañías en Colombia y Venezuela.
     
    Hasta ahora los crudos más perjudicados son los que se mezclan con nafta y otros diluyentes, pero si sigue el derrumbe de los precios, que han dado pocas muestras de que vayan a recuperarse pronto, otros tipos pueden también verse comprometidos, dijeron las fuentes.
     
    Algunas de las mezclas más conocidas de Sudamérica, que normalmente se negocian con descuentos significativos frente al referencial Brent, se están convirtiendo en “petróleo negativo” en medio de un exceso de oferta, según una de las fuentes.
     
    Entre las variedades afectadas en Sudamérica está el Petróleo Diluido (DCO) de Venezuela, que se vende a unos 15 dólares por barril; y el de Vasconia, el producto más negociado de Colombia, que al contado se ofrece a menos de 21 dólares por barril, dijeron fuentes de empresas productoras.
     
    Ecuador, el cuarto mayor productor de Sudamérica, está también vendiendo por debajo del punto de equilibrio, dijo el presidente Rafael Correa.
     
    La situación complica aún más las finanzas públicas de los tres países.
     
    Las últimas cifras de la petrolera estatal venezolana Pdvsa muestran un costo de producción promedio para todos sus crudos de 18 dólares por barril; mientras que la canadiense Pacific Exploration & Production, la mayor petrolera privada de Colombia, informó que incluyendo diluyentes, transporte e impuestos en promedio un barril le costó entre 20 y 22 dólares en el tercer trimestre de 2015.
     
    “La semana pasada estábamos justo en el punto de equilibrio”, dijo una fuente de Pacific. “Pero ahora estamos por debajo de esa línea”.
     
    Pacific, la petrolera estatal colombiana Ecopetrol y Pdvsa usan para sus mezclas diluyentes como la nafta y la gasolina natural que se están negociando a cerca de 35 dólares por barril. Las empresas no respondieron inmediatamente a los pedidos de comentarios.
     
    Reuters - portafolio.co
     
     
  • Colombia: cerca de 500 millones de barriles de petróleo tendría la cuenca del Magdalena

    “El tema permite mostrar los potenciales de los yacimientos no convencionales, lo cual requiere de una etapa de maduración para obtener mayor información e interpretación de los yacimientos", explicó el vicepresidente técnico de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
     
    Magdalena MedioComo respuesta a la encrucijada que vive el sector petrolero, por los malos resultados exploratorios que no le han permitido al país encontrar un reservorio como ocurrió con los hallazgos de Caño Limón y Cusiana, en los Llanos Orientales, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) acaba de anunciar que en la Cuenca del Magdalena se han identificado recursos prospectivos de hasta 500 millones de barriles de petróleo equivalente (petróleo y gas).
     
    Si bien es la primera vez que la ANH se atreve a anunciar perspectivas de los no convencionales, el vicepresidente técnico de la agencia, Juan Fernando Martínez, aclaró que se está hablando de recursos, más no de reservas.
     
     
    El pronunciamiento fue hecho por Martínez en el marco de la Conferencia Energética Colombiana 2014 de Enercol.
     
    “El tema permite mostrar los potenciales de los yacimientos no convencionales, lo cual requiere de una etapa de maduración para obtener mayor información e interpretación de los yacimientos, apropiando tecnologías de punta para que Colombia sea parte del escenario internacional de las inversiones en este campo", explicó.
     
    Martínez indicó que el objetivo de la ANH es fomentar y apoyar la exploración desde el Estado hacia la industria, con el fin de ofrecer al país un portafolio de oportunidades que sean rentables y que al mismo tiempo contribuyan y retribuyan los recursos públicos que se utilizan en investigación de yacimientos no convencionales.
     
    “Frente a la prospectividad de los yacimientos no convencionales, se requiere una sinergia entre las agencias del Estado y la industria para unificar conceptos que permita perforar los pozos de una manera más rápida”, agregó Martínez.
     
    En opinión de Martínez, el país necesita romper paradigmas y mirar las cuencas con otros ojos ya que tienen unos potenciales de convencionales que podrían tener resultados más inmediatos que los campos convencionales, poniendo como ejemplo la cuenca del Sinú y del Offshore (mar adentro).
     
    Con respecto al debate que se ha abierto por el fracking (mecanismo que fractura las rocas, donde está atrapado el petróleo, y que con inyección de agua y otros elementos químicos se extrae), el funcionario recalcó que esta tecnología se ha usado desde hace más de 30 años en el mundo y que no es cierto que afecte el agua.
     
    “El fracking en la industria petrolera no es nuevo. En muchos de los pozos que perforó Ecopetrol en el pasado y la operación asociada se hizo a través de fracturamiento y esto mejoró la producción de petróleo. La discusión que existe hoy sobre el fracking no tiene sentido porque esto es lo que se ha hecho toda la vida”, recalcó.
     
    Sobrecostos por retraso de proyectos eléctricos. Mientras el país busca la fórmula mágica para encontrar los recursos y cubrir el déficit fiscal del Gobierno, que supera los $12 billones (unos US$5.985 millones), el sector eléctrico denunció que los usuarios de la energía deben asumir costos cercanos a los US$ 1.500 millones debido a las demoras en la ejecución de los proyectos energéticos.
     
    Así lo denunció Ismael Arenas, presidente de Enercol y miembro de la junta directiva de Aciem, quien culpó de esta situación a la demora en la expedición de las licencias ambientales, las consultas previas, el deterioro del orden público y la falta de coordinación entre las autoridades centrales y regionales.
     
    Arenas aseguró que el país debe resolver de manera integral el proceso de permisos y licencias. “No se trata de aumentar la eficiencia en una entidad u otra o crear mecanismos de coordinación, cosa que el gobierno ha hecho sin los resultados esperados. Se requiere un nuevo esquema institucional que permita acelerar estos procesos”.
     
    “Es imperativo divulgar, informar y concientizar a las comunidades acerca de la importancia y los beneficios de los proyectos energéticos. No tener energía es muy costoso para la sociedad y para el país. Los impactos se pueden mitigar con eficiencia, celeridad y responsabilidad”, recalcó.
     
    El proyecto Nueva Esperanza, cuyo objetivo es atender el crecimiento de la demanda de energía en Bogotá, mejorar la confiabilidad y evitar riesgos de apagón en la capital del país, debió entrar a operar en el 2012, pero hoy tiene serios retrasos, indicó.
     
    “Los plazos de ejecución definidos para el proyecto, no tuvieron en cuenta los tiempos reales para trámites de licenciamiento ambiental, los procesos de socialización y participación de comunidades y actores locales, impactando su actual desarrollo”, explicó el dirigente gremial.
     
    Asimismo, el proyecto de Porce IV sigue suspendido desde el 2010, el cual está proyectado para que entre en operación el próximo año.
     
    “Como consecuencia de estos retrasos el país no cuenta con 400 megavatios de energía, con costos relativamente bajos, se dejaron de generar más de 5 mil empleos, se dejó de invertir más de mil millones de dólares y la región dejó de beneficiarse con proyectos de vivienda, salud y educación” aseveró el directivo.
     
