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  • El cinturón del Orinoco aumenta su actividad petrolera

    Tres petroleras extraerán reservas de la franja que se estiman en 10.000 millones de barriles.Tres petroleras extraerán reservas de la franja que se estiman en 10.000 millones de barriles.Tres empresas petroleras intensificaron la exploración y explotación de crudo en el llamado Cinturón del Orinoco, en cuyo subsuelo puede estar albergando el 30 por ciento de la producción nacional de petróleo.
     
    En seis bloques, las compañías Ecopetrol, en asocio con Repsol, y Hocol buscan extraer en 10 años (2015-2025) cerca de 10.000 millones de barriles, de una franja geológica que se extiende desde el piedemonte llanero hasta los límites de los departamentos de Meta y Guaviare. 
     
    Ecopetrol explicó que uno de los sitios en el Cinturón del Orinoco, donde realiza 
    trabajos es el bloque Cubarral (2202), donde los campos prospectivos Castilla y Chichimene producen cerca de 30.000 barriles diarios.
     
    Así mismo, en otro de los bloques, el 251 (contrato CPO 09), Ecopetrol hizo un descubrimiento en el pozo Akacías cuya comercialización se dio en el 2013.
     
    Allí, en este lugar se estimaron 1.300 millones de barriles de crudo original en sitio, donde cabe aclarar que no son reservas probadas, sino recursos en el subsuelo, de los cuales se podría recobrar un 10 por ciento.
     
    Para Ecopetrol, lo interesante es que ese bloque 251 (contrato CPO 09), de 208 mil hectáreas, tiene mucho más potencial y por esta razón se va a programar la perforación de pozos adicionales.
     
    La tarea comenzará con uno antes de finalizar el año en el municipio de Guamal, para el que ya están los permisos y licencias aprobadas en por parte de la Agencia Nacional de Licencia Ambientales (Anla) y Cormacarena.
     
    El bloque 251 (contrato CPO 09) es compartido en su operación entre las empresas Ecopetrol, cuya participación es del 55 por ciento y Repsol con el 45 por ciento.
     
    Adyacente al bloque 251 (contrato CPO 09) se encuentra el bloque Caño Sur, otra de las franjas que se encuentran en el Cinturon del Orinoco, que estuvo cerrado por seis meses. Entre ambos se producen cerca de 8.000 barriles diarios.
     
    Como parte de la estrategia, Ecopetrol y Hocol acordaron distribuirse la producción teniendo en cuenta la arquitectura de exploración y extracción de cada empresa.
     
    Mientras Ecopetrol se va a enfocar en campos estratégicamente importantes para el país, Hocol se va a encargar de los campos más pequeños, que son maduros y que no presente complejidades técnicas altas. 
     
    “La decisión que se tomó con Ecopetrol es que nosotros nos encargaremos del forland de los llanos orientales, lo que viene después del piedemonte llanero” señaló Guillermo Fonseca Onofre, presidente & CEO de Hocol. 
     
    Precisó que Ecopetrol se concentrará en el piedemonte y en campos con yacimientos de crudos pesados, también en la parte offshore, y la zona inferior el valle del Magdalena.
     
    Hocol ha trabajado en los últimos cinco años en dos bloques que están ubicados en el Cinturón del Orinoco. Lo bloques CPO 16 y CPO 17. 
     
    Sin embargo, las tareas de la petrolera se han centrado principalmente en los últimos siete meses en el pozo Pegaso, localizado al norte del bloque CPO 16, y en el cual se han desarrollado dos estudios de sísmica y perforado 10 pozos estrategráficos. 
     
    La inversión hasta el momento de Hocol para las mencionadas tareas ha sido de US$ 42 millones.
     
    “El bloque CPO 16 es muy prospectivo ya que posee un potencial de 120 millones de barriles”, afirmó Fonseca Onofre presidente & CEO de Hocol, al explicar que el volumen en importante si se tiene en cuenta que las reservas del país están cercanas a los 2.200 millones de barriles. 
     
    “El bloque CPO 16 está repartido en tres prospectos, el pozo Pegaso con reservas estimadas en 30 millones de barriles; el pozo Dumbo con 40 millones; y Morocha con 50 millones”, agregó el presidente & CEO de Hocol.
     
    Según la Unidad de Planeacion Minero Energética (Upme), al 2025 se van a estar produciendo en el país, en promedio, 900.000 barriles diarios, y confirma que el 30 por ciento de la producción, es decir 270.000 barriles, provendrán del llamado Cinturón del Orinoco.
     
    Sin embargo, una tutela interpuesta por un grupo civil denominada la Mesa Hídrica, la cual no fue fallada a su favor, retrasó las actividades por seis meses.
     
    Pero desde la presente semana, las actividades en el bloque CPO 16 se reactivaron con la entrada de maquinaria, proceso que demorará tres semanas, sumado a que las obras civiles tardarán más de 45 días. 
     
    MARCO JURÍDICO PARA LA ACTIVIDAD EN LA ZONA 
     
    Con el decreto 1989 de 1989, el Gobierno Nacional designó la zona donde se encuentra ubicada la Franja del Orinoco como Zona de Producción. 
     
    El texto del citado decreto señala que el objetivo es generar actividades productivas en todas las actividades. Esto incluye la exploración y extracción de hidrocarburos.  La Anla y Cormacarena aprobaron la operación para la producción de crudo en los bloques de la llamada Franja del Orinoco. 
     
    Y la ANH le hizo la consulta a Cormacarena por escrito en julio pasado (2016) para confirmar esta actividad. 
     
    El marco técnico y conceptual de Cormacarena determinó qué actividad se puede desarrollar, en dónde y cómo. 
     
    Además establece a los operadores como responsables desde el punto de vista sostenible.
     
    Portafolio.co
     
  • El dueño de Avianca apostará nuevamente por el sector petrolero en Colombia

    EfromovichGermán Efromovich irá a la Ronda 2014, donde se ofertarán 95 bloques petroleros y ocho para la búsqueda de gas metano atrapado en yacimientos de carbón. Statoil de Noruega estará en la subasta.
     
    Efromovich tiene puestos sus ojos en algunos campos y por ello presentó documentos para habilitarse a través de la compañía ecuatoriana Petrobell.
     
    A Germán Efromovich lo sedujo el petróleo colombiano, a tal punto que fue quien retomó los campos abandonados de crudo pesado en Rubiales, en el municipio Puerto Gaitán (Meta), negocio en el que aún tiene una mínima participación y que hoy es el que más produce en el país.
     
    Si bien con la compra de la aerolínea Avianca diversificó sus negocios en el país, no había retomado su marcado interés por el sector de los hidrocarburos. Sin embargo, para la Ronda 2014, en la que se subastarán 95 bloques el próximo 23 de julio, Efromovich tiene puestos sus ojos en algunos campos y por ello presentó documentos para habilitarse a través de la compañía ecuatoriana Petrobell.
     
    Pero solo hoy se conocerá si cumplió con los requisitos exigidos por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), lo que le dará vía libre para presentar ofertas de manera independiente, o si se asociará con compañías nacionales o internacionales para regresar a la exploración en el país.
     
    Junto con Petrobell, otras 38 compañías (ver gráfico) esperan la señal de la ANH para aventurarse en el mecanismo de la subasta, para la cual el presidente de la ANH, Javier Betancourt, espera tener ofertas por el 30 % de los 95 bloques.
     
    Entre las compañías interesadas están la noruega Statoil, una de las gigantes del mercado petrolero europeo, que esta semana anunció su alianza con Ecopetrol para buscar petróleo en Angola.
     
    De acuerdo con expertos del sector, la llegada de Statoil a la Ronda 2014 sería el inicio de una relación de largo plazo para buscar petróleo entre las dos compañías estatales en Colombia.
     
    Statoil es una energética que se dedica a la exploración y producción de petróleo y gas. Está presente en 42 países y es propietaria o tiene participaciones en operaciones en México, Cuba, Venezuela y Brasil. En 2011 vendió su filial brasileña, Statoil Petróleo Brasil, al grupo chino Sinochem.
     
    En la Ronda del 2012, Ecopetrol se asoció con empresas como Oxxi, Petrobras, entre otras, para ir tras nuevos bloques, especialmente en costa afuera y no convencionales.
     
    Entre tanto, el Grupo Pacific Rubiales, la petrolera privada más grande de Colombia, de la que se dice que está en la mira de la española Repsol, irá de la mano de su subordinada Metapetroleum Corp, para ampliar su participación en la exploración y producción del país.

    De acuerdo con Betancourt, entre las compañías que están en proceso de habilitarse se encuentran Exxon Mobil, uno de los grandes jugadores del sector de hidrocarburos, lo mismo que Chevron, Anadarko, la noruega Statoil, la francesa Total, la española Repsol y la brasileña Petrobras. Hay firmas de Canadá, India, Argentina, México, España, Uganda y Colombia.
     
    Por su parte, el presidente de la ANH recalcó que “la Ronda Colombia muestra hoy un buen momento, ya que de las 53 empresas que compraron paquetes de datos, 39 están en proceso de habilitación. Sin embargo, no todas presentarán ofertas, pero de los 95 bloques más los ocho de gas metano asociado a los mantos de carbón, esperamos adjudicar el 30 %”.
     
    De acuerdo con el funcionario, hoy en el mundo hay 3.000 bloques en oferta, y tener 39 compañías interesadas es algo positivo para el país.
     
    Entre tanto, el viceministro de Energía, Orlando Cabrales, mostró su complacencia por la llegada de nuevas compañías, pero también por la permanencia de las que están ya operando en el país.
     
    “El proceso es positivo y vamos bien. De los 95 bloques ofertados, hay un interés marcado por la exploración costa afuera, esto lo que significa es que las medidas que se aplicaron a comienzo de año funcionaron bien. La llegada de empresas como Statoil es muy importante, ya que esta compañía es una de las más grandes en la operación petrolera en su país y en Europa”, recalcó.
     
    Entre los bloques a subastar hay 19 no convencionales, 62 convencionales, 13 costa afuera y 8 para la búsqueda de gas metano, el cual está atrapado en los yacimientos de carbón, y que podrían aportar unos 7,5 terapiés del combustible.
     
    Para el presidente de la Asociación Colombiana del petróleo (ACP), Alejandro Martínez, Colombia sigue siendo un país atractivo para los inversionistas petroleros.
     
    ELESPECTADOR.COM
  • El ICP de Ecopetrol cumple 31 años de evolución hacia la generación de valor

      El ICP es el tercer centro de innovación y tecnología de Latinoamérica, después de Cenpes (Petrobras) y el IMP (Pemex). 
     
       Entre 2005 y 2016, le ha generado beneficios comprobados a Ecopetrol del orden de los US$ 4.172 millones. 
     
    ICP Foto de EcopetrolICP Foto de EcopetrolCon el desarrollo de productos tecnológicos en toda la cadena de valor, que en 2015 le generaron  a  Ecopetrol  beneficios  comprobados  del  orden  de  los  US$346  millones,  el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) llegó a su aniversario 31.  Hoy  se  erige  como  el  Centro  de  Innovación  y  Tecnología  de  Ecopetrol,  enfocado  en  el desarrollo  de  soluciones  tecnológicas  de  alto  impacto,  en  incremento  del  recobro, evacuación óptima de crudos, exploración exitosa y operación costo-efectiva.    Debido  al  aumento  de  la  producción  de  crudos  pesados,  el    ICP  se  ha  enfocado  en  el desarrollo  de  tecnologías  de  crudos  reconstituidos  para  incrementar  su  valor  en  el mercado, y reductores de viscosidad y/o mejoradores de poder de dilución que permitan su transporte por oleoductos y de esta forma se optimicen costos.   En materia de refinación, en las plantas piloto del Instituto se simulan y modelan a escala, todo  lo  que  ocurrirá  en  los  procesos  industriales  de  la  nueva  Refinería  de  Cartagena. Esto le permitirá a la Empresa aumentar la capacidad de conversión para refinar crudos más  pesados,  incrementar  la  producción  de  diésel,  disminuir  el  Fuel  Oil  y  mejorar  la calidad de los combustibles.  Con  el  fin  de  contribuir  a  incrementar  del  factor  de  recobro  de  los  campos,  se  estudian tecnologías  como  inyección  de  agua  mejorada  e  inyección  de  aire,  cuyos  pilotos muestran resultados positivos en áreas campos como Yariguí, en el Magdalena Medio, y Dina, en el Huila.  De  esta  forma,  al  2025  el  ICP  se  posicionará  como  líder  mundial  en  tecnologías  de recobro mejorado; y de producción, evacuación y refinación de crudos pesados.  
     
    Alianzas tecnológicas  
     
    Así mismo, con el fin de fortalecer el sistema de innovación y competitividad del país, el Instituto  ha  hecho  alianzas  con  universidades  como    la  UIS,  Unillanos  y  Pontifica Bolivariana,  para  hacer  investigaciones  conjuntas  en  temas  de  petróleo  y  gas.  También participa  en  la  generación  de  procesos  de  innovación  abierta,  codesarrollos  de tecnologías, transferencia y licenciamientos.  En  este  sentido,  ha  licenciado  22  tecnologías  a  terceros,  que  además  de  generar ingresos para la Empresa, busca mejorar la oferta de productos y servicios de alto valor agregado  para  la  industria  nacional.  El  portafolio  de  productos  de  la  Empresa  está valorado en más de US$131 millones.  
     
    En  materia  de  propiedad  intelectual,  cuenta  con  311  tecnologías  declaradas;  258 registros  de  derecho  de  autor,  72  patentes  otorgadas  vigentes  y  182  solicitudes, constituyendo a Ecopetrol como la empresa líder en Colombia en esta materia.  
     
    El ICP en cifras  
     
      38.000 m2 construidos Piedecuesta + 10.000 m2 en Chichimene   3208 Equipos científicos    22 Laboratorios   35 Plantas piloto de Refinación, Transporte y Biotecnología   1 Litoteca   1 Centro de Computación de Alto Desempeño para Análisis Sísmico    1 Planta Demostrativa de Proceso de Desasfaltado en Chichimene  
      Cuenta con una nómina de 214 funcionarios, de los cuales 21 son Doctores, 102 Magíster, 27 Especialistas, 57 Profesionales y 11 aprendices.   
  • El ICP de Ecopetrol llega a sus 30 años con 292 tecnologías desarrolladas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    por: Paisminero.co

  • El offshore se consolidó en la Ronda Colombia 2014

    Ronda ColombiaEl reto del Gobierno será ahora lograr que las inversiones estimadas que se van a hacer en los bloques, que recibieron ofertas, se hagan a tiempo y sin dificultad.

    La Ronda Colombia 2014, que se realizó en Cartagena en el mes pasado, ha sido la cuarta de mayor adjudicación en número de bloques de las ocho que se han hecho hasta el momento, pero en la suma de compromisos exploratorios iguala a la segunda que fue en el 2010.

    Según el Gobierno, en la primera fase de esta Ronda se recibieron ofertas para 26 bloques, por parte de 19 empresas, de los 95 que se ofertaron por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), lo cual representa una tasa de colocación del 27%, de los cuales 58 tenían prospectividad para yacimientos convencionales, 18 para no convencionales y 19 para costa afuera (off shore).

    En la segunda vuelta, la ANH ofertó 69 bloques no adjudicados en la primera y solo recibió una propuesta por el bloque Choco 1, por parte de la empresa Cleanenergy Resources. La adjudicación de esta área, ubicada en el Pacífico colombiano, representará una inversión de 67 millones de dólares. Este es el primer bloque que se adjudica en esta cuenca considerada frontera.

    Con la terminación de esta segunda vuelta, la Ronda logra una adjudicación preliminar de 27 bloques y una inversión superior a los 1.400 millones de dólares en exploración, convirtiéndose en el segundo proceso con mayor nivel de compromisos económicos.
    Javier Betancourt Valle, presidente de la ANH, al respecto dice que “la Agencia ha sido bastante acertada en la colocación de los bloques, ahora el reto es lograr que estas inversiones se hagan a tiempo y sin mayor dificultad”.


    BALANCE DE LA RONDA


    El gran afianzamiento del off shore en el Caribe colombiano fue uno de los aspectos relevantes que dejó la Ronda 2014, en donde se consolida la presencia de grandes jugadores, como es el caso de Repsol, Shell, Ecopetrol, Anadarko y la entrada al país de Statoil, que salió favorecida en esta oportunidad.

    “En el offshore estamos yendo a aguas profundas y ultraprofundas. De los 19 bloques que teníamos, la ANH logró colocar cinco en la Costa Atlántica”, precisó Betancourt.

    También es importante resaltar el interés que despertó entre los inversionistas la cuenca Sinú - San Jacinto, que involucra a los departamentos de Córdoba, Bolívar y Sucre, principalmente, la cual era poco atractiva, pero gracias a la labor realizada por la ANH, de consolidar la información de esta área, a través de los análisis y las inversiones que ha realizado en la adquisición de conocimiento exploratorio, se volvió atractiva para las petroleras.

    En los no convencionales hubo una sola oferta, entre tanto, se mantiene y profundiza el interés en el Putumayo, a pesar de los problemas de orden público. La cuenca Caguán-Putumayo representa para los inversionistas un gran lugar para buscar hidrocarburos, por eso, en esta oportunidad se recibieron varias ofertas. Asimismo, los yacimientos descubiertos no desarrollados se adjudicaron todos los que se ofrendaron.

    El otro aspecto para resaltar es el programa de sísmica costa afuera que ofreció Anadarko de 20.000 kilómetros de sísmica 3D, que equivale a lo que fácilmente se hace en Colombia al año en un solo programa exploratorio.


    SE RECIBIERON PROPUESTAS INTERESANTES


    El Comité Intergremial de Hidrocarburos señaló que el balance de la Ronda 2014 es satisfactorio, ya que se obtuvieron propuestas interesantes.

    “Esta nueva ronda no se puede comparar con las anteriores, pues es resultado de nuevos bloques con más riesgo exploratorio. Otro factor interesante que pudo afectar el resultado es la oferta que otros países están haciendo en su región con la búsqueda de inversionistas, como lo es México”, estiman integrantes de este Comité.

    Según el informe de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), el mayor interés en la Ronda 2014 se registró en los yacimientos descubiertos pero por desarrollar, que recibieron propuestas para la totalidad de las áreas ofrecidas (11 bloques en su mayoría en los Llanos Orientales), seguido por las continentales, de yacimientos convencionales (9 bloques de 30 ofrecidos, en su mayoría en Sinú- San Jacinto) y los bloques costa afuera (5 de 19 en el Caribe).



    Fuente: Portafolio.co


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  • El país asimiló el descenso de los precios del petróleo en el 2016

     

    Petroleo IngEl Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH, informan que al 31 de diciembre de 2016, las reservas probadas de crudo fueron de 1.665 millones de barriles.

    Entre tanto los recursos contingentes (cantidades de petróleo estimadas potencialmente recuperables bajo condiciones de mercado favorables) crecieron el 36% según las declaraciones que las operadoras realizan a la ANH. En 2015 las reservas probadas se evaluaron con un precio promedio WTI de USD 50,28 por barril, mientras que para 2016 se evaluaron con un precio promedio de USD 42,75 por barril, donde se tuvo un primer trimestre con precios menores a USD 30 por barril, reflejándose en el promedio final. Hoy se observa un precio para el primer trimestre de 2017 alrededor de USD 50 por barril, generando confianza en los operadores para la reactivación del desarrollo de los campos productores.

    Los pozos exploratorios que se han perforado hasta el 30 de abril de 2017 ya superan los perforados durante todo el 2016; esto refleja la reactivación en la inversión y confianza del sector.

    "Gracias a la recuperación de los precios internacionales, la actividad explotaría continúa recuperándose. Entre la actividad exploratoria y en desarrollo, se espera que en 2017 se perforen 503 pozos, cifra que representa más del 108% que lo registrado en 2016 (242). Es de destacar que en cuanto a la sola actividad exploratoria, en lo corrido de 2017 se han perforado 25 pozos, nivel que supera lo observado en todo 2016." Aseguro el Ministro de Minas y Energía, German Arce Zapata.

    La relación de Reservas – Producción (R/P)  para crudo es de 5,1 años, con los niveles de producción del año 2016,  niveles de producción que garantizan no solo la carga de las refinerías, sino además los excedentes de exportación que el país requiere.

    Con respecto a las reservas probadas de gas del país, se situaron al cierre de 2016 en 4,02 terapiés cúbicos (Tpc), lo cual supone una relación R/P de 11,17 años.

    “La estabilización de los precios del crudo alrededor de los USD 50 por barril permitirán que la mayoría de las compañías acometan, en el transcurso de este año, las labores de exploración y desarrollo que nos garanticen incrementar reservas y mantener niveles de producción por encima de los 850.000 barriles diarios” afirmó Orlando Velandia, presidente de la ANH. 

    Por: Paisminero.co / CP – ANM

     

  • El país estaría cerca de un gran hallazgo de gas

    Gasnova PlantaEl descubrimiento sería en el Caribe, en los bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur. Algunos analistas consideran que de hacerse realidad, el país podría solucionar el suministro de gas hasta 2025.
     
    Desde los primeros meses del año algunos analistas y empresarios del sector de gas señalaron que el decrecimiento de las reservas de gas debía ser tomado como un ‘campanazo’ pues el país posiblemente estaría obligado a importar gas.
     
    Respecto a la oferta de gas, Francisco Lloreda Mera, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (CP) señaló que en 2015 la oferta de gas sería de 1.200 millones de pies cúbicos, pero para 2018 el país se enfrentaría a un déficit de 190 millones de pies cúbicos, y para 2021 el déficit llegaría hasta los 345 millones de pies cúbicos.
     
    Sin embargo, existe la posibilidad de que aumente la oferta de gas en Colombia. Portafolio.co se enteró de que en el mercado de hidrocarburos corre un rumor sobre los avances en los estudios de exploración de los bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur sobre el mar Caribe.
     
    Según Camilo Silva, socio y analista de Valora Inversiones, todo parece indicar que el hallazgo de gas es casi seguro: “Esto sólo dejará de ser un rumor en el momento en que se anuncie, pero declaraciones del Ministro de Minas y Energía recopiladas por una emisora local permiten hacernos a la idea de que el rumor es cierto”.
     
    El ministro Tomás González dijo en Medellín que las compañías estadounidense Anadarko y Ecopetrol, cada uno con 50 por ciento en esta búsqueda, estarían a punto de un nuevo hallazgo del hidrocarburo.
     
    “Están haciendo el programa de sísmica marina más grande de la historia de la industria del petróleo en el Caribe colombiano. Porque hay una enorme confianza en que las condiciones son las correctas y el potencial está ahí, los vientos los tenemos a nuestro favor y esperamos que esa zona se convierta en un descubrimiento que pueda complementar el que se hizo cerca a la Guajira”, afirmó el jefe de la cartera de Minas.
     
    “Tenemos la certeza de que hay gas y de que los modelos geológicos que nos decían que ahí podía haber gas, son ciertos, porque los hay”, añadió el funcionario.
     
    Fuente; Portafolio,co
  • El país estaría cerca de un gran hallazgo de gas

    Trabajdores  EcopetrolEl descubrimiento sería en el Caribe, en los bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur. Algunos analistas consideran que de hacerse realidad, el país podría solucionar el suministro de gas hasta 2025.

    Desde los primeros meses del año algunos analistas y empresarios del sector de gas señalaron que el decrecimiento de las reservas de gas debía ser tomado como un ‘campanazo’ pues el país posiblemente estaría obligado a importar gas.

    Respecto a la oferta de gas, Francisco Lloreda Mera, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (CP) señaló que en 2015 la oferta de gas sería de 1.200 millones de pies cúbicos, pero para 2018 el país se enfrentaría a un déficit de 190 millones de pies cúbicos, y para 2021 el déficit llegaría hasta los 345 millones de pies cúbicos.

    Sin embargo, existe la posibilidad de que aumente la oferta de gas en Colombia. Portafolio.co se enteró de que en el mercado de hidrocarburos corre un rumor sobre los avances en los estudios de exploración de los bloques Fuerte Norte y Fuerte Sur sobre el mar Caribe.

    Según Camilo Silva, socio y analista de Valora Inversiones, todo parece indicar que el hallazgo de gas es casi seguro: “Esto sólo dejará de ser un rumor en el momento en que se anuncie, pero declaraciones del Ministro de Minas y Energía recopiladas por una emisora local permiten hacernos a la idea de que el rumor es cierto”.

    El ministro Tomás González dijo en Medellín que las compañías estadounidense Anadarko y Ecopetrol, cada uno con 50 por ciento en esta búsqueda, estarían a punto de un nuevo hallazgo del hidrocarburo.

    “Están haciendo el programa de sísmica marina más grande de la historia de la industria del petróleo en el Caribe colombiano. Porque hay una enorme confianza en que las condiciones son las correctas y el potencial está ahí, los vientos los tenemos a nuestro favor y esperamos que esa zona se convierta en un descubrimiento que pueda complementar el que se hizo cerca a la Guajira”, afirmó el jefe de la cartera de Minas.

    “Tenemos la certeza de que hay gas y de que los modelos geológicos que nos decían que ahí podía haber gas, son ciertos, porque los hay”, añadió el funcionario.

     

    Fuente: Portafolio.co

  • El petróleo alcanza su menor precio en lo que va del año

    Cayó un 5% en la jornada de este miércoles. Estas cotizaciones constituyen un duro golpe para la economía colombianaCayó un 5% en la jornada de este miércoles. Estas cotizaciones constituyen un duro golpe para la economía colombianaLos precios del petróleo cayeron a sus menores valores del año impactados por el aumento de las reservas estadounidenses de crudo y al aumento de la producción. 
    En Nueva York el barril de “light sweet crude” (WTI), perdió US$2,86 a US$50,28 en los contratos para abril. Es el valor más bajo desde diciembre.
     
    En Londres, el barril de Brent del mar del Norte para entrega en mayo, cayó US$2,81 a US$53,11 y quedó también en su menor precio del año. 
     
    “Los inversionistas se alarmaron porque se anunció un alza muy fuerte (...) de las reservas estadounidenses”, dijo Phil Flynn, de Price Futures Group.
     
    Desde hace varias jornadas, analistas apuntaron que el mercado corría el riesgo de bruscos movimientos debido a un nivel muy elevado de posiciones especulativas.
    Las reservas estadounidenses se mantienen desde hace semanas en niveles históricos y este miércoles el Departamento de Energía de los Estados Unidos informó que aumentaron en 8 millones de barriles; muy por encima de lo esperado por el mercado.
    La producción estadounidense siguió aumentando y alimentando los temores a una sostenida reanudación de la actividad de sus petroleras especialmente en la explotación de petróleo de esquisto.
     
    La situación para los precios es, en términos generales, desfavorable en Estados Unidos y “reduce la capacidad del acuerdo de la Opep para reducir la producción y terminar con el exceso de oferta”, comentó Jasper Lawler de London Capital Group. 
     
    En la jornada de este miércoles, el petróleo abrió a la baja en Nueva York, ante una elevada oferta ante las cifras de reservas y producción en Estados Unidos.
     
    El desplome en el precio del crudo es un duro golpe para la economía colombiana, más cuando la mayoría de las operaciones del país en el PIB provienen de la renta petrolera.
     
    AFP
     
     
  • El petróleo ronda su máximo de más de un año

    Barriles 1LONDRES (EFE Dow Jones)--El precio del petróleo inicia el año con un fuerte repunte, que ha llevado al crudo Brent a alcanzar un máximo de más de un año, impulsado por las expectativas de los inversionistas de que los recortes acordados a finales del año pasado surtirán efecto y ayudarán a reducir las reservas mundiales.
     
    El crudo Brent para entrega en marzo avanzaba un 2,2% a US$58,09, tras alcanzar un máximo de 17 meses de US$58,11, mientras que el crudo West Texas Intermediate para febrero avanzaba un 2,3% a US$54,95.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo, junto a otros de los principales países productores de crudo, incluyendo Rusia, acordaron recortar la producción en 1,8 millones de barriles al día o cerca del 2% del volumen mundial a partir de este mes.
     
    “[El crudo] Podría estar moviéndose al anticipar que habrá pruebas de que las reservas se están reduciendo”, dice Gareth Lewis-Davies, estratega sénior de materias primas en BNP Paribas.
     
    Los precios del petróleo registraron el año pasado sus mayores alzas desde la recuperación de la crisis financiera en 2009, gracias a la reducción de las reservas mundiales de crudo y a la voluntad de la OPEP de controlar los precios. Los inversionistas y analistas probablemente mantendrán su atención en los próximos movimientos de la organización, y en las acciones de cada uno de los miembros, así como en su voluntad de cumplir con los recortes propuestos.
     
    “Va a ser un año en el que los movimientos de los precios serán dirigidos por la OPEP y estos recortes”, concluye Virendra Chauhan, analista de petróleo en Energy Aspects en Singapur.
     
     
    Fuente: lat.wsj.com
  • El petróleo, la gran incógnita de la economía en el 2017

    Campo de THX  ecopetrolCampo de THX ecopetrolTras el oscuro panorama de precios que enfrenta el petróleo desde el 2014, todo apunta que el 2017 podría ser el año de la recuperación, aunque hay voces que señalan que el panorama no está del todo despejado.

    Asimismo, las dudas rondan sobre si es necesario en la actual coyuntura aumentar las inversiones en nuevas exploraciones, no solo en Colombia sino en el resto del mundo.

    Y esa incertidumbre resurgió en la última semana, pues el precio internacional del hidrocarburo tipo West Texas (WTI) se desinfló un 5% y rompió a la baja la barrera de los US$50 por barril, en el cual estuvo durante varios días como parte de su lenta recuperación desde los inicios del año.

    Parte de ese comportamiento a obedece a los temores de una nueva sobreoferta, ya que Estados Unidos aumentó sus reservas de crudo de esquisto en 8,2 millones de barriles (hasta los 504 millones de barriles), cuando los expertos vaticinaban una caída de un millón de barriles. 
    Por ello, las importaciones de crudo de Estados Unidos —el mayor consumidor de combustibles del planeta— disminuyeron en 1,34 millones de barriles por día.

    Lea también: 'Inversión extranjera neta en Colombia aumenta un 125,2 % al cierre de febrero'.

    Tal circunstancia podría echar por la borda el acuerdo de recortes de producción que logró la Opep en diciembre del 2016, y en el cual participó Rusia que estaba renuente a reducir la extracción de crudo para no impactar el mercado.

    Julio César Vera, presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Acipet, sostiene que el nuevo descenso de los precios será transitorio en el primer semestre del 2017, y confía en que en la segunda fase del año podría haber cotizaciones de entre US$55 y US$60 por barril.

    26%
    cayeron las inversiones petroleras en el 2016.
    504
    millones de barriles son las reservas de EE.UU.
    5%
    bajó el precio del crudo en la última semana. Unos US$3,5 por barril.

    “El mercado reacomodará sus inventarios y ello permitirá que los precios vuelven a aumentar”, recalca el dirigente.

    Cabe recordar, que la descolgada del petróleo —que causó crisis fiscal no solo en Colombia, sino en el resto de los países latinoamericanos el año pasado— llegó a su momento crítico en el 2016 cuando el precio del crudo llegó a caer hasta los US$29 por barril.

    PetróleoPetróleo

    El viernes el precio del crudo bajó a US$48,49 por barril, su menor valor en cuatro meses debido a la persistente inquietud por la elevada oferta de crudo.

    Elpaís.com.co

    Todo fue producto de la ‘inundación’ de oro negro que había en el mundo, más un abrupto descenso del consumo en China, India y los Estados Unidos. Aún así a principios de enero del 2017, el petróleo escaló hacia los US$53.

    Sin embargo, hay voces que estiman que el panorama sigue complicado. Por ejemplo, Munir Jalil, jefe de estudios económicos de Citibank, señala que “mientras los precios se mantengan débiles es improbable que los incrementos de oferta (de crudo) se materialicen”.

    De allí, que, anota, “la incertidumbre se mantenga porque el mercado sigue siendo inestable ya que este es un año que esperábamos iba a ser volátil en cuanto al petróleo”. 

    Lo que está sucediendo está a la par con un dólar que se fortalece por la proximidad de nuevas alzas de tasas de interés por parte de la Reserva Federal.

    Panorama en Colombia

    A pesar de lo que ocurre en los mercados internacionales, en Colombia hay confianza en una mejoría durante el 2017. 

    Tanto que el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, al presentar el balance del 2016 donde la empresa logró utilidades por $1,56 billones —pese a la crisis— estima que el mercado mejorará. Tanto que efecto de los presupuestos oficiales se estima un precio de US$55 por barril durante este año.

    Lea también: 'Ecopetrol sale de números rojos y gana 1,56 billones de pesos en 2016'.