    ElEspectador.com
  • Columna de Opinión: "Posestractivismo O Neoestractivismo" - La Encrucijada

    imagen de crudotranspareteimagen de crudotranspareteMucho se ha hablado en el país sobre el fin de los precios altos del petróleo y el impacto que esto ha generado no solo a las finanzas nacionales, sino también para los entes territoriales. Así mismo de los daños ambientales y sociales que dejaron el boom del petróleo y la extracción de otros minerales para las regiones. Sin embargo, pese a que el ciclo de bonanza terminó ya hace rato, en el país aún no se ha planteado una agenda clara que dé respuesta a los nuevos desafíos que esta situación genera, nos encontramos entre el dilema del posestractivismo o el neoestractivismo. 
     
    El primero hace referencia a la búsqueda de otras fuentes de energía, modos de producción y de recursos económicos; el segundo, a la continuación de los proyectos de extracción de recursos naturales, que en América Latina han generado un aumento de proyectos en zonas sensibles ambientalmente y con pocos estándares.  
     
    El gobierno se niega a renunciar a las rentas extractivas por el peso que tienen, o mejor, que tuvieron, para la financiación de programas sociales que lograron generar una disminución de la pobreza, pero sin resultados en materia de cierre de brechas. Se estimula la inversión del sector por medio de la disminución de los estándares ambientales, legales y económicos, se deslegitiman los procesos territoriales y se insiste en que nuestra única salida es continuar explotando nuestros recursos naturales. 
     
    Por su parte las comunidades cada vez más manifiestan su desacuerdo con que se sigan desarrollando esta clase de proyectos y acuden con mayor frecuencia a medios legales y participativos para impedirlos, ejemplo de ello las recientes consultas populares en Cajamarca, Tolima y Cabrera, Cundinamarca. La defensa del medio ambiente, de las formas tradicionales de vida, marcan esta lucha.  
     
    Esta diferencia en la visión de desarrollo, nos tiene en un callejón sin salida. El país está en deuda de promover un diálogo nacional donde nos sentemos a conversar sobre la apuesta de desarrollo que queremos como colectivo. Este diálogo tiene que ser multisectorial, multiactor y regional. Es hora que el gobierno escuche y reconozca lo que las comunidades desean para sus territorios, que genere capacidades locales para la toma de decisiones y que la descentralización se produzca de manera real. 
     
    En tanto, las comunidades están en el deber de comprender que el territorio no es el mismo de hace décadas, que ha sostenido cambios por diversos actores nuevos y dinámicas económicas y políticas; el consenso debe partir no de lo que fue, sino de lo que es. La diversificación económica es posible siempre y cuando haya un respeto por el medio ambiente y los derechos de quienes habitan allí. 
     
    El escenario de posacuerdo es el ideal para llevar a cabo este proceso, es un momento de profundización de la democracia, no de aplazamiento de la misma. La clave del éxito está en bajar el nivel del discurso y territorializar el desarrollo.  
     
    Cae la producción petrolera en el país
     
    Una serie de atentados por parte del grupo armado no estatal ELN, contra el oleoducto Caño Limón-Coveñas, causó la suspensión del bombeo y producción en los campos del departamento de Arauca, dando como consecuencia la caída de la producción petrolera en el país un 12,3% en el mes de marzo.
     
    El oleoducto duró paralizado 46 días y retomó su funcionamiento a comienzos de abril, según la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), para marzo del 2016 se había logrado la producción de 917.000 barriles por día (bpd) mientras que en marzo de este año la producción fue de solo  804.000 barriles diarios.
     
    La caída de la producción también está ligada con una baja de la inversión en el sector petrolero y el cierre de pozos a causa de la caída en los precios del petróleo. El gobierno busca como meta para el 2017 alcanzar una producción de 865.000 barriles por día (bpd)
     
     
     
     
    Por CrudoTransparente
     
  • 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

  • Con 17 pozos, Ecopetrol buscará aumentar reservas

    En el ‘onshore’ se presentan grandes desafíos de entorno, sin embargo aún hay un gran potencial por descubrirEn el ‘onshore’ se presentan grandes desafíos de entorno, sin embargo aún hay un gran potencial por descubrirEl plan, que se desarrollará en 2017, pretende hallar 1.000 millones de barriles en recursos contingentes y 600 millones de barriles en hidrocarburos.
     
    Tras dos años de ajustes, en los que primó la protección con ahorro de la caja y el control de costos, Ecopetrol tiene todo listo para desarrollar en el 2017 la perforación de 17 nuevos pozos con lo que buscará incrementar sus reservas.
     
    Para esta operación, la petrolera colombiana invertirá US$652 millones (US$295 millones offshore y US$357 millones en el onshore) y su objetivo en encontrar 1.000 millones de barriles en recursos contingentes al 2020, así como 600 millones de barriles en reservas probadas.
     
    Cabe recordar que debido a la caída en los precios del petróleo, el presupuesto de exploración de Ecopetrol en el 2016 fue de US$ 256 millones, y solo se perforaron siete pozos exploratorios, de los cuales, cuatro de ellos fueron exitosos, entre los que se destacan Warrior y Bullerengue. De esta manera alcanzó una tasa de éxito superior al 40%, que está por encima del promedio mundial que es del 35%. 
     
    “En materia de exploración, en el 2016 se destinaron poco más de US$250 millones, y para el 2017 se va a invertir tres veces más para la perforación de 11 pozos en el continente, cinco en costa afuera en aguas del Caribe Colombiano y uno en el Golfo de México”, explicó Juan Carlos Echeverry, presidente de Ecopetrol.
     
    Llama la atención de esta operación de perforación, que de los cinco pozos costa fuera, todos están ubicados en aguas del Caribe Colombiano.
     
    “Es la campaña más grande que se haya hecho en esa nueva provincia de hidrocarburos, en donde ya se produjeron los descubrimientos de Orca (2015) y Kronos (2016)”, precisó a Portafolio un vocero de la petrolera nacional.
     
    En esta operación offshore se destaca el pozo Molusco, el primero que realiza Ecopetrol como operador. Para los demás pozos la compañía colombiana es socia de empresas operadoras como Anadarko, Repsol, Statoil, Petrobras y ONGC.
     
    “En el pozo Purple Angel 1, que operamos en asocio con Anadarko, se encontró gas en las últimas horas. Además, vamos a perforar con Petrobras a mitad de año. Y en el segundo semestre se desarrollarán trabajos con Repsol, Statoil y ONGC”, indicó Echeverry.
     
    En la operación costa fuera Ecopetrol trabaja en la implementación de la perforación del pozo Brahma con Petrobras, Repsol y Statoil; el pozo Siluro con Repsol; el pozo Molusco con ONGC (India); y los pozos Purple Angel y Gorgon con Anadarko. Así mismo, en el Golfo de México, Ecopetrol en asocio con Anadarko perforará el pozo Warrior 2.
     
    “Con esta compañía, con quien se tuvo éxito en el 2016, vamos a perforar un pozo de seguimiento, proyecto que se convierte en una de las grandes promesas para el Grupo Ecopetrol”, aseguró Echeverry.
     
    Actividad ‘onshore’
     
    En el territorio continental colombiano se destacan los pozos Lorito y Trogón, que le apuntan a extender la franja de crudos pesados que tiene Ecopetrol en los Llanos Orientales, donde extrae más del 50% de su producción en campos como Castilla, Chichimene y Rubiales.
     
    “En el onshore se presentan grandes desafíos de entorno, sin embargo aún hay un gran potencial por descubrir. En el Piedemonte Llanero, se encuentran algunos de los descubrimientos históricos más importantes del país como Cusiana y Cupiagua”, señaló un vocero de Ecopetrol.
     
    La fuente de la petrolera, indicó además, que la estrategia exploratoria de Ecopetrol también se ha enfocado en buscar prospectos en cercanías a las facilidades de producción y de los campos tradicionales con que cuenta, es así como ha generado nuevos prospectos que han sido incorporados a su portafolio.
     
    “En alianza con la empresa Parex en el Valle Medio del Magdalena, Ecopetrol se encuentra abriendo una nueva frontera exploratoria con el pozo Boranda 1. Se espera muy pronto estar compartiendo los resultados”, precisó este vocero.
     
    En la operación onshore, Ecopetrol desarrollará en solitario la perforación de los pozosLandero y Califa, y en asocio, los pozos Trogon y Lorito con Repsol y el pozo Búfalo con Cpven. 
     
    Por su parte, la empresa Hocol, filial de Ecopetrol, operará los pozos Arrecife, Corraleja, Lunera, Morocha y Bonifacio, y en asocio con la firma Lewis, el pozo Pollera.
    Alternativa para aumentar reservas
     
    Con una caja sólida, con más de $14 billones, Ecopetrol estudia actualmente la posibilidad de crecimientos inorgánicos, es decir, compra de reservas, que lo podría hacer a través de la adquisición de activos o el aumento de una participación en un campo, especialmente de crudos livianos, como lo aseguró el presidente de la petrolera, Juan Carlos Echeverry, a un grupo de inversionistas al presentar los resultados de 2016.
     
    “Esto deja a Ecopetrol enfrentado a un escenario en que a futuro saldrán a buscar la adición de reservas, bien sea aumentando en el año 2017 su actividad exploratoria o incluso en algunos momentos adquirir compañías que tengan reservas probadas”, explicó Germán Cristancho de Investigaciones Económicas de Davivienda Corredores.
     
    Ecopetrol cubre un área de exploración de 14.887.481 hectáreas en Colombia, con una participación en 59 bloques, y su filial Hocol tiene un territorio de 2.172.949 hectáreas en distintas zonas del país, con una participación en 17 bloques. 
     
    A esto se suman las áreas que tiene asignadas la empresa en Brasil y los Estados Unidos, donde participa en más de 60 bloques.
     
    Alfonso López Suárez
     
    pORTAFOLIO.CO
     
  • Con recobro mejorado subiría la producción de crudo en el país

    PozosBogotá_La producción de petróleo es una de las principales fuente de ingresos de Colombia. Sin embargo, la caída de los precios del crudo ha puesto sobre la mesa otro panorama fiscal que ha llevado al Gobierno Nacional a buscar alternativas que compensen lo que ha dejado de percibir por las rentas petroleras.
     
    Allí la tecnología entra a ser protagonista, ya que el país cuenta con las mejores para la producción, aunque según los expertos debería implementarse el recobro mejorado que aumentaría las reservas de crudo.
     
    Y es que el panorama mundial, ante la caída de los precios del commodity, es aumentar la producción por las pérdidas que se pueden generar. 
     
    Alejandro Martínez, experto en petróleo, dijo  que Colombia tiene a su disposición lo último en tecnología para la industria petrolera.
     
    “La tecnología está disponible y creería que la política del país ha sido que la actividad petrolera se realice en asocio con los capitales privados multinacionales”, dijo.
     
    Por su parte, Rubén Darío Lizarralde, presidente de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), coincide con la idea de que Colombia cuenta con lo mejor en tecnología.  
     
    Sin embargo, afirmó que con la caída en la cotización del petróleo y en contratación, se está perdiendo “la tecnología que hemos traído al país, porque hay muchos equipos que en estos momentos no están en actividad y por lo tanto son  trasladados a otros países”. A pesar de la problemática que plantea el presidente de Campetrol, la entidad sostuvo que una de las tecnologías que se deberían implementar por las condiciones que presenta Colombia es la de recaudo o mejorado.
     
    Este sistema, conocido también como recobro mejorada, secundario o recuperación de crudo, consiste en la obtención de  petróleo por medio de un proceso de inyección de agua o gas, con el propósito de incrementar la energía o recuperación de hidrocarburos de un yacimiento. 
     
    El procedimiento se realiza en tres etapas, que constituyen una disminución en la producción de crudo y un aumento progresivo en el corte de agua
     
    Con esta tecnología, el factor de recobro aumentaría de 17%, que es el actual en Colombia, a 22%, según la Cámara.
     
    Pero esta no es la única entidad que se ha pronunciado ante los beneficios de este sistema.
     
     La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en sus estimaciones, anunció que con los proyectos de recuperación de crudo se podían sumar 1.500 y hasta 2.500 millones de barriles de petróleo y gas.
     
    Además la ANH dijo que existían 45 campos en los cuales se podía extraer con recobro mejorado, ya que 79% de petróleo se encuentra atrapado allí.
     
    Otras tecnologías que se pueden aplicar en Colombia
    Colombia tiene la mejor tecnología disponible para la producción de petróleo. Adicional a la recuperación mejorada, el experto en hidrocarburos, Alejandro Martínez, dijo que existen otras técnicas de vanguardia para perforar pozos en el mar en aguas profundas, naves marinas para realizar las labores de prospección sísmica, equipos para poder hacer la inyección de agua, plantas para hacer el tratamiento de los residuos y helicópteros técnicamente preparados para realizar operaciones en condiciones de mar abierto.
     
    Fuente : LaRepublica.co
  • Con reunión de la Junta, llegó la hora cero para definir futuro de Ecopetrol

    Javier GutierrezBogotá_Hoy se darán cita los nueve miembros de la Junta Directiva de Ecopetrol para resolver el futuro de la estatal en medio de una coyuntura complicada para el sector petrolero y rumores de cambios en la cúpula de la empresa más importante del país.
     
    Dentro de los temas a discutir justamente estará la posibilidad de que Javier Genaro Gutiérrez, quien ha ocupado el cargo por más de siete años de un paso al costado para renovar la administración de la petrolera, pero quien llegue a sucederlo no solo deberá igualar su perfil técnico y experiencia en el campo sino que necesitará del respaldo de la mayoría.
     
    Según el artículo 31 de los Estatutos Sociales de Ecopetrol, para este tipo de decisiones se delibera con un número igual o superior a cinco de sus miembros y las decisiones se toman por mayoría de votos.
     
    El exministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta, explicó que usualmente la diferencia en las opiniones es tal, que se deja de lado el sufragio y se da inicio a un proceso de consensos que suele tomar semanas, como sucedió con el debate alrededor de la tecnología Star.
     
    Además, la balanza de poder en la empresa está equilibrada ya que ninguno de los votos tiene preferencia sobre los otros y la mayor parte de los miembros son independientes (solo hay tres funcionarios del Gobierno en la Junta Directiva).
     
    “Este carácter independiente implica que los ministros que participan en la sesión representan un actor más aunque eso no signifique que no haya comunicación de su parte ni se manifiesten sus preferencias frente a los demás”, resaltó Acosta.
     