    Y para reforzar esa visión, Ecopetrol ha previsto la exploración de once nuevos pozos, varios de ellos en la Costa Caribe para acumular reservas y aumentar confianza.

    En eso coincidió hace poco Francisco José Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, al señalar que no obstante lo ocurrido el año pasado, los recursos para exploración aumentarían en 2017 debido a que existen compromisos de inversión por US$1.200 millones, muchos de los cuales se vencen ese año.

    899
    mil barriles por día fue la producción de Colombia en 2016.
    55
    dólares por barril es el precio ideal para Colombia.
    103
    millones de barriles día será el consumo de crudo en 2022.

    La inversión en exploración para el 2017 estará entre US$1.400 millones y US$1.570 millones.

    En materia de producción, la ACP estima que el presupuesto de inversión oscilará entre US$3.070 millones y US$3.370 millones, que se verán reflejados en la realización de 600 a 700 pozos de desarrollo. 
    Esta inversión estará enfocada principalmente a detener la caída en la producción, lo que permitiría que se ubique entre 890.000 y 910.000 barriles promedio diario en 2017, relativamente estable frente a la cifra registrada en 2016.

    Frente lo que viene, Mario Acosta, jefe de estudios económicos de Ultraserfinco opina que Estados Unidos está jugando un papel en la volatilidad del mercado petrolero.

    Para evitar que los precios del petróleo se vayan a las nubes, la industria debe invertir más para que la oferta no falte 
    frente a un consumo que subiría en el 2022.

    Recordó que cuando los precios estaban por debajo de US$50 muchas petroleras de ese país bajaron su producción, pero ante su recuperación han vuelto a extraer más crudo para atender el mercado. De allí, que haya nuevos temores de una nueva sobreoferta de hidrocarburos, pese al pacto suscrito entre los miembros de la Opep.

    Al respecto, Andrés Pardo, analista y economista de Corficolombiana, pone de presente que debido a lo que está pasando “el panorama petrolero no está despejado, aunque muchas empresas están más tranquilas ya que el precio está rondando los US$50 y no menos de US$30 como ocurrió el año pasado”.


    En su concepto “un barril de US$50 da un respiro, pero existe mucha incertidumbre sobre lo que viene para los próximos años, ya que las medidas dispuestas por Donald Trump podrían avivar una mayor producción lo cual no será muy beneficioso para las compañías del sector”.

    Con base en lo que está pasando en el 2017 la cotización del crudo será menos volátil frente a lo que pasó en los dos últimos años, pero no exime al mercado de movimientos bruscos. En otras palabras, el nuevo brillo del llamado oro negro no está garantizado.

    Estímulos en el país

    El presidente de la ACP, Francisco José Lloreda Mera ha consideró hace poco que los estímulos otorgados por el Gobierno a la exploración Costa Afuera han logrado que la tendencia de inversión en este campo se mantenga al alza. 

    En 2017 las empresas destinarán US$650 millones en exploración petrolera marítima, un campo en el que el país todavía no ha hecho mucho recorrido.

    Y existe un dilema. “Estudios del Gobierno Nacional han estimado que se requieren entre US$7.000 millones y US$9.000 millones de inversión anual en el sector para poder mantener la autosuficiencia petrolera en el largo plazo. Con los US$4.700 millones estimados para 2017 aún estamos a mitad de camino de alcanzar esa meta”, sostuvo Lloreda.

    elpais.com.co

  • Empresa Colombiana Desarrollo método para Limpiar Derrames de Hidrocarburos

    Barreras de Contención de Derrame: foto EcopetrolBarreras de Contención de Derrame: foto EcopetrolLa empresa colombiana Hydram Ltda ha desarrollado un método de descontaminación de suelos afectados por derrames de petróleo que se ha probado con éxito en las ciudades de Barrancabermeja y Neiva y en el municipio de Aguazul, los cuales sufren contaminación medioambiental. El método permite separar el material contaminado por el petróleo, el agua y los materiales inorgánicos como la arena.
     
    Los investigadores de la empresa encabezados por Luis Andrés Sáenz Martínez crearon una fórmula química a partir de aceites vegetales. Esta fórmula se agrega al material contaminado y se agita en un aparato especial denominado 'Hydro Carbon Separation Machine' ('máquina de separación de hidrocarburos'). El aparato tiene la capacidad de procesar 20 metros cúbicos de material contaminado a la hora.
     
    Tanto la fórmula química como los materiales descontaminados pueden ser reintegrados en la naturaleza.
     
    Ante los daños ambientales que ha generado el derrame de crudo en extensiones de suelos, mar, ríos y quebradas en diferentes zonas del país, especialmente en Tumaco, un ingeniero químico colombiano desarrolló una tecnología capaz de limpiar las zonas contaminadas por petróleo y recuperar el ecosistema.
     
    El proyecto, llamado ‘Separación de hidrocarburos’ y liderado por Luis Andrés Sáenz Martínez, tiene como objetivo remediar el material contaminado con crudo mediante la separación del petróleo de los materiales inorgánicos y también de las fases acuosas. De hecho, se busca recuperar el crudo para utilizarlo posteriormente en procesos de refinación.
     
    Para ello, Luis Andrés desarrolló una fórmula química que, al ser incluida en un mecanismo de agitación, depura los materiales contaminados en tres fases claramente separadas: la primera, compuesta por las arenas y los materiales inorgánicos; la segunda, de agua, y la tercera, de crudo.
     
    Cada una de estas fases, al ser liberadas, puede reincorporarse de manera independiente y sostenible a los ecosistemas. Los productos utilizados en el proceso de remediación son ciento por ciento biodegradables, lo cual asegura la posibilidad de que el agua empleada en la separación pueda ser reintegrada de manera segura al ambiente.
     
    De acuerdo con Luis Andrés, el aditivo (la formula química) es un derivado de aceites vegetales soluble en agua y que reacciona al hidrocarburo.
     
    Entonces, una vez se vierte en el área contaminada, el aditivo separa el crudo y lo deja nadando en la superficie para que se pueda extraer fácilmente.
     
    Por el momento, esta tecnología se ha aplicado en Neiva, Barrancabermeja y Aguazul (Casanare) mediante la utilización de una máquina de ingeniería colombiana, pero fabricada en España, llamada Hydro Carbon Separation Machine, la cual tiene la capacidad de procesar hasta 20 m³/hora de material contaminado.
     
  • Empresas de petróleo y gas apuestan a seguir creciendo a través de la optimización de los procesos, la aplicación de nuevas tecnologías y el desarrollo de los recursos humanos

    ARPEL640Ejecutivos y expertos de ANCAP, Ecopetrol, PDVSA, Pemex, Petrobras, Petroperú, Pluspetrol, Repsol, Schlumberger, Tecpetrol, Weatherford, YPF e YPFB, entre otras compañías, participaron de la 86a Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) en "Gestión de Reservorios", el evento técnico más relevante del año sobre la temática en la región en el que se dieron a conocer las más recientes tecnologías sobre el manejo integrado de reservorios.
     
    El congreso fue organizado por la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (ARPEL) con el apoyo de su Comité de Exploración y Producción, y estuvo dirigido a ejecutivos, profesionales técnicos especializados del área e investigadores académicos.
     
    Durante las dos jornadas fueron tratados temas relacionados con la revitalización de campos maduros, el monitoreo de reservorios, la gestión de reservas y la evaluación de reservorios. La agenda del evento estuvo conformada por treinta presentaciones técnicas, nueve presentaciones plenarias además de la exhibición de treinta pósters.
     
    El Vicepresidente Ejecutivo de Exploración y Producción de YPF, Jesús Grande, expresó que “es fundamental para todas las compañías que formamos parte de ARPEL que exista esta colaboración, este intercambio de ideas y de técnicas utilizadas en diferentes yacimientos, para que surjan nuevas ideas y nuevas formas de hacer las cosas”.
     
    En su disertación, Jesús Grande se refirió a los cuatro desafíos que la empresa enfrenta actualmente: rejuvenecimiento y optimización de campos maduros; desarrollo y optimización de campos de gas convencional; desarrollo de no convencionales, y la ampliación del horizonte de Argentina a través de una extensa actividad exploratoria.
     
    “Creo que es a través del esfuerzo que se pone en reuniones como estas que podemos conseguir ideas y formas de hacer las cosas que nos permitan fortalecer nuestra cartera de proyectos tanto en su calidad como en su cantidad”, manifestó. Y agregó que “la industria necesita muchísimo de las personas que como muchos de ustedes [los participantes de la RANE] se atreven a desarrollar nuevas formas de hacer las cosas. Y es de esta forma que vamos a llevar a la industria adelante y que vamos a conseguir atraer a mucho más talento”.
     
    Por su parte, el Asesor Senior  en  Asuntos Estratégicos e  Internacionales de Pemex  Exploración y Producción y Presidente del Comité de Exploración y Producción de ARPEL, Luis Macías Chapa, manifestó que “es muy importante que los técnicos que vienen a este tipo de talleres puedan conversar con sus pares sobre lo que están haciendo en sus propias operaciones y crear redes de especialistas que se puedan comunicar para resolver problemas futuros que se vayan encontrando en todo lo que implica la administración de yacimientos”.
     
    “La gestión de reservorios es clave porque si no tenemos reservas no tenemos producción”, dijo el Gerente Global de Reservorios de Pluspetrol, Telmo Gerlero, quien agregó que “el manejo integrado de reservorios significa poder tomar las decisiones adecuadas teniendo en cuenta cómo van impactando en todos los distintos sectores que están interviniendo en la cadena de valor. Estos son modelos de gestión que priorizan la progresión de las reservas, realizando inversiones, aplicando nuevas tecnologías y desarrollando recursos humanos”.  
     
    Siguiendo con el tema, Macías Chapa expresó que “estamos hablando de hacer todo lo que implica en la explotación de un yacimiento o de un reservorio de la mejor manera óptima y eficiente, por lo tanto, más económica. Eso implica una serie de actividades que van desde el manejo de la energía del yacimiento, los sistemas de producción, etc., todo eso con el afán de optimizar todos los elementos que están involucrados en el proceso”.
     
    El experto dijo que “hay países de la región que han aprovechado mejor las metodologías que están disponibles” y que “es realmente la forma de aplicarlas lo que hace la diferencia”. Citó como ejemplo a las compañías que están muy avanzadas en temas de recuperación mejorada de hidrocarburos para aumentar el factor de recuperación, las cuales empiezan con pruebas de laboratorio, pruebas piloto, aplicación en campo, y “van valorando y validando los resultados que van encontrando a lo largo del camino”.
     
    El congreso tuvo una sesión plenaria exclusiva sobre el desarrollo de recursos no convencionales en la cual participó Matías Fernández-Badessich, Gerente del Centro de Excelencia de No Convencional en YPF, quien expresó que “hacer que Argentina pase a ser un país reconocido mundialmente por su tecnología no convencional ya no es más una utopía”.
     
    El experto señaló que si se comparara una foto satelital nocturna del centro de la provincia de Neuquén, que es donde está la explotación de Vaca Muerta, de hace tres años atrás con una foto actual, alcanzaría para ver “la actividad efervescente” que hay hoy allí.  
     
    “Hace muchos años atrás se pensaba que la industria de hidrocarburos estaba en declinación e iba a desaparecer en pocas décadas e iba a ser reemplazada por energías renovables como la solar y la eólica. Se ha visto que desarrollar esas energías alternativas es bastante más caro de lo que estaba pensado, entonces no se sabía con qué se iba a reemplazar la necesidad de energía del mundo. Eso se cubrió con las puestas en producción de los yacimientos ultraprofundos y ahora apareció el shale, y transformó a Estados Unidos y ahora está transformando Argentina”, subrayó.
     
    Otro de los principales temas abordados durante el congreso fue la gestión del talento humano en el sector de exploración y producción.
     
    Sobre este punto, Jorge Vicens, Vicepresidente de Recursos Humanos para Sudamérica de Schlumberger, destacó que “ninguna herramienta tecnológica es más importante que nuestra inversión en capital humano”.
     
    “El liderazgo efectivo es fundamental para el éxito de cualquier compañía e identificar y desarrollar los futuros líderes es imperativo para la sustentabilidad a largo plazo”, dijo.
     
    En tanto, Luciana Poli, Consultora de Recursos Humanos de Petrobras, sostuvo que “la buena gestión del talento humano puede hacer la diferencia entre una empresa que se mantiene o una empresa que se mueve adelante no sólo enfrentando el escenario actual sino que también ayudando a construir el futuro de la industria”.
     
    La RANE de “Gestión de Reservorios” es un congreso de ARPEL que se realizará cada dos años, rotando su sede en distintos países de América Latina y el Caribe. La próxima edición será en el 2016.
     
    Fuente: Hidrocarburosbolivia.com
  • En 2015 Refinería de Barrancabermeja aumentará producción de diésel

    Refinería de Ecopetrol en BarrancaRefinería de Ecopetrol en BarrancaDurante los primeros cuatro meses de este año Refinería de Barrancabermeja de Ecopetrol incrementó la producción de diésel en 5.000 barriles día y proyecta materializar un volumen igual durante el segundo semestre. Esta cifra supera la producción presupuestada para ese período, no obstante la mayor carga de crudos pesados.
     
    Para el negocio de refinación esta producción adicional le genera ingresos mayores por el orden de USD$43 millones a Ecopetrol y significa una importante disminución de las importaciones de combustibles para el abastecimiento del país.
     
    Actualmente la refinería de Barrancabermeja produce entre 50 y 55 kbd de diésel con los que cubre el 48% del mercado nacional, por lo que Ecopetrol importa aproximadamente 60 kbd para cubrir la totalidad de la demanda, que oscila entre 105 y 113 kbd, en promedio. Con la entrada de Reficar, en el segundo semestre de este año, Ecopetrol producirá el 100% del diésel requerido para el consumo interno.
     
    Este nuevo logro de producción de la refinería de Barrancabermeja se enmarca en su estrategia financiera dirigida a maximizar de manera sostenida el valor económico del negocio de refinación.
     
    ecopetrol.co
  • En 4 años se producirían al día 202.000 barriles menos: ACP

    La Asociación Colombiana del Petróleo revisó proyecciones a mediano y largo plazo para el sector y estima que a partir del 2016 vendrá una época de declive en la extracción de hidrocarburos. Sindicatos estiman que planes de recorte presupuestal de las empresas dejarán a 25.000 personas sin empleo.
     
    Petroleo SuministroParece inevitable que a partir del 2016 la producción petrolera del país entre en una etapa de declive. Así lo prevé la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, que ayer presentó sus más recientes pronósticos que contemplan un barril del petróleo cotizándose, en promedio, a 50 dólares en el 2015 y estabilizándose entre los 60 y los 70 dólares a partir del 2016.
     
    La ACP proyecta que este año, a pesar de que el 26 por ciento de las empresas operadoras de campos anunciaron menor inversión en el área de producción, el país alcanzará un volumen de extracción por encima del millón de barriles promedio diario (1.020.000, para ser precisos).
     
    Sin embargo, las desaceleración se sentiría realmente a partir del 2016, cuando se estima que la producción sea de 966.000 barriles promedio diario; se acentuaría en el 2017, con una predicción de 843.000 barriles, y se consolidaría en el 2018, con un pronóstico de 786.000 barriles.
     
    El año pasado el país alcanzó una cifra promedio de producción de 988.100 barriles diarios, lo que significaría que, de cumplirse el pronóstico de la ACP, el país produciría 20 por ciento menos en cuatro años, es decir 202.100 barriles con los que no contaría la industria.
     
    Pero esta cifra podría ser aún menor si no se toman ciertos correctivos que, según el gremio, son urgentes: “En nuestros cálculos estamos contemplando nuevos hallazgos, proyectos de recobro y la producción de no convencionales (cuyos primeros barriles se empezarían a ver, según la ACP, en el 2022). Si no se logra nada nuevo, significaría que para el año 2018 estaríamos por el orden de los 500.000 barriles diarios”, explicó Francisco Lloreda, presidente ejecutivo de la ACP.
     
    Aunque prevé una caída en el ritmo de exploración, el gremio cree que los compromisos contractuales adquiridos por las petroleras se cumplirán este año.
     
    Para frenar la caída en la producción la ACP presentó una lista de 18 propuestas al Ministerio de Minas que resume en cinco puntos: “atender retos de trámites y entorno a las operaciones (conflicto social, licencias ambientales y consultas previas), revisar ajustes de contratos de exploración y producción y mecanismos de promoción de áreas exploratorias, diseñar acciones para reducir costos de operación (en particular en transporte de hidrocarburos), definir la prórroga de los contratos de asociación y revisar y agilizar las devoluciones de saldos y anticipos en impuestos”, explica el gremio.
     
    Esta semana habrá una reunión entre la ACP y el Ministerio para definir cuáles de estas propuestas se pueden aplicar.
     
    IMPACTOS SOCIALES Y FISCALES
     
    De cumplirse las estimaciones del Gobierno, según las cuales este año el precio del barril de crudo colombiano se ubicará en 48 dólares en promedio, la ACP calcula que en el 2016 la Nación dejará de recibir 15 billones de pesos en concepto de impuestos y regalías, por parte de la industria petrolera.
     
    Este dato, sin embargo, no tiene en cuenta la devaluación del peso con respecto al dólar, algo que sí consideró la Contraloría General de la República, que estimó que, teniendo en cuenta el comportamiento de la moneda, el hueco fiscal será de 2 billones de pesos para el 2015 y de 11 billones para el 2016, de mantenerse la tendencia de precios.
     
    Además del impacto fiscal, la Unión Sindical Obrera, USO, calcula que serán 25.000 trabajadores de la industria los que quedarían cesantes en caso de que se mantengan los planes de reducción presupuestal de las empresas petroleras en el país.
     
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    Portafolio.co
     
  • En 8 municipios se concentra la 'guerra' contra el petróleo

    Cao LimonCada día de este año, y por culpa de los atentados de las Farc y el Eln contra la infraestructura petrolera, el país ha perdido al menos 2 millones de dólares que debían ir a inversión social.
     
    La cifra es de Ecopetrol, que asegura que en el 2014 la producción de petróleo ha caído en 20.000 barriles diarios.
     
    Aunque van menos ataques que el año pasado, el impacto de la embestida contra los oleoductos y los camiones que transportan crudo es mayor. En el 2013, a corte del 30 de junio, iban 144 atentados, que frenaron la producción en unos 8.000 barriles. Este año se registraron 67 ataques. (Lea también: Putumayo, entre el miedo y los derrames de hidrocarburos).
     
    El gremio petrolero dice que las pérdidas son mayores porque los tiempos de acceso para reparar la tubería han sido más extensos, aunque el Ministerio de Defensa señala que ese lapso –en el que se aseguran las áreas– pasó de 35 a 4 días.
     
    Pero no siempre es cuestión de orden público. Eso pasó en marzo en zona rural de Toledo (Norte de Santander), cuando el Eln voló un tramo del Caño Limón-Coveñas, el oleoducto más atacado (2 de cada 5 acciones van contra él). Durante casi dos meses, indígenas uwas bloquearon el paso, que se restableció tras una intensa negociación con el Gobierno.
     
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) dice que en el país hay 28 bloques con ‘inconvenientes’ para operar. A su vez, el viceministro de Defensa, Jorge Bedoya, afirma que el 95 por ciento de los atentados perpetrados por las guerrillas este año han sido contra infraestructura de hidrocarburos.
     
    Ocho de cada diez ocurrieron en 8 municipios de tres departamentos, todos fronterizos: en Orito y San Miguel (Putumayo), Saravena, Fortul, Arauquita y Tame (Arauca), y Toledo y Teorama (Norte de Santander). “Buscan concentrar la atención de los soldados y policías sobre la infraestructura para que no les lleguemos con operaciones”, dice Bedoya.
     
    El general Juan Pablo Amaya, comandante del comando conjunto n.° 3 del Suroriente, afirma que la guerrilla busca a jóvenes y a miembros de grupos de delincuencia común para que pongan los explosivos. “Les pagan 250.000 o 300.000 pesos para que adhieran el explosivo al oleoducto. La explosión, por medio de un celular, la hacen los guerrilleros”, señala Amaya.
     
    En Putumayo y Nariño, las Farc son las principales responsables de los atentados, mientras que el Eln lo es en Norte de Santander y Arauca, donde el blanco son los oleoductos Caño Limón-Coveñas y Bicentenario.
     
    El año pasado, este último grupo hizo uno de cada diez ataques. Este año, lleva más de la mitad. Jorge Restrepo, director del Centro de Recursos para Análisis de Conflictos (Cerac), dice que desde el 2011, cuando empezaron las prenegociaciones de paz, los atentados arreciaron como estrategia de guerra. En el caso de las Farc, dice, volvieron a las “viejas tácticas de guerra de guerrillas y, al tiempo que suben los atentados contra oleoductos, se reducen los secuestros y ataques a poblaciones”. Pero no solo se trata de mostrar una supuesta fortaleza en la mesa de negociación.
     
    Detrás del derrame de crudo está la extorsión a conductores de carrotanques y contratistas de empresas privadas –Ecopetrol transporta el crudo por tubería–. Aunque pocos se atreven a reconocerlo, en las regiones varios conductores dijeron a EL TIEMPO que son presionados para pagar ‘vacunas’.
     
    Desde Putumayo, donde la cúpula militar hizo una inspección de la situación, el ministro de Defensa, Juan Carlos Pinzón, dijo que en la región se movilizan al día 450 tractomulas, y que solo unas pocas resultan afectadas.
     
    “Solo aquellas que no se acogen a las medidas de seguridad programadas”, como las caravanas, indicó. En el país, la Fuerza Pública ha escoltado este año casi 23 mil vehículos de transporte de crudo.
     
    Los problemas de producción no son solo por los atentados, sino por el robo de crudo. Ecopetrol dice que este año han detectado, con ayuda de la Fuerza Pública, 278 válvulas ilícitas, la gran mayoría en Nariño.
     
    Por esa vena rota se pierden cada día al menos mil barriles de petróleo al día, que también abren un hueco en las finanzas del país.
     
    El crudo es utilizado por las bandas criminales y la guerrilla para fabricar gasolina en refinerías artesanales. Ese producto va a alimentar las ‘cocinas’ del narcotráfico, en las que la gasolina es usada para fabricar base de coca y el clorhidrato.
     
    EL TIEMPO
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  • En dos años se conocería cuánto crudo hay en Kronos

    INFOGRAFIA BOLETTEEl plan es perforar en el 2016 un nuevo pozo para definir el volumen del yacimiento.
     
    Si bien las cifras preliminares de Ecopetrol y Anadarko, con respecto al más reciente hallazgo de gas realizado en el mar Caribe, son “halagüeñas”, para definir qué tanto crudo hay en esta área del bloque Fuerte Sur será necesario esperar, al menos, dos años.
     
    Según la información revelada por el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry Garzón, el plan es en el 2016 perforar un segundo pozo, cercano a Kronos.
     
    “Una vez tengamos un segundo pozo podemos tener el ancho y la longitud que puede tener esta formación y esto nos puede llevar a una valoración más precisa”, señaló el ejecutivo en declaraciones a Caracol Radio.
     
    Si se inicia la perforación en el 2016, la información sobre el yacimiento se podría conocer a más tardar en el 2017, según confirmaron a Portafolio fuentes de Ecopetrol.
     
    El barco Bolette Dolphin, con el que se hizo la perforación que concluyó con el hallazgo de un depósito de gas en Kronos-1, se desplazará ahora a Fuerte Norte, a perforar el pozo Calasú-1. De allí se dirigirá a África.
     
    Sin embargo, Echeverry Garzón sostuvo que el objetivo es mantener un buque perforando permanentemente en el Caribe colombiano.
     
    “La tarea apenas comienza, claramente tener dos hallazgos en dos pozos es un éxito muy grande, Ecopetrol incluso dentro de muy poco va a empezar un pozo que se llama Molusco, del cual nosotros somos los operadores”, señaló el Presidente de la petrolera.
     
    CAMINO POR ANDAR 
     
    Las buenas perspectivas en el Caribe no cambian, sin embargo, el mal panorama en el corto plazo para la industria petrolera. Particularmente porque para declarar la comercialidad podrían tardar unos 5 años, y para el desarrollo otros años más.
     
    Por esta razón, los barriles del Caribe no fueron incluidos en el más reciente informe de Coyuntura Petrolera de Fedesarrollo, que estima que a partir del 2016 iniciará una declinación constante de la producción petrolera.
     
    Según los cálculos de Fedesarrollo, este año se logrará una producción de un millón de barriles, como lo estima el Gobierno Nacional en el Marco Fiscal de Mediano Plazo.
     
    Sin embargo, para el 2016 el país produciría 910.000 barriles promedio diario; en el 2017, 880.000 barriles, y para el 2018, 840.000 barriles.
     
    El centro de pensamiento también estima que, por el lado del precio, se dará una lenta recuperación del valor del barril de tal forma que en el 2016 se verá una cotización de 62 dólares; en el 2017 de 67 dólares y en el 2018 de 71 dólares.
     
    Para Fedesarrollo, el ajuste en el negocio petrolero llevará al país a un déficit de cuenta corriente de 6,5 puntos porcentuales del PIB al finalizar este año. Para el próximo año este desbalance podría dejar un faltante de recursos de 0,3 puntos del PIB.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • En medio de crisis de hallazgos, hoy subastan 95 bloques petroleros

    Este año van tres descubrimientos, mientras que aumentan pozos que resultan secos y deben taparse.
     
    ExplotacionLa caída del 2,45 por ciento de la producción promedio diaria de petróleo, que se registró durante el primer semestre del año, no es el único factor adverso contra el que tiene que remar el país para mantener los ingresos petroleros. Su dinámica en los últimos años le ha permitido obtener al Gobierno multimillonarios recursos, tanto para su funcionamiento como para financiar los proyectos de inversión social.
     
    Hoy, cuando la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) ofrece a las 38 petroleras que finalmente se habilitaron para la Ronda Colombia 2014 un total de 95 bloques para la exploración y eventual producción de hidrocarburos, los resultados de este año en la búsqueda exitosa de nuevos recursos también son inferiores a los del año pasado. (Vea aquí las áreas del país donde están ubicados los 95 bloques para la búsqueda de petróleo)
     
    Contando el reciente pozo anunciado el lunes por Canacol Energy en el bloque Santa Isabel, en límites de los departamentos de Cesar, Bolívar y Santander, las cifras de la entidad estatal muestran una reducción del 70 por ciento en los reportes de avisos de descubrimientos entre enero y mayo, pese a que en el 2014 el número de pozos exploratorios, en el mismo período, ha subido un 25,9 por ciento, al pasar de 54 a 68 perforaciones.
     
    Aunque la maduración de los procesos exploratorios no es uniforme por factores como la geología y las condiciones del terreno en los que se realizan, en los cinco primeros meses del año las compañías petroleras solo le reportaron a la ANH dos avisos de descubrimientos, mientras hace un año, entre enero y mayo, se hicieron diez anuncios en este sentido.
     
    Este año, los reportes de hallazgos han estado a cargo de Ecopetrol, con el pozo Golosa ST-1, en el contrato De Mares, en el Magdalena Medio (departamento de Santander), al igual que por Petrominerales (hoy ya absorbida por Pacific Rubiales), que le informó a la entidad estatal un hallazgo de crudo mediante el pozo Ceibo-1, en el bloque Guatiquía, localizado en el departamento del Meta.
     
    Hace un año, al corte de mayo, las firmas que habían informado a la ANH el hallazgo de crudo fueron Pacific Rubiales (uno), Petrominerales (dos), Ecopetrol (dos), Alange Energy (dos hallazgos), así como Geopark, Canacol Energy y Cepsa Colombia (filial de la española Cepcolsa), cada una con un descubrimiento.
     
    En ese entonces, todos los hallazgos de estas firmas se dieron en la cuenca de los Llanos Orientales.
     
    Más pozos secos
     
    De acuerdo con el documento de la ANH, entre enero y mayo del año pasado y el mismo periodo del 2014, el número de pozos exploratorios que resultaron secos y debieron taparse y abandonarse aumentó el 68,7 por ciento, al pasar su número de 16 a 27.
     
    Esto quiere decir que, al tomar el número de pozos abiertos con algún resultado, entre secos y con reporte de descubrimiento, a mayo pasado el porcentaje de éxito exploratorio del país se situó en el 6,8 por ciento, nivel que en el misma lapso del año pasado llegó al 38,4 por ciento.
     
    El ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta, dijo que, además de intentar recuperar el ritmo de producción por encima del millón de barriles en lo que resta del año, las actividades de mediano y largo plazo son las que deben garantizar el cumplimiento tanto de los niveles de extracción de crudo como de las reservas probadas del país, que se establecieron, al cierre del 2013, en 2.445 millones de barriles.
     
    Para el funcionario, es positivo que hayan sido 38 las firmas que finalmente se calificaron para la subasta petrolera de este miércoles, de un total superior a las 40 que presentaron documentos, luego de que 59 empresas compraran los paquetes con la información sobre el proceso competitivo.
     
    Aunque la ANH estima que por lo menos se debe adjudicar el 30 por ciento de las áreas ofrecidas para considerar que los objetivos se cumplieron, el presidente de la entidad, Javier Betancourt, precisó que hay que esperar a ver cuáles de las firmas habilitadas se presentan, bien sea en forma individual o en consorcio. “El día de la quema se ve el humo”, aseguró el funcionario.
     
    No obstante la menor tasa de éxito exploratorio, las petroleras siguen buscando prospectos para perforar, ya que la exploración sísmica que realizan subió un 160 por ciento entre enero y mayo pasados, al ubicarse en 7.476 kilómetros equivalentes, de un total general de 14.381 kilómetros, cifra que incluye la exploración que realiza la ANH.
     
    El 40 % de los taladros está libre
    De acuerdo con la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), este año se ha incrementado el porcentaje de taladros que estaban libres y pendientes de firmar contrato con alguna petrolera. Al cierre de abril pasado, de los 255 equipos que hay en el país, 147 tenían contrato, 104 estaban libres y 4 se encontraban en mantenimiento, lo que quiere decir que el porcentaje de utilización era del 57,6 por ciento, mientras más del 40 por ciento estaba sin usar.
     
    Las estadísticas del gremio revelan que hace un año, de un total de 267 taladros registrados, la tercera parte presentaba estado libre (33,7 por ciento), mientras 171 estaban ocupados y 6 se encontraban en mantenimiento.
     
    Como resultado de las restricciones ambientales y de seguridad y con las comunidades, desde al año pasado las firmas del sector han optado por esperar hasta último momento para firmar el alquiler de estos equipos, porque, si una licencia no sale a tiempo y el equipo está contratado, las empresas terminan pagando el arriendo, pero no utilizan las máquinas para perforar.
     
    La mayoría de los taladros que están sin contrato corresponden a equipos de capacidad mediana, entre 370 y 650 caballos de fuerza, mientras entre los utilizados predominaban los de capacidad entre 1.000 y 1.500 caballos de fuerza, así como los medianos.
     
    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
    Economía y Negocios 
    ElTiempo.com
  • En riesgo suministro de agua a Barrancabermeja por sabotajes a pozos en La Cira-Infantas

     
    ·         Derrames de las últimas horas contaminaron caño El Zarzal que desemboca en la Ciénaga San Silvestre, de donde se surte el acueducto.
    ·         Los habitantes del corregimiento de El Centro quedarían sin agua en las próximas horas por imposibilidad de ingresar insumos para el acueducto veredal.
    ·         La anormalidad laboral obligó a la suspensión del contrato a 1.200 trabajadores.
     
    Los habitantes del corregimiento de El Centro quedarían sin agua en las próximas horas por imposibilidad de ingresar insumos para el acueducto veredal.Los habitantes del corregimiento de El Centro quedarían sin agua en las próximas horas por imposibilidad de ingresar insumos para el acueducto veredal.Los bloqueos y sabotajes de los pozos del campo La Cira-Infantas, localizado en el corregimiento El Centro, Santander, que ya completan seis días, están a punto de afectar el suministro de agua a 230 mil habitantes de Barrancabermeja.
     
    La alerta se produce luego de que en las últimas horas se registrara un sabotaje al pozo 2282, que produjo un derrame de crudo que llegó al caño Santa Inés, el cual vierte sus aguas al caño El Zarzal.  Las fuertes lluvias de anoche, y la imposibilidad de atender la emergencia por cuenta de los bloqueos en más de veinte puntos, hacen que la mancha de crudo pueda llegar a la Ciénaga San Silvestre desde donde se abastece el acueducto municipal.
     
    Así mismo, más de 20 mil personas de 27 veredas de El Centro dejarían de recibir agua en las próximas horas por la imposibilidad de ingresar los insumos necesarios para el tratamiento del líquido en el acueducto veredal de ese corregimiento.
     
    Los manifestantes también ingresaron a las estaciones de tratamiento 1 y 4, apagaron las bombas y abrieron las válvulas del tanque de crudo. Debido a las lluvias, se registró un rebose de producto que ocasionó un grave daño ambiental en la vereda Planta Nueva.
     
    Personal de Ecopetrol no ha podido ingresar a realizar las labores de limpieza, contención y descontaminación en otros 12 pozos ubicados en diferentes veredas debido a los bloqueos.
     
    Estos hechos son una flagrante violación a los Derechos Humanos por afectar el suministro de agua potable a la población. Los hechos fueron denunciados ante las autoridades ambientales como la Corporación Autónoma de Santander, CAS, y la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, ANLA.
     
    Ecopetrol rechaza de manera contundente estas acciones que ponen en riesgo a las personas, el medio ambiente y la infraestructura petrolera, al tiempo que reitera su solicitud a la Administración Municipal para que contribuyan al restablecimiento inmediato del orden público en el corregimiento El Centro.
     
    Hasta el momento, 617 pozos productores del campo petrolero La Cira Infantas se encuentran fuera de servicio como consecuencia de los bloqueos que desde hace seis días lidera un grupo de personas, incluidos miembros de la Unión Sindical Obrera (USO).
     
    La Cira Infantas es el campo de mayor producción de Ecopetrol en el Magdalena Medio con una producción promedio diaria de 40.000 barriles, que hoy se encuentra en 17 mil barriles por cuenta de estos sabotajes.
     
    El descenso de más del 50% de la producción del campo más antiguo de Colombia afecta la generación de regalías, los programas de inversión social y el empleo en la región.  
     
    A más de 1.200 trabajadores se les suspendió el contrato de trabajo debido a los bloqueos y sabotajes por esta situación de paro y anormalidad.
     
     
     
    ecopetrol
     
     
     
     
     
  • En Septimbre la Producción de Crudo en Colombia fue de 993.000 barriles promedio por día

    Petroleo 1MME. Bogotá D.C.  10 de octubre de 2014. El Ministerio de Minas y Energía informa que la cifra preliminar de producción de crudo en Colombia en septiembre fue de 993.000 barriles por día (BPD/información preliminar), con una leve reducción de 0,6% frente al mes de agosto de este mismo año. Con esto, la producción diaria estimada promedio anual de crudo alcanza los 982.700 BPD en lo que va de 2014.
     
    Durante septiembre se presentaron restricciones técnicas y operacionales que incidieron en la producción y en menor medida se registraron afectaciones por alteración al orden público. El promedio producido refleja también la entrada en producción del campo Juape a partir del 11 de septiembre de 2014 y la ejecución de pruebas iniciales en dos pozos más.
     
    Por otro lado, la cifra preliminar de producción de gas promedio durante septiembre alcanzó los 1.119 millones de pies cúbicos por día (MPCD), lo que representa un aumento de 3,32% por ciento con respecto al mes de agosto (1.083 MPCD). La producción diaria estimada promedio anual de gas en Colombia se mantuvo en 1.114 MPCD. La variación en volumen de gas comercializado se debe al incremento en la demanda.
  • En tres años, Ecopetrol ha perdido el 90 % de su valor

    Desde el 2012 la capitalización bursátil de la empresa cayó 122.000 millones de dólares.
     
    Ecopetrol es una de las empresas más golpeada en el mercado por la caída de los precios del petróleo.
     
    BusSegún los datos de Bloomberg, la petrolera de participación estatal perdió en los últimos 3 años 122.200 millones de dólares de su valor en libros, al pasar de tener una capitalización bursátil de 136.700 millones de dólares a una de 14.500 millones de dólares. Buena parte de esta caída se ha producido en el último año. Aunque no es la única que ha mostrado un comportamiento negativo, en el grupo de las grandes petroleras si es una de las que más se ha desvalorizado.
     
    Así las cosas, mientras Ecopetrol perdió el 50 por ciento de su valor en libros durante en último año, Exxon perdió solo 22 por ciento de su capitalización; BP, 31 por ciento; Chevron, 34 por ciento; y Shell, 37 por ciento.
     
    Sin embargo, la pérdida de valor de la petrolera colombiana es inferior a la de Petrobras, que en el último año se desvalorizó un 75 por ciento, en medio de uno de los mayores escándalos de corrupción de la historia reciente de Brasil.
     
    De acuerdo con Bloomberg, la gran diferencia entre Ecopetrol y las demás petroleras es que la colombiana no ha logrado encontrar crudo.
     
    Es, precisamente, el nivel de las reservas de la colombiana la mayor preocupación que despierta la empresa para los analistas del mercado.
     
    Incluso, la semana pasada, cuando Fitch ratificó su nota de AAA con perspectiva estable a la compañía, la calificadora advirtió sobre este temor.
     
    “La vida de las reservas de Ecopetrol se situó en aproximadamente 8,6 años al cierre de 2014, se considera moderadamente bajo para la categoría de calificación”, advirtió.
     
    Agrega el reporte que, debido a la caída de los precios del petróleo, esta vida de las reservas podría reducirse aún más, pues con un petróleo a menos de 40 dólares por barril muchos de los recursos que tiene la compañía no son económicamente viables.
     
    La gran expectativa para revertir esta tendencia, y donde la empresa está concentrando la mayor parte de sus recursos, está en el golfo de México y el Caribe colombiano. En esta última zona la petrolera ya probó la existencia de recursos con los pozos Kronos-1 y Orca-1, de estos hallazgos nuevos depende que la empresa pueda recuperar parte de lo perdido.
     
    LA ACCIÓN, LA MÁS GOLPEADA
     
    Los datos de Bloomberg muestran que en el último año el precio de la acción de Ecopetrol ha caído 55 por ciento, si se calcula en dólares.
     
    Este, dice la agencia, es el peor desempeño entre los perforadores de petróleo a nivel mundial, en el grupo de los que tienen una capitalización de mercado superior a los 10.000 millones de dólares.
     
    Esta semana la acción de Ecopetrol en la Bolsa de Colombia abrirá con un valor de 1.230 pesos, después de una leve recuperación reportada el pasado viernes.
     
    Portafolio.co
  • Endeudar a Ecopetrol: ¿cuál es la apuesta?

    La petrolera colombiana sigue aumentando su deuda, mientras que el Gobierno sostiene una política de distribución de dividendos superior a la del promedio de la industria. ¿Es una buena estrategia? Análisis.
     
    Mauricio CardenasEl Gobierno Nacional acaba de autorizar a Ecopetrol para hacer una nueva emisión de deuda, esta vez por US$2.150 millones. No se trata de un tema menor y hay que mirarlo con lupa para entender sus implicaciones reales, pues paulatinamente, la empresa más grande de Colombia viene aumentando su nivel de deuda, hasta cerca de $26 billones. Si hace una nueva emisión, el saldo podría superar los $30 billones.
     
    A primera vista resulta revelador que un gobierno, como accionista mayoritario, promueva cada año, en la asamblea de accionistas la distribución mayoritaria de dividendos, a una tasa cercana al 80% de las utilidades netas, una de las más altas del sector hoy. De otra parte, el mismo Gobierno le abre cupo para aumentar el endeudamiento de la compañía, con una autorización para una posible emisión de bonos, tal como ocurrió a comienzos de septiembre. En este contexto cabe la pregunta de si esa es una estrategia adecuada para la empresa más grande del país; algunos han señalado que no es posible ordeñar a la vaca y sacarle carne, a la vez. Por eso es necesario ir por partes, para comprender las implicaciones de la estrategia.
     
    El asunto fiscal
    Las cuentas para el Gobierno son claras: de Ecopetrol recibe cada año el pago de impuesto de renta y el pago por dividendos. En 2013, Ecopetrol pagó $13,1 billones en dividendo, productos de las operaciones de 2012, y por impuesto a la renta, cerca de $7,9 billones. Para el Gobierno Nacional, la petrolera es una fuente considerable de recursos, que le sirven en la tarea de mantener saneadas las finanzas públicas.
     
    La administración central puede apostarle a esta estrategia, porque así impide que se afecte el nivel de “déficit” del Balance del Gobierno Central. Desde que Ecopetrol conformó su gobierno corporativo, por cuenta de la emisión de acciones, el Fondo Monetario Internacional permitió que se retirara el balance de Ecopetrol de las cuentas fiscales del país. Así que desde el punto de vista fiscal, resulta más rentable, a primera vista, que la petrolera aumente su endeudamiento, para no generarle presiones de déficit al Estado colombiano y no afectar la regla fiscal.
     
    Aún de esta forma, son varias las preguntas que quedan en el aire: ¿Por qué resulta ahora posible aumentar el nivel de endeudamiento para financiar los proyectos de inversión y esa política no se adelantó desde 2007, cuando la compañía cambió su gobierno corporativo? ¿Qué pasó durante todos los años en que Ecopetrol financió todas sus inversiones con su propio flujo de caja? ¿Qué cambió ahora para que la emisión de nueva deuda sea una mejor estrategia que la reinversión de utilidades?
    Lo que queda en evidencia, es que claramente, estamos antes una nueva “fase” de la estrategia financiera del Gobierno frente a Ecopetrol, donde se ha privilegiado el giro de utilidades para el Gobierno y el aumento de endeudamiento para la petrolera.
     
    Deuda: ¿hasta cuánto?
    De ahí se desprende el otro aspecto de análisis: ¿cuál es el impacto para la compañía de esta estrategia? ¿La tendencia en el aumento del endeudamiento puede convertirse en un problema? ¿Se está generando alguna vulnerabilidad?
     
    Aquí, la clave está en el flujo de caja de la compañía, cuyo principal indicador es el Ebitda. El año pasado, Ecopetrol dejó un Ebitda de $28,5 billones, lo cual quiere decir que está entregando a sus accionistas menos de una tercera parte de su flujo de caja. De otra parte, el nivel de endeudamiento de la compañía sigue siendo bajo, pues la deuda financiera apenas representa el 32% de su total de pasivos. Los analistas más conservadores señalan que a Ecopetrol le cabe el doble de la deuda financiera que tiene actualmente.
     
    Adicional a esto, Ecopetrol está adquiriendo deuda a tasas muy bajas (ni siquiera alcanzan el 7%) y con gran diferencia frente a sus indicadores de rentabilidad que están cercanos al 19%. No obstante, es necesario señalar con claridad, que el nivel de endeudamiento viene creciendo y así queda reflejado en que el nivel de gasto de intereses pasó de $269.794 millones en el primer semestre de 2013 a $438.670 millones en el primer semestre de este año. A esa tendencia hay que ponerle la lupa, pues aunque la deuda no ha alcanzado niveles elevados, sí muestra una tendencia importante de crecimiento.
     
    Menos imporrenta
    Sin embargo, no todo es color de rosa y la estrategia tiene su secreto guardado. Con una mayor deuda y un nivel de inversiones como el que adelanta Ecopetrol, la implicación es estrictamente tributaria. La explicación es sencilla: si Ecopetrol invirtiera sus utilidades en nuevos proyectos, al final del periodo fiscal respectivo, sólo tendrá en su balance las depreciaciones. Si, por el contrario, invierte y además de eso se endeuda, el efecto sobre el PyG es la depreciación más los intereses. A esto se le podría denominar un “escudo fiscal”, porque en su balance aparecerán dos deducciones: depreciación y el pago de intereses, lo que reduce su base gravable y, en consecuencia, el monto del impuesto de renta.
     
    Es muy pronto para sacar conclusiones definitivas, pero vale la pena mantener en el aire dos preguntas claves: ¿Cuál es el balance neto para el fisco nacional de esta estrategia? y ¿hasta dónde le alcanza a Ecopetrol para endeudarse, sin comprometer su flujo de caja? Hay que seguir mirando estos temas.
  • Entérese cuáles multilatinas son las ganadoras y las perdedoras del nuevo ciclo de las materias primas

    Al norte del continente la situación se percibe diferente. Aunque la caída de los precios del petróleo ha impactado las cuentas públicas mexicanas, el país cuenta con un parque industrial integrado con Estados Unidos.
     
    Trabajdores  EcopetrolLa OPEP inundando el mundo de petróleo barato. Precios del acero y el cobre a la baja; dólar al alza. La última vez que la región enfrentó un panorama parecido fue cuando esta revista nacía. Sí, en su edición N° 2, de diciembre de 1986, AméricaEconomía informaba que de las 18 empresas latinoamericanas listadas en el ránking de la revista Fortune, cinco mostraban pérdidas millonarias durante el año precedente. Eran la argentina YPF, la colombiana Ecopetrol y el mexicano Grupo Alfa, golpeados por la caída de los precios de los hidrocarburos. El desplome de los precios del acero había golpeado también las ventas de la venezolana Sidor y de las brasileñas Usiminas y Siderúrgica Nacional. 
     
    ¿Quiénes son los ganadores y perdedores de este nuevo ciclo de las materias primas? Para identificarlos, AméricaEconomía consultó a analistas y académicos de varios países de la región. El resultado es un panorama complejo, en el que los precios, tipos de cambio y tasas de interés están interactuando a favor de algunos sectores y empresas, y en contra de otros. Lo que está claro es que algunas estrategias de expansión rindieron frutos, mientras que otras están hoy en problemas.
     
    Baraja colombiana
     
    El 27 de agosto de 2007 Álvaro Uribe, Javier Gutiérrez y Juan Pablo Córdoba no ocultaban sus sonrisas. Los presidentes de la república, de la petrolera Ecopetrol y de la Bolsa de Valores de Colombia estaban reunidos para un rito de pasaje: la capitalización bursátil de la mayor empresa estatal colombiana. “Cada día 15.000 colombianos compran acciones de Ecopetrol”, titulaba la revista Semana. Al cabo de un mes la participación de personas naturales alcanzaba al 10% de la empresa.
     
    Ocho años después las sonrisas se han esfumado de los rostros de muchos de estos accionistas populares. Tras alcanzar un máximo de US$64 en enero de 2013, el título ha venido cuesta abajo: hoy está en US$14. Recuperar el favor de los mercados es apenas uno de los desafíos del nuevo CEO de la empresa, el ex ministro de Hacienda Juan Carlos Echeverry, quien reemplazó en abril pasado a Gutiérrez, justo cuando éste tomaba en conjunto con la junta directiva una de las decisiones más importantes de su mandato: cancelar el contrato con la canadiense Pacific Rubiales para la explotación del campo petrolero más importante del país.
     
    Echeverry y su equipo deberán ahora decidir si Ecopetrol operará exclusivamente el campo, que produce unos 160.000 barriles diarios, o bien delegará la operación en un contratista. Todo ello en un contexto complejo para la empresa y el sector. Lo que está claro es que no hubo acuerdo entre Rubiales y Ecopetrol para repartirse las utilidades declinantes del negocio.
    A finales de 2013, el oro negro llegó a representar el 6% del PIB colombiano, generó el 22% de los ingresos fiscales y el 55% de las exportaciones. Ahora, en lo que va del 2015, las estimaciones son que la participación podría bajar al 1,2 % del PIB y al 45% de las exportaciones.
     
    José Cotello, un ingeniero electrónico brasilero de 48 años, a cargo de las operaciones de Ecopetrol en el oriente del país, enumera la cartera de proyectos en curso. “Ya estamos en Brasil con varios bloques, ya estamos con la sede de Ecopetrol América en Houston, tenemos varios bloques en el Golfo de México y tuvimos nuestro primer descubrimiento off-shore el año pasado en el campo Orca [a 40 kilómetros de la línea costera guajira al noreste caribeño de Colombia],” dice con optimismo.
     
    Pocos creen, sin embargo, que estas operaciones vayan a revertir la situación actual. Proyecciones compiladas por Reuters estiman que las ventas anuales de 2015 alcanzarán los US$20.143 millones contra US$36.193 millones que facturó en 2014.
     
    “El reto grande que tiene Ecopetrol, en un ambiente de mucho menores ingresos, es mantener una actividad exploratoria suficientemente intensa para que el futuro [de reservas] sea promisorio,” dice Leonardo Villar, director ejecutivo de Fedesarrollo, uno de los centros de investigación económica y social más importantes de Colombia.
     
    Todo ello pasa por identificar y apostar por los proyectos con mayor productividad: los llanos orientales (la región conocida como Orinoquía); el bloque CPO-9, ubicado en el departamento de Meta, en el centro del país; las operaciones off shore en el noreste y los pozos en el Golfo de México. Cotello sostiene que Ecopetrol está financiando estos proyectos mediante préstamos y reasignando inversiones desde otras regiones y áreas, como el negocio con Pacific Rubiales.
     
    Pero mientras se ajusta a la nueva realidad de su sector, la pregunta es qué empresas podrían tomar el relevo como estrellas del mercado local. Villar, de Fedesarrollo, menciona los sectores construcción e infraestructura. Ejemplo es Cementos Argos, parte del grupo antioqueño dirigido por José Alberto Vélez Cadavid. Mientras las utilidades netas de su filial de energía Celsia cayeron un 92% durante el primer trimestre de 2015, debido a la trayectoria de los precios del gas y el alza del dólar, el flujo de caja obtenido por la cementera Argos en EE.UU. aumentó en una proporción de siete.
     
    “Por el lado de energía este es un año más difícil en Colombia”, reconoce Vélez, “Pero en el negocio del cemento es todo lo contrario, especialmente en EE.UU. y en economías bastante ligadas al dólar, como Panamá, Honduras y la República Dominicana. 60% de los ingresos de Cementos Argos se producen en dólares”.
     
    Vélez lo atribuye a que EE.UU. está saliendo de su crisis, de modo que la demanda por cemento es significativa. “Sobre todo en la zona [geográfica] donde estamos nosotros, que es el sur y el sureste del país”, afirma.
     
    Fuente: Americaeconomia.com
  • Entró en operación la planta Páramo en el departamento de Nariño

    Oleoducto Transandino aumenta capacidad de transporte a 85 mil barriles diariosOleoducto Transandino aumenta capacidad de transporte a 85 mil barriles diariosEcopetrol puso en operación la Planta Páramo, ubicada a 3.050 metros sobre el nivel del mar en el departamento de Nariño, la cual permite incrementar la capacidad de  bombeo de crudo de 40 mil a 85 mil barriles por día en el Oleoducto Transandino.

    La construcción y puesta en marcha de esta planta, que había sido destruida en el  2004 por un atentado terrorista, se realizó entre noviembre de 2011 y diciembre  2014, tiempo en el que fueron invertidas 716 mil horas/hombre.

    El desarrollo de este proyecto fue todo un reto para el equipo de trabajo debido a las irregularidades del terreno para el transporte de la maquinaria, así como por las bajas temperaturas que alcanzan los 3 grados centígrados y las difíciles condiciones climáticas en la zona.

    Para la movilización de las unidades de bombeo y el paso de las tractomulas fue necesario reforzar dos puentes Guaitara y Chamuz en el municipio de Puerres. Se destinaron recursos por $7.500 millones para rehabilitación y mejora de las vías de acceso entre San Juan, Puerres y Monopamba.

    La reactivación de la planta Páramo generó empleo para las comunidades aledañas con 400 cupos de mano de obra local que beneficiaron al mismo número de familias por la rotación de personal.

    Su operación será las 24 horas al día, junto a las demás plantas del Oleoducto Transandino (que tiene una longitud de 305 kilómetros), para el transporte de crudo desde Orito, Putumayo, hasta el Terminal Marítimo de Tumaco.

    Ecopetrol - paisminero.co

     

  • Estado, el mayor perdedor con crisis de THX

    El Estado sería el más perjudicado con la insolvencia de la empresa THX Energy sucursal Colombia, cuyos acreedores celebraron hace cuatro días una asamblea para la resolución de objeciones y aprobación de inventarios.
     
    Campo THX - Campo THX -En julio pasado, la Superintendencia de Sociedades admitió la liquidación de la empresa dedicada a servicios petroleros, luego del evidente deterioro de sus finanzas, en buena parte por la crisis mundial de los precios del petróleo que ocasionó la reducción de los contratos, y el encarecimiento de las materias primas que se compran con dólares.
     
    La audiencia de resolución de objeciones y aprobación de inventarios, realizada el viernes pasado, a instancias de la Supersociedades, con asistencia de 40 delegados de los acreedores, pretendía la consolidación de las obligaciones y del inventario para pagarlas. Allí se dio la desalentadora noticia de que los activos suman apenas 15.000 millones de pesos mientras que los pasivos llegan a 50.000 millones.
     
    Aún no se ha determinado por qué los interventores nunca hicieron objeciones ni advirtieron el riesgo que corría el dinero del Estado.
     
    Fuentes relacionadas con el proceso informaron que el bien más valioso es un predio en el norte de Bogotá que está avaluado en 14.800 millones de pesos. Lo demás es una tubería avaluada en 300 millones, equipos de construcción por 46 millones y otros materiales de oficina y computadores por 40 millones de pesos.
     
    El paso siguiente, que debe darse en unos dos meses, es la venta de esos elementos, y si no se logra, deberán ser distribuidos a los acreedores.
     
    Entre las víctimas del descalabro figuran los trabajadores, las entidades encargadas del cobro de parafiscales, bancos, proveedores de taladros y materiales, entre otros. Pero se destaca además la Financiera de Desarrollo Nacional (FDN), de capital estatal, a la que le fue reconocida una deuda por 17.000 millones de pesos por el incumplimiento de un contrato relacionado con el proyecto ANH Plato 1-X-P, que consistía en la perforación del pozo más profundo en el país, con más de 20.000 pies. El liquidador no le reconoció sin embargo los 18.000 millones que la FDN pretende por concepto de perjuicios por considerar que el mecanismo de reclamación era la justicia ordinaria.
     
    Lo claro es que se trata de una suma de improbable recaudo por este camino, pues la prioridad son los trabajadores, los parafiscales y los proveedores.
     
    Este lunes, el presidente de la FDN, Clemente del Valle, aclaró que el contrato mencionado su entidad solo actuó como administrador del dinero de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y que acudirán al cobro a la empresa de seguros que suscribió la póliza de cumplimiento del contrato. “Son dos procesos: una es la vía de la liquidación, pero tenemos otras instancias para buscar algún pago”, dijo Del Valle.
     
    El monto total del contrato para ANH Plato 1-X-P alcanzaba los 133.000 millones de pesos, que se dio por cumplido en un 90 %. “Este era un proyecto que iba relativamente bien, pero no sabemos en que temas estuvo involucrada esta firma, que le generaron problemas de caja”, añadió. 
     
    Algo que aún no se ha determinado es por qué los interventores nunca hicieron objeciones ni advirtieron el riesgo que corría el dinero del Estado. 
     
     
    portafolio.co
  • Estos son los cinco candidatos para Ecopetrol

    Los favoritos son el exministro Juan Carlos Echeverry, y Felipe Posada, ejecutivo de BP. La elección podría prorrogarse hasta la próxima semana.
     
    Un tenso debate se dio este jueves en el segundo día de reunión de la junta directiva de Ecopetrol de este mes.
     
    Juan Carlos EcheveryEntre los temas de la agenda estaba nada más y nada menos que el estudio de los cinco candidatos presentados por la consultora de recursos humanos Egon Zehnder para la presidencia de la petrolera, que fueron dados a conocer el miércoles de esta semana.
     
    Portafolio pudo confirmar que entre las cinco hojas de vida escogidas por la consultora están los nombres de Juan Carlos Echeverry y Camilo Marulanda, dos de los candidatos que sonaron como fuertes opciones para suceder a Javier Gutiérrez Pemberthy desde que se anunció su renuncia a la presidencia.
     
    La lista la completaron tres ejecutivos que ocupan (o han ocupado) altos cargos directivos en la petrolera British Petroleum, BP. Se trata de Felipe Posada, presidente regional de la compañía en el norte de África; Felipe Bayón, vicepresidente sénior de BP América, y Octavio Pastrana, quien fue presidente de BP en Alaska, Venezuela, Bolivia, Perú, Chile y México y actualmente es socio del fondo de inversiones Ictineo, que se dedica a proyectos de petróleo y gas.
     
    Los cinco candidatos tienen un alto perfil y amplia trayectoria en el sector energético o en la administración pública.
     
    Fuentes consultadas por este diario aseguran que probablemente el que tiene la trayectoria más interesante en el sector petrolero es Felipe Posada.
     
    “Hace unos años Lord (John) Browne (presidente de BP entre 1995 y 2007) escogió a cinco ejecutivos de la empresa en todo el mundo para pagarles un MBA en Stanford, uno de ellos fue Posada”, señaló la fuente conocedora del sector.
     
    Posada es abogado de la Universidad de los Andes y fue el primer presidente colombiano de la sucursal de BP en el país.
     
    El otro candidato que desde el principio del proceso estuvo en el sonajero es Juan Carlos Echeverry, con una destacada reputación en el ámbito financiero. Economista, también egresado de la Universidad de los Andes, fue ministro de Hacienda. El exfuncionario es bien conocido por la junta directiva de Ecopetrol, ya que fue integrante del organismo.
     
    La desventaja de su currículo es su poca experiencia en el sector, sin embargo, en días pasados el presidente de la junta directiva de Ecopetrol, Gonzalo Restrepo, aseguró en estas páginas que lo que más les interesaba era que el nuevo presidente fuera una persona con visión, carácter y temple.
     
    “Que conozca o pueda aprender rápidamente del sector (...) Tiene que ser una persona que tenga contactos, que sepa finanzas, que hable inglés, que sepa tomar decisiones difíciles”, señaló.
     
    Todas estas características las tiene Echeverry, quien además sería el preferido del Gobierno. Incluso, en algunos sectores ya se da por hecho su nombramiento.
     
    En la reunión hubo preocupación por el hecho de que, aunque desde un principio se sabía que Echeverry era el candidato preferido por el Gobierno Nacional, aun así se decidió contratar a una firma cazatalentos para seleccionar al nuevo líder, una inversión que le costó a la empresa cerca de 180.000 dólares (unos 437 millones de pesos).
     
    SUMAR VOTOS
     
    El elegido estaría entre Echeverry y Posada, pero en últimas, la disputa se resolverá con votos.
     
    La Junta está conformada por nueve miembros, tres de ellos son funcionarios del Gobierno: el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas; el de Minas, Tomás González, y el director del Departamento Nacional de Planeación, Simón Gaviria.
     
    Los demás miembros de la junta son Jorge Pinzón, Joaquín Moreno y Luis Fernando Ramírez, quienes son independientes; Horacio Ferreira, que representa a las regiones productoras de hidrocarburos; Roberto Steiner, representante de los accionistas minoritarios, y Gonzalo Restrepo, independiente y presidente de la junta.
     
    En los estatutos del organismo dice que “la junta directiva deliberará con un número igual o superior a cinco de sus miembros y las decisiones se tomarán por mayoría de los miembros presentes”.
     
    Sin embargo, hasta la fecha la mayoría de las decisiones de la junta han sido tomadas por consenso.
     
    Así que la tarea de los miembros es ponerse de acuerdo en si el nuevo guardián de la iguana más valiosa de Colombia será un petrolero de trayectoria o un reputado administrador público.
     
    EL ADMINISTRADOR
     
    Juan Carlos Echeverry, Exministro de Hacienda.
     
    Su experiencia en el sector público es su mayor fortaleza. Ha sido Ministro de Hacienda, director del Departamento Nacional de Planeación, asesor del BID y miembro de la junta de Ecopetrol. Es conocido por su carácter fuerte y su tenacidad.
     
     EL GLOBAL
     
    Felipe Posada, Presidente regional de BP en el norte de África.
     
    Fue uno de los ejecutivos más jóvenes en llegar a la presidencia de BP Colombia y navega en el mercado global al derecho y al revés, pues se desempeñó como director comercial de BP desde el 2005 hasta el 2007. De allí pasó a la presidencia de BP en el norte de África.
     
    EL PETROLERO
     
    Felipe Bayón, Vicepresidente Sénior de BP en América. 
     
    En una época compleja para el sector petrolero (2005 al 2011) Bayón lideró con éxito la regional del Cono Sur de BP, que incluye Argentina, Bolivia, Chile y Uruguay. Sabe manejar crisis y además de su cargo se desempeña como líder del programa de aguas profundas de la petrolera.
     
     
    EL DE LA CASA
     
    Camilo Marulanda, Director General de Operaciones de Ecopetrol.
     
    Es probablemente el candidato que más conoce a Ecopetrol. Fue el primer presidente de la filial de transporte de Cenit y también fue nombrado como director general de operaciones de Ecopetrol, es decir, que es la mano derecha del Presidente para todos los procesos logísticos de los campos.
     
    EL EXPERIMENTADO
     
    Octavio Pastrana, Socio del fondo de inversión Ictineo.
     
    De los candidatos es el que tiene más trayectoria. Tiene un PhD en Termodinámica y Mecánica de Fluidos de la Universidad de Strathclyde, en Reino Unido. Fue presidente de BP en Alaska, Venezuela, Bolivia, Perú, Chile y México. Su firma invierte en proyectos de Petróleo y Gas.
     
    Nohora Celedón
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Éxito exploratorio en Gorgon confirma nueva provincia gasífera en aguas profundas del Caribe colombiano

    ·        El pozo exploratorio Gorgon-1 mostró presencia de gas en dos objetivos exploratorios diferentes, cuyos resultados preliminares muestran intervalos netos gasíferos que suman entre 80 y 110 metros.

    ·        Nuevohallazgo se suma a otros dos descubrimientos de gas en esta zona sur del Caribe, los pozos Kronos-1 y Purple Angel-1, ubicados en bloques adyacentes.

    ·         Ecopetrol tiene 50% de participación; Anadarko, compañía operadora, el restante 50%.

    ·         Nuevo proyecto costa afuera abre opciones para estudiar desarrollo futuro de un “cluster de gas”, en el que varios campos aprovecharían las mismas facilidades de producción.

    GORGON 1Ecopetrol S.A. (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC; TSX: ECP) informa que el pozo exploratorio Gorgon-1 mostró la presencia de gas en aguas profundas en el sur del Caribe colombiano, en zonas ubicadas entre los 3.675 y los 4.415 metros de profundidad bajo el nivel medio del mar.

    Este descubrimiento prueba la existencia de gas en una estructura localizada en el mismo tren geológico del campo Kronos. Gorgon-1 está ubicado a 27 kilómetros al norte del pozo Purple Angel-1, que recientemente confirmó la extensión del yacimiento de gas descubierto con el pozo Kronos-1 en agosto de 2015.

    Los tres pozos exitosos muestran para Ecopetrol la posible existencia de una provincia gasífera en esta zona del Caribe colombiano.

    El pozo Gorgon-1 forma parte del bloque Purple Angel. Este bloque limita con los bloques Fuerte Sur (donde se descubrió Kronos-1), Col-5 y Fuerte Norte. Ecopetrol tiene 50% de participación en estos bloques, cuyo operador es Anadarko con el 50% restante. En total, los cuatro bloques cubren un área de 14.900 kilómetros cuadrados.

    Según el reporte de Anadarko, compañía operadora, el pozo estableció un récord para el país, pues atravesó la mayor lámina de agua en la historia de la perforación costa afuera de Colombia, 2.316 metros. Fue perforado con un buque de alta tecnología llamado Bolette Dolphin. Entre los 3.675 y 4.415 metros de profundidad (a más de 1,3 kilómetros por debajo del lecho marino), se encontraron intervalos de arena neta gasífera, que de acuerdo con los resultados preliminares, suman entre 80 y 110 metros (260 a 360 pies), equivalentes a la altura de un edificio de entre 26 y 36 pisos.

    “Nos satisface poder anunciar este tercer descubrimiento en el sur del Caribe Colombiano. Los resultados confirman que Colombia podría contar con una nueva provincia para laproducción de gas, un combustible limpio y de creciente demanda en el mercado internacional. Este descubrimiento será importante para el futuro del abastecimiento de gas de Colombia. Los éxitos exploratorios del Caribe hacen parte de la estrategia de Ecopetrol que a partir de 2017 se focaliza en incrementar las reservas de hidrocarburos, para lo que hemos más que duplicado las inversiones para exploración”,aseguró Juan Carlos Echeverry, presidente de Ecopetrol.

    Con la confirmación de la presencia de un conjunto de campos gasíferos en la zona, se abre la posibilidad para que Colombia desarrolle un “cluster” especializado en la producción de gas, que permitiría compartir facilidades y mejorar la rentabilidad y eficiencia de los proyectos.

    La campaña exploratoria en el Caribe colombiano continúa con el pozo Siluro, actualmente en perforación junto a la compañía española Repsol. En el segundo semestre se prevé la perforación de Molusco, primer pozo costa afuera operado por Ecopetrol, en asocio de la compañía india ONGC; y el pozo Brahma, cuyos socios son Petrobras, Ecopetrol, Repsol y Statoil.

    Así mismo, Ecopetrol participa este año en la perforación del pozo Warrior-2 en el Golfo de México (Estados Unidos), en asocio con Anadarko, luego de haber anunciado un descubrimiento en 2016 con el pozo Warrior-1.  En total, en 2017 se tienen previstos 6 pozos exploratorios costa afuera, 5 en Colombia y uno en Estados Unidos.