    Por ahora suenan como sucesores el exministro de Hacienda Juan Carlos Echeverry y el director general de operaciones de Ecopetrol, Camilo Marulanda.
     
    Varios expertos del sector han coincidido en que los logros que se le cuentan a Gutiérrez lo convierten en un ejecutivo cuya gestión será difícil de igualar. Durante su administración asumió las dos emisiones de acciones de la compañía, así como la adquisición de otras petroleras, incluso sorteó sin mayores sobresaltos la crisis de bajos precios que se vivió entre 2008 y 2009, cuando la cotización del barril de petróleo pasó de US$100 a US$35. “Ha hecho una excelente labor”, resumió el exministro de Hacienda Guillermo Perry. Sin embargo, es una posición en la que no todos los expertos coinciden, como el exviceministro de Energía Orlando Cabrales quien considera que la compañía “requiere un cambio de liderazgo”.
     
    La elección del presidente, de acuerdo con los estatutos citados, se da para periodos de dos años, pero puede ser reelegido indefinidamente o removido libremente del cargo antes del vencimiento del periodo.
     
    La responsabilidad que recae en Junta Directiva, cuyos miembros son elegidos por la Asamblea General de Accionistas, por nombrar un ejecutivo del más alto perfil podría no darse en el marco de la reunión ordinaria de hoy, por lo que no se descarta que se cite a sesiones adicionales incluso hasta 2015.
     
    450.000 accionistas a la espera de que se tome la decisión
    Una vez se defina qué tipo de cambio atravesará la estructura directiva de la petrolera, la decisión debe comunicarse a los 450.000 accionistas. Además, dado que la compañía está inscrita en la Bolsa de Valores del Colombia (BVC) se deben seguir una serie de procedimientos con respecto al manejo de la información, entre ellos que si llega a declararse una resolución definitiva la firma tiene un plazo de 24 horas para anunciarlo, de esta forma se evita la manipulación de la información privilegiada y se protege la acción de las especulaciones y, en consecuencia, el dinero de los inversionistas.
     
    Las Opiniones
     
    Amylkar Acosta
    Exministro de Minas y Energía
    “La presidencia no se tiene que definir hoy, tal vez solo se determinen las reglas de juego y se deje el tema para un encuentro posterior, aunque desde que se conoció el rumor ha habido espacio para llegar a consensos”.
     
    Orlando Cabrales
    Exviceministro de Energía
    “Es cierto que Ecopetrol requiere un cambio de liderazgo, pero se trata de una decisión que le corresponde tomar exclusivamente a la Junta Directiva y que de quererse puede llegar a ser resuelta incluso hoy”.
     
     
    Por : Paula Delgado Gómez
     
    Editor de esta nota: Paula Medina
     
    Fuente: LaRepublica.co
  • Consejo de Ministros aprueba venta de Polipropileno del Caribe S.A.

    PropilcoEl Consejo de Ministros emitio Concepto Favorable al Programa de Enajenación de la Participación Accionaria de Ecopetrol S.A. en Polipropileno del Caribe S.A., 
     
    A través de un comunicado de prensa la compañia Ecopetrol, informo que el día 13 de junio de 2016 y como parte de los trámites requeridos por la Ley 226 de 1995, el Consejo de Ministros emitió Concepto Favorable al Programa de Enajenación de la participación accionaria que tiene Ecopetrol S.A. directa e indirectamente en Polipropileno del Caribe - Propilco S.A., acogiendo la recomendación de la Junta Directiva de Ecopetrol.
     
    La participación accionaria directa e indirecta de Ecopetrol S.A. en Propilco S.A. asciende a 414.649.961 de Acciones Ordinarias (equivalentes al 100% de las acciones suscritas y pagadas). Los recursos de la enajenación serán utilizados para financiar el plan de inversiones de la Compañía.
     
    La actual situacion de precios del petróleo han golpeado fuertemente a la compañía, dejándola en saldo negativo el año pasado.
     
    Esta situación es la que ha motivado cambios en la petrolera, como su nueva política de "sacrificar barriles".
     
    Por: Paisminero.co
     
  • 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
  • Cotización del crudo golpeará reservas de Ecopetrol

    El avance logrado desde el 2010 hasta la fecha se vería afectado en los datos de este año.
     
    Trabajdores  EcopetrolEn lo que va de la presente década, el crecimiento anual de las reservas de crudo de Ecopetrol ha sido constante. Sin embargo, esta línea ascendente podría verse interrumpida el próximo año, cuando la compañía revele el volumen de recursos probados para el 2015.
     
    Pero no será la única perjudicada. La caída de los precios del petróleo sin duda tendrá un efecto en las reservas mundiales por una razón muy sencilla: la metodología con la que se calculan los recursos existentes no solo tiene en cuenta factores técnicos, sino también económicos.
     
    “Hay una relación positiva entre precios del petróleo y las reservas y viceversa. Con la caída de las cotizaciones hay proyectos que dejan de ser rentables, y dejan de contarse como reservas”, explicó el analista de renta variable de Alianza Valores, Omar Suárez.
     
    No obstante, todavía no se puede calcular con certeza la magnitud del impacto.
     
    El año pasado, el precio del petróleo en promedio fue de 99,49 dólares y en lo corrido de este año, la estimación va en 57,31 dólares por barril, así que la cotización ha perdido el 42 por ciento de su valor.
     
    Si bien la mayoría de las estimaciones son más pesimistas con respecto al cierre de la cotización (Goldman Sachs habla de 20 dólares por barril al finalizar el año), hay que esperar cuatro meses para definir cómo cerrará el precio este año.
     
    Por otro lado, la relación entre la caída del precio del crudo y la reducción de las reservas no se da en la misma proporción para todas las empresas.
     
    Según explica el exministro de Minas y Energía Amylkar Acosta, hay que tener en consideración los costos y la complejidad de los yacimientos. “El hecho de que cerca del 60 por ciento de la producción de Ecopetrol sea de crudos pesados impactará más a la petrolera”, señaló.
     
    Ecopetrol Reservas
    SENSIBILIDADES DE ECOPETROL
     
    Aunque en los últimos años Ecopetrol ha logrado aumentar su índice de reposición de reservas por encima del cien por ciento (es decir que sus recursos aumentan más rápido que su producción), buena parte de este incremento viene de proyectos para mejorar el factor de recobro.
     
    En otras palabras, las mayores reservas de Ecopetrol se explican más por el hecho de que, mediante mejoras técnicas, han logrado aumentar el volumen de producción en sus campos, y no por nuevos depósitos encontrados.
     
    Ambas adiciones de reservas son igual de válidas, pero, en algunos casos, estos proyectos de recobro tienen un mayor costo y, no todos son rentables con un barril por debajo de los 50 dólares.
     
    Por otro lado, el único hallazgo anunciado, hasta ahora, por la petrolera aún no se puede contar como reserva. Fuentes de la empresa explican que para cumplir con las normas de la Comisión de Bolsa y Valores de los Estados Unidos (SEC, por sus siglas en inglés) es necesario por lo menos perforar dos pozos exploratorios, y en Fuerte Sur este se empezaría a construir hasta el próximo año.
     