    La estrategia de Ecopetrol se enfoca en el crecimiento de las reservas de hidrocarburos, para lo que se tiene previsto la perforación de 17 pozos exploratorios este año, incluidos los seis costa afuera. El presupuesto de inversiones para exploración se incrementó a US $652 millones en 2017.

     

    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.

    Este comunicado contiene declaraciones relacionadas con las perspectivas del negocio, estimaciones para los resultados operativos y financieros y afirmaciones relacionadas con las perspectivas de crecimiento de Ecopetrol. Todas ellas son proyecciones y, como tal, están basadas únicamente en las expectativas de los directivos en relación con el futuro de la empresa y su continuo acceso a capital para financiar el plan comercial de la compañía. La realización de dichas estimaciones en el futuro depende del comportamiento en las condiciones de mercado, regulaciones, competencia, desempeño de la economía colombiana y la industria, entre otros factores; por lo tanto, están sujetas a cambios sin previo aviso.

     

     

     

  • Exploración Off-Shore la apuesta de Ecopetrol en el 2015

    Se perforarán 3 nuevos pozos en aguas profundas, dos en Colombia y otro en Estados Unidos.
     
    Petroleo UsaEn el 2015 Ecopetrol reforzará su campaña exploratoria offshore (costa afuera), tanto en Colombia como en el exterior. En asociación con socios de talla mundial, la Empresa perforará 3 pozos este año en el mar: dos pozos en el Caribe colombiano, Calasú y Kronos, y uno más en el Golfo de México en Estados Unidos.
     
    El pozo Kronos-1 está localizado en el bloque Fuerte Sur y en él participan Ecopetrol  (50%) y Anadarko (50%). El pozo Calasú está ubicado en el bloque Fuerte Norte y allí también Ecopetrol está asociado en partes iguales con Anadarko, operador para ambos  casos. En el Golfo de México (E.U.) se perforará el pozo Sea Eagle junto a su socio Murphy, operador.
     
    Para la campaña exploratoria offshore del 2015, el Grupo Ecopetrol destinará alrededor  de US$200 millones.
     
    En 2014 la actividad exploratoria offshore de Ecopetrol y las empresas del grupo dio como resultado 3 pozos con presencia de hidrocarburos de ocho perforados, lo que significó una tasa de éxito del 37,5%
     
    Del total de pozos perforados, cinco están localizados en El Golfo de México en E.U. 
     
    (Rydberg, León, Deep Nansen, Titán-1 y K2 Dev), uno en el Caribe Colombiano (Orca-1) y dos más en Angola (Jacare -1 y Dilolo-1).
     
    Los que registraron presencia de hidrocarburos fueron Rydberg (Shell 57,2%, Ecopetrol America 28,5% y Nexen 14%) y León (Ecopetrol America 40% y Repsol 60%). Entre tanto, Orca-1 (Petrobras 40%, Ecopetrol 30% y Respol 30%), se constituyó en el primer hallazgo de hidrocarburos en aguas profundas en el Caribe colombiano. 
     
    Los pozos Jacaré-1 y Dilolo-1, localizados en la cuenca Kwanza en Angola (Africa), no arrojaron presencia de hidrocarburos. Estos dos pozos se encuentran en los bloques 38/11 y 39/11 en los que Ecopetrol tiene una participación del 10% y cuyo operador es Statoil. La cuenca Kwanza es una de las de mayor potencial del continente africano.
     
    En 2014 las inversiones en exploración offshore ascendieron a US$632 millones, y estuvieron distribuidas de la siguiente forma: Golfo de México US$361 millones, Caribe colombiano US$116 millones y Angola US$155 millones.
     
    De los hallazgos del 2014, cobra especial relevancia el de Orca-1, que fue perforado en el bloque Tayrona, el primer contrato otorgado en el 2004 por la Agencia Nacional de Hidrocarburos para la exploración en el Caribe colombiano.
     
    Los resultados de Orca-1 prueban la existencia de un sistema petrolífero y confirman el potencial de hidrocarburos en esta cuenca frontera colombiana.
     
    Paisminero.co
  • Extreman Exigencias Para La Adjudicación De Bloques Petroleros

     

    Petroleros IngPara participar, compañías deberán inscribirse en un registro único y actualizar cada año sus datos.

    Si bien el nuevo esquema de asignación de áreas en las diferentes cuencas petroleras del país,que puso en marcha la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) a través del Acuerdo 2 del 2017, introdujo mecanismos para flexibilizar las condiciones de los contratos en función de los precios mundiales del petróleo, también implicará un aumento en los requisitos previos que deberán acreditar los interesados.

    El Acuerdo, que fue publicado la semana pasada por la entidad, prevé la puesta en marcha de un nuevo registro de proponentes, en el cual deberán ‘matricularse’ las empresas con el fin de quedar habilitadas para los diferentes procesos que se publiquen, que podrán ser varios en un año.

    El presidente de la ANH, Orlando Velandia, le explicó a EL TIEMPO que este registro de interesados será permanente y la actualización de información se hará cada año, periodicidad que también aplica para la actualización de datos relevantes como la composición accionaria de la empresa o consorcio, y su capacidad técnica para ejecutar actividades de búsqueda y producción de crudo y gas.


    Con las medidas, pensadas para evaluar la capacidad jurídica, económico-financiera, técnica y operacional, medioambiental y en materia de responsabilidad social empresarial, se quiere corregir los errores del pasado.

    Principalmente se busca evitar que a última hora lleguen firmas recién creadas a los procesos competitivos y tener el suficiente tiempo para verificar que todos los interesados cumplen con estándares mínimos y que su información se ajusta a la realidad.

    Esto para cerrarles el paso a casos como el de la ronda del 2010, cuando luego de adjudicarle cinco bloques a la firma Montco Energy, la ANH debió revocarlos porque se comprobó que la compañía presentó documentos falsos que acreditaban producción y reservas en el exterior, pero que no eran suyas. 

    De entrada, las 90 petroleras que hoy operan en el país deberán inscribirse en este registro, que sirve como filtro. 

    “No es que acabó de salir un área y me voy a inscribir. En ese caso ya quedaría fuera de base el proponente”, indicó Velandia. 

    Y añadió que la experiencia de las rondas anteriores es que algunas compañías cumplieron algunos aspectos, sobre todo en la capacidad financiera, pero no tenían toda la experiencia técnica que se exige.


    No petroleros también

    Pero adicionalmente, con la actualización de las nuevas reglas de juego, que ahora les da espacio a fondos de capital y otras entidades similares de entrar a la industria, si una firma no petrolera quiere invertir en el negocio no solo deberá hacerlo de la mano de una compañía de exploración y producción, sino que deberán registrar, juntas, un consorcio aparte ante la ANH, cumpliendo con estas nuevas exigencias. 

    En este caso, la ANH confirmó que en cualquier consorcio el socio que acredite la experiencia técnica deberá tener como mínimo el 30 por ciento de participación, buscando que las actividades se ejecuten como se planean. Adicionalmente, según el funcionario, el nuevo modelo parte de un esquema de puntos para acreditar la capacidad financiera de la empresa, el cual está ligado a rangos del precio del petróleo en los mercados mundiales.

    Es decir, a mayor precio del barril se pedirá más capital con el fin de que se haga una exploración mucho más intensiva, mientras en momentos de cotizaciones bajas habrá flexibilidad en los compromisos. 

    Igualmente, el esquema tiene un componente para promover la eficiencia de las petroleras, porque los compromisos ya no se medirán en dinero sino en objetivos de búsqueda, como pozos exploratorios, pozos de conocimiento o sísmica.

    Por ejemplo, antes si una empresa decía que iba a hacer dos pozos en 10 millones de dólares y estos le costaban menos, debía girarle la diferencia a la ANH, una práctica considerada como perversa, pues no estimulaba la eficiencia y castigaba a las petroleras.

    Nuevo esquema de puntos

    Con un esquema de puntos y que está indexado el precio del petróleo, ahora se fijará la capacidad económica que deberán tener las petroleras según las áreas que les interesen.

    Así, en zona continental las áreas maduras o exploradas pedirán 1.500 puntos; las zonas emergentes, 1.200 puntos; y en áreas inmaduras la exigencia será de 1.000 puntos.

    Por ejemplo, si el promedio del crudo en Estados Unidos (WTI) del último año es mayor o igual a 45 dólares y menor de 50 dólares (similar a la cotización actual) la capacidad económica para un área madura sería de 13,4 millones de dólares. 

    Pero si un año después se hace una oferta de bloques y el crudo subió a 60 dólares, la exigencia subiría a 14,1 millones de dólares.

    Las áreas que más capital exigirán serán las de costa afuera, que piden 24.000 puntos, lo que hoy haría que el capital exigido fuera de 214 millones de dólares.

    Un modelo similar rige para definir el valor de inversión exploratoria. Según la cuenca, cada tipo de actividad (pozo exploratorio o de desarrollo) tendrá un puntaje, que se multiplica por el promedio del crudo WTI del último año.


     

    Fuente: Eltiempo.com



     

  • Fedesarrollo advierte sobre la posible caída de producción de petróleo en Colombia

    Trabajdores  EcopetrolDespués de 2015, los analistas prevén una disminución en la producción de petróleo en el país, lo cual estaría asociado a la caída de los precios internacionales del crudo, en especial la referencia Brent, lo que impactaría el ingreso fiscal de la Nación.
     
    El director de Fedesarrollo, Leonardo Villar, explicó en Medellín que desde el punto de vista de la producción en Colombia esa caída de precios "muy probablemente" desestimulará la inversión y hará prever que los niveles de producción se vayan a reducir en 2016.
     
    "En el marco fiscal que presentó el Gobierno Nacional este año se mantiene la producción de un millón de barriles diarios, pero lo que nosotros estamos previendo, manteniéndose la producción de barriles este año pero tenemos una perspectiva, es que esa producción va a caer de ahora en adelante simplemente porque dejó de ser rentable la producción en algunos pozos", advirtió el investigador de Fedesarrollo.
     
    Ese análisis es compartido, en el mismo sentido, por la Asociación Colombiana del Petróleo, la cual asegura que la caída internacional del oro negro no es coyuntural sino de largo plazo. 
     
    PIB nacional crecería 3% en 2015
     
    Durante un seminario de desarrollo económico y fiscal organizado por Anif, en Medellín, Fedesarrollo consideró que este año la economía nacional crecerá a niveles del 3 por ciento, superior a la perspectiva del Fondo Monetario Internacional que calcula que será de 2,5 por ciento.
     
    "Un crecimiento que sería razonablemente positivo al que proyecta el Fondo Monetario Internacional, pero quiero destacar que si vemos con preocupación que la perspectiva siga siendo de una desaceleración moderada, pero para el año entrante hay muchos elementos que pueden afectar el crecimiento en el futuro. El año entrante no va a ser un año fácil y el crecimiento no será superior al de este año", sentenció el director Villar.
     
    Explicó que parte de la desaceleración se debe a la devaluación del peso, de la cual dijo "no hemos visto los resultados favorables".
     
    Por el contrario, reveló que en las exportaciones no tradicionales, el impacto de la devaluación, ha llevado a caídas del 8 por ciento en todas las regiones del mundo donde se trae el producto al país.
     
    Fuente; caracol.com.co
  • Fernán Ignacio Bejarano Arias nuevo Vicepresidente Jurídico de Ecopetrol

    Ecopetrol LogoEcopetrol S.A. (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC; TSX: ECP) informa que designó como nuevo Vicepresidente Jurídico al abogado Fernán Ignacio Bejarano Arias.
     
    El Dr. Bejarano asumirá el cargo a mediados del mes de marzo. Es egresado de la Universidad Javeriana y cuenta con amplia experiencia en derecho público, fiscal, 
    económico y financiero, corporativo, del mercado de valores, en contratación estatal y en proyectos de infraestructura.
     
    El nuevo vicepresidente es Máster en Leyes de The American University (Washington D.C.) y ha sido profesor de la Facultad de Derecho de la Universidad de los Andes. 
    Actualmente se desempeña como profesor de Hacienda Pública de la Universidad Javeriana.
     
    Ha ocupado diferentes posiciones en los sectores público y privado. Fue Viceministro de Relaciones Exteriores, Secretario de la Junta Monetaria, Secretario de la Junta Directiva del Banco de la República, asesor de la Secretaría Jurídica de la Presidencia de la República, Vicepresidente Jurídico y Secretario General de la Corporación Financiera Colombiana, entre otros.
     
    También es miembro del Tribunal Disciplinario del Auto regulador del Mercado de Valores (AMV) y árbitro del Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá.
     
    ecopetrol -paisminero.co
  • Finaliza con éxito y antes de lo previsto mantenimiento en campo de gas natural Chuchupa en La Guajira

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

    ·         Las calificaciones de Ecopetrol reflejan  el estrecho vínculo con la Republica de Colombia que posee actualmente el 88,5% de la empresa, debido a la importancia estratégica para el país.
    ·         Los indicadores operativos de la compañía han ido mejorando en los últimos años y se consideran de acuerdo con  la categoría de calificación asignada.
    ·         La compañía recientemente revisó su estrategia de crecimiento y el plan de inversiones de capital para hacer frente al entorno actual de bajos precios del petróleo.
    ·         Ecopetrol mantiene un robusto perfil financiero con USD7,5 billones de EBITDA y aproximadamente USD17,1 billones de deuda en los últimos 12 meses terminados en septiembre de 2015.
    ·         La Empresa puede generar flujos de caja robustos y cumplir con sus obligaciones de manera oportuna  gracias a sus reservas considerables, niveles de producción estables, una estructura de costos competitiva y su cuota dominante en el mercado doméstico.
    ·         La posición de liquidez  se considera fuerte, soportada en su generación interna de flujo de caja,  disponibilidades de efectivo y un perfil de vencimiento de deuda manejable.
    ·         Durante los primeros nueve meses de 2015, el costo de levantamiento (costo de extraer un barril de petróleo) se redujo a USD7,3 por barril desde USD11,3 por barril en el 2014 debido a la depreciación del peso colombiano y las negociaciones con los proveedores. 
     
    Ecopetrol LogoEcopetrol S.A. (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC; TSX: ECP) informa que la agencia calificadora de riesgos Fitch Ratings mantuvo la calificación en moneda extranjera y local de Ecopetrol en BBB y BBB+, respectivamente. Así mismo, la agencia crediticia reafirmó la Calificación Nacional de Largo Plazo en AAA(col) y la Calificación Nacional de Corto Plazo en F1+(col). Todas las calificaciones mantienen su perspectiva estable. 
      
    De acuerdo con Fitch, “Las calificaciones de Ecopetrol reflejan su cercano vínculo con la República de Colombia, que tiene el 88.5% de la propiedad de la Compañía, debido a la importancia estratégica para el país”.   
     
    En su informe, Fitch destaca también la solidez financiera de Ecopetrol manifestando que “el tamaño de las reservas,  los niveles de producción estables, estructura de costos competitiva y dominante participación en el mercado doméstico, le permiten a la Compañía generar consistentemente fuertes flujos de caja en su operación y cumplir con sus obligaciones de manera oportuna.“   
     
    El informe completo se puede consultar en www.fitchratings.com
  • Fitch reafirma el grado de inversión en la calificación internacional de Ecopetrol S.A.

    Ecopetrol LogEcopetrol S.A. (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC) informa que la agencia calificadora de riesgos Fitch Ratings mantuvo a la Compañía en grado de inversión con una calificación de BBB.
     
    Dado el vínculo estratégico de la compañía con el Soberano, la agencia disminuyó la perspectiva de la Empresa de estable a negativa en línea con la actualización de la perspectiva de la República de Colombia (BBB, perspectiva negativa) publicada el pasado 22 de julio.
     
    Así mismo, como resultado de la revisión de la metodología que la calificadora de riesgo aplicó a todos los países que cubre, y que para el caso de Colombia resultó en la equivalencia de las calificaciones externa e interna de la Nación, la calificación internacional en moneda local de Ecopetrol S.A. se igualó a la de moneda extranjera, quedando ambas en BBB. 
     
    Por: Paisminero.co
  • Fulbright y Ecopetrol ofrecen becas de postgrado en EU a profesionales Colombianos

    FulbrightHasta el 29 de mayo de 2015 estará abierta la convocatoria para profesionales con proyectos académicos y científicos vinculados con el desarrollo del país.
     Las becas están abiertas para maestrías y doctorados en todas las áreas de estudio, excepto las clínicas de la salud y los programas relacionados con la industria de hidrocarburos.
     El programa de becas Fulbright-Ecopetrol para el Desarrollo de las Regiones ha beneficiado a más de 30 profesionales colombianos desde que inició en 2011.

    Fulbright Colombia y Ecopetrol ofrecen cuatro becas a profesionales colombianos para adelantar programas de maestría o doctorado en cualquier área de estudio, excepto las clínicas de la salud y los programas relacionados con la industria de hidrocarburos, en los Estados Unidos.

    “Fulbright-Ecopetrol para el Desarrollo de las Regiones es una beca para profesionales que tengan una propuesta académica y de investigación con un impacto directo sobre el desarrollo sostenible de las regiones colombianas” dijo Ann Mason, Directora Ejecutiva de Fulbright Colombia.

    La convocatoria cerrará el 29 de mayo de 2015 y los seleccionados iniciarán sus estudios en Estados Unidos en agosto de 2016.

    Para postularse, los candidatos deben contar con un título profesional universitario; mínimo 3,75 de promedio académico; una proyección profesional y académica de impacto para el país; experiencia profesional; y un puntaje de 80 en el TOEFL iBT. Además, los aspirantes a doctorado deben poseer maestría o experiencia equivalente en investigación y haber presentado el examen GRE

    La lista de beneficios que cubre esta beca son: estipendio mensual de USD 1.750; exención parcial o total de la matrícula; costos universitarios anuales por USD 1.500; costo y trámite de visa; derechos de admisión en hasta cinco universidades; tiquete aéreo internacional hasta por USD 2.000; curso pre-académico en EE.UU.; seminario de orientación previo al inicio de estudios; y seguro básico de accidentes.

    La postulación debe hacerse a través de www.fulbrightedu.co/becas y los aspirantes deben demostrar la relevancia de su programa de estudios y su proyecto de investigación, así como su potencial para lograr un impacto significativo para el país. Una vez terminados sus estudios, los becarios deben regresar a Colombia para revertir en el país los conocimientos adquiridos en Estados Unidos.

    Más de 30 beneficiados

    El programa de becas Fulbright-Ecopetrol para el Desarrollo de las Regiones nació a partir de una alianza entre las dos entidades con el objetivo de promover el desarrollo sostenible de los departamentos del país, desde su inicio en 2011, ha beneficiado a 33 profesionales colombianos.

    Las becas Fulbright se encuentran entre las más prestigiosas a nivel mundial. De ellas han sido beneficiarios más de 325.000 destacados líderes del mundo, entre ellos 45 Premios Nobel y 29 Jefes de Estado que forman una gran red global de conocimiento, uno de ellos es el presidente de Colombia Juan Manuel Santos.

    Para mayor información sobre las becas, requisitos y proceso de postulación, se recomienda visitar la página oficial www.fulbright.edu.co/becas. También, los interesados pueden consultar el cronograma de charlas informativas, tanto presenciales como virtuales, a través de la página web.

    paisminero.co

     

  • Ganancias de Ecopetrol repuntan pese a caída en producción

    Ecopetrol LogEn el mismo periodo del 2016, las utilidades habían sido por 363.000 millones de pesos.

    Ecopetrol reportó una ganancia neta de 886.000 millones de pesos (300,4 millones de dólares) en el primer trimestre, un repunte de un 144 por ciento frente al mismo lapso del año pasado por los mejores precios de venta del crudo y mayores eficiencias operativas, informó el jueves la empresa.

    Entre enero y marzo del 2016 la utilidad neta de Ecopetrol fue de 363.000 millones de pesos. 

    Las ganancias consolidadas antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización -EBITDA- ascendieron a 5,8 billones de pesos (1.966,5 millones de dólares), su nivel más alto de los últimos 2 años por las mayores eficiencias en la operación y la reducción de gastos. 
    "Ecopetrol tuvo un primer trimestre de 2017 sobresaliente. Nos sentimos confiados con la estrategia corporativa y los resultados obtenidos. Hemos superado retos para alcanzar una operación rentable y segura que se refleja en los resultados financieros", dijo en un comunicado el presidente de la empresa, Juan Carlos Echeverry.

    Al cierre del primer trimestre la producción de la compañía alcanzó los 712.000 barriles diarios de petróleo equivalentes (bdpe), una reducción de un 3,3 por ciento en comparación con los 737.000 bdpe como consecuencia de las dificultades operacionales por los ataques de la guerrilla del Ejército de Liberación Nacional contra el oleoducto Caño Limón-Coveñas. 

    En el primer trimestre del 2017 las ventas de Grupo Ecopetrol fueron de 13,4 billones de pesos, lo que representa un incremento de un 27,5 por ciento frente a los 10,5 billones de pesos en el mismo período del 2016. 

    Ecopetrol cerró el primer trimestre con una sólida posición de caja de 17,5 billones de pesos. 

    Los activos de la compañía al cierre del primer trimestre totalizaron 120,4 billones de pesos y los pasivos 75 billones de pesos. Las inversiones totales de Ecopetrol en el primer trimestre fueron de 312 millones de dólares.

    Fuente: Eltiempo.co / Reuters

     

     

     

  • Gigantes petroleras de América Latina deben US$275.000 millones

    Petroleo ExtEcopetrol planea reducir las inversiones anuales en los próximos años y se concentra cada vez más en la exploración y la producción.

    Los gobernantes de la región se ven obligados a archivar planes de gastar fondos petroleros en proyectos populares luego de que el precio del crudo cayera más de 50 por ciento en los últimos dos años, por lo que ahora se ven ante crecientes cuentas en sus gigantes con respaldo estatal. La carga crece a medida que las monedas locales declinan contra el dólar, lo que eleva el costo de reembolsar deuda en moneda extranjera.

    Es un problema general. La gigante estatal de Brasil, Petróleo Brasileiro SA, es la compañía petrolera más endeudada del mundo, mientras que los operadores de permutas de riesgo crediticio apuestan a que hay un 68 por ciento de probabilidades de que Petróleos de Venezuela SA, conocida como PDVSA, se encamine a un impago en los próximos 12 meses. Ambas tienen peso en la economía de la región, que ya se estima se contraerá por segundo año consecutivo en 2016.

    “Es difícil, no hay duda”, dijo Alberto Ramos, economista jefe para América Latina de Goldman Sachs Group Inc. “Algunas de esas compañías acumularon un fuerte endeudamiento en el período en que los precios del petróleo eran altos”.

    Si bien muchos dicen que el implícito –y en algunos casos explícito- respaldo del estado hace improbable un impago de las compañías, su salud financiera se considera cada vez más precaria. El riesgo de los bonos que mide el mercado de permutas de riesgo crediticio ha aumentado en el caso de gigantes petroleras latinoamericanas en momentos en que las compañías productoras de crudo de Venezuela, Brasil y México tienen una deuda en dólares más abultada que la del gobierno que las respalda. Sólo la colombiana Ecopetrol SA tiene una deuda menor.

    Amenaza colectiva

    Petróleos Mexicanos, conocida como Pemex, que tiene la calificación crediticia más alta de las cuatro, ya sufrió una rebaja de nota por parte de Moody’s Investors Service en noviembre y está en revisión con miras a otra reducción. La compañía, que tiene sede en Ciudad de México, cuya producción ha declinado durante 11 años consecutivos, se ve cada vez más presionada a vender activos. El mes pasado se comprometió a reducir 100.000 millones de pesos mexicanos (US$5.600 millones) su presupuesto de 2016 luego de dar a conocer pérdidas de US$32.000 millones el año pasado.

    Por su parte, la compañía productora brasileña también se deshace de activos y suspende proyectos luego de años de invertir más de US$40.000 millones anuales en enormes yacimientos de petróleo en aguas profundas del Atlántico Sur y subsidiar importaciones de combustible par el gobierno. Su endeudamiento casi se cuadruplicó en los últimos cinco años.

    La compañía, conocida como Petrobras, que emitió bonos a 100 años el año pasado, tiene más de US$13.000 millones en capital de bonos que vence en los próximos 24 meses. La empresa se aseguró el mes pasado un crédito de US$10.000 millones de China Development Bank Corp.

    La colombiana Ecopetrol planea reducir las inversiones anuales en los próximos años y se concentra cada vez más en la exploración y la producción. Por su parte, la compañía venezolana enfrenta pagos de bonos de US$13.000 millones en los próximos dos años y se considera que corre el riesgo de un impago al encontrarse el gobierno ante su propia carga de próximos vencimientos soberanos, dice Standard & Poor’s.

    Si bien la diversidad y magnitud de los problemas hace que los analistas adviertan que no debe agruparse a las compañías petroleras estatales latinoamericanas, éstas conforman de todos modos una amenaza colectiva para la economía de la región.

    Fuente: Elespectador.com

  • Gobierno prioriza mano de obra local en zonas petroleras

    PetroleraEl gobierno nacional dijo que estas áreas serán determinadas por el Ministerio del Trabajo, con base en la información que para el efecto aportarán la Unidad Administrativa Especial del Servicio Público de Empleo, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y Ecopetrol.
     
    “Sólo cuando no exista el talento humano suficiente y con los perfiles requeridos, se posibilitará la contratación de personal de municipios aledaños y en su defecto del resto del país” informó la Unidad Servicio Público de Empleo.
     
    En el Decreto 2089, firmado por el Presidente de la República y los ministros del Trabajo y Minas y Energía, se adoptan medidas especiales para garantizar la vinculación de mano de obra local a proyectos de exploración y producción de hidrocarburos, y se determina que la implementación del Servicio Público de Empleo en esas regiones se hará progresivamente.
     
    El ministro del Trabajo (e), Juan Carlos Cortés González, dijo que las medidas se adoptan “con el propósito de estimular la mano de obra local y de promover las mejores prácticas para la contratación de personal, en desarrollo del proceso de implementación progresiva del SPE y considerando las particularidades del sector de exploración y producción petrolera, uno de los sectores que más estimula el desarrollo económico del país”.
     
    Explicó que la reglamentación tiene como objetivo ofrecer más y mejores oportunidades de empleo a las personas residentes en las zonas petroleras y promover aún más el desarrollo económico de las regiones.
     
    Fuente: Dinero.com
  • Gobierno y Petroleros dialogan sobre futuro del Sector

    Javier GCon las intervenciones del señor Ministro de Minas y Energía, Tomas González; el señor Ministro de Defensa, Juan Carlos Pinzón; el negociador por el Gobierno en las mesa de diálogos de paz, Frank Pearl; el Presidente de Ecopetrol, Javier Gutierrez; el Presidente de Campetrol, Rubén Darío Lizarralde, altos funcionarios de Gobierno y presidentes de las compañías más representativas del sector, se llevó a cabo la apertura y primera jornada de discusiones acerca de los desafíos que tiene la industria hidrocarburífera en Colombia.
    El Ministro de Minas y Energía, Tomás González, dijo en la apertura del evento que: “Expo Oil & Gas 2014, se da un momento con circunstancias particulares que si bien no son del todo fáciles, no deben ser razón para no seguir trabajando por fortalecer y expandir la industria petrolera y por ende propender por mejores condiciones de operación que generen beneficios para las comunidades”. 
     
    El presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez, aseguró, “que el actual debe ser un momento de reflexión para los miembros de la industria, reconoció que el entorno internacional marcado por los bajos precios del petrolero, la disminución de las reservas, entre otras circunstancias dificultan hacer pronósticos favorables para el futuro inmediato, sin embargó se deben hacer los ajustes que correspondan para que el sector siga aportando los recursos que siempre la industria le ha provisto al país”
    La presidente de la Junta Directiva de Campetrol, Rose Marie Saab, hizo un llamado a la acción por parte de la industria petrolera en respuesta al momento que vive Colombia: “vivimos un momento histórico y este sector no puede ser inferior a las circunstancias. Debemos unirnos alrededor de propósitos e ideas que vayan en la misma dirección, que nos hagan ser y parecer parte de la solución, arremangarnos la camisa y actuar”, enfatizó
     
    Por su parte, Frank Pearl, miembro del equipo negociador del equipo del gobierno en los diálogos de paz explicó ante el auditorio los avances que ha tenido la negociación e hizo llamado para que la industria petrolera no tuviera temores acerca del posible desenlace del proceso que derive en un postconflicto en el que el sector privado será fundamental.
    A su turno el Ministro de Defensa, Juan Carlos Pinzón realizó un recuento de las acciones militares que ha realizado la Fuerza Pública a lo largo de los 38 meses que lleva en la cartera de defensa y que han contribuido a disminuir los riesgos para la industria petrolera e invitó a los presentes a no caer en la estigmatización que por cuenta de los recientes hechos en los que Militares se han visto salpicados por escándalos de narcotráfico, están incentivado algunos dirigentes políticos; pidió  apoyo  irrestricto a la Fuerzas Militares y anunció una gira por diferentes países del mundo que pretende buscar el respaldo de un grupo de expertos que asesore procesos de fortalecimiento y profesionalización de miembros de las Fuerzas Militares. 
     
    Los días 6 y 7 de noviembre continuarán las discusiones y la muestra comercial en el marco de la Expo Oil Gas. Dentro de los temas sobresalientes sobre los que se debatirán en estas jornadas están : Los días jueves 6  y viernes 7, Funcionarios de Gobierno, Presidentes de Empresas y expertos internacionales, debatirán acerca de los siguientes temas:  Incorporación de Reservas: Perspectivas de Exploración en Colombia;  Incorporación de Reservas: IOR & EOR; Retos de Crudos Pesados en DownStream; Expectativas y desarrollo de las Rondas Colombia por la ANH; el futuro del desarrollo del Offshore en Colombia;  Desarrollo de yacimientos Hidrocarburos No Convencionales.
     
     
     
     
  • Goldman prevé petróleo cerca de US$40 si fracasa acuerdo de OPEP

    La Organización de Países Exportadores de Petróleo se reunirá en Viena para fijar los primeros recortes a los suministros en ocho años, e invitar a otros productores no pertenecientes al grupo.

     

    Foto Plataforma ExxonFoto Plataforma ExxonParece que un acuerdo de la OPEP para reducir la producción de crudo en la reunión de este mes es cada vez más improbable, y el fracaso podría significar una caída de los precios a cerca de US$40, según Goldman Sachs Group Inc.

    “La falta de progreso en la introducción de cuotas a la producción y el creciente desacuerdo entre los productores de la OPEP apuntan a una disminución de la probabilidad de que se alcance un acuerdo el 30 de noviembre”, escribieron analistas de Goldman, entre ellos Damien Courvalin, en un comentario con fecha del 31 de octubre. Los obstáculos a un acuerdo de la producción siguen siendo enormes, manifestó Greg Sharenow, gestor de carteras de Pimco en un comentario por correo electrónico el martes.

    La Organización de Países Exportadores de Petróleo se reunirá en Viena para fijar los primeros recortes a los suministros en ocho años e invitar a otros productores no pertenecientes al grupo, especialmente Rusia, a tomar medidas similares. El lunes, el crudo Brent continuaba las pérdidas y caía por debajo de US$50 el barril después de que las negociaciones del pasado fin de semana no resultaran en detalles concretos para reducir la sobreoferta mundial de crudo y estabilizar los precios.

    “La falta de un acuerdo hasta el momento ha provocado una caída significativa de los precios del petróleo y, desde nuestro punto de vista, la debilidad de los indicadores fundamentales del crudo justifica unos precios en torno a los US$40 el barril si la OPEP no consigue llegar a un acuerdo convincente”, escribieron los analistas de Goldman.

    Incluso si el grupo consigue llegar a un acuerdo por el temor a la caída de los precios, la probabilidad de que el pacto logre reducir los inventarios es baja, señaló el banco. El incremento de la producción de la OPEP en octubre así como la aceleración de proyectos de países que no pertenecen a la OPEP han reducido la probabilidad de que un acuerdo se traduzca en una disminución significativa de los suministros durante la primera mitad de 2017, según el banco, el cual estima que la OPEP produjo unos 34,2 millones de barriles diarios de media el mes pasado.

    Si bien desde el punto de vista de Goldman la probabilidad de recortes y el éxito en la reducción de suministros ha disminuido en la última semana, altos responsables de la OPEP han afirmado que el grupo y otros grandes productores de petróleo están avanzando hacia un acuerdo que moderará la sobreoferta mundial.

    Los 14 miembros de la OPEP y antiguos competidores como Rusia están dispuestos a llegar a un acuerdo, manifestó el secretario general de la organización, Mohammed Barkindo, el lunes en una entrevista con Bloomberg Television. Incluso Irak, que ha exigido su exclusión de los límites a la producción y anunció que aumentaría la producción, está dispuesto a colaborar, puntualizó.

    El Brent para entrega en enero ganaba US$0,48 a US$49,09 el barril en el mercado de futuros ICE de Londres a las 2:49 de la tarde, hora de Hong Kong. Los contratos de futuros a un mes cayeron un 2,8% el lunes.

     

    Por: Bloomberg

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters

  • Grandes petroleras se vuelcan al gas

    Gas NaturalLas compañías petroleras que han extraído billones de barriles de crudo de la tierra ahora dicen que el futuro está en su otro producto principal: el gas natural, combustible que promocionan como el sucesor lógico del carbón.

    Como casi 200 países negociarán un acuerdo vinculante sobre emisiones de carbono en diciembre, las empresas de combustibles fósiles, con Royal Dutch Shell Plc y Total SA a la cabeza, dicen que ahora se centrarán en el gas como alternativa más limpia al carbón barato que actualmente es lo que más se usa para la generación de energía en todo el mundo.

    Esto ha dado lugar a una guerra de palabras entre las dos industrias y a la preocupación de que las grandes petroleras estén más interesadas en conquistar cuota de mercado que en combatir el calentamiento global.

    “Total es gas y el gas es bueno”, dijo el lunes el máximo responsable ejecutivo Patrick Pouyanne, antes de la Conferencia Mundial del Gas de París que tendrá lugar esta semana. Sus comentarios son similares a los efectuados dos semanas antes por el CEO de Shell Ben Van Beurden, que señaló que su compañía ha pasado de ser “una empresa de petróleo y gas a convertirse en una empresa de gas y petróleo”.

    Shell comenzó a producir más gas que petróleo en 2013 y Total al año siguiente. La producción de Exxon Mobil Corp. aumentó de 39% de la producción total hace seis años a aproximadamente un 47% el año pasado. Las compañías están impulsando las ventas en China, India y Europa.

    El carbón de productores encabezados por Glencore Plc y BHP Billiton Ltd. genera alrededor del 40% de la electricidad del mundo. Shell, Total, BP y otras compañías petroleras dijeron el lunes en una declaración conjunta que se unirán para promocionar al gas como un combustible más inocuo para el clima que el carbón.

    ‘El enemigo’

    “El enemigo es el carbón”, expresó Pouyanne el lunes.

    Prometió retirarse de la minería del carbón y dijo que Total también podría suspender la negociación del carbón en Europa.

    “Una estrategia clave para que los productores de gas hagan avanzar esa agenda es pedir a los gobiernos que graven las emisiones de carbono de las centrales eléctricas. Esto crearía un incentivo económico para que se pase del carbón, la principal fuente de gases de efecto invernadero, a opciones más limpias.

    El máximo responsable ejecutivo de BP Bob Dudley reclamó un precio del carbono en la asamblea de accionistas de la compañía el 16 de abril, mientras que el titular de Exxon Rex Tillerson el 27 de mayo reiteró su apoyo a un impuesto al carbono si se llega a un consenso en los Estados Unidos.

    Dudley, Tillerson, Pouyanne, Van Beurden y Eldar Saetre de Statoil ASA se sumarán al CEO de Chevron Corp. John Watson en la conferencia de París esta semana para analizar la forma de promover el gas como combustible principal para lograr un mundo limpio y sostenible.


    Fuente: Dinero.com

  • Grandes productores de petróleo negocian en Doha congelar la producción

    Petroleo ArabeDiscuten un proyecto de acuerdo para detener hasta octubre el bombeo a sus niveles de enero, con el fin de dinamizar los precios.

    Los grandes productores de petróleo negocian este domingo en Catar una posible congelación de petróleo. 

    El ministro ecuatoriano de Hidrocarburos, Carlos Pareja, declaró a los periodistas que su país, miembro de la Organización de países exportadores de petróleo (Opep), apoyaba este acuerdo para que estabilice el mercado petrolero y sostenga las cotizaciones, hundidas por un exceso de oferta. 

    El ministro de energía de Azerbayán, Natig Aliyev, citado por la agencia rusa RIA Novosti, indicó por su parte que el proyecto de acuerdo prevé una congelación de la producción "a sus niveles de enero" y ello "hasta octubre". 

    Tras consultas "informales" por la mañana en un gran hotel de Doha, los ministros presentes fueron recibidos, según la agencia oficial Qna, por el emir de Catar, jeque Tamim ben Hamad Al Jalifa. 

    Una quincena de países, mayoritariamente miembros de la Opep y liderados por Arabia Saudí, están representados en Doha, donde intentan concertarse con países no OPEP, como Rusia. 

    Irán, gran rival de Arabia Saudita, decidió que no enviaría representantes a esta reunión, lo que puede limitar el alcance de un eventual acuerdo "Irán no renunciará de ninguna manera a su cuota de producción histórica", declaró dijo el ministro iraní de Petróleo, Bijar Namdar Zanganeh, en referencia al nivel de producción y exportación de su país antes de las sanciones internacionales, y para explicar su ausencia de la reunión. 

    El vice príncipe heredero de Arabia Saudita, Mohammed ben Salman, había dicho en una entrevista publicada el sábado que su país no congelaría su producción de crudo a menos que Irán lo haga también. Arabia Saudí está representada por su ministro del Petróleo, Ali al Nuaimi.

    UN ACUERDO POSIBLE

    Kamel al Harami, experto petrolero kuwaití, estima sin embargo posible un acuerdo este domingo sobre una congelación de la producción, incluso sin Irán. 

    "Irán es incapaz de agregar más de medio millón de barriles diarios a su producción de aquí a fin de año", explicó Harami en Doha. 

    "Creo que esto no tendrá gran impacto en la reunión", vaticinó. Catar, el país anfitrión, afirmó que una "atmósfera de optimismo" se instauró la víspera de la reunión, mientras que el ministro en ejercicio del Petróleo de Kuwait, Anas Saleh, dijo ante la prensa que también era "optimista". 

    Pero los precios del petróleo cerraron con una clara caída el viernes, resultado del escepticismo imperante antes de la reunión de Doha. 

    Un proyecto, suscrito en febrero por Arabia Saudita, Rusia, Catar y Venezuela, busca congelar la producción de crudo con el fin de contrarrestar la oferta excesiva hasta que la demanda se reactive, el tercer trimestre de 2016.

    Los analistas están divididos acerca de los posibles resultados de la reunión de Doha, que podrían impulsar los precios al alza como provocar de nuevo su desplome. Varios expertos excluyen un impacto significativo en un mercado petroleo que sigue siendo volátil a pesar del acuerdo de febrero. La Agencia Internacional de Energía Atómica (AIEA) advirtió que un acuerdo en Doha tendría un "impacto limitado" en la oferta. 

    La Opep comunicó, antes de la reunión, que la oferta excedentaria se podría acentuar aún más. La organización revisó a la baja sus previsiones de crecimiento de la demanda mundial este año y podría reducirlas más. 

    La caída de un 60 % de los precios del crudo desde junio de 2014 ha venido provocada por una oferta más que abundante, consecutiva a una considerable subida de la producción de petróleo no convencional, el petróleo de esquisto estadounidense, y la negativa de la OPEP, en noviembre de 2014, a reducir su producción. 

    Los países exportadores han perdido sumas colosales y registraron déficits presupuestarios que conllevaron medidas de austeridad.

    Fuente: Portafolio.co

  • Grupo de 26 venados ‘cola blanca’ estrenan hogar en reserva natural en Casanare

    Venados 2Con el fin garantizar la supervivencia de la fauna silvestre presente en sus áreas operativas, Ecopetrol realizó la reubicación y entrega de 26 venados cola blanca (Odocoileus virginianus)a la Reserva Natural de la Sociedad Civil Hato La Aurora, ubicada en el departamento de Casanare.

    Veterinarios y técnicos del Hogar de Paso El Picón de Corporinoquia y funcionarios del área ambiental de Ecopetrol, se encargaron del proceso de preparación de los ejemplares que se encontraban en predios de Ecopetrol en el municipio de Saravena, departamento de Arauca.

    Los 26 individuos, entre los que se destacan dos hembras que se encontraban en estado de gestación y cuatro juveniles de unos tres meses de edad, fueron trasladados hasta la reserva que cuenta con un área de alrededor de 9.900 hectáreas. 

    Los profesionales llevaron a cabo el procedimiento en tres fases que incluyeron captura, transporte y liberación. Previo al transporte, los animales recibieron tratamientos veterinarios para verificar su estado de salud. Así mismo, se les implantó un dispositivo para asegurar su identificación y permitir el seguimiento durante la reubicación.

    Estos mamíferos herbívoros se caracterizan por su belleza, son de color marrón claro y tonos rojizos, patas largas y delgadas, orejas grandes y una cola corta y ancha, la cual se destaca por su color blanco en la parte inferior. Los machos se identifican por su cornamenta.

    Los ejemplares ahora podrán convivir con animales de su misma especie, chigüiros, aves, reptiles, entre otros, en los diversos ecosistemas presentes en la reserva entre los que se resaltan los bosques de galería, raudales, esteros y bancos de Sabana. La reubicación permitirá a los venados retornar a su hábitat original protegidos de la presión antrópica, la caza, la sobreexplotación o el deterioro del ecosistema. 

    La Aurora está ubicada en los municipios de Hato Corozal y Paz de Ariporo. Las Reservas Naturales de la Sociedad Civil, son áreas protegidas privadas registradas ante la Unidad Administrativa Especial denominada Parques Nacionales Naturales de Colombia.

  • Hocol halla Gas en el Caribe Colombiano

     El pozo encontró gas en un área al sur del descubrimiento realizado en 2015. También detectó este hidrocarburo en una nueva zona más somera. La columna con gas tiene una altura de 25 metros.
     
     HOCOL, filial 100% de Ecopetrol, tiene un 50% de participación en el contrato SSJN1 y realiza las actividades de geología y geofísica; Lewis Energy opera el bloque y tiene el otro 50%.
     
    El pozo encontró gas en un área al sur del descubrimiento realizado en 2015.El pozo encontró gas en un área al sur del descubrimiento realizado en 2015.HOCOL, filial del Grupo Ecopetrol, informa que el pozo Bullerengue Sur-1, ubicado a 30 kilómetros de Barranquilla, en el departamento de Atlántico, comprobó la presencia de gas natural.
     
    El pozo Bullerengue Sur-1 se perforó con éxito entre el 18 de noviembre y el 7 de diciembre, dentro del cronograma y por debajo del costo esperado.
    Los registros e información tomada durante la perforación indican que el pozo encontró arenas con gas natural en varios intervalos de la época geológica del Eoceno.
     
    El pozo comprobó la presencia de gas en la extensión sur de la estructura perforada en 2015 con el pozo Bullerengue 1. Además, probó la existencia de gas en un intervalo adicional y más somero. En total, los intervalos con presencia de gas natural suman 80 pies, que equivalen a unos 25 metros.
     
    Las dos compañías, HOCOL y Lewis, analizan la información obtenida para definir el plan de pruebas que se ejecutará durante los próximos días.
    Este descubrimiento es resultado de la nueva estrategia exploratoria del Grupo Ecopetrol, que busca incrementar las reservas de gas y fortalecer la exploración en Colombia junto a compañías expertas a nivel global.
     
    “Es satisfactorio que una semana después del descubrimiento de petróleo liviano en el Golfo de México (Estados Unidos), nuestra filial HOCOL anuncie otro descubrimiento, esta vez de gas natural en territorio colombiano. Este hallazgo va en línea con nuestra visión de tener un mayor equilibrio entre la producción de crudo y gas, un combustible limpio y amigable con el medio ambiente. Bullerengue se suma los éxitos que hemos tenido con Orca y Kronos en los últimos dos años en el Caribe colombiano, en donde actualmente realizamos la perforación de otros dos pozos junto a Anadarko”, aseguró el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry.
     
     
    HOCOL es una empresa del Grupo ECOPETROL, con más de seis décadas de presencia en Colombia en los Valles Inferior y Superior del Magdalena, los Llanos Orientales, el Piedemonte y La Guajira, donde adelanta proyectos exploratorios y de producción de crudo y gas.
    Lewis Energy es una empresa líder en la producción de gas en Estados Unidos, con más de 30 años de experiencia, principalmente en el sur de Texas. Opera más de 1.400 pozos de gas natural y tiene participaciones en bloques en Colombia y México.
     
    Por: Paismineri.co / CP- HOCOL
  • Interconexión eléctrica Colombia - Panamá comenzaría en 2018

    Torre EnergEl proyecto binacional, de 450 millones de dólares, se firmó en 2011 y contemplaba que entrara en funcionamiento este año.
     
    La interconexión eléctrica entre Colombia y Panamá entrará en operación durante el primer trimestre del 2018, mientras que actualmente el proyecto busca las licencias ambientales para el trazado de la línea de 600 kilómetros y 400 megavatios de capacidad, dijo un empresario comprometido en el proyecto.
     
    El proyecto binacional de 450 millones de dólares que abrirá las puertas a la venta de energía de generadores de Colombia a Panamá y a Centroamérica se firmó en el 2011 e inicialmente contemplaba que entrara en funcionamiento a finales de este año.
     
    El gerente general de la colombiana Interconexión Eléctrica S.A (ISA), Luis Fernando Alarcón, explicó el martes a periodistas que actualmente el proyecto en el lado colombiano tramita las licencias ambientales para el trazado y posterior tendido de la red. (Lea aquí: Interconexión con Panamá está en manos de Anla).
     
    "La meta que tenemos es que en el primer trimestre del 2018 entre en operación la línea. Es un proyecto muy complejo que requiere unos estudios ambientales y unas políticas para el manejo ambiental muy claras y precisas", sostuvo el ejecutivo.  El proyecto de interconexión es realizado conjuntamente por ISA de Colombia y la panameña ETESA.
     
    Por su parte, el ministro de Minas y Energía de Colombia, Tomás González, dijo que la línea le permitirá a Colombia exportar energía a Panamá, una de las economías más dinámicas de América Latina, y posteriormente a Centroamérica y México, que está en un proceso de apertura energética.
     
    "Panamá entiende los beneficios de tener energía colombiana porque es competitiva y confiable. Panamá, que es una economía que está creciendo aceleradamente, requiere de una energía competitiva y confiable", declaró González.
     
    El ministro dijo que Colombia, a través de ISA, mantiene el proyecto de interconexión eléctrica con Chile, pero que se necesita aún definir la parte regulatoria, además de modernizar la infraestructura de transporte entre Ecuador y Perú. Colombia tiene una capacidad instalada de más 14.000 megavatios, la mayoría con hidroeléctricas.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / REUTERS
     
     
     
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  • Internacional - ¿Por qué las petroleras rusas crecen más que las occidentales pese a la caída del precio del crudo?

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: rt.com

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Americaeconomia.com

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  • Internacional - Fallo sobre BP, ‘llamado de atención’ en búsqueda petróleo

    Plataforma PetLa decisión de la corte podría paralizar a la compañía en el plano financiero en momentos en que la búsqueda de recursos por parte del sector se hace más cara y arriesgada.
    El fallo de un juez de los Estados Unidos significa que el costo final de BP Plc por el derrame de petróleo de 2010 en el Golfo podría superar los US$50.000 millones y dar por tierra con años de ganancias, lo que destaca los riesgos de la exploración en tanto la industria llega a zonas más peligrosas como aguas más profundas y yacimientos árticos.
     
    La decisión del jueves de la corte de que BP actuó con grave negligencia en el desastre del Golfo de México podría paralizar la compañía en el plano financiero en momentos en que la búsqueda de recursos por parte del sector se hace más cara y arriesgada.
     
    Empresas como Exxon Mobil Corp. y Royal Dutch Shell Plc también enfrentan crecientes presiones para que demuestren a los inversores que pueden seguir creciendo en tanto declina la producción.
     
    Mientras las compañías productoras recorren el globo en busca de petróleo y gas natural, el fallo demuestra que se las hará responsables de errores que podrían ser inevitables dada la complejidad del trabajo, dijo Edward Overton, profesor emérito del departamento de ciencias del medio ambiente de la Universidad del Estado de Louisiana en Baton Rouge.
     
    Si bien el juez aún no ha fallado sobre cuánto petróleo se derramó, un factor clave en la determinación de multas adicionales, millones de barriles de crudo del pozo afectaron las formas de vida de la zona y centenares de kilómetros de playas y franjas costeras.
     
    Si US$50.000 millones no son “un llamado de atención para hacer las cosas bien, reducir el ritmo y asegurarse de que todo es adecuado en lo que respecta a seguridad, no sólo para BP sino para el sector, entonces no sé qué lo es”, dijo.
     
    EN BUSCA DE PETRÓLEO
     
    Las compañías tienen pocas opciones en el intento de hacer grandes descubrimientos, ya que el acceso a los recursos sigue siendo limitado. Exxon, BP, Shell, Chevron Corp. y Total SA ganaron más de US$1 billón en utilidades totales en la última década, casi todo lo cual se ha gastado en la búsqueda de petróleo y gas natural.
     
    Desde 2004, las cinco compañías han triplicado el gasto de capital y su producción ha declinado 1,4 millones de barriles por día, según datos que recopiló Bloomberg.
     
    Han surgido problemas conforme las empresas perforan a mayor profundidad y en condiciones más peligrosas. Shell presentó la semana pasada un plan de perforación en el Ártico de Alaska luego de que un barco encallara en 2012.
     
    El pozo en aguas ultraprofundas Davy Jones, en el Golfo, uno de los más caros que se haya perforado, aún no ha producido lo que la firma operadora Freeport-McMoRan Copper Gold Inc. ha dicho que podrían ser billones de pies cúbicos de gas.
     
    La complejidad de la perforación profunda y de la navegación del Ártico significa que puede ser inevitable que haya nuevos accidentes, dijo Ed Hirs, un economista de energía de la Universidad de Houston.
     
    “La gente puede decir que esto nunca va a volver a pasar, pero es probable que suceda, si bien de forma diferente”, dijo Hirs, que también fundó su propia compañía productora. “Volvió a pasar en los viajes espaciales, que son similares en complejidad y magnitud”.
     
     
     
    Fuente: Portafolio.co / BLOOMBERG
     
     
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  • Internacional - Hacia un nuevo orden petrolero global

    Rey SaudiEl descenso de las tarifas del crudo perfila nuevos equilibrios geopolíticos. EE.UU. se convierte en productor de referencia y Europa reduce su factura energética
     
    Cuando este verano, los yihadistas del Estado Islámico se apoderaron de un tercio de Irak, muchos observadores hubieran apostado a que el petróleo iba a dispararse una vez más. Sin embargo, el precio del crudo ha caído un 25% desde junio. Además, en contra de lo habitual, Arabia Saudita, el mayor exportador del mundo, no ha hecho mención de reducir su producción para estabilizar el mercado. En seguida han surgido teorías sobre una guerra de precios, pero los expertos la desmienten y describen una situación más compleja. Si se mantiene la tendencia, Irán y Arabia Saudita, además de ingresos, perderán una importante palanca de influencia regional. “Ha sido una caída muy rápida y severa, que parece haber cogido por sorpresa a los países productores”, señala Bill Faren-Price, director general de la consultora independiente Petroleum Policy Intelligence.
     
    De acuerdo con la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), el barril de petróleo ha pasado de pagarse a US$108 hace cuatro meses a US$87. El gráfico de ese cartel, que extrae un tercio de la producción mundial, viene marcando la tendencia a la baja desde hace un año.
     
    Analistas señalan que hay excedentes en el mercado. A la caída del consumo, por el parón en el crecimiento de China y una mayor eficiencia energética en EE.UU. y Europa, se ha sumado el aumento de la producción, tanto convencional, por el retorno de Irak y Libia a la producción normalizada, como no convencional de petróleo de esquisto (el que está atrapado entre rocas y se extrae mediante alta presión hidráulica o fracking) en EE.UU.
     
    De confirmarse la tendencia, los países exportadores de crudo tendrán menores ingresos y, por tanto, dificultades para mantener los subsidios. En última instancia, eso puede generar problemas internos y, sin duda, reducir su capacidad de influencia internacional. La ayuda que Irán y Rusia prestan al régimen sirio o la multimillonaria asistencia de Arabia Saudita y Emiratos Árabes al Egipto del general Al Sisi y a otros aliados regionales son en buena medida fruto de la bonanza del petróleo.
     
    “El precio sube y baja todo el tiempo. No se ha producido una situación de pánico”, estima por su parte Alex Schindelar, responsable de la oficina en Dubái de Energy Intelligence, una empresa de información y análisis sobre el sector energético. Como prueba de ello dice que “ni Arabia Saudita ni Irán se han molestado en reaccionar”. A pesar de que ambos países defendían un precio de US$100 el barril y han sido partidarios de recortar la producción para mantenerlo, han dado a entender que pueden encajar la bajada durante algún tiempo. ¿Cuánto? “Si es unos meses, 80-85 dólares por barril pueden aguantarlo. Si se trata de un cambio sistémico, aumentará la presión y empezarán a preocuparse”, señala Schindelar.
     
    De momento, Arabia Saudita no ha respondido a los llamados para que recorte su producción e incluso ha rebajado el precio del barril a los clientes asiáticos. Los analistas interpretan ese gesto como una forma de defender su cuota de mercado. Además, el reino del desierto salió escaldado hace tres décadas cuando, al caer los precios, fue el único en reducir la producción y terminó al borde de la bancarrota.
    “Se ha acabado el barril por encima de US$100; habrá que adaptarse”, interpreta el economista iraní Saeed Laylaz. A corto plazo, eso significa reducir los gastos discrecionales; a largo, cancelar proyectos de infraestructuras, algo delicado para el régimen saudí, que anunció grandes inversiones como respuesta a la Primavera Árabe. En septiembre, el Fondo Monetario Internacional (FMI) advirtió a Riad de que tendría un déficit de 1,4% en 2015, si el petróleo sigue cayendo y mantiene su gasto público en los niveles actuales. “Los saudíes necesitan precios altos, así que no están contentos”, afirma Schindelar.
     
    Los expertos opinan, no obstante, que, dadas las elevadas reservas que ha acumulado, Arabia Saudita podría aguantar un largo período a US$80 y, de paso, hacer menos rentable la producción de esquisto que ha empujado el mercado a la baja. Pero en un momento en que la monarquía afronta una inevitable transición generacional, incluso dentro de la familia real hay voces críticas. El príncipe Al Waleed Bin Talal, sobrino del rey y el hombre más rico del reino, advertía hace unos días del “peligro de seguir dependiendo casi por completo del petróleo”.
     
    En Irán, el propio líder supremo, el ayatolá Ali Jamenei, ha alertado de que la dependencia de esos ingresos deja su economía a merced de las grandes potencias. El 60% del presupuesto iraní procede de las exportaciones de crudo.
     
    De hecho, EE.UU. explotó esa vulnerabilidad cuando en 2012 decidió reforzar unilateralmente las sanciones internacionales a Teherán por su programa nuclear. Los ingresos por petróleo se redujeron a la mitad como resultado. En este ejercicio caerán aún más por los bajos precios, lo que ha llevado al presidente Hasán Rohaní a recurrir a las reservas estratégicas.
     
    Es un duro golpe para la economía iraní que, tras años de recesión, iba a crecer un 1,5% en 2014 y un 2,3% en 2015, según el FMI. Algunos análisis concluyen que ahora Teherán se sentirá presionado para alcanzar un acuerdo nuclear. Es desconocer tanto la dinámica política interna como el orgullo nacionalista de los iraníes. Sus negociadores ni pueden ni quieren ceder sin contrapartidas.
     
    Venezuela
     
    Para el gobierno de Nicolás Maduro, la caída de los precios del petróleo tiene una explicación primordial: los intereses imperiales de Washington. Según esta postura, los “métodos salvajes” para extraer petróleo de esquisto no sólo han llevado la sobreoferta al mercado, sino que han causado “un costo impagable para el planeta por la desesperación de tener el control energético”. La caída en los precios tiene un hondo impacto en el gobierno de Caracas, que desde 1998 ha basado su modelo en el petróleo, con una producción promedio de tres millones de barriles diarios, pilar de los programas sociales del chavismo. La realidad ha obligado a Caracas a recortar los envíos de crudo a Petrocaribe, una unión promovida por el propio Hugo Chávez. En el segundo semestre de este año, Venezuela ha reducido en 106.000 barriles la exportación a los países signatarios del grupo.
     
    Estados Unidos
     
    Los altos precios  del petróleo han hecho posible la explotación de pozos que exigían técnicas costosas, como la usada en aguas profundas o la fractura hidráulica (‘fracking’). Según escribe Alicia González en el periódico español ‘El País’, gracias a eso Estados Unidos ha podido aumentar su producción de petróleo a un ritmo anual de entre 1,2 y 1,4 millones de barriles diarios desde 2011, lo que le ha permitido avanzar mucho hacia la autosuficiencia energética y convertirse en lo que los expertos denominan un “productor bisagra”, aquel que dicta el rumbo del mercado. De esta forma, los productores de fuera de la OPEP, con EE.UU. a la cabeza, han sido capaces de cubrir el aumento de la demanda global y eso ha diluido considerablemente la influencia de la OPEP.
     
    México
     
    Cerca del 30% de los ingresos  del Estado mexicano depende del petróleo. La baja en el precio del barril no sólo abre la puerta a un posible efecto negativo en un país que en 2015 aspira al crecimiento del 5% de su PIB, sino que también ha complicado los proyectos de inversión del gobierno de Enrique Peña Nieto. Una de las reformas de la actual administración puso fin a 76 años de monopolio petrolero por parte del Estado. La intención era atraer grandes capitales en la industria que desarrollaran proyectos en su suelo. Sin embargo, la caída en el precio ha disuadido la realización de proyectos derivados de la inversión extranjera. Todo esto se junta con la situación de la estatal Pemex, que en lo que va corrido de 2014 acumula pérdidas que superan los US$12.000 millones
     
     
    Fuente: Elespectador.com
     
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  • Internacional - OPEP no proyecta grandes cambios en la producción petrolera de 2015

    Petroleo 1Durante la XXXV Conferencia Petrolera y Monetaria, el secretario general del organismo, Abdallah El-Badri, dijo que "no creo que el 2015 se encuentra muy lejos del 2014 en términos de producción. No hay nada mal en el mercado".

    Londres. Es poco probable que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) cambie mucho en relación con su producción el próximo año y "no hay por qué entrar en pánico" por la baja en el precio, dijo este miércoles en Londres, el secretario general de la OPEP, Abdallah El-Badri.

    Durante la XXXV Conferencia Petrolera y Monetaria, El-Badri dijo que "no creo que el 2015 se encuentra muy lejos del 2014 en términos de producción. No hay nada mal en el mercado".

     El nivel de producción esperada para este año de la OPEP es de 30 millones de barriles diarios.

    "No vemos grandes cambios en los puntos fundamentales. La demanda sigue creciendo, la oferta también está creciendo. La OPEP está revisando la situación. Lo más importante es que no debemos entrar en pánico. Lamentablemente, todo mundo está entrando en pánico. Realmente tenemos que sentarnos a pensar y ver cómo se desarrollará esto".

    El lunes, el crudo ligero y dulce para entrega en diciembre bajó para ubicarse por debajo de los US$80 el barril en la Bolsa Mercantil de Nueva York, en relación con los más de US$107 el barril del 20 de junio.

    El crudo Brent para diciembre descendió a menos de US$86 el mismo día, cerca de 25% más bajo que su nivel más alto de hace cuatro meses.

    Los 12 Estados miembros de la OPEP producen cerca del 40% del petróleo del mundo. El club de productores petroleros se reunirá el 27 de noviembre en Viena para analizar su objetivo de producción.

    "No vemos un panorama claro sobre el rumbo que el precio tomará, incluso en noviembre", dijo El-Badri.

    Fuente: americaeconomia / Xinhua

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  • Japón ofrecerá a Brasil superplataforma petrolera Durante su inminent

    Durante su inminente visita a Brasil, el primer ministro japonés, Shinzo Abe, propondrá a la presidenta brasileña, Dilma Rouseff, la utilización de tecnología japonesa en la construcción de una superplataforma flotante para el desarrollo de pozos petrolíferos en el país latinoamericano.
     
    Según la propuesta redactada a la que ha tenido acceso la agencia Kyodo, Abe tratará el tema en su encuentro con Rouseff, que se producirá en el marco de una gira que llevará a cabo entre el 25 de julio y el 4 de agosto por cinco países de la región, que incluye México, Colombia, Chile y Trinidad y Tobago.
     
    La construcción de superplataformas flotantes en la costa brasileña es desde hace años un tema de enorme interés para las empresas japonesas debido al potencial de crecimiento de los yacimientos en el país.
     
    Según la propuesta, la plataforma tendría unos 300 metros de largo por 100 de ancho, y su coste de construcción superaría los 50.000 millones de yenes (364 millones de euros/493 millones de dólares).
     
    El transporte de personal, equipos y suministros a los pozos marinos más alejados de la costa supone actualmente un enorme reto para la explotación de crudo en Brasil.
     
    En este sentido, la superplataforma supondría contar con un gran centro logístico a medio camino entre la costa y los yacimientos, lo que contribuiría a reducir los costes de transporte y a mejorar la seguridad de las operaciones.
     
    El borrador al que ha tenido acceso Kyodo también incluye un plan de la Agencia de Cooperación Internacional de Japón (JICA) para establecer este año un programa de formación para personal de la industria de los astilleros en Brasil, los cuales contarían con la participación de expertos nipones del sector. 
     
    EFE/D.com
  • Juan Carlos Echeverry nuevo Presidente de Ecopetrol

    En el día de hoy, la Junta Directiva de Ecopetrol (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC; TSX: ECP) nombró a Juan Carlos Echeverry como nuevo presidente de la compañía, quien  asumirá el cargo el 6 de abril de 2015. Con su amplio conocimiento de la economía, su  capacidad para liderar procesos de cambio, su experiencia en la administración pública y  el haber sido miembro de la Junta Directiva de la compañía, reúne las condiciones para  adelantar en Ecopetrol las reformas que exige la coyuntura internacional de precios y  ejecutar la estrategia de re-direccionamiento institucional en que se ha trabajado en los últimos meses.

    Juan Carlos Echeverry, nacido en 1962, es economista de la Universidad de los Andes;  diplomado en Economía Internacional en el Instituto Mundial de Economía en Kiel, Alemania; y PhD en Economía de la Universidad de Nueva York. Fue decano de Economía de la Universidad de los Andes, jefe del Departamento Nacional de Planeación y ministro de Hacienda y Crédito Público. Ha sido consultor y comentarista económico y ha asesorado a varios gobiernos y empresas. Hasta hace unos meses ocupó el cargo de Director Ejecutivo por Colombia y Ecuador en el Banco Interamericano de Desarrollo.

    El proceso de selección y nombramiento del nuevo presidente por parte de la Junta Directiva se dio en tres etapas. La primera consistió en la identificación, por parte de una reputada firma internacional experta en la materia, de candidatos que reunían condiciones acordes con el perfil que estableció la Junta para el nuevo Presidente; la segunda, en la selección por parte de dicha firma de un reducido número de candidatos, dos de los cuales la Junta decidió entrevistar; y la tercera en la elección del presidente, que contó con el voto favorable de seis de los nueve integrantes de la Junta.

    Una vez adoptada la decisión, la Junta apoyó por consenso la designación y encomendó a la administración llevar a cabo el empalme correspondiente a la mayor brevedad.

    En la misma reunión la Junta nombró a Camilo Marulanda como Vicepresidente Ejecutivo de la compañía. Nacido en 1978, es economista de la Universidad de los Andes, con especialización de mercados y MBA de la misma universidad. Trabajó en International Investment Intelligence, en Procter and Gamble y hace parte del Grupo Empresarial Ecopetrol desde 2003.

    Ecopetrol - paisminero.co

     



    La Junta Directiva de Ecopetrol está integrada por los ministros de Hacienda y Crédito Público, de Minas y Energía, el director del Departamento Nacional de Planeación y seis  miembros independientes, de los cuales uno es postulado por los departamentos productores y otro por los accionistas minoritarios.

  • Junta de Reficar emitió comunicado en que Rechaza acusaciones de corrupción

    Ref BarrancaPosterior a la última reunión de la Junta Directiva de Reficar realizada en la ciudad de Cartagena.  Nosotros, sus miembros nos permitimos informar a la opinión pública que:

    1.      Algunas aseveraciones sobre Reficar que han sido difundidas recientemente por algunos medios de comunicación contienen análisis con conclusiones equivocadas que han afectado de manera grave la reputación de la empresa y de las personas que, con sacrificio, profesionalismo y honestidad, han logrado que este proyecto, estratégico y orgullo de Colombia, entre finalmente en operación. La nueva refinería de Cartagena es un complejo industrial de 34 plantas, que ocupan 140 hectáreas lo cual es una aproximación de lo que representa en términos de tamaño, complejidad, infraestructura y tecnología para el país.