    Otro elemento que en el largo plazo aumentará las reservas de Ecopetrol será el cambio de las condiciones de los contratos de Rubiales y Pirirí, que a partir del otro año vuelve a ser en su totalidad de la petrolera.
     
    Pero, en este caso el impacto también se podrá ver hasta el 2017, cuando se haga la actualización de las reservas del 2016.
     
    Para el exmninistro Amylkar Acosta, hay otro elemento que perjudica a la petrolera en relación con sus reservas.
     
    “Los que están ‘a la caza’ de esta información, no solo miran los nuevos descubrimientos, sino que también analizan la inversión de las empresas en exploración, y en sísmica que ha tenido una caída vertical. Desde este punto de vista no hay mucha cabida al optimismo”, indicó.
     
    Para el analista de Valora Inversiones, Camilo Silva, la suma de estos factores podría llevar a las calificadoras a reducir la vida media de las reservas de 8,6 años (el dato actual) a un poco más de seis años.
     
    “Esto incluso podría complicar la perspectiva de la calificación de la empresa, pues el mayor valor de una petrolera está en sus reservas”, señaló el analista.
     
    El equipo técnico y gerencial de Ecopetrol es consciente de que, pese a sus esfuerzos, lo más probable es que haya una reducción de las estimaciones de sus reservas el próximo año.
     
    En parte, el mercado también lo espera: “Yo creo que esta posibilidad ya está descontada en la acción. Salvo que las nuevas reservas caigan demasiado, no causaría un nuevo efecto en la acción”, señala Suárez.
     
    El veredicto final lo darán las compañías independientes encargadas de hacer la estimación, que a partir del 31 de diciembre de este año iniciarán sus cálculos.
     
    ¿QUIÉN MIDE LAS RESERVAS?
     
    Gran parte del valor de una petrolera está dado por sus recursos probados.
     
    En el caso de las firmas que cotizan en la bolsa de Nueva York, estas deben acogerse a las normas de la Comisión de Bolsa y Valores de los Estados Unidos (SEC, por sus siglas en inglés).
     
    En los últimos años, Ecopetrol ha contratado a las firmas independientes Ryder Scott Company y DeGolyer and MacNaughton para auditar los resultados reportados. Básicamente, las empresas van campo por campo, pozo por pozo, y verifican los cálculos realizados por la petrolera con la información geológica y técnica recolectada.
     
    Un documento oficial de la SEC explica que las reservas probadas reportadas por las empresas pueden ser afectadas por factores externos como el “precio del petróleo, revisiones técnicas y cambios en el estatus de los contratos y concesiones”.
     
    Fuente:_ Portafolio.co
  • 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
  • Declarada Desierta la oferta publica de Ecopetrol para vender Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.

    Resultado de la primera etapa de enajenación de la participación  accionaria de Ecopetrol en Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.Resultado de la primera etapa de enajenación de la participación accionaria de Ecopetrol en Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.Ecopetrol S.A. (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC; TSX: ECP) informa que la primera etapa de Enajenación de las acciones de Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. propiedad de Ecopetrol S.A., dirigida a los destinatarios de condiciones especiales y en la que se ofrecieron cincuenta y ocho millones novecientos veinticinco mil cuatrocientas ochenta (58.925.480) acciones ordinarias, estuvo abierta entre el 29 de septiembre y el 30 de noviembre de 2015 y fue declarada desierta.
     
    A partir de este momento, Ecopetrol S.A. podrá dar inicio a la segunda etapa del Programa de Enajenación la cual tiene por objeto ofrecer públicamente, en Colombia y/o 
    en el exterior, las Acciones que no fueron adquiridas durante la Primera Etapa.
     
    Ecopetro - paisminero.co
  • Descubrimientos de grandes yacimientos, nueva apuesta de Ecopetrol

    Biocombustibles03En la nueva estrategia de Ecopetrol, que todavía pule su junta directiva, se le apuntará a tener un portafolio de activos petroleros acorde con su tamaño, lo que significa que en su vuelco exploratorio la prioridad serán los descubrimientos de gran envergadura.
     
    Según el presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez, una prueba de ello es que el hallazgo más destacado de la compañía ha sido el del bloque CPO-09, en el departamento del Meta, con la compañía Talisman, pero cuya operación está a su cargo. De acuerdo con el directivo, con el pozo descubridor Akacías 1 en el 2013, y el año pasado con el pozo Nueva Esperanza 1, se logró el mayor descubrimiento en Colombia de los últimos 20 años, con unos 3.000 millones de barriles de aceite (petróleo) original.
     
    Agregó que históricamente se han perforado entre 110 y 130 pozos al año, de los cuales Ecopetrol perfora 15, mientras que el resto de firmas han tenido hallazgos de 15 o 20 millones de barriles, muy importantes para empresas de pequeño tamaño.
     
    “Lo que sucede es que hallazgos de este tamaño no son representativos para las necesidades de Ecopetrol, y ahí es donde hay que tratar de identificar prospectos de mayor magnitud, uno de los aspectos en los que Ecopetrol tiene que enfocarse”, señaló.
     
    El objetivo es apuntarle a integrar un portafolio con mayor valor y con más oportunidades, no solamente en Colombia sino en el exterior, en el sentido de que “si Colombia no le ofreciera las opciones para fortalecerse, necesariamente tendrá que mirar allí”.
     
    Agregó que para ello la empresa tiene que robustecer el proceso exploratorio, con la rigurosidad en el portafolio de áreas, las evaluaciones, los criterios para hacerla, mejorando el recurso humano y complementándose con recursos especializados en el exterior, para tener un proceso más fuerte, apoyado en gente con más experiencia.
     
    Combustibles
     
    De otro lado –y antes de que en el segundo semestre se ponga en marcha la Refinería de Cartagena, ya modernizada–, Gutiérrez dijo que hay que mirar con prudencia los precios y que no se le puede generar la expectativa a la gente de que el costo de la gasolina y del ACPM bajará por esta razón. Lo anterior porque a Ecopetrol, cuyos márgenes y costos mejorarán, le seguirán reconociendo su ingreso como productor referenciado a los precios del mercado internacional, mientras para fijar el precio se continuará aplicando la fórmula del Ministerio de Minas y Energía.
     
    EL TIEMPO
     
  • Día ‘D’ para que Ecopetrol se decida por la tecnología Star

    Star PacificBogotá_El día ‘D’ para la tecnología Star de la canadiense Pacific Rubiales llegó. Hoy a las 8:00 a.m. inicia la reunión de la junta directiva de Ecopetrol que tiene como propósito definir el futuro de la aplicación del proyecto que cumplió su prueba piloto en el campo Quifa, el pasado 31 de octubre de 2013.
     
    La decisión que está en manos de Gonzalo Restrepo, presidente de la junta directiva, Roberto Steiner, representante de los accionistas minoritarios, Horacio Ferreira, representante de los departamentos productores de hidrocarburos, los miembros Joaquín Moreno, Jorge Pinzón, Luis Fernando Ramírez, la directora del Departamento Nacional de Planeación (DNP), Tatyana Orozco, los ministros de Hacienda y de Minas, Mauricio Cárdenas y Amylkar Acosta y el presidente de la empresa, Javier Gutiérrez, tiene a la expectativa a los accionistas de las dos petroleras más grandes del país, cuya producción juntas en el primer trimestre del año fue de 824.000 barriles diarios.
     