    2.      Las causas de las variaciones que ha tenido el proyecto en términos de su inversión y cronograma de ejecución no pueden ser explicados exclusivamente con el término “sobrecostos”. Hemos explicado en diversas oportunidades que estos responden a precisiones realizadas en la medida que avanzaba la ingeniería de detalle, mayor alcance, a costos de conflictos laborales y a la ineficiencia del contratista, entre otros factores imputables a este último; lo cual, se definirá aplicando los mecanismos de resolución de controversias contractuales. El presupuesto de partida y el cronograma, contra el cual se contrasta el costo final del proyecto y el tiempo que tomó, fueron elaborados por CBI -principal contratista del proyecto-, quien aseguró a Reficar que eran exactos y confiables. El desarrollo del proyecto confirma que dichos presupuesto y cronogramas no fueron elaborados de manera correcta, ni  precisa.

    3.      Rechazamos de manera categórica las acusaciones que se han formulado en las que esta diferencia ha sido presentada como un desfalco o producto de un acto de corrupción. Coincidimos con el informe sectorial de la Contraloría General de la República en el sentido que no refiere a conductas dolosas ni prácticas de corrupción.  

    4.      Reficar ha hecho un seguimiento permanente y cercano al proyecto e implementó los instrumentos de control propios de un proyecto de la complejidad de la nueva refinería de Cartagena. Así, las variaciones que ha tenido en términos de su inversión y de cronograma están identificadas y detalladas en los cinco controles de cambios realizados entre los años 2011 y 2015 y que han sido informados oportunamente a la opinión pública y a los entes de control.

    5.      Los miembros de la Junta Directiva tenemos claridad sobre dónde y cómo se gastaron los recursos invertidos, en el marco de un contrato y con el propósito firme de llevar a su culminación el proyecto, y estamos en capacidad de responderle al país los cuestionamientos hechos.

    6.      Durante la ejecución del proyecto se fueron acopiando los elementos de la reclamación por los costos y los tiempos no justificados generados por el contratista. Un equipo multidisciplinario, integrado por abogados nacionales, internacionales y expertos técnicos, ha venido estructurando estas reclamaciones y se harán todas las gestiones para recuperar, entre otros, los costos no justificados en los que se haya incurrido.

    7.      Reficar es la primera interesada en que se aclaren todas las dudas que se han suscitado recientemente. Toda denuncia que llega a través de la línea ética de Ecopetrol, u otros canales, ha sido examinada a lo largo de la ejecución del proyecto y canalizada a las autoridades, cuando a ello ha habido lugar. Tenemos cero tolerancia con la corrupción.

    Por eso, seguiremos contribuyendo con los organismos de control, para que se adelanten todas las revisiones a que haya lugar sobre la gestión y la ejecución del proyecto.

    8.      Ratificamos que continuamos trabajando para que esta megaobra opere a su máxima capacidad en el año en curso, con estricta seguridad industrial, generando los más altos beneficios ambientales, fomentando empleo de calidad, sustituyendo importaciones, exportando productos valiosos, aportando a la generación de valor del grupo empresarial y apalancando el desarrollo de la industria nacional, de la economía del Caribe colombiano y del país entero.

    9.      Queremos hacerle llegar a nuestros trabajadores y trabajadoras de Reficar nuestro mensaje de respaldo, reconocimiento y confianza. Destacamos su compromiso, transparencia y dedicación para asegurar una operación exitosa de este megaproyecto, construido con la pasión y el compromiso de más de 34.000 colombianos que hicieron posible que esta obra de ingeniería sea el nuevo ícono de Cartagena y de la Colombia Industrial.        

    Invitamos a que con sus propios ojos conozcan, en el siguiente link, esta megaobra que nos pertenece a todos los colombianos y que pone a Colombia a la vanguardia en seguridad energética y exigencias ambientales de toda Latinoamérica. Démonos la oportunidad de sentirnos orgullosos de ello.     

    Link:https://youtu.be/8ux-24VJ_hM

     
  • La acción de Ecopetrol ha caído 13% en lo que va del año

    El título ha estado por debajo de los 3.200 pesos. Hay grandes retos para que la cotización se recupere.
     
    Ecopetrol REste no ha sido un buen año para la acción de Ecopetrol, pues hasta el viernes pasado acumulaba una caída de 13 por ciento.
     
    La situación ha generado inquietudes entre muchos de los 414.000 accionistas que tiene la compañía, pues la acción de la petrolera fue su primer y tal vez único acercamiento con la bolsa.
     
    La situación no es tan sencilla como en años anteriores, cuando la acción alcanzó a superar los 5.800 pesos y, por eso, para levantar el título de los 3.190 pesos en que cerró el viernes, hay enormes retos.
     
    Uno de los temas que más ha golpeado a la empresa este año, es el de los atentados contra la infraestructura de transporte, pues “afectan los márgenes de rentabilidad porque tiene que mover el crudo por vía terrestre y es más caro. Eso, a su vez, genera cuellos de botella en la producción”, explica Ómar Escorcia, administrador de portafolios en la comisionista Asesores en Valores.
     
    A diferencia de los atentados, otro tema en el que hay margen de maniobra es el del bloqueo de las comunidades, que también limita las operaciones.
     
    Sin embargo, destaca que la compañía tiene capacidad técnica para aumentar la producción, bien sea en los campos Castilla y Chichimene, así como en proyectos de recuperación primaria.
     
    La meta de producción de la compañía para este año son 819.000 barriles en promedio diario que, en opinión de los analistas, es poco probable que se cumpla.
     
    Otro de los temas clave será que la empresa anuncie éxitos exploratorios importantes, pues de 11 pozos que exploraron en el primer semestre, solo uno fue exitoso, dice Edgar Romero, especialista en Renta Variable de Corredores Asociados.
     
    A esto añade que el precio del petróleo en la referencia Brent ha caído en los últimos meses y el panorama aún no es del todo claro, en la medida en que la oferta de crudo en el mundo se mantiene fuerte, pero la demanda sí se ha visto afectada.
     
    En un plazo más largo, se espera que la entrada en operación de la Refinería de Cartagena, prevista para el año entrante, permita aumentar la capacidad de refinación y fabricar productos con mayor valor agregado.
    De todas maneras, expertos coinciden en que la acción ya asimiló todos los factores negativos que se han presentado.
     
    Adicionalmente, recuerdan que las acciones deben verse con una visión de largo plazo y que quienes guían sus inversiones en un horizonte amplio, pueden encontrar precios atractivos.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • La decisión que afectará el futuro del petróleo nacional

    CEO PacificLa semana pasada fue crítica para los dos pesos pesados del sector petrolero colombiano. Ecopetrol y Pacific Rubiales registraron un sube y baja en el precio de sus acciones, en medio de un panorama tenso por la definición de la suerte de un proyecto clave para el desarrollo de esta
     industria.
     
    Se trata de Star (sigla en inglés de la Recuperación Adicional Térmica Sincronizada), un proyecto que desarrolla la canadiense Pacific Rubiales con el fin de extraer los crudos pesados que abundan en los Llanos Orientales. Esta tecnología consiste en inyectar calor a los pozos, de manera sincronizada, para hacer que el líquido fluya a la superficie. 
     
    Hace tres años Ecopetrol y Pacific llegaron a un acuerdo para realizar una prueba piloto de esta tecnología en Quifa, uno de los dos grandes campos petroleros que estas empresas tienen en asociación. Los resultados que arroje esta prueba son trascendentales. Si son positivos permitiría aplicarla no solo en Quifa, que produce 60.000 barriles diarios de crudo, sino en Rubiales, el principal campo petrolero del país, que saca 210.000 barriles diarios y tiene reservas por 400 millones de barriles. En este campo Ecopetrol  participa en el 60 por ciento y Pacific en el resto. 
     
    Sin embargo, el contrato de asociación vence en junio de 2016 y es de esperarse que el campo revierta en su totalidad a Ecopetrol, que necesita con urgencia aumentar sus reservas de crudo. Para Pacific, el éxito de Star es clave porque tendría mayor margen de maniobra a la hora de hacer alguna negociación sobre campo Rubiales, que representa el 11 por ciento de las reservas de la canadiense. 
     
    Por eso las expectativas sobre los resultados son altas. Y es que después de más de 18 meses de pruebas, el miércoles se reunieron las juntas directivas de las dos compañías para considerar su efectividad. Al terminar, Ecopetrol realizó una reunión extraordinaria que culminó a las 11 de la noche. Pero no salió humo blanco. Ante lo avanzado de la hora, lo técnico del tema y el hecho de que algunos altos funcionarios del gobierno que hacen parte de la junta no estaban presentes, se convocó una reunión para este miércoles 23 de julio, que será definitiva.
     
    El encuentro de la semana pasada estuvo precedido de un episodio incómodo para las dos compañías, que causó gran agitación en los mercados bursátil y petrolero: el senador del Polo Democrático, Jorge Robledo, filtró una carta que le envió el gerente de la Regional Oriente de Ecopetrol, en la que señalaba que el proyecto piloto de Star no arrojó los resultados esperados. 
     
    La meta que se habían fijado las compañías para definir el éxito del proyecto era un recobro adicional de crudo del 125 por ciento sobre la producción base del campo. Pero según la carta, lo obtenido estuvo 41,2 por ciento por debajo de la producción base. 
     
    Al conocer este mensaje, Pacific Rubiales expidió el miércoles un comunicado en el que señalaba su sorpresa por la “información errónea e incompleta que se envió a los medios de comunicación, que afectaron los intereses de la compañía y de sus accionistas”. Pacific se refería a la caída del 5 por ciento que registró el precio de la acción ese día. No obstante, hay que señalar que el título de Ecopetrol también sufrió y llegó a un precio mínimo de 3.160 pesos esa semana. En lo corrido del año registra un descenso cercano al 15 por ciento.   
     
    En el comunicado la petrolera afirmaba que “teniendo en cuenta las pruebas realizadas durante 18 meses, Pacific concluye que el proyecto piloto de la tecnología Star cumplió con éxito los objetivos para los cuales se diseñó”. Y anunció que seguirá buscando aplicar estas tecnologías en otros campos de crudo pesado operados 100 por ciento por la compañía en Colombia y en otros países. La canadiense, cuyos accionistas son venezolanos, no solo trabaja en Colombia sino en Perú, Brasil, Guatemala, Guyana, Papúa Nueva Guinea y México.  Ecopetrol, dijo por su parte, que continúa evaluando los resultados de la prueba piloto Star y no ha emitido opinión al respecto.
     
    La última palabra sobre este proyecto se conocerá esta semana. Por ahora sigue la incertidumbre y las expectativas sobre un sector que busca afanosamente más petróleo, para que el país no se vuelva importador en menos de siete años.
     
     
    Fuente: Seman.com
  • La encrucijada de Ecopetrol

    Ecopetrol LogLos resultados del primer semestre han puesto a Ecopetrol contra las cuerdas. Su presidente, Javier Gutiérrez, ha iniciado una reestructuración y un plan de acción para corregir los problemas. ¿Será suficiente?
     
    Los días que corren son difíciles para Javier Gutiérrez, presidente de Ecopetrol, la empresa más grande de Colombia. 
     
    A Ecopetrol le llueven críticas por todos lados. Parecen haber quedado atrás los años dorados, entre 2007 y 2012, cuando la apertura a inversionistas privados fue seguida por un auge extraordinario en el precio de la acción, que llegó a tocar los $5.900. Desde 2012, la tendencia ha sido hacia la baja y en agosto la acción cerró a $3.305. Los analistas señalan que las utilidades están cayendo, el crecimiento de la producción se ha frenado y las reservas siguen siendo una preocupación. ¿Qué está pasando? Las cifras del primer semestre muestran una caída de 10,9% en las utilidades netas, por cuenta de los problemas de producción que disminuyó 5,1%, al pasar de 739.000 barriles diarios a 701.200.
     
    Tan solo en lo corrido de 2014 el precio de la acción ha caído en 10,6% y su ADR en Wall Street ha registrado un descenso similar, los niveles más bajos en los últimos cuatro años.
     
    De otra parte, los rumores respecto a una eventual decisión del Gobierno sobre un cambio en la presidencia de Ecopetrol no son nuevos. A lo largo de los últimos dos años estas historias se han presentado varias veces, para silenciarse y volver a aparecer meses después. En este periodo de elecciones presidenciales y cambio de gabinete se ha especulado hasta el cansancio respecto a la salida de Gutiérrez. Además, otros anuncios profundizaron el mal momento de la acción: al vicepresidente Germán Vargas se le salió que el Gobierno acudiría a la venta de acciones de Ecopetrol para financiar el megaproyecto de concesiones de cuarta generación, ante la caída de la venta de Isagen. Esa afirmación fue posteriormente desmentida por el mismo Gobierno. 
     
    Ecopetrol desfila en este momento por un estrecho sendero. Las dificultades operativas se reflejan en una caída en ingresos y utilidades, al tiempo que los bajos resultados de exploración afectan negativamente las expectativas. Sin embargo, la empresa está aplicando toda una reestructuración organizacional y un detallado plan de acción para contrarrestar la situación. El dilema del Gobierno está entre permitir que los planes actuales se lleven a cabo, o intervenir para aumentar los recursos que extrae de Ecopetrol, arriesgándose a generar la percepción de un cambio en el modelo. A pesar de las dificultades recientes, los mercados de capital parecerían confiar en la capacidad de Ecopetrol para retomar el rumbo con las estrategias que ha planteado hasta ahora. Una percepción de cambio en la política del Gobierno hacia la empresa podría tener consecuencias negativas de importancia. 
     
    El elevado precio que tuvo la acción hasta el año 2012, que superó ampliamente los niveles correspondientes a los fundamentales de la empresa, se debió sin duda a que el riesgo Colombia ha sido evaluado favorablemente en comparación con otros países de la región, como Brasil. Esto explica que la capitalización bursátil de Ecopetrol haya llegado a superar la de Petrobras en un momento dado, aunque la compañía brasilera tiene un volumen de ingresos más de tres veces superior. 
     
    En la actualidad, incluso cuando el precio de la acción de Ecopetrol se ha reducido y es un mejor reflejo de los fundamentales de la empresa, el efecto país sigue siendo importante. En el año 2012 se pagaba por cada acción más de 4 veces su valor en libros. El ajuste de los últimos dos años significa que ahora se paga dos veces el valor en libros. Aun así, este nivel sigue siendo elevado frente a otras compañías del sector, como Petrobras (cuyo precio de acción es 0,78 veces el valor en libros) o Repsol (0,96). En términos relativos, el efecto Colombia sigue siendo un factor importante en el precio de la acción de Ecopetrol frente a las petroleras de otros países. 
     
    Por lo anterior, el gobierno colombiano solo puede acercarse a Ecopetrol con pinzas de cirujano. Cualquier iniciativa por fuera de los estándares de gobierno corporativo podría ser interpretada por los inversionistas como una señal de que la política macro en Colombia cambiaría y se convertiría en un factor negativo para Ecopetrol, como lo ha sido para Petrobras en Brasil. Si un cambio en la presidencia de la empresa fuera interpretado como una señal en ese sentido, eso podría ser desastroso para la valoración en bolsa. Nadie discute la autonomía del Gobierno para hacer cambios en la dirección de Ecopetrol, pero debe hacerlo –cuando llegue el momento– dentro del direccionamiento del gobierno corporativo que hoy enmarca la actuación de la empresa.
     
    Por ahora, las expectativas de los analistas indican que existe confianza respecto a que el efecto Colombia seguirá siendo un factor positivo para Ecopetrol. Según los expertos de un amplio grupo de casas de inversión en Colombia y el exterior, el precio actual podría ser un piso para la acción, pues se anticipa un incremento en los próximos meses. El más optimista es el pronóstico de JP Morgan, que ve una posible alza de casi 30% y ha fijado su precio objetivo para la acción en $4.310. Otros analistas esperan valorizaciones más moderadas, entre 10% y 17%. Los menos optimistas consideran que la acción ha alcanzado su precio de equilibrio. Ninguno de los analistas especializados prevé que la acción siga cayendo. Si estos expertos están en lo cierto, el bajonazo de Ecopetrol en el mercado de renta variable sería un asunto del pasado.
     
    Dificultades operativas
     
    Ecopetrol ha tenido en el último año y medio una mala racha y dificultades operacionales que han afectado los resultados de producción. Entre enero y agosto de este año, Ecopetrol dejó de producir 63.000 barriles por día. A un precio promedio de US$100, eso significa que en la primera mitad del año la empresa dejó de producir más de US$1.000 millones. 
     
    Las causas de esta situación fueron, primero, el cierre durante prácticamente mes y medio del oleoducto Caño Limón-Coveñas; segundo, el cierre temporal del oleoducto Transandino y, tercero, los bloqueos de comunidades a las operaciones de algunos pozos, debido a complejas negociaciones laborales y de contratación de servicios (tan solo en el Meta hubo una parálisis de dos meses en el primer semestre por esta razón), así como limitaciones ambientales.
     
    Si no hubiera sido porque los precios del crudo se han mantenido elevados, el impacto en las finanzas habría sido aún más drástico. 
     
    Los problemas de producción durante el primer semestre fueron más críticos en Ecopetrol que en otras petroleras como Pacific Rubiales, que registró un crecimiento de 15% en su producción de crudo.
     
    Todo lo anterior ha desembocado en una profunda reestructuración administrativa, que el propio Gutiérrez puso en marcha este año. Se creó una Dirección General de Operaciones, de la cual dependen las vicepresidencias de exploración, transporte, producción y desarrollo y downstream. Se ha especulado respecto a que la llegada de Camilo Marulanda a esta Dirección es parte de un proceso que busca cultivar a un sucesor para Javier Gutiérrez desde el interior de la empresa. 
     
    Además, fueron creadas vicepresidencias regionales, con el objetivo de lograr mayor velocidad y eficacia en la toma de decisiones en campo. Son las vicepresidencias Sur, Costa Caribe-Costa Pacífica, Central y Orinoquia.
     
    De acuerdo con Gutiérrez, el objetivo de esta nueva estructura es mejorar la operatividad de la compañía en el activo más importante que tiene hoy: su producción en Colombia (ver entrevista página 48). Sin embargo, también tiene en la mira la búsqueda de reservas fuera del país, y México –que hoy suena como uno de los más fuertes competidores de la inversión del sector para Colombia– podría ser un interesante destino de sus recursos y llevar la participación de la operación en el exterior a doble dígito.
     
    Minhacienda tiene la palabra
     
    Una de las preguntas centrales para este año y el próximo es qué va a pasar con el dividendo de la compañía. Es claro que este año las utilidades podrían caer de manera importante. Los más conservadores estiman que la caída en la producción se podría reflejar en una caída de utilidades de unos $2 billones en todo el año. Ese es un tema de gran importancia para las finanzas públicas. La reforma tributaria que el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, está a punto de radicar en el Congreso, está orientada en una parte importante a compensar los menores recursos que recibirá el Gobierno por cuenta de Ecopetrol y, en general, el sector petrolero.
     
    De otra parte, como lo advirtió la división Business Intelligence de Publicaciones Semana, Ecopetrol tampoco ha logrado avanzar en nuevos descubrimientos, lo que ha empezado a generar dudas sobre el futuro de las reservas. La petrolera está obligada a cumplir su meta de producción de un millón de barriles diarios si quiere mantener la credibilidad ante los mercados. Sin embargo, si logra esa meta y no aumenta sus reservas terminaría con su stock de crudo en cinco años. Es fundamental que la compañía registre también avances claros en sus metas de exploración.
     
    Las menores ganancias también podrían obligar a realizar cambios en las políticas de dividendo de la compañía. Ecopetrol es una de las firmas que más utilidades reparte entre sus accionistas. En el promedio de esta industria, por cada $100 en ganancias las petroleras reparten $40 entre sus accionistas. En Ecopetrol, el 80% de las ganancias se distribuye, básicamente porque el principal accionista, el gobierno colombiano, enfrenta dificultades financieras todos los años.
     
    Algunos analistas consideran como antitécnica la distribución de ese nivel de dividendos, al compararse con el benchmark de la industria, más aún cuando requiere recursos para inversión y agregar rápidamente nuevos barriles de crudo a sus reservas. Según ellos, con esta decisión se busca suplir la falta de recursos propios que no está destinando a la inversión. “Y es el Estado, que se envició de vivir de las rentas petroleras, el que define el dividendo. En el sector, la distribución de dividendos es de entre 40% y 50%, si le saca más de eso es como si a una vaca lechera le empezaran a sacar, al tiempo, también carne”, dice uno de ellos.
     
    Todo indica que uno de los efectos de esto está relacionado con la decisión de empezar a salir de sus activos no estratégicos. El primero es la participación del 6,87% que tiene Ecopetrol en la Empresa de Energía de Bogotá y cuyo valor podría superar $1 billón. “Por un lado, los dividendos no le generan déficit y, por el otro, vende activos. Es mantener dividendos con ingresos transitorios producto de una privatización y eso hacia el futuro tiene problemas”, agrega.
     
    En 2015, seguir con este ritmo en el giro de utilidades implicaría tensiones difíciles para la petrolera. Desde una perspectiva puramente empresarial, sería contradictorio repartir un porcentaje de utilidades tan alto, justo cuando la empresa necesita capital para invertir en exploración y desarrollar sus grandes proyectos.
     
    ¿Cuál será la posición del Ministro de Hacienda ante la junta de accionistas de Ecopetrol en marzo próximo? Allí, el Gobierno dará un mensaje claro frente al papel que ve para la empresa dentro del balance fiscal del país hacia el futuro.
     
    La estructura de gobierno corporativo que se creó en 2007 implica que en el comité de directores de Ecopetrol están, aparte de los ministros de Hacienda y Minas y el Director de Planeación Nacional, otras personas que representan los intereses de accionistas diferentes al Gobierno, como Gonzalo Restrepo, Roberto Steiner, Luis Fernando Ramírez y Jorge Pinzón. Todos tienen suficiente peso como para mostrarse independientes frente a una decisión del Gobierno que pudiera ir en contra de los intereses de la firma.
     
    Ecopetrol necesita enfrentar los problemas operativos que han frenado sus resultados en los últimos tiempos y la actual administración ha puesto en marcha un plan para lograrlo. De la efectividad de este plan, y de la estabilidad de las relaciones entre Ecopetrol y el gobierno colombiano, dependen el futuro de la empresa y los resultados para los accionistas.
     
    (continúa...)
  • La extracción petrolera completa cinco meses de caídas y vienen más

    Campo petrolero - ecopetrolCampo petrolero - ecopetrolLa  producción de petróleo del país cayó 12 por ciento interanual en mayo pasado, y lo peor es que seguirá bajando durante el segundo semestre, de acuerdo al gremio y analistas del sector.
     
    La situación es tan poco alentadora que hay que remontarse hasta el año 2002, entre los meses de marzo y julio, para ubicar otro periodo en que la producción, tal como sucede hasta el momento, haya caído durante cinco meses consecutivos.
     
    También hay que retroceder hasta febrero del 2012 (899.000 barriles diarios) para encontrar una cifra mensual más baja de crudo que la que se dio en mayo pasado: de 904.000 barriles diarios.
     
    Entonces, sin atisbos de mejoría, las autoridades han ido bajando la meta de extracción para este año, hasta ubicarla, según el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, en 900.000 barriles diarios, como dijo durante el Foro Económico Mundial (FEM) en la ciudad de Medellín la semana pasada.
     
    Este descenso en la meta de producción se ha dado desde los 986.000 barriles en diciembre del Ministerio de Hacienda, a los 944.000 de enero, los 921.000 del mismo Minhacienda de finales de ese mes en el marco fiscal de mediano plazo, hasta los 968.000 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de marzo.
     
    Precio promedio crudo este año: el barril de WTI, en 41,67 dólares, y el de Brent, en 43,01 dólares.
     
    Mientras que las últimas cifras de los gremios se ubican en 940.000 barriles (en el mejor escenario) de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) hasta los 885.000 barriles que proyecta la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol).
     
    El panorama no parece el mejor, pues a pesar de que los precios internacionales del petróleo se han recuperado y la industria nacional espera que se mantengan en esos niveles, las proyecciones de producción para el segundo semestre son aún más magras que para los primeros seis meses del año.
     
    Alejandro Martínez, consultor y expresidente de la ACP, asegura que la declinación en la extracción de crudo era previsible desde hace cuatro años, aunque no a los niveles a los que se ha dado este año. 
     
    Calcula que la producción para los meses finales de año estará por debajo de los 900.000 barriles diarios, aunque para todo el 2016 rondará los 915.000 barriles.
     
    El analista del sector Camilo Silva, de Valora Inversiones, es un poco menos optimista al situar la producción en 900.000 barriles para todo el año ya que “no se ve de dónde se vaya a presentar un repunte”.
     
    Francisco Lloreda, presidente de la ACP, opina que a juzgar por lo que está pasando no va a ser fácil que en los próximos meses repunte la producción.
     
    “La caída estaba cantada de tiempo atrás por el cierre de campos y el descenso vertiginoso en pozos de desarrollo”, agrega.
     
    "Aparte de la caída en los precios  del petróleo hay demoras injustificadas en licenciamiento ambiental", Alejandro Martínez.
     
    Silva enfatiza que a la industria petrolera nacional se le juntaron todos los males, pues aparte de los bajos precios, está el problema con las comunidades que no permiten explorar ni producir en algunos campos, la caída de la inversión en el sector, la dificultad y el alto costo para obtener una licencia ambiental, un crudo pesado que no es fácil de manejar, la falta de infraestructura y la inseguridad jurídica. 
     
    Otman Gordillo, director de Estrategia en AdCap Colombia, explica que a Colombia la ha afectado la falta de inversión en el sector que se está dando a nivel mundial, por lo que la tendencia bajista en la producción se va a mantener y “en el mejor de los casos estará por los lados de los 900.000 barriles diarios”.
     
    Añade que los problemas legales o con las comunidades siempre han estado presentes, pero estos no se notaban con un barril a 100 dólares.
     
    Rubén Darío Lizarralde, presidente de Campetrol, es un poco más pesimista al proyectar que en los trimestres restantes hay una fuerte tendencia a la baja, “en el segundo trimestre se llegaría a un promedio de 907.000 barriles diarios, en el tercero a los 860.000 y el cuarto a los 822.000 barriles diarios”.
     
    Lloreda subraya que la realidad no exige muchas explicaciones, “para 2015 se programaron sólo 750 pozos de desarrollo y se realizaron 710; para este año se programaron 450 pozos, un volumen muy bajo comparado con lo que se necesita. Para esta época en 2015 se habían perforado 250 y a la fecha van sólo 40. Es decir, a este paso llegaríamos a 100 pozos de desarrollo al finalizar el año, un 10 por ciento de lo que necesita el país”.
     
    Pedro Vargas Núñez - Portafolio.co
  • La hora del 'offshore'

    Off ShoreEl desarrollo de la industria offshore (costa afuera) en el Caribe colombiano será un eje fundamental para el futuro crecimiento económico de la región, y a largo plazo permitirá la consolidación de los centros logísticos para atender los requerimientos de las empresas que realizarán millonarias inversiones en el sector.
     
    sumados al de Kronos, comprueban la existencia de una provincia gasífera en el mar Caribe, frente a las costas de Córdoba, y además demuestran el gran potencial que hay en la región para costa afuera, especialmente de gas. Este desarrollo está asociado con la ubicación de bases en el continente desde las que se manejen las gigantescas operaciones que moverán inversiones calculadas en más de 1.400 millones de dólares.
     
    Expertos aseguran que los hallazgos son apenas un primer paso en el camino que se debe recorrer hacia la meta final, que es extraer y comercializar los hidrocarburos que se encuentran en los yacimientos, lo que a su vez, depende de la viabilidad técnica y financiera de estas operaciones. Se trata de un proceso que tomará entre siete u ocho años.
     
    Datos del Ministerio de Minas indican que de 35 pozos de exploración en Colombia, 13 tienen vocación de gas, y de esos 5 están costa afuera.
     
    “Si la campaña exploratoria sigue confirmando el potencial de recursos del Caribe, esto podría cambiar la historia de la industria petrolera colombiana, de la región y de Barranquilla”, señala el ministro de Minas y Energía, Germán Arce.
     
    Con la visión de lo que viene, en Barranquilla y Atlántico desde hace cuatro años comenzó a gestarse una alianza entre los sectores público y privado de la ciudad representados en la Alcaldía Distrital, la Gobernación, la Asociación Nacional de Empresarios (ANDI) seccional Atlántico, la Cámara de Comercio de Barranquilla (CCB) y ProBarranquilla, con el respaldo del Ministerio Minas. Este trabajo ya ha comenzado a dar frutos para la cuidad, pues Repsol ubicó en la Zona Franca Palermo su base en tierra para la exploración del pozo Sirulo, al tiempo que Ecopetrol y Anadarko también anunciaban que tendrían sus centros logísticos en esta zona para sus actividades exploratorias costa afuera.
     
    El gerente seccional de la ANDI, Alberto Vives, asegura que la apuesta de este trabajo conjunto es que la ciudad y el departamento se convierta en un centro energético, atrayendo inversiones no solo de empresas del sector de hidrocarburos sino también de energía y otros relacionados.
     
    Afirma que desde la perspectiva país, es importante contar con un marco regulatorio claro, eficiente y visionario, y destaca que Colombia ha venido preparándose desde sus instituciones para hacer frente a este reto.
     
    “Se viene trabajado de una forma abierta y en las instituciones se encuentra receptividad frente a la búsqueda de soluciones. Sin embargo, por la falta de un mayor conocimiento sobre las operaciones offshore de oil and gas, persiste la respuesta reactiva en materia regulatoria, reconociendo que se dan procesos de respuesta positivos debemos superar la tendencia y trabajar proactivamente”, señala el ejecutivo.
     
    Los gremios de la ciudad consideran necesario que se generen los espacios para entender y dimensionar el reto que tiene Colombia como país con el fin de generar un marco de trabajo que facilite e incentive el desarrollo de esta industria.
     
    En cuanto a la instalación de la cadena de abastecimiento requerida para dar soporte a esta nueva industria Vives dice que se deben considerar los requerimientos logísticos, tanto en la etapa exploratoria como en caso de éxito en la etapa de desarrollo.
     
    “Debemos entender que la competencia no está entre nosotros, es decir, entre Cartagena, Riohacha, Santa Marta o Montería. Nuestra verdadera competencia está en México, Estados Unidos, Brasil, África, entre otros. Debemos ofrecer un territorio competitivo, para poder competir por esos recursos, que tienen las compañías operadoras, que son limitados, con el fin de mantener esas inversiones y desarrollos en el país”, analiza el dirigente gremial.
     
    La preparación debe seguir. La presidenta de la Cámara de Comercio de Barranquilla, María José Vengoechea, señala por su parte que el hecho de que las grandes petroleras hayan elegido a Barranquilla para sus operaciones es “fruto de las acciones y el trabajo que se ha realizado en la ciudad”.
     
    Precisa que la labor no ha terminado, pues sigue la preparación de la ciudad para lo que viene que es la etapa de extracción.
     
    Fuente: elheraldo.co
  • La propuesta de Pacific para quedarse en campo Rubiales

    Pacific LogoPortafolio accedió a la oferta hecha por la petrolera canadiense a Ecopetrol, para solicitarle la extensión del contrato de campo Rubiales. Hay US$ 500 millones para inversión sobre la mesa.

    Para el nuevo presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, arranca una temporada de decisiones difíciles de asumir.

    Tal vez la que más apremia en el mediano plazo es la referente a la renovación del contrato de asociación entre Ecopetrol y Pacific Rubiales para operar campo Rubiales, el complejo de mayor producción del país.

    Sobre el escritorio del actual presidente de la compañía, Javier Genaro Gutiérrez, y en la mesa de la junta directiva de la petrolera reposa, desde el 19 de diciembre del año pasado una propuesta de Pacific Rubiales, con la que la empresa espera convencer a Ecopetrol de que les permitan quedarse en el campo.

    Portafolio tuvo acceso a este documento clasificado como “privilegiado y confidencial”, en el que el CEO de Pacific Rubiales, Ronald Pantin, destapa sus cartas.

    LA OFERTA

    La propuesta de Pacific Rubiales se podría resumir de esta manera: la canadiense le ofrece a Ecopetrol mantener el 100 por ciento de la participación en la producción primaria de los pozos existentes, es decir, el número de barriles que estén sacando del campo a la fecha del 30 de junio del 2016 (cuando finaliza el contrato).

    Para la producción adicional que se logre de la perforación de nuevos pozos o la inversión tecnológica que se haga en los anteriores, la participación de ambas empresas iría a 50/50.

    Meta Petroleum Corporation, filial de Pacific que opera el campo, se comprometería también a invertir un mínimo de 450 millones de dólares en nuevos pozos, infraestructura e instalaciones nuevas, que sean acordadas y aprobadas en el comité ejecutivo de la asociación. Ecopetrol, si acepta la propuesta, deberá invertir la misma cantidad de recursos.

    En nuevas tecnologías para ayudar a mejorar el factor de recobro de la empresa Pacific invertirá hasta 50 millones de dólares. Este tipo de proyectos también deberán ser sometidos a aprobación del comité.

    “Confiamos en que esta propuesta tenga una acogida favorable, ya que está sustentada en la demostrada capacidad de ejecución del equipo técnico y directivo de Meta Petroleum Corporation, el conocimiento especializado de las complejidades propias de un yacimiento como el de campo Rubiales, las sinergias técnicas y económicas logradas en la operación conjunta de los contratos, los ahorros derivados del uso de la infraestructura eléctrica y de tratamiento y disposición de agua y las estrategias de valor compartido”, señala Ronald Pantin, en su carta de presentación de la propuesta.

    Fuentes conocedoras del sector, que conocen la propuesta, le aseguraron a este diario que, en efecto, la oferta de Pacific es atractiva, y deja en evidencia lo mucho que necesita la empresa mantener la continuidad del contrato. Campo Rubiales representa más del 30 por ciento de la producción de Pacific en la actualidad.

    EN QUÉ VA LA DECISIÓN

    Al ser consultados por este documento, voceros de Pacific aseguraron que están esperando una respuesta. “Siempre nos han dicho que el criterio para definir si el contrato se extenderá o no es el del valor presente neto para la Nación, creemos que esta propuesta representa precisamente eso”, señaló el vocero.

    ¿Pensará lo mismo Ecopetrol? Por ahora, la posición oficial de la petrolera local es que “la junta directiva está evaluando la propuesta”. Incluso, este diario conoció que en cuestión de semanas se conocerá una decisión.

    Sin embargo, esta podría no ser tan definitiva como lo espera Pacific Rubiales, e incluso varios sectores de la oposición.

    Las inquietudes de la Junta de Ecopetrol con respecto al tema son varias. Por un lado, tienen que ver con Pacific Rubiales y la capacidad de caja de esta compañía, que según entidades como Fitch Ratings se ha visto seriamente amenazada con un barril de petróleo por debajo de los 60 dólares.

    La capacidad de endeudamiento de la petrolera también se ha visto comprometida en ese entorno. Además, Ecopetrol ha dicho públicamente que puede manejar campo Rubiales, y también podría implementar estrategias de perforación ‘in fill’ (mayor número de pozos por hectárea) como lo ha hecho con éxito en Castilla y Chichimene para frenar el descenso en la producción del campo.

    Y con la caída de los precios del barril, entre mayor número de barriles pueda sacar la petrolera, mejores serán sus resultados. Sin embargo, la junta no está cerrada a escuchar la propuesta de Pacific, y reafirman que decidirá la opción que le genere mayor valor a la empresa.

    El asunto es que no necesariamente la empresa tiene que escoger solo entre dos opciones. Por eso, entre los miembros de la junta toma fuerza la posibilidad de que la operación de campo Rubiales sea subastada, así, además de la oferta de Pacific, recibirían toda una baraja de alternativas para administrar la joya de la corona de Ecopetrol.

    LOS DETALLES DE LA PROPUESTA DE PACIFIC RUBIALES

    Entre los términos de la propuesta de Rubiales, la compañía le ofrece a Ecopetrol quedarse con la infraestructura construida durante el contrato que finaliza, y Meta Petroleum Corporation (la filial de Pacific que opera el campo) le pagaría a la petrolera de capital estatal una tarifa de 0,25 dólares por cada barril de crudo de su propiedad que use estas instalaciones.

    Meta Petroleum se comprometería también a invertir los recursos necesarios para aumentar la capacidad de transporte de energía del campo hasta 50 megavatios hora y para hacer el tratamiento de 1.500.000 barriles al día de las aguas residuales de producción, mediante un proceso de irrigación.

    Esto, sin embargo, no es gratis. Por el uso de la infraestructura de transporte de la energía, Ecopetrol debería pagar 0,037 dólares por kilovatio hora transportado, y por el tratamiento del agua la tarifa sería de 0,14 dólares por barril.

    Fuente: Portafolio.co /Nohora Celedón

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  • La Rivalidad Petrolera Entre Arabia Saudita E Irán Se Intensifica

    Petroleo ArabeCiudad de México –Arabia Saudita e Irán no ceden terreno en su guerra por la participación en el mercado, pocos días después de que la Opep anunciara una reunión oficiosa para discutir las formas de estabilizar los precios decrecientes del petróleo.


    La Organización de Países Exportadores de Petróleo informó el lunes que sostendrá conversaciones informales al margen de una conferencia en la capital de Argelia el próximo mes. Arabia Saudita, el mayor exportador de crudo del mundo, anunció a la Opep que incrementó su producción petrolera a un récord de 10,67 millones de barriles diarios en julio, según dos personas con conocimiento de los datos. La producción de Irán ha subido a 3,85 millones de barriles diarios, informó la agencia de noticias Fars, citando al ministro de Petróleo, Bijan Namdar Zanganeh. Tal cifra es la mayor registrada desde  2008, según datos recopilados por Bloomberg.

    Esto solo da una señal a los mercados de que los saudíes no están aquí para retroceder, especialmente ante los iraníes que traen más petróleo al mercado”, dijo Abhishek Deshpande, analista de Natixis SA en Londres, en una entrevista televisiva con Bloomberg. “Dudo que se llegue a algún acuerdo concreto a pesar de que existan conversaciones”.

    Arabia Saudita comúnmente extrae más petróleo en el verano para cumplir con la alta demanda energética nacional por el aire acondicionado. El reino también está inmerso en una batalla por una participación en el mercado con su rival Irán y redujo los precios a sus clientes en Asia, el mayor mercado para ambos exportadores. El miércoles, Kuwait también rebajó sus precios a Asia, aumentando el descuento de US$2,65 por barril para septiembre frente a los US$1,70 por barril en agosto.

    Los productores más pequeños de la Opep, que han encabezado los llamados a limitar la producción del grupo, no pudieron hacer nada ante el desplome de los precios que bajaron hasta 50% desde mediados de 2014.

    No se prevé un  acuerdo de congelación

    El último esfuerzo por congelar la producción en abril colapsó después de que Arabia Saudita exigiera que Irán formara parte del acuerdo. Los países de la Opep no están presionando para revivir la propuesta cancelada de abril, dijeron dos delegados del grupo la semana pasada y los analistas no esperan que se llegue a ningún acuerdo. “Estas discusiones planificadas por la Opep podrían ser consideradas  como una posibilidad económica para intentar estabilizar el mercado”, dijo Eugen Weinberg, responsable de materias primas de Commerzbank AG.

     

    Fuente: Larepublica.co

  • La última entrevista de Juan Carlos Echeverry en Ecopetrol

    Ecopetrol se personifica en una iguana, su imagen corporativa desde 2007. Luego de una buena vida, esa iguana cayó y salió del infierno de la descolgada de precios internacionales del barril desde 2014 hasta 2016. Al tiempo tuvo que hacer una estricta dieta para sacar más crudo gastando menos. Flaca, pero con alientos, tuvo que entrenarse a la fuerza para ser más rentable.
     
    Juan Carlos Echeverry es presidente de Ecopetrol desde abril de 2015Juan Carlos Echeverry es presidente de Ecopetrol desde abril de 2015Luego, la iguana tuvo que hacer curso intensivo para cuidar cada peso y tener con qué hallar más petróleo y gas. De paso, debió salir a dar la cara al país, pedir perdón y prometer que no se volverán a dar escándalos como los sobrecostos que tuvo en la nueva planta de la Refinería de Cartagena (Reficar) y en Bionergy, que fabrica alcohol carburante, en los Llanos Orientales.
     
    Ahora, con un mejor semblante, la iguana de Ecopetrol se defiende de la piedra que le tiran comunidades inconformes en áreas de influencia de sus campos petroleros. Nada más esta semana se repitió el vandalismo en Acacías (Meta), que se suma al inventario de protestas, mítines, sabotajes que vienen de tiempo atrás (ver Dicen de...).
     
    Asimismo, la iguana se encomienda para que la guerrilla del Eln cese, de una vez por todas, los atentados a oleoductos por donde saca el crudo hasta los puertos y sus refinerías.
     
    No se puede olvidar que petróleo es lo que más vende Colombia al mundo y, de paso, ayuda a que la tasa de cambio del dólar no le complique la vida a hogares y a empresas.
     
    Ya pasó lo peor
     
    Bien ejercitada, disciplinada y con aspiraciones mayores, la iguana emprende ahora nuevos rumbos para volver a dar más utilidades a sus 387 mil dueños. Ya hizo una parte con duplicar las ganancias al primer semestre, cuando sumaron 2,19 billones de pesos y el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, espera que superen los 4 billones al cierre de 2017 (ver gráficos).
     
    Este beneficio incluye a todos los colombianos, mediante la Nación, que tiene el 88,49 % de participación accionaria, y que por dividendos e impuestos recibirá este año más de 5 billones de pesos.
     
    También el futuro de Ecopetrol debe importar a los más de 14,4 millones de trabajadores que ahorran en fondos privados de pensiones y además invierten en la petrolera, así como a esos miles de colombianos que convirtieron sus ahorros en acciones y esperan dividendos mayores a los magros 23 pesos pagados este año por cada título.
     
    El jefe de instructores de la diestra iguana de Ecopetrol desde hace dos años y medio es el economista y exministro Juan Carlos Echeverry. Bajo su responsabilidad está que los 115,7 billones de pesos en activos del grupo empresarial den más fruto y, sobre todo, aumentar las reservas de petróleo que hoy alcanzan para unos cinco años, mientras las de gas para apenas una década (ver Semáforo).
     
    Pero hay más, Ecopetrol tiene una triple tarea de largo plazo: equilibrar más sus producciones, hoy en 80 % de petróleo y solo 20 % en gas; no depender tanto de los hidrocarburos de Colombia, un 98 % de su operación, es decir, comprar o explorar en otras geografías; y aumentar reservas probadas que alarguen la vida de la iguana, también por medio de los yacimientos no convencionales (YNC) en el Magdalena Medio, usando la técnica de fracturación hidráulica (fracking), que cuestionan los ambientalistas y se requiere para sacar el crudo y gas atrapado adentro de las piedras del subsuelo.
     
    Con Echeverry habló EL COLOMBIANO en la noche del viernes pasado. Así respondió sobre las contingencias y el horizonte que tiene Ecopetrol y cómo pinta la salud de una iguana clave para la economía nacional:
     
    PREOCUPAN LAS BAJAS RESERVAS DE ECOPETROL
     
    ¿Para cuántos años alcanzan las reservas con la producción actual?
     
    En promedio, las de gas alcanzan para más de 10 años y las de petróleo para 5 años, pero ese es un indicador móvil, no una espada de Damocles. En la medida que se van explorando yacimientos y explotando mejor los que se tienen, pues se va sumando a esas reservas. Ya este año hemos tenido éxito geológico en cuatro de cinco pozos, ahora la tarea es demostrar que también sean éxitos económicos”.
     
    ¿Cuánto debe sumar el país en reservas para espantar el fantasma de la pérdida de autosuficiencia?
     
    “Extraemos unos 240 millones de barriles de petróleo al año y deberíamos encontrar o comprar anualmente igual cantidad, sumando las cuatro alternativas que tenemos: recobro mejorado en yacimientos maduros; exploración en Colombia, costa afuera del país (offshore) y en el Golfo de México; compra de activos petrolíferos o de participaciones en ellos; y promover la explotación de yacimientos no convencionales (YNC) en el subsuelo del Magdalena Medio”.
     
    ¿Están dadas las condiciones para que Ecopetrol comience a escribir su historia en esos yacimientos?
     
    “Por supuesto que sí y a Antioquia le debe interesar mucho, como a Santander, Bolívar, sur del Cesar. Tenemos que convencer a la población del Magdalena Medio de que podemos tener una operación coherente con el medio ambiente, sin dañar reservorios de agua”.
     
    Pero ya hay resistencia de ambientalistas y comunidades con aplicar fracking, ¿qué les responde?
     
    “Debemos entender que estamos ante el mayor tesoro que guarda Colombia, una riqueza que nuestros hijos y nietos merecen gozar. Colombia aún tiene muchos compromisos en salud, educación, seguridad e infraestructura y, de lejos, la mayor fuente de creación de riqueza del país está en petróleo y gas. Negarnos la posibilidad de acceder a ese tesoro en el subsuelo del Magdalena Medio sería condenar a Colombia a tener un nivel de vida menos próspero”.
     
    ¿Falta regulación para que Ecopetrol tenga yacimientos no convencionales?
     
    “Ya tenemos regulación para explorar, pero no está la necesaria para explotarlos. Dialogaremos con el Ministerio de Ambiente y la Autoridad de Licencias Ambientales (Anla) para migrar en un tiempo razonable a una regulación moderna, seria y estricta, pero que nos permita trabajar”.
     
    Así las cosas, ¿cuándo Ecopetrol podrá estar aprovechando esa fuente adicional de hidrocarburos?
     
    “Si empezamos ya, en cinco o seis años tendríamos desarrollos importantes. Debemos contar con esto para la próxima década, por tanto, es algo que deben tener los precandidatos presidenciales en sus planes, pues es la forma de que Colombia pueda financiar su progreso”.
     
    Mientras tanto, ¿le tocó a Ecopetrol irse costa afuera (offshore) ante limitaciones para explorar y perforar en tierra firme del país?
     
    “Colombia no volvió a tener grandes hallazgos recientes en tierra firme, y si hay uno de 100 millones de barriles, eso ya es mucho. Entonces, si hay que conseguir 240 millones de barriles nuevos al año, pues toca salir a buscarlos también fuera del país”.
     
    Con una posición de caja sólida ($10,4 billones a junio), ¿hay demora en crecer vía adquisiciones para sumar reservas?
     
    “Ecopetrol debe ser cuidadosa con lo que compra y el mundo petrolero está lleno de incertidumbres. Entonces, uno tiene que valorar riesgos y recursos de todo tipo de yacimientos, y escanear las oportunidades toma su tiempo. Esta es una tarea sin prisa, pero sin pausa.
     
    Pero inquieta que otras petroleras se están moviendo y ganando activos para alargar su existencia...
     
    “Cada empresa tiene una estrategia diferente, pero todas están vendiendo y comprando activos, no es que compitamos por lo mismo, sino que cada una busca equilibrio en su portafolio. Por ejemplo, Ecopetrol tiene una presencia grande en crudos pesados, entonces buscamos unos más livianos, también queremos más gas, entonces se buscan oportunidades, hay un peso excesivo sobre Colombia, entonces queremos más compras afuera”.
     
    Ecopetrol apunta a ser panamericana, ¿cuáles geografías están en el radar?
     
    “El Golfo de México, en Estados Unidos, Brasil y México. También ya estamos en Perú produciendo 5 mil barriles de petróleo diarios. En la medida que haya posibilidades nos interesa Venezuela, supremamente interesante en temas de petróleo”.
     
    LOS AFANES DE LA IGUANA EN EL PRESENTE
     
    ¿Ve factible la meta de $4 billones que puso esta semana el ministro de Hacienda a las utilidades de Ecopetrol para 2017?
     
    “No puedo ponerme metas de ese tipo por estar Ecopetrol listada en la Bolsa. Pero si ya logramos duplicar las utilidades del año pasado, en seis meses hicimos las mismas utilidades de todo el año pasado y si seguimos haciendo las cosas con seriedad, cuidando la caja, comprando buenos activos, vamos a poder avanzar en ese sentido (más ganancias). También hay que tener en cuenta que este es un negocio con riesgos, no es un CDT, entonces la rentabilidad depende de cómo se manifiestan esos riesgos”.
     
    Con ajustes hechos, ¿cuál es hoy el límite de precio para que sacar un barril sea o no rentable?
     
    “Antes de la crisis necesitábamos un precio internacional de 60 dólares por barril, hoy ya está en el rango de 35 a 40 dólares. Entonces, con un precio esperado que fluctúe de 45 a 55 dólares, teniendo en cuenta el diferencial de nuestra canasta exportadora, podemos generar caja y utilidades cómodamente”.
     
     
    ¿Cuándo comenzarán a ser rentables Reficar y Bionergy, tras los escándalos por sus sobrecostos?
     
    “Los antioqueños son versados en el mundo de los negocios y saben que un negocio no da ganancias en el primero o segundo año, pues las depreciaciones y amortizaciones son altísimas. Así que Reficar y Bionergy tendrán una rampa de rentabilidad que pasará de números rojos en los primeros dos o tres años para luego dar por muchos más años buenas ganancias”.
     
    ¿Cómo va el tribunal de arbitramento con CB&Y, la contratista principal de la nueva planta de Reficar?
     
    “Estamos durante 2017 en la fase de aporte de documentos de cada una de las partes, el próximo año habrá alegatos y solo hasta 2019 se tendrá una decisión”.
     
    En el caso de Bioenergy, ¿qué avances hay frente a la investigación de la Contraloría General?
     
    “Se ha avanzado, luego de que salió la investigación especial y las advertencias. Tanto en este caso como en el de Reficar hemos atendido los requerimientos de la Contraloría y demás ías (entes de control) para que esos procesos se surtan de forma adecuada”.
     
    ¿Cuál es su mensaje para el próximo Gobierno?
     
    “Cualquiera que sea, confío en que entienda la importancia crítica que tiene Ecopetrol para el desarrollo del país, para las finanzas de la Nación y la pertinencia de la estrategia que hemos adoptado para ajustarnos a nuevas realidades de precios y de la industria”.
    Finalmente, ¿cuál es su mensaje para los pequeños accionistas de Ecopetrol?
     
    “Que seguimos sudando petróleo todos los días para darles más utilidades”.
     
    Fuente: Elcolombiano.com
     
     
     
  • Las 5 estrategias para que Ecopetrol recupere el ritmo de crecimiento

    Ecopetrol RBogotá_Luego de anunciar los resultados negativos que tuvo en el segundo trimestre del año, Ecopetrol tiene varios retos para levantar cabeza y mandar un mensaje optimista a los inversionistas.
     
    Fortalecer la seguridad en la infraestructura petrolera, aumentar la capacidad de producción e invertir más en exploración, son algunas de las cinco estrategias que la petrolera deberá ejecutar.
     
    Reforzar la seguridad
    El tema de la infraestructura es el más preocupante para el sector, pues los oleoductos han sufrido 64 ataques en lo corrido del año. Esta situación exige que se fortalezcan las medidas para proteger los ductos y no haya más pérdidas por el crudo derramado.
     
    “Es difícil manejar petroleras y que den utilidades, si el país no tiene la seguridad suficiente, porque las empresas van al campo y transportan un crudo que termina regado en el camino”, dijo Fabio Echeverri, expresidente de la Junta Directiva de Ecopetrol.
     
    La preocupación no es para menos, pues las cifras respaldan las pérdidas de la petrolera. Según el ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta, “por cada 1.000 barriles diarios promedio, al año (bpbp), que se dejen de producir, eso significan $38.000 millones como impacto en las utilidades de Ecopetrol. Si se tiene en cuenta que en este primer semestre se dejaron de producir cerca de 60.000 bpbp, la situación es alarmante.
     
    “Si eso lo multiplicamos por un precio promedio de US$100 el barril, hay una pérdida muy alta que golpea las finanzas y los resultados de cualquier petrolera”, agregó Hernando Barrero, presidente de Acipet. Sin embargo, la tarea de aumentar la seguridad, no será fácil. De hecho, el Oleoducto Caño Limón-Coveñas sufrió un nuevo atentado el pasado viernes, en horas de la tarde, pero el ataque no logró perforar el tubo, así que no hubo derrame.
     
    El Gobierno ya trabaja para mejorar la seguridad, con la disposición de pelotones de vigilancia, mientras que estudia el uso de drones para asegurar la infraestructura desde el aire.
     
    Aumentar la producción
    Otro de los esfuerzos que deberá hacer la petrolera es aumentar las inversiones en los yacimientos comerciales, para aumentar la producción. De esa forma, si se mantiene un precio promedio sobre los US$100 por barril, se podrá compensar las pérdidas con los ingresos adicionales, pues la canasta de la empresa estima un barril a US$97.

    Invertir en exploraciones
    Ecopetrol ha hecho esfuerzos en materia de exploración, pero los resultados no han sido alentadores. Según el reporte, la petrolera perforó cuatro pozos (A3) en el segundo trimestre, pero ninguno resultó exitoso.
     
    “Ese es un tema importante que se debe ejecutar a nivel de política de país, porque es necesario que las empresas exploren, y puedan aumentar sus reservas”, explicó Milton Montoya, director de investigaciones del departamento mineroenergético de la Universidad Externado.
     
    Hay que recordar que el nivel de petróleo en el suelo hoy es de 2.440 millones de barriles, que dan para 6,6 años, así que las exploraciones aumentarán las probabilidades para ampliar ese tiempo.
     
    Y aunque no lo garanticen, sí van a enviar un mensaje positivo al mercado, sobre los esfuerzos que está haciendo Ecopetrol para producir crudo por más años.
     
    Aumentar el recobro
    Otra de las opciones en las que ya está trabajando la compañía es el recobro mejorado, es decir, aumentar la extracción de crudo que queda “atrapado” en el suelo, porque las tecnologías convencionales no logran extraerlo.
     
    Para lograrlo, la empresa cuenta con el Laboratorio de Recobro Mejorado y Vapor del Instituto Colombiano del Petróleo, en el que se realizan pruebas que luego se llevan a los campos. Durante el segundo trimestre, Ecopetrol reportó que avanza en cuatro proyectos para aumentar el recobro. “Destaco el avance en pilotos de recobro secundarios en el valle del Magdalena”, señaló Javier Gutiérrez, presidente de la petrolera.
     
    También tiene a la mano la tecnología Star que Pacific Rubiales aplicó en el campo Quifa y que según el ministro Acosta se están analizando sus resultados.
     
    Sostener inversiones extranjeras
    Las inversiones en otros países también respaldan las operaciones de la petrolera. Por ejemplo, en el Golfo de México se realizó un descubrimiento en una zona en la que Ecopetrol America participa con 28,5%, Nexen Petroleum USA Inc con 14,3% y Shell, el operador, tiene 57,2% de participación. Esas operaciones también estimularán el interés del mercado, en la medida que la empresa tenga éxito y dé buenos resultados.
     
    El título de la petrolera estuvo a la baja
    El mercado le pasó cuenta de cobro al precio de la acción, debido a los resultados que la petrolera reportó el pasado jueves. El título estuvo entre los cinco más desvalorizados durante la jornada del viernes, al cerrar en $3.130, lo que representó una caída de -1,57%. Y no es para menos, pues entre las principales cifras de Ecopetrol, se destaca que la utilidad neta pasó de $3,28 billones en el primer trimestre de este año a $2,78 billones en el segundo trimestre. Eso significó una variación de -15,2%, según las cifras consolidadas de la empresa.
     
    Las opiniones
     
    Fabio Echeverri
    Expresidente de la Junta Directiva de Ecopetrol
    “Es difícil manejar petroleras y que den utilidades si el país no tiene la seguridad suficiente, porque van al campo y transportan un crudo que termina regado en el camino”.
     
    Hernando Barrero
    Presidente de Acipet
    “Se necesita que el Gobierno, por medio de sus ministerios, continúe mejorando el control y la atención a los atentados, con los que pierden todas las empresas”.
     
    Merian Araujo R.
     
     
    Fuente: LaRepublica.co
  • Las deudas atan de manos a las grandes petroleras privadas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Deudas Petrol

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     

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

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

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

    Pemex RefLa primera alarma de lo que está sucediendo con el negocio del petróleo en América Latina la encendió en nuestros país el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas Santamaría, cuando hace cuatro meses en pleno fragor electoral dijo que la mayor preocupación para las arcas nacionales venían de la renta petrolera que se disminuirá notablemente durante los próximos meses. En ese momento el precio del barril de petróleo WTI rondaba los US$95 y el Brent llegaba a los US$103. Ahora, a pocos semanas de terminar el año, el vaticinio se ha hecho realidad y de una alerta naranja temprana entramos de lleno a una luz roja intensa, pues las petroleras establecidas en Colombia han empezado a realizar sus presupuestos para el nuevo año con un piso de US$70 y un techo de US$85, cifras impensables hasta hace un año.
     
    Muchas cosas han cambiado ad portas del año 15 del siglo XXI. Las crisis políticas de corte religioso del medio oriente y de Asia, siempre venían acompañadas a occidente de altos precios del crudo, que en países como Venezuela, Ecuador, Brasil y Colombia, se aprovechaban para vender caro, pues traerían subiendas en las exportaciones cada lustro. Por estos días el mundo político está nervioso por la situación en Siria y el crecimiento del Estado Islámico, pero nada ha sucedido con el precio, por el contrario ha bajado. Todos los especialistas hablan de una mano poderosa especuladora que está moviendo el mercado para cambiar el eje de producción.
     
    Mientras esa trama se destapa, hay una situación que le pega de frente a la industria petrolera colombiana y es la que tiene que ver con la liberalización del mercado mexicano. Luego de 75 años la estatal, Petróleos Mexicanos, decidió que otras empresas del mundo más competitivas exploraran el rico mercado del país del norte. Este giro político ha hecho que docenas de compañías de todos los tamaños, que operaban en el vecindario y localmente, hagan sus maletas y se vayan para México en busca de seguridad pública, jurídica y mayores rentabilidades.
     
    Desde el punto de vista sociológico, el historiador mexicano, Enrique Krauze, dijo recientemente que “sin dudas es un momento histórico porque impulsará crecimiento y modernización, un México más centrado en el futuro que en el pasado. Sin embargo, puede convertirse en una pesadilla si el gobierno repite los errores del último auge petrolero de los años 70, con sus inversiones improductivas y amplia corrupción. La profunda significancia de la reforma será puesta a prueba por la forma en que mejore la vida de los mexicanos, en especial de los pobres”. La prueba de fuego es ahora en noviembre cuando se ofrezcan un centenar y medio de bloques para ver cuál es la reacción del mercado y cómo se han a recomponer las inversiones en la región.
     
    LaRepublica.co
  • Las reservas probadas de petróleo de Colombia bajaron un 13 % en 2015

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Elcolombiano.com

  • Las reservas probadas netas de Ecopetrol fueron de 1,598 millones de barriles de petróleo equivalentes, en el 2016

     Menores precios de crudo registrados en 2016 impactaron las reservas en -202 millones de barriles.
     El impacto de los menores precios fue parcialmente compensado por eficiencias y reducciones de costos. Los logros alcanzados en eficiencias fueron validados por
    las dos firmas internacionales certificadoras de reservas.
     El índice de reposición de reservas sin incluir efecto
     
    Pozo Caño LimónPozo Caño LimónEcopetrol (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC) anunció hoy las reservas probadas de petróleo, condensado y gas natural de su propiedad (reservas 1P, de acuerdo con la denominación internacional estándar), incluyendo su participación en filiales y subsidiarias, a 31 de Diciembre de 2016. Las reservas fueron estimadas con base en los estándares y metodología de la Securities and Exchange Commission (SEC) de los Estados Unidos. El 99% de las reservas fueron auditadas por dos reconocidas firmas especializadas independientes (Ryder Scott Company y DeGolyer and MacNaughton).
     
    Al cierre de 2016, las reservas probadas netas de Ecopetrol fueron de 1,598 millones de barriles de petróleo equivalentes, 14% menores a los 1,849 millones de barriles de petróleo equivalentes registrados al cierre de 2015. Se estima que el efecto precio ocasionó el mayor impacto negativo sobre las reservas probadas (-202 MBPE). En 2016, el precio SEC utilizado para la valoración tuvo una disminución del 20% frente al 2015, pasando de US$55.57 por barril Brent a US$44.49 por barril y de 56% frente al 2014 donde se registró un precio de US$101.80 por barril.
     
    Este efecto fue contrarrestado en gran parte por una adición de 186 MBPE, atribuibles a las continuas optimizaciones de costos operativos, mayores eficiencias, nuevos proyectos de perforación como el planeado en los campos Palagua-Caipal y extensiones del área probada en campos como Castilla, Rubiales y Chichimene, entre otros. El índice de reemplazo de reservas, sin incluir el efecto precio, fue de 79%. Al incluir el factor precio, el índice de reemplazo de reservas se ubica en -7%. La vida promedio de reservas es de 6,8 años.
     
    Campos operados directamente por Ecopetrol como Rubiales y Chichimene presentaron revisiones positivas de reservas debido a buenos desempeños en producción y optimizaciones de sus condiciones, entre otros. El 95% de las reservas probadas son propiedad de Ecopetrol S.A., mientas que Hocol, Ecopetrol América y la participación en Equión y Savia Perú contribuyen con el 5%.
     
     

    Reservas Probadas Grupo Ecopetrol a Diciembre 31 de 2016

     
             

    Reservas Probadas (1P)

    Millones de barriles de petróleo  equivalente (MBPE)

     
     
             

    Reservas probadas a Dic 31 de

     

     

         1.849

     

    Producción 2016

     

     

    -       235

     

    Efecto Precio de Hidrocarburos

     

     

    -       202

     

    Optimización de costos, gestión y otros

     

            186

     

    Reservas probadas a Dic 31 de 2016

     

     

                 2

     
      
     
     
  • Llegó la hora de la remontada para Ecopetrol

    Los últimos años no han sido fáciles para la industria petrolera. La caída en los precios, que pasaron de poco más de US$100 por barril a cerca de US$30 y se han estabilizado en alrededor de US$50, hicieron que las empresas del sector se apretaran el cinturón e iniciaran severos procesos de ajuste.
     
    Después de dos años de ajustes para enfrentar la caída de los precios, Ecopetrol se alista para invertir $50 billones en los próximos 5 años.Después de dos años de ajustes para enfrentar la caída de los precios, Ecopetrol se alista para invertir $50 billones en los próximos 5 años.Ecopetrol no fue la excepción y sus cifras muestran el tamaño de la destorcida: en 2014, los ingresos fueron de casi $66 billones; en 2015 pasaron a $52,3 billones y en 2016 la cifra fue de $47,7 billones. Eso también se vio reflejado en la inversión, que pasó de US$8.000 millones en 2015 –una parte importante destinada a la polémica Refinería de Cartagena (Reficar)– a US$2.500 millones en 2016.
     
    Ecopetrol y sus empresas desarrollaron un plan de choque que les permitió buscar mayores eficiencias y logró entre 2015 y 2016 ahorros por $4,3 billones, al tiempo que salió a buscar recursos en la venta de activos no estratégicos, como las participaciones en ISA y la EEB y avanzar en el proceso de venta de Propilco. El primer logro, al alcanzar este nivel de eficiencias, fue bajar los precios de equilibrio –a qué precio debe estar el barril para no necesitar financiación, analizando los ingresos, el pago de dividendos y a recursos para inversión sin nuevo endeudamiento–. En 2014 se requería un precio del Brent de US$120 y eso hizo que la empresa aumentara su endeudamiento hasta 2015.
     
    “Para el cierre de 2016 se llegó a un precio de alrededor de US$60 que se logró de diferentes maneras: redujimos el tamaño de la inversión, hoy somos más eficientes y ese año no se pagaron dividendos. Ahora, a US$45, vamos a dar utilidad”, explica María Fernanda Suárez, vicepresidente corporativa de Estrategia y Finanzas de Ecopetrol.
     
     
    Hoy con el plan de ajuste, Ecopetrol genera 38% de margen Ebitda frente a 11% de grandes compañías como Shell o Exxon o BP; de 19% de las medianas como Anadarko, y de 26% de petroleras nacionales, como Pemex; logró bajar la deuda neta/Ebitda de 3 veces a 2,2 –hace dos años estuvo en 4 veces–.
     
    Y el segundo gran logro fue mantener el Ebitda. En 2014 llegó a $24,5 billones, pasó al año siguiente a $18 billones y en 2016, con menores ingresos –una caída de 8%–, logró mantener ese nivel de Ebitda, con una producción cercana a los 715.000 barriles.
     
    Esta situación se reflejó en que, en 2016, la empresa logró terminar el año con $17 billones en caja, que le da un mejor margen de maniobra hacia el corto y mediano plazo; aunque habrá otros factores que golpearán el PyG, como las depreciaciones, en particular vía Reficar. La empresa calcula que de 2016 a 2017 las depreciaciones se van a subir $1 billón, que le pegará a la utilidad.
     