    LR conoció parte del informe técnico que Pacific le entregó a Ecopetrol. Este indica que teniendo en cuenta las pruebas realizadas durante 18 meses, el proyecto piloto de la tecnología Star cumplió con éxito los objetivos para los cuales se diseñó. El factor de recobro para la fecha de culminación del proyecto, se encuentra entre 27,6% y 29,1%. Dicho valor compara muy favorablemente con el factor de recobro por métodos primarios para el campo Quifa, el cual es de 15,8% para un periodo de 20 años y los resultados de la sísmica 4D y el proceso de sincronización del proyecto fue exitoso en 56 sincronizaciones realizadas entre febrero y octubre del año pasado.
     
    Las especulaciones entorno al éxito del proyecto, que promete duplicar la producción y aumentar el recobro de crudo hasta 40%, afectaron el comportamiento de las acciones de ambas compañías en las últimas semanas con mínimos de $33.500 (Pacific) y $3.185 (Ecopetrol).
     
    Pero, David Villán, analista senior de renta variable de petróleo y energía de Acciones y Valores, indicó que los comunicados publicados por las firmas explicando que las cifras dadas a conocer por el senador Jorge Robledo que daban por hecho el fracaso del proyecto eran preliminares, generaron calma en los mercados y en esta semana las acciones de las dos petroleras se han estabilizado. Los títulos de la canadiense cerraron la jornada de ayer al alza con una variación de 3,92% y los de Ecopetrol se mantuvieron estables.
     
    Voceros de Pacific le explicaron a LR que los preliminares expuestos a la opinión pública no corresponden a la prueba piloto. “Se tratan de resultados que se dieron luego de hacer pruebas en 14 pozos aledaños a la zona rural de Puerto Gaitán en los Llanos Orientales con características distintas a Quifa”. Al mismo tiempo lamentaron que “un tema tan técnico como Star se haya politizado”. Las distintas versiones con relación a la acogida del proyecto no solo han generado impacto en las acciones de la petrolera, también han ocasionado que se ponga en duda su continuidad en el mercado local, principalmente porque no es segura la prórroga del contrato que permite a la canadiense operar 40% (210.000 barriles diarios) de Campo Rubiales. El contrato se vence el próximo 22 de mayo de 2016. Ecopetrol no se ha pronunciado al respecto. El ministro de Minas, Amylkar Acosta, dijo que hoy en la junta no se hablará del contrato, pero recordó que la principal petrolera del país está en capacidad de operar la totalidad de Campo Rubiales, al momento, por el negocio con Pacific, solo explota 60%.
     
    Germán Corredor, director del Observatorio de Energía, indicó que el hecho de que Pacific se quede sin el campo Rubiales, no quiere decir necesariamente que salga del país, pues si bien es cierto es el campo más grande y sin duda disminuirá su participación en el mercado, puede seguir produciendo y explorando. De hecho,la empresa está habilitada para participar en la Ronda Colombia 2014 que inicia hoy y que subastará 95 pozos convencionales y no convencionales.
     
    A juicio del ministro Acosta, aunque cada uno de los miembros de junta tuvieron la oportunidad de revisar el informe técnico que presentó Pacific, será definitivo el concepto que brinden hoy en la junta los técnicos tanto de Ecopetrol como los terceros que fueron contratados. “Todos llegamos con el informe examinado, por eso esperamos tener una decisión sobre Star. Estamos abiertos a las consideraciones de los técnicos sobre el piloto en campo Quifa”, indicó el jefe de cartera.
     
    Ronda Colombia, en un ambiente de inseguridad
    En medio de los últimos atentados a la infraestructura petrolera en Putumayo (Oleoducto Caño Limón Coveñas) y la preocupación del Gobierno por la baja en la producción, para lo cual evalúan un plan de choque, hoy se realizará la audiencia de apertura de propuestas para la Ronda Colombia. 38 empresas quedaron habilitadas para seguir en el proceso y quedarse con los 95 bloques exploratorios que se adjudicarán en la primera vuelta. De acuerdo con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), se espera entregar entre 30% y 40% de los bloques, de los cuales 66% son convencionales, 20% son no convencionales y 14% son costa afuera.
     
    Las opiniones
     
    Alejandro Martínez
    Presidente de la ACP
    “Hay dos formas de aumentar las reservas: a través de inversiones exploratorias y aprovechar los campos existentes, ahí Star sería una muy buena alternativa”.
     
    Alejandra Méndez
    Analista de acciones de Serfinco
    “La noticia de la tecnología Star puede ser un catalizador y podría afectar la acción en el corto plazo, dependiendo de los resultados de la junta de hoy”.
     
    Ximena Ramírez - LaRepublica .co
  • Echeverry con Ecopetrol al hombro

    Para domar la iguana el exministro Juan Carlos Echeverry deberá hacer gala de no pocos atributos como nuevo presidente de Ecopetrol.
     
    Echeverry EcopetrolA partir de esta semana Ecopetrol tiene nuevo timonel. Ocupará la silla del presidente Juan Carlos Echeverry, reconocido economista curtido en el sector público como jefe de Planeación Nacional y ministro de Hacienda y con prestigio en los círculos internacionales. El relevo en la cabeza de la petrolera es una noticia importante porque es la mayor empresa del país –donde tienen acciones más de 400.000 colombianos– y la principal fuente de ingresos fiscales, pues con sus utilidades el gobierno financia buena parte del gasto social.
     
    Echeverry recibe una vara muy alta tras los ocho años de la era de Javier Gutiérrez, un exitoso capitán que llevó a buen puerto a Ecopetrol y transformó la compañía. Pero ese no es su único reto. El nuevo comandante se echa al hombro un trasatlantico cuando la tormenta y el oleaje rugen con más fuerza. Ecopetrol atraviesa dificultades por la caída mundial del precio del crudo que ha golpeado sus ingresos y la acción, por los recientes escándalos de corrupción, por el malestar laboral que empieza a sentirse y que ha venido capitalizando la Unión Sindical Obrera (USO) y por la urgencia de encontrar petróleo para elevar las reservas.
     
    Juan Carlos Echeverry tiene todos los pergaminos y la trayectoria, pero en esta difícil coyuntura se van a necesitar muchos atributos personales y profesionales para liderar la empresa más grande de Colombia.
     
    1. Credibilidad:
     
    Echeverry trabajará en uno de los sectores más técnicos y especializados de la economía, por lo que tendrá que ganarse la confianza y credibilidad de todos en esta área. Además de ser un gran economista, deberá mostrar que rápidamente se pone a tono con la complejidad de la industria petrolera. Quienes lo conocen señalan que Echeverry ha seguido de cerca a Ecopetrol, pues fue miembro de su junta directiva –como ministro de Hacienda– entre 2010 y 2012. Muchos de sus colegas afirman que es bueno tanto en lo macro como en lo micro y no le quedará grande el tema. Conoce como pocos al país y los entornos internacionales, y eso es una ventaja en esta industria.
     
    2. Independencia:
     
    Para alguien tan cercano al gobierno –fue el primer ministro de Hacienda de Santos I y el jefe programático en la campaña 2010– este es un doble desafío. Juan Carlos Echeverry tendrá que demostrar –como dice un analista– que no llegó un “yes-man” a la hora de traspasar utilidades al gobierno o, como señala otro colega suyo, deberá asegurar que Ecopetrol no será una “iguana lechera” para solventar los líos fiscales del gobierno. Aunque la empresa es del Estado en un 85 por ciento, el nuevo presidente tendrá que seguir manejando la empresa de manera autónoma e independiente. Los socios minoritarios esperan que haga valer sus derechos frente a los intereses del socio mayoritario. Por su parte, el mercado confía en que las decisiones se tomen sin presiones del Ministerio de Hacienda porque una cosa es Ecopetrol y otra el manejo fiscal del país. También es cierto que su cercanía con la Casa de Nariño puede convertirse en un elemento clave en ciertas coyunturas. Su profundo conocimiento de los temas fiscales también es una fortaleza.
     
    3. Carácter:
     
    Juan Carlos Echeverry llega a manejar unos temas sensibles. Los recientes escándalos de corrupción han lastimado la imagen de la petrolera; por lo tanto, se espera que no tenga ninguna consideración con quienes participaron en actuaciones irregulares. Quienes conocen a Echeverry afirman que no le temblará la mano para hacer los cambios necesarios. Pero le implicará asesorarse bien y rodearse de un equipo de su confianza. Echeverry también tendrá que hacerle frente al malestar laboral que empieza a sentirse en la compañía. La reducción de las inversiones y el aplazamiento de proyectos han generado descontento en muchas regiones petroleras, lo que la USO ha venido capitalizando. Los recortes en la nómina de la cadena de contratistas de las petroleras, en general, han generado un mal ambiente laboral que podría complicarse. La USO ya había desactivado la posibilidad de un paro, tras negociaciones con el ministro de Trabajo, Luis Eduardo Garzón, pero volvió a hablar de esa posibilidad. Una huelga en este momento sería muy perjudicial para Ecopetrol. Echeverry tendrá que respetar el derecho sindical pero hacer menos concesiones absurdas. Mostrar que es un presidente conciliador, pero también que tiene temple porque en las relaciones con las comunidades –donde hay mucha presión– se necesita combinar muy bien carácter y tolerancia.
     
    4. Austeridad:
     
    El nuevo timonel de Ecopetrol tendrá que liderar el plan de ajuste aprobado por la junta directiva para enfrentar la caída del precio del petróleo. Manejar la compañía con máxima austeridad dada la reducción en costos e inversiones. Cabe recordar que los costos bajaron en 3.565 millones de dólares. A Echeverry le tocará ejecutar en este 2015 un plan de inversiones de 7.860 millones de dólares, un 25 por ciento menos que el año pasado. Llegar a la compañía en un momento no tan boyante le impone un gran reto. Analistas esperan que si es necesario adelgazar la estructura de Ecopetrol para volverla más liviana y sin burocracia, Echeverry lo tendrá que hacer. Al fin y al cabo tiene una nómina gigante con unos 8.000 empleados directos y más de 30.000 contratistas. No se pueden tomar decisiones de tipo político que se expresan en empleos y contratos, y menos en un año electoral. 
     
    5. Saberse rodear:
     
    Echeverry tendrá que armar su propio equipo directivo y asesorarse bien. En esta nueva etapa estará acompañado por Camilo Marulanda, quien acaba de ser nombrado como vicepresidente ejecutivo. Lleva 12 años en la empresa y ha pasado por las posiciones más relevantes, por lo que se espera que haga buena llave con Echeverry. Quienes conocen al nuevo presidente afirman que sabe rodearse muy bien. Mencionan que cuando aceptó trabajar para la campaña de Juan Manuel Santos conformó un equipo de lujo. Se llevó a varios exdirectores y exsubdirectores de Planeación Nacional, los cargos técnicos más importantes del Estado.
     
    6. Liderazgo:
     
    Después de un extenso estudio de planeación, Ecopetrol ha establecido nuevas estrategias y prioridades; Echeverry deberá liderar su implementación. Como él mismo señaló, las nuevas líneas de acción permitirán fortalecer a Ecopetrol para que siga creando valor para sus accionistas y para Colombia. Como nuevo timonel tendrá que trabajar duro en invertir más en exploración, el corazón y rentabilidad de este negocio. Analistas advierten que si Ecopetrol quiere mantener su liderazgo y su valor accionario debe garantizar un aumento de las reservas. Hoy están en 2.084 millones de barriles que alcanzan para casi ocho años. Conocida la decisión sobre Campo Rubiales –que vuelve a manos de la empresa–, la visión gerencial será muy importante y Echeverry tendrá que saber dónde explorar y cruzar los dedos para encontrar buenos yacimientos.
     
    7. Gerencia:
     
    En la agenda del nuevo presidente de Ecopetrol lo urgente es tan crítico como lo importante. Echeverry tendrá que pensar en el corto, mediano y largo plazo. Entre los temas que pronto tendrá que atender está la venta de activos no estratégicos como la participación en la EEB; en Interconexión Eléctrica S. A. (ISA) y en Invercolsa. Otro tema de suma importancia es presionar la entrada en operación de la Refinería de Cartagena, de la cual ya se han recibido 29 de las 31 plantas del complejo. Esto es muy importante para Ecopetrol pues le dará caja en el negocio de la refinación. Cada día que se demore su entrada representa mayores costos para la petrolera. Además, tendrá que decidir con tiempo qué hacer con más de 20 contratos de asociación que se vencen en los próximos seis años, de los cuales depende una tercera parte de la producción. Menudos retos.
     
    A partir de esta semana Ecopetrol tiene nuevo timonel. Ocupará la silla del presidente Juan Carlos Echeverry, reconocido economista curtido en el sector público como jefe de Planeación Nacional y ministro de Hacienda y con prestigio en los círculos internacionales. El relevo en la cabeza de la petrolera es una noticia importante porque es la mayor empresa del país –donde tienen acciones más de 400.000 colombianos– y la principal fuente de ingresos fiscales, pues con sus utilidades el gobierno financia buena parte del gasto social.
     
    Echeverry recibe una vara muy alta tras los ocho años de la era de Javier Gutiérrez, un exitoso capitán que llevó a buen puerto a Ecopetrol y transformó la compañía. Pero ese no es su único reto. El nuevo comandante se echa al hombro un trasatlantico cuando la tormenta y el oleaje rugen con más fuerza. Ecopetrol atraviesa dificultades por la caída mundial del precio del crudo que ha golpeado sus ingresos y la acción, por los recientes escándalos de corrupción, por el malestar laboral que empieza a sentirse y que ha venido capitalizando la Unión Sindical Obrera (USO) y por la urgencia de encontrar petróleo para elevar las reservas.
     
    Juan Carlos Echeverry tiene todos los pergaminos y la trayectoria, pero en esta difícil coyuntura se van a necesitar muchos atributos personales y profesionales para liderar la empresa más grande de Colombia.
     
    1. Credibilidad:
     
    Echeverry trabajará en uno de los sectores más técnicos y especializados de la economía, por lo que tendrá que ganarse la confianza y credibilidad de todos en esta área. Además de ser un gran economista, deberá mostrar que rápidamente se pone a tono con la complejidad de la industria petrolera. Quienes lo conocen señalan que Echeverry ha seguido de cerca a Ecopetrol, pues fue miembro de su junta directiva –como ministro de Hacienda– entre 2010 y 2012. Muchos de sus colegas afirman que es bueno tanto en lo macro como en lo micro y no le quedará grande el tema. Conoce como pocos al país y los entornos internacionales, y eso es una ventaja en esta industria.
     
    2. Independencia:
     
    Para alguien tan cercano al gobierno –fue el primer ministro de Hacienda de Santos I y el jefe programático en la campaña 2010– este es un doble desafío. Juan Carlos Echeverry tendrá que demostrar –como dice un analista– que no llegó un “yes-man” a la hora de traspasar utilidades al gobierno o, como señala otro colega suyo, deberá asegurar que Ecopetrol no será una “iguana lechera” para solventar los líos fiscales del gobierno. Aunque la empresa es del Estado en un 85 por ciento, el nuevo presidente tendrá que seguir manejando la empresa de manera autónoma e independiente. Los socios minoritarios esperan que haga valer sus derechos frente a los intereses del socio mayoritario. Por su parte, el mercado confía en que las decisiones se tomen sin presiones del Ministerio de Hacienda porque una cosa es Ecopetrol y otra el manejo fiscal del país. También es cierto que su cercanía con la Casa de Nariño puede convertirse en un elemento clave en ciertas coyunturas. Su profundo conocimiento de los temas fiscales también es una fortaleza.
     
    3. Carácter:
     
    Juan Carlos Echeverry llega a manejar unos temas sensibles. Los recientes escándalos de corrupción han lastimado la imagen de la petrolera; por lo tanto, se espera que no tenga ninguna consideración con quienes participaron en actuaciones irregulares. Quienes conocen a Echeverry afirman que no le temblará la mano para hacer los cambios necesarios. Pero le implicará asesorarse bien y rodearse de un equipo de su confianza. Echeverry también tendrá que hacerle frente al malestar laboral que empieza a sentirse en la compañía. La reducción de las inversiones y el aplazamiento de proyectos han generado descontento en muchas regiones petroleras, lo que la USO ha venido capitalizando. Los recortes en la nómina de la cadena de contratistas de las petroleras, en general, han generado un mal ambiente laboral que podría complicarse. La USO ya había desactivado la posibilidad de un paro, tras negociaciones con el ministro de Trabajo, Luis Eduardo Garzón, pero volvió a hablar de esa posibilidad. Una huelga en este momento sería muy perjudicial para Ecopetrol. Echeverry tendrá que respetar el derecho sindical pero hacer menos concesiones absurdas. Mostrar que es un presidente conciliador, pero también que tiene temple porque en las relaciones con las comunidades –donde hay mucha presión– se necesita combinar muy bien carácter y tolerancia.
     
    4. Austeridad:
     
    El nuevo timonel de Ecopetrol tendrá que liderar el plan de ajuste aprobado por la junta directiva para enfrentar la caída del precio del petróleo. Manejar la compañía con máxima austeridad dada la reducción en costos e inversiones. Cabe recordar que los costos bajaron en 3.565 millones de dólares. A Echeverry le tocará ejecutar en este 2015 un plan de inversiones de 7.860 millones de dólares, un 25 por ciento menos que el año pasado. Llegar a la compañía en un momento no tan boyante le impone un gran reto. Analistas esperan que si es necesario adelgazar la estructura de Ecopetrol para volverla más liviana y sin burocracia, Echeverry lo tendrá que hacer. Al fin y al cabo tiene una nómina gigante con unos 8.000 empleados directos y más de 30.000 contratistas. No se pueden tomar decisiones de tipo político que se expresan en empleos y contratos, y menos en un año electoral. 
     
    5. Saberse rodear:
     
    Echeverry tendrá que armar su propio equipo directivo y asesorarse bien. En esta nueva etapa estará acompañado por Camilo Marulanda, quien acaba de ser nombrado como vicepresidente ejecutivo. Lleva 12 años en la empresa y ha pasado por las posiciones más relevantes, por lo que se espera que haga buena llave con Echeverry. Quienes conocen al nuevo presidente afirman que sabe rodearse muy bien. Mencionan que cuando aceptó trabajar para la campaña de Juan Manuel Santos conformó un equipo de lujo. Se llevó a varios exdirectores y exsubdirectores de Planeación Nacional, los cargos técnicos más importantes del Estado.
     
    6. Liderazgo:
     
    Después de un extenso estudio de planeación, Ecopetrol ha establecido nuevas estrategias y prioridades; Echeverry deberá liderar su implementación. Como él mismo señaló, las nuevas líneas de acción permitirán fortalecer a Ecopetrol para que siga creando valor para sus accionistas y para Colombia. Como nuevo timonel tendrá que trabajar duro en invertir más en exploración, el corazón y rentabilidad de este negocio. Analistas advierten que si Ecopetrol quiere mantener su liderazgo y su valor accionario debe garantizar un aumento de las reservas. Hoy están en 2.084 millones de barriles que alcanzan para casi ocho años. Conocida la decisión sobre Campo Rubiales –que vuelve a manos de la empresa–, la visión gerencial será muy importante y Echeverry tendrá que saber dónde explorar y cruzar los dedos para encontrar buenos yacimientos.
     
    7. Gerencia:
     
    En la agenda del nuevo presidente de Ecopetrol lo urgente es tan crítico como lo importante. Echeverry tendrá que pensar en el corto, mediano y largo plazo. Entre los temas que pronto tendrá que atender está la venta de activos no estratégicos como la participación en la EEB; en Interconexión Eléctrica S. A. (ISA) y en Invercolsa. Otro tema de suma importancia es presionar la entrada en operación de la Refinería de Cartagena, de la cual ya se han recibido 29 de las 31 plantas del complejo. Esto es muy importante para Ecopetrol pues le dará caja en el negocio de la refinación. Cada día que se demore su entrada representa mayores costos para la petrolera. Además, tendrá que decidir con tiempo qué hacer con más de 20 contratos de asociación que se vencen en los próximos seis años, de los cuales depende una tercera parte de la producción. Menudos retos.
     
    Fuente: Semana.com
  • Ecopetrol inicia arbitramento en contra de CB&I por parte de Reficar S.A.

    Reficar CoqueEcopetrol S.A. (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC) se permite informar que el día 8 de marzo de 2016, Refinería de Cartagena S.A., sociedad subordinada de Ecopetrol S.A., 
    presentó una solicitud, ante la Cámara de Comercio Internacional, dirigida a iniciar un proceso arbitral en contra de Chicago Bridge & Iron Company N.V., CB&I (UK) Limited y CBI Colombiana S.A. (colectivamente “CB&I”), con ocasión de la celebración y ejecución del contrato EPC (Engineering, Procurement, and Construction Contract) suscrito entre las dos compañías para la expansión de la refinería ubicada en la ciudad de Cartagena.
     
    En su calidad de demandante, Refinería de Cartagena S.A. ha fijado las pretensiones de su demanda en al menos US$2.000 millones de dólares.
     
    ecopetrol.com
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