    El futuro
     
    Después de la tempestad, el panorama parece que empieza a aclararse para Ecopetrol. Un ejemplo fue el informe reciente del HSBC –uno de los analistas más críticos en el comportamiento de la empresa– que cambió su perspectiva de la acción de Ecopetrol de negativa a positiva y de venta a compra, con un potencial de valorización de 17%. Lo hizo porque le dio más peso específico al negocio de la refinación y a la infraestructura (transporte), que a la exploración y explotación, lo que la desliga de la gran volatilidad y los bajos precios internacionales del crudo. De hecho, 40% del Ebitda del año pasado del Grupo Ecopetrol lo entregó el negocio de transporte.
     
    El banco considera que el negocio de refinación generará unos flujos de efectivo positivos de US$400 millones a US$800 millones anuales, en el periodo 2017-2020.
     
    En medio de este nuevo panorama, el plan también empieza a ajustarse.
     
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    “Es importante mantener la dinámica de la eficiencia, pero para 2017 hacia adelante lo más relevante es el crecimiento de las reservas”, agrega Suárez y anuncia que el Grupo Ecopetrol va a invertir $50 billones en los próximos cinco años –este año serán $10,5 billones–.
     
    Entre 85% y 90% de esos recursos de inversión van para exploración y producción. Habrá recursos para el exterior, como el caso de los dos bloques que ganó Ecopetrol en México, en alianza con Pemex y Petronas y, como advierte un analista, si el panorama se complica en Colombia por las consultas, “pues Ecopetrol tendrá que buscar otros destinos”. También se contemplan compras de compañías existentes para incorporar reservas.
     
    “Tenemos que asegurar que esos recursos que se van a invertir en ese periodo serán rentables, eficientes y darán resultados. Debemos tener un portafolio de ideas que sea más grande que el portafolio de plata con el que contamos. Hoy, con los buenos resultados de caja, tenemos más plata que ideas”, dice la ejecutiva, que advierte que se pueden aumentar reservas con no convencionales, off shore y en recobros en campos productivos.
     
    Según las cuentas de la petrolera estatal, el crudo que está en Colombia se estima en 53.000 millones de barriles, de los cuales en la historia solo se ha sacado 19% y en reservas –que hace parte de un cálculo por el precio del crudo en determinado periodo– solo está registrado hasta 23%. Otros países han logrado factores de recobro cercanos a 30% y en el caso de Colombia cada punto de los siete de la diferencia equivale a 500 millones de barriles.
     
    Hoy, el Grupo está terminando la estrategia financiera que, además de buscar nuevos recursos, está dando al interior una transformación: que los técnicos y financieros se conviertan en palancas para agregar valor y queden atrás las acciones aisladas de cada uno de ellos.
     
    “Esta es la transformación más profunda que tenemos para asegurar la disciplina de capital, que no es nada más que asegurar que los proyectos cumplan su promesa de valor en presupuesto y plata, cuando las estadísticas de la industria muestran que 60% de los proyectos de petróleo y gas en los últimos 5 años han tenido desviaciones de 50% o más en sus presupuestos. El cambio es valor sobre volumen”, dice Suárez.
     
    Para lograrlo, internamente han desarrollado varias actividades, como la conformación de un comité de inversiones, con la presencia de dos miembros independientes y se creó la vicepresidencia de ingeniería y proyectos y un mayor papel en la estrategia financiera de cada uno de los negocios para asegurar que den valor. Además, se cambió la forma de estructurar presupuestos: de uno anual, el de 2018 será de tres años. “Tengo un presupuesto a 3 años y una proyección a 18 meses –dice Suárez–, que permite levantar alertas tempranas e indicadores líderes de lo que va bien y de lo que hay que ajustar”.
     
    Adelantar esta agenda será una prueba de fuego, más aún si aparecen amenazas de nuevas destorcidas del precio del crudo.
     
    ¿Y la venta de Propilco?
     
    Aunque dentro del plan de negocios de Ecopetrol aún está contemplada la venta de Propilco –aprobada hace cerca de un año–, lo cierto es que el decreto para formalizar el proceso no ha salido.
     
    En el momento en que se decidió la venta, Ecopetrol buscaba recursos con urgencia. Pero ahora, con $17 billones en caja, eficiencias que lograron reducir los precios de equilibrio y planes de inversión por $50 billones en cinco años, parece que la prioridad es otra.
     
    Además, Propilco logró el año pasado el mejor Ebitda desde que Ecopetrol la compró y su presencia en el grupo puede ser estratégica: en la industria petroquímica, el insumo del gas es uno de los más importantes y el desarrollo off shore en el Caribe podría ser clave en el proceso.Y, por si fuera poco, salir a vender un activo en el último año de gobierno, con un país polarizado y en pleno debate electoral, no parece ser el mejor momento.Los astros se desalinearon y parece que vender Propilco hoy no está en la agenda. Cuando Ecopetrol requiera recursos, podría ser uno de los que echaría mano, pero todo indica que por ahora esa no es la opción.
     
     
    DINERO.COM
     
  • Los estímulos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos para que petroleras inviertan en el país

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

    Precios OilPor Maurice Obstfeld, Gian Maria Milesi-Ferretti y Rabah Arezki

    Los precios del petróleo se mantienen persistentemente bajos desde hace más de un año, pero como se señala en la edición de Perspectivas de la economía mundial (informe WEO, por sus siglas en inglés) de abril de 2016, el estímulo que muchos esperaban que tendrían sobre la economía mundial aún no se ha materializado. Sostenemos que, paradójicamente, es probable que los beneficios mundiales se observen solo después de que los precios repunten ligeramente y las economías avanzadas logren superar el actual entorno de bajas tasas de interés.

    Desde junio de 2014, los precios del petróleo, en dólares de EE.UU., han caído aproximadamente 65% (unos USD 70) en un entorno en que el crecimiento de una amplia gama de países se ha ido reducido progresivamente. Incluso teniendo en cuenta la apreciación del dólar de 20% durante este período (en valores efectivos nominales), la reducción de los precios del petróleo en otras monedas ha sido, en promedio, de más de USD 60. Esto ha dejado perplejos a muchos observadores, incluidos nosotros aquí en el FMI, que creíamos que estas disminuciones de precios serían beneficiosas para la economía mundial, dado que si bien obviamente resultarían nocivas para los exportadores, reportarían ventajas a los importadores, con lo cual se contrarrestaría ese efecto con creces. El principal supuesto en que se sustenta esa creencia es la diferencia concreta de comportamiento de ahorro entre los países importadores de petróleo y los países exportadores de petróleo: los consumidores en los primeros, como por ejemplo en Europa, tienen una mayor tendencia marginal a gastar su ingreso que los consumidores en los segundos, como por ejemplo Arabia Saudita.

    Es evidente que los mercados mundiales de capital no se adhieren a esa teoría. Durante los últimos seis meses e incluso antes, los mercados de capitales han seguido una tendencia a la baja cuando los precios del petróleo han disminuido, resultado que no esperaríamos considerando que, en términos generales, un bajo precio del crudo favorece a la economía mundial. De hecho, desde agosto de 2015, la correlación simple entre las cotizaciones bursátiles y los precios del petróleo no solo ha sido positiva (véase el gráfico 1), sino que se ha duplicado con respecto al período anterior que comenzó en agosto de 2014 (pero no a niveles sin precedentes).

     

    SPA Oil  Chart1 En general, los episodios pasados de marcadas variaciones de los precios del crudo dieron lugar a efectos anticíclicos visibles, por ejemplo, tasas de crecimiento mundial más lentas tras registrarse grandes aumentos del crecimiento económico.  ¿Estamos presenciando algo diferente esta vez? Aunque varios factores inciden en la relación entre los precios del petróleo y el crecimiento económico, sostenemos que la gran diferencia con respecto a los episodios anteriores es que en muchas economías avanzadas la tasa de interés nominal es cero o casi cero.

    Oferta y demanda

    Un problema evidente que surge al tratar de pronosticar el efecto de las variaciones de los precios del petróleo es que una caída de los precios mundiales puede ser consecuencia de un aumento de la oferta mundial o de una disminución de la demanda a escala internacional. Pero en este último caso, esperaríamos ver exactamente la misma tendencia que en los trimestres recientes: una caída de precios y una desaceleración de la tasa de crecimiento mundial, en que los precios más bajos del crudo amortiguarían, pero probablemente no invertirían, la disminución del crecimiento económico.

    La disminución de la demanda ha ejercido, sin duda alguna, una función en estas tendencias, pero la información empírica apunta a que el aumento de la oferta ha tenido un efecto igualmente importante, si no más. En términos generales, la oferta del petróleo ha sido pujante debido a la producción sin precedentes de los países miembros de la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que ahora incluye además las exportaciones de Irán, así como las de algunos otros países que no integran la OPEP. Asimismo, la oferta de petróleo del esquisto bituminoso de Estados Unidos ha demostrado ser sorprendentemente resistente a la baja de los precios del petróleo. En el gráfico 2 puede observarse cómo, a diferencia de episodios anteriores, últimamente la producción de la OPEP ha seguido aumentando a medida que los precios han caído.

    SPA Oil  Chart2

    Incluso en Estados Unidos, un país importador neto de petróleo en que la demanda ha sido relativamente sólida, los bajos precios del crudo no parecen haber impulsado sustancialmente el crecimiento. El análisis econométrico y otros estudios apuntan a que solo parte de la reciente disminución de los precios del petróleo —entre la mitad y un tercio— está frenando la demanda y que la diferencia puede atribuirse al aumento de la oferta.

    Pero el misterio persiste: ¿dónde pueden observarse los efectos positivos de la disminución de los precios del crudo?

    Para responder a este interrogante, en la próxima edición del informe WEO de abril de 2016 se compara el aumento de la demanda interna en los países importadores y exportadores de petróleo en 2015 con lo que previmos en abril de 2015, cuando se registró la primera caída sustancial de los precios del crudo. La mayor parte de la revisión a la baja de la demanda mundial puede atribuirse a los exportadores de petróleo, a pesar de que representan una proporción relativamente pequeña del PIB mundial (un 12%). No obstante, pese a la reducción de los precios del crudo, que fue mayor de la prevista, la demanda interna en los países importadores tampoco superó los niveles pronosticados.

    Para poder comprender por qué no se detectan los efectos positivos del gasto debe examinarse más detenidamente la composición de la demanda en los países exportadores e importadores de petróleo.

    La demanda interna en los países exportadores de petróleo

    En 2015 la demanda interna en los países exportadores se caracterizó, de hecho, por una atonía mucho mayor de la prevista un año anterior. Esta sorpresa negativa se debió a un menor consumo, pero especialmente a una disminución de la inversión. Aunque los países ricos que exportan petróleo pueden recurrir a sus reservas o a los fondos soberanos de inversión –y la mayoría lo ha hecho—, también han ido recortado marcadamente el gasto público. Los países más pobres, por supuesto, tienen una capacidad de endeudamiento mucho menor, y corren el riesgo de sufrir una crisis si sus niveles de deuda externa aumentan demasiado. La mayoría de estos países tienen superávits en cuenta corriente sustancialmente más bajos o déficits más altos, y sus diferenciales soberanos se han ampliado.  En estos países el gasto interno puede reducirse marcadamente, en forma no lineal, a veces por la vía de una gran disminución del tipo de cambio que incrementa el precio de los bienes importados. La disminución de la inversión pública en estos países ha sido especialmente pronunciada: la mayoría de sus bienes de capital son importados y cuando se vuelve necesario realizar un ajuste fiscal, el gasto en capital suele ser el primer rubro que se elimina. Tampoco debemos olvidar que existen factores no relacionados con los precios del crudo —las conmociones internas en Iraq, Libia y Yemen, así como las sanciones en Rusia—  que han afectado la actividad económica de una serie de países exportadores de petróleo.

    Evidentemente, los bajos precios del crudo reducen la rentabilidad de las actividades de exploración y extracción que realiza el sector privado, además de reducir el gasto de capital. Según Rystad Energy, entre 2014 y 2015 la caída mundial del gasto de capital en los sectores de petróleo y gas fue de unos USD 215.000 millones, cifra equivalente a aproximadamente 1,2% de la formación de capital fijo a nivel internacional (nivel ligeramente inferior a 0,3% del PIB mundial). Incluso algunos países importadores se han visto muy afectados, Estados Unidos especialmente, lo cual explica una proporción significativa de la caída mundial de la inversión relacionada con el sector energético.

    Demanda interna en los países importadores de petróleo

    Las economías avanzadas importadoras de petróleo, por ejemplo en la zona del euro, de hecho han registrado algunos efectos positivos sobre el consumo, pero el impacto ha sido algo menor de lo previsto. Asimismo, el aumento de la inversión se ha mantenido por debajo de las expectativas, lo cual también refleja la disminución mayor de lo previsto de la inversión del sector energético en Estados Unidos, mencionada anteriormente. En el caso de los países en desarrollo y de mercados emergentes importadores de petróleo, la experiencia es variada. En esos países el mecanismo a través del cual los precios internacionales se transmiten a los precios internos de combustibles suele ser más limitado que en las economías avanzadas; algunos han reducido las subvenciones a los combustibles. Es cierto que la mejora de la posición fiscal en definitiva debería permitir a las autoridades bajar los impuestos o aumentar el gasto público, pero ese proceso lleva tiempo y está sujeto a diversas fricciones y fallas. En conjunto, el aumento de la demanda interna en estos países importadores se ajustó en general a las expectativas, pese a las difíciles condiciones macroeconómicas en unos cuantos países exportadores de otras materias primas.

    Un sorprendente desempeño macroeconómico con tasas de interés de límite inferior cero

    Hay otro factor que podría impedir la reactivación de la demanda en los países importadores de petróleo.

    En relación con otros ciclos de precios pasados, la caída de los precios del crudo coincide con un período de lento crecimiento económico, tan lento que los principales bancos centrales no tienen o tienen solo limitada capacidad para seguir reduciendo las tasas de interés de intervención a fin de respaldar el crecimiento económico y reducir las presiones inflacionarias.

    ¿Por qué esto es importante? En las décadas de 1970 y 1980, un gran volumen de estudios económicos, resumidos por Michael Bruno y Jeffrey Sachs hace más de 30 años, demostraron que los aumentos de precios impulsados por la oferta pueden ocasionar “estanflación”, es decir, una combinación de mayor inflación y menor crecimiento. Ese fenómeno es el resultado directo de los mayores costos en los que incurren los productores que usan energía, y que los llevan a reducir la producción, despedir mano de obra e incrementar los precios para cubrir sus mayores costos de producción.

    Si bien el petróleo es un factor de producción menos importante que hace tres décadas, este razonamiento debería funcionar a la inversa cuando disminuyen los precios del crudo, y debería traducirse en costos de producción más bajos, una mayor contratación y una inflación más baja. No obstante, este mecanismo es problemático cuando los bancos centrales no pueden reducir las tasas de interés. Puesto que la tasa de intervención no puede reducirse más, la disminución de la inflación como consecuencia de la reducción de los costos de producción incrementa la tasa de interés real, comprimiendo la demanda y reduciendo con toda probabilidad los aumentos del producto y el empleo. De hecho, es posible que estas variables agregadas terminen reduciéndose. Es probable que algo parecido esté ocurriendo actualmente en algunas economías. En el gráfico 3 se observa que un precio de crudo más bajo de lo previsto posiblemente reduce la inflación prevista, y se demuestra que existe una fuerte relación directa entre los precios de los contratos de crudo de Estados Unidos a futuro y una medida de las expectativas inflacionarias a largo plazo basada en el mercado.

    Una tasa de interés de límite inferior cercano a cero también puede ser señal de una respuesta “perversa” al aumento de los precios del petróleo. Cuando los bancos centrales confrontan presiones deflacionarias, es improbable que incrementen considerablemente la tasa de interés de intervención para hacer frente a un repunte de la inflación. En consecuencia, los aumentos de los precios del petróleo pueden, en forma simétrica, tener un efecto expansionista al reducir la tasa de interés real.

    Obviamente, sería un error llegar a la conclusión de que los bancos centrales pueden potenciar las ventajas del actual nivel bajo de los precios del petróleo elevando sus tasas de interés de política monetaria. Al contrario, si las demás condiciones no varían, esa medida sería perjudicial para el crecimiento ya que elevaría las tasas de interés real. Nuestro argumento es sencillamente que cuando las condiciones macroeconómicas de un país importador de petróleo justifican una tasa de interés del banco central muy baja, una caída de los precios del petróleo podría provocar movimientos de la tasa de interés real que contrarrestarían el efecto positivo en el ingreso.

    El camino por delante

    Cuando los precios del petróleo son persistentemente bajos, la conducción de la política monetaria se complica, y se corre el riesgo de que expectativas inflacionarias no ancladas ocasionen nuevos reveses. Es más, el episodio actual, en que los precios del crudo han llegado a mínimos sin precedentes, podría desencadenar una serie de incumplimientos de pagos por parte de empresas y países, y estas perturbaciones podrían volver a incidir negativamente en los mercados financieros, donde ya existe cierto nerviosismo. La posibilidad de que se produzca un ciclo de retroalimentación negativa de este tipo hace aún más apremiante que la comunidad internacional respalde la demanda y que ciertos países lleven a cabo reformas estructurales y financieras.

    Fuente: Elespectador.com

  • Los problemas de Ecopetrol y Petrobras alientan las apuestas por un alza del petróleo

    Aquellos que apuestan a un alza del precio del crudo y que tienen sus esperanzas puestas en que los pozos del oriente de Texas dejen de bombear petróleo, pueden apuntar su mirada más hacia el sur.
     
    Refinería de Barranca - ecopetrolRefinería de Barranca - ecopetrolLa explicación a la recuperación del crudo después del desplome de los precios el año pasado apunta principalmente a las empresas perforadoras de crudo de esquisto que tienen problemas de flujo de caja en Texas y en otros estados estadounidenses donde están suspendiendo operaciones en sus yacimientos. El repunte de casi 30% desde mediados de marzo en los contratos futuros de vencimiento más cercano, a casi US$60 el barril, ha reflejado una reducción de la cantidad de pozos en operación.
     
    Sin embargo, la producción de crudo de Estados Unidos no parece haber bajado substancialmente hasta la fecha. De hecho, las estimaciones más recientes del Departamento de Energía de EE.UU. indican que la producción ha llegado sus niveles más altos en décadas. Esos datos están lejos de ser precisos. Pero junto con el número de plataformas que repentinamente dejó de descender, la información sugiere que hasta ahora, la producción estadounidense está demostrado ser resistente.
     
    Así que los optimistas sobre los precios del crudo deben estar felices con la noticia que salió de Colombia la semana pasada. Ecopetrol, ECOPETROL.BO -2.76%  la petrolera de control estatal del país, redujo sus proyecciones de producción de crudo y gas natural en más de 400.000 barriles de equivalente de petróleo para 2020. Asumiendo que 82% de esa cantidad es crudo, en línea con la producción del año pasado, eso es aproximadamente 350.000 barriles de suministro gradual que quedará fuera del mercado.
     
    Esa es una cantidad importante. Las proyecciones a mediano plazo de la Agencia Internacional de Energía (AIE) contemplan que la producción fuera de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) subirá en 3,4 millones de barriles al día para 2020 en comparación con 2014. La contracción de Ecopetrol equivale a casi 10% de esa cifra.
     
    Excepto que en realidad no es así. La AIE, en anticipación a los problemas de Ecopetrol, no contaba con una gran producción en Colombia. De hecho, espera que la generación de crudo del país caiga en 150.000 barriles al día para 2020. Ciertamente, a menos de US$68 el barril, los futuros de petróleo para 2020 no indican pánico.
     
    Eso no quiere decir que el riesgo de la esperada evaporación de crudo no sea real. Un ejemplo es Brasil. La AIE estima que su producción subirá en 900.000 barriles al día para 2020, casi 25% del aumento proyectado para los no miembros de la OPEP. Pero Petróleo Brasileiro, PETR4.BR +0.24%  que produce 90% del crudo del país, se ha convertido en sinónimo de corrupción y metas no cumplidas. Y Petrobras pronto anunciara nuevas proyecciones de producción, que probablemente serán más bajas.
     
    Dejando los escándalos de lado, lo que perjudica a Petrobras así como a Ecopetrol es la necesidad de frenar el gasto conforme los precios más bajos del petróleo restringen el flujo de caja y el acceso a capital, lo que socava los planes de crecimiento. En la perspectiva de la AIE, los mercados emergentes, incluyendo potencias petroleras como Rusia, son la fuente de prácticamente todos los recortes proyectados en el suministro frente a los niveles del año pasado.
     
    Por otro lado, los mercados de capital han seguido abiertos a las empresas estadounidenses de exploración y producción. El actual ritmo de actividad financiera implica, cuando se anualiza, que el sector está acumulando la mayor cantidad de deuda desde 2012, cuando el petróleo promediaba US$94 el barril, y el mayor capital accionario en al menos 20 años, de acuerdo con el proveedor de datos Dealogic.
     
    Así que mientras hay varios comodines, tanto negativos como positivos, en lugares como Colombia, Brasil, Irán, Irak y otros, EE.UU. sigue siendo la historia central en el suministro de crudo global. Para la OPEP, que se reúne esta semana, la competencia con los productores estadounidenses habilitada por los mercados de capital debería seguir siendo una gran preocupación. La necesidad de mantener su cuota de mercado sugiere que el grupo no cambiará de posición.
     
    Dado que el coqueteo del petróleo con un barril a US$60 ha sido suficiente para desacelerar el aparente ritmo de reducción de la actividad en los yacimientos de esquisto, la pelea del suministro no ha terminado.
     
     
    Por LIAM DENNING
    Fuente; WSJournal.com
  • Los retos del nuevo presidente de Ecopetrol

    Juan C EcheverryJuan Carlos Echeverry aún no se posesiona en el cargo pero ya se saben cuáles son los factores a los que le debe prestar atención para devolverle el atractivo a la principal empresa del país.
     
    En la noche del jueves la Junta Directiva de Ecopetrol decidió, en medio de extenso debate, que el ex ministro de Hacienda, Juan Carlos Echeverry, sea el remplazo de Javier Gutiérrez en la presidencia de la petrolera.
     
    Si bien la ratificación de Echeverry se debe ratificar en la Asamblea de Accionistas, él ya debe estar pensando en cómo hará para que la principal empresa del país retome el atractivo que tuvo hacia 2007 tras su salida a bolsa y en los años siguientes cuando se dio el boom petrolero en el país.
     
    Y es que los retos del nuevo presidente no son pocos, pues las utilidades de la empresa han venido cayendo drásticamente y las posibilidades de cumplir sus metas al 2020 se ven lejanas. La política de repartición de dividendos ha sido muy cuestionada por la coyuntura actual del petróleo y por los altos niveles de endeudamiento que presenta la empresa. No obstante, Standard and Poor´s le reafirmó sus calificaciones recientemente.
     
    LOS HALLAZGOS
     
    Este es quizá el punto más álgido de la petrolera. Sus más recientes hallazgos no han sido significativos por lo cual su nivel de éxito exploratorio ha pasado a ser del 13% mientras que entre 2012 y 2013 llegó a situarse entre el 35% y el 60%.
     
    En gran parte la caída que ha registrado la acción de la petrolera obedece a este factor. Desde hace años los accionistas de Ecopetrol y el mercado en general viene esperando un anuncio de la compañía en el que se hable de un importante hallazgo que permita añadir reservas y que además sirva para aumentar la producción de la compañía.
     
    Para poder obtener más y mejores hallazgos la empresa tendrá que destinarle mayores recursos a la Perforación y Exploración. Es por eso que su política de repartición ha sido tan cuestionada en los últimos días, dado que mientras Ecopetrol reparte entre sus inversionistas el 70% de las ganancias, sus pares a nivel mundial destinan para tal fin entre el 30% y el 40%.
     
    RESERVAS PROBADAS
     
    La incorporación de nuevas reservas de petróleo es otro de los aspectos que el mercado espera se recomponga con la llegada de un nuevo presidente, pues si bien, recientemente se anunció que la compañía aumentó sus reservas a 2.084 millones de barriles, lo cual le representa 7,5 años de vida, este incremento no se produjo por nuevos hallazgos si no por haber recalculado los pozos actuales hecho que si bien suma no convence del todo a los agentes.
     
    ENDEUDAMIENTO
     
    Si bien las calificadoras de riesgo como Standard and Poor´s o Fitch Ratings siguen viendo con buenos ojos las finanzas de la empresa, el mercado está a la espera de que la compañía tome una nueva postura frente a la repartición de dividendos, es decir que se ajuste a la realidad de los precios del petróleo y a sus pares a nivel mundial, para poder destinar una mayor porción a la ejecución de sus planes de inversión.
     
    Si la empresa ajustara su política de repartición de utilidades a un rango de entre el 30% y el 40% sus necesidades de apalancamiento para la financiación de proyectos de perforación y exploración serían menores lo que le permitiría tener unas finanzas más saludables.
     
    PRODUCCIÓN
     
    A la crisis mundial de los precios del petróleo se le suma la crisis local de producción, durante 2014 el país fue incapaz de cumplir con las metas de producción que se había trazado. Esto en estuvo fuertemente relacionado con la incapacidad de Ecopetrol de cumplir sus propias mentas.
     
    La empresa debe replantear su estrategia si quiere cumplir su objetivo de producir un millón de barriles en el 2018. Entre las decisiones que tendrá que tomar Echeverry para lograr tal objetivo está la renovación o no del contrato de Campo Rubiales a Pacific Rubiales el cual vence en 2016 y aún no se define si volverá a la estatal colombiana. Desde este campo podrían sumarse 300.000 barriles de producción.
     
    REFICAR
     
    El proyecto de ampliación y modernización alcanzó un avance físico del 96,3% al corte de diciembre 31 de 2014. Echeverry tendrá que hacer seguimiento a este proceso para que la refinería este a plenitud cuanto antes.
     
    Desde el mes de marzo se encuentran apagadas la Unidad de Destilación Combinada, y la Unidad Viscorreductora, mientras que la Unidad de Ruptura Catalítica está apagada desde octubre del 2013. Esta situación continuará hasta que entre en operación la nueva refinería.
     
    Los ingresos del cuarto trimestre 2014 disminuyeron 21% frente al mismo período del año anterior debido a la caída de los principales indicadores internacionales de precio y a menor volumen exportado por Reficar como resultado de la apagada general de la refinería de Cartagena desde marzo de 2014 en preparación para el recibo de la nueva refinería.
     
    CONFIANZA CON INVERSIONISTAS
     
    Tras su salida a la Bolsa de Valores de Colombia Ecopetrol se convirtió en un foco catalizador de ahorro de los colombianos. La compra de acciones de la petrolera se veía como un negocio jugoso, tanto así que tras salir a $1.400 en la primera emisión y a $3.700 en la segunda llegó a cotizarse en el mercado local en $5.800.
     
    Si bien los expertos aseguraban que la acción de la petrolera estaba sobrevalorada y que los $5.800 no correspondían al valor real de la empresa, nadie esperaba que la acción se fuer aa pique y retornara a niveles de 2010 cuando se cotizaba en alrededor de $1.850 - $2.000.
     
    Si el nuevo presidente logra sortear de manera adecuado los aspectos ya mencionados, se verá reflejado en el precio de la acción pues nuevamente comenzará a ser foco de ahorro y si bien, difícilmente volverá a estar sobre los $5.000, si logrará por lo menor recuperar parte del terreno perdido.
     
    Fuente: Dinero.com
  • Los retos para Ecopetrol tras recibir campo Rubiales

    Logo HqEcopetrol acaba de entrar a operar directamente el campo Rubiales, tras la finalización del contrato de asociación con Pacific, y también el de Cusiana. El control llega en un momento de decisiones clave.
     
    En menos de un mes, Ecopetrol protagonizó varias movidas fundamentales para consolidar la producción y hacer más eficiente su operación, en una de las coyunturas más complejas del sector, tras el derrumbe de los precios que la llevaron a registrar pérdidas históricas por más de $3,9 billones el año pasado.
     
    El primero de julio Campo Rubiales revirtió a Ecopetrol, con una producción que equivale a 15% del total del país y unos ingresos por venta de petróleo estimados en $2,9 billones, según el Ministerio de Minas y Energía. Este es uno de los activos más importantes en materia petrolera, con unas reservas estimadas en 4.800 millones de barriles –no todos extraíbles–.
     
    En la noche del 4 de julio, el campo Cusiana –con grandes reservas de gas– también volvió a Ecopetrol, aunque ya la operación estaba en cabeza de Equión, una filial de la estatal petrolera.
     
    Mientras se hacían los preparativos para recibir estos activos, unos días antes Ecopetrol anunció la Ronda Campos 2016, un proceso que pone en venta 20 pozos localizados en las regiones del Catatumbo, el Valle Medio y Superior del Magdalena, Llanos y Putumayo, cuya producción no es eficiente para la empresa.
     
    Lea también. Campo Rubiales: Así recibirá Ecopetrol la gigantesca operación
     
    ¿Qué relación tienen estos procesos y qué representan en la estrategia de la compañía? Para nadie es un secreto que Ecopetrol –al igual que todas las petroleras en el mundo– pasa por una época de vacas flacas, durante la cual tendrá que ajustarse para ser más eficiente y capitalizar un eventual aumento de los precios del crudo.
     
    El caso Rubiales
     
    Aunque el país celebró el retorno de activos petroleros a Ecopetrol, hay quienes creen que no todo será ríos de leche y miel. Daniel Guardiola, head de research de acciones de Larraín Vial, asegura que Rubiales es un campo costoso de operar, pues es necesario perforar centenares de pozos, con costos superiores a los US$2 millones por cada uno. Además, por ser crudo pesado se requieren diluyentes, y en el mercado este tipo de crudos se vende unos US$10 por debajo de la referencia Brent.
     
    Para Guardiola hay un tema adicional: el campo está en declinación y una de las barreras de producción es el agua, ya que que se requiere una gran cantidad de agua para poder sacar petróleo. “Es un campo que está declinando en los últimos dos años y va a seguir haciéndolo a no ser que Ecopetrol tenga un plan de inversión muy agresivo”, agrega.
     
    La pregunta es hasta qué nivel de precio del crudo Rubiales es rentable para la compañía estatal y le puede permitir a la petrolera hacer inversiones. La empresa no revela esos cálculos, pero algunos analistas creen que esa cifra puede estar entre US$30 y US$40, aunque para otros está un poco por encima.
     
    En 2013 Rubiales alcanzó niveles de producción superiores a los 210.000 barriles diarios, pero hoy se ubica en 135.000 barriles. Pacific, que lo operaba hasta junio, suspendió las inversiones a partir del tercer trimestre del año pasado por dos razones básicas: una, la caída del precio del crudo, que llevó a las petroleras a aplazar inversiones y, la segunda, el tiempo no alcanzaba para recuperar las inversiones.
     
    Los campos de Rubiales, junto a Castilla y Chichineme –todos ubicados en el Meta– son joyas de la corona en materia de producción para Ecopetrol. Castilla hace unos 120.000 barriles, Chichineme 80.000 adicionales más los 135.000 de Rubiales. Esta es la mitad de la producción de Ecopetrol y representa 35% de la producción del país.
     
    ¿Cuáles son las apuestas de Ecopetrol con Rubiales? Según cálculos de la compañía, es un campo al que se le ha sacado poco, pues los cálculos indican que tiene 4.800 millones de barriles de petróleo y de esos se ha recuperado menos de 10%. De ahí los anuncios de la empresa de realizar en los próximos cinco años la perforación de 1.000 pozos.
     
    Lea también: Ecopetrol quiere vender 20 campos en ronda con inversionistas
     
    El gran reto es reducir costos, especialmente de dilución, y mantener la producción con mayor perforación. Pero además de esto, ¿podrá aumentar la producción? Según fuentes de la empresa, el compromiso es frenar la caída de la producción; es decir, no volver a niveles superiores de 200.000 barriles sino mantener la producción actual de 135.000. Un eventual aumento dependerá del comportamiento del precio internacional del crudo.
     
    Una de las ventajas de Ecopetrol es la integración y la cercanía de los campos de Rubiales con Castilla y Chichineme. Entre las estrategias en materia de reducción de costos está la perforación. De acuerdo con la empresa, los taladros de Castilla y Chichineme pasan con los mismos contratos a perforar en Rubiales a partir de septiembre, y eso hace que los pozos en que antes se pudieran estar perforando entre US$2,5 millones y US$3 millones hoy se puedan perforar a menos de US$1 millón, gracias a procesos de renegociación.
     
    ¿Beneficio del cese al fuego?
     
    Con pocos días de diferencia, el anuncio del cese al fuego dentro del proceso de negociación de paz del Gobierno con las Farc coincidió con la notificación de Ecopetrol de una estrategia en la que venía trabajando desde hace meses: la venta de 20 pozos que operan en regiones apartadas y que hoy producen unos 10.000 barriles, un poco más de 1% de la producción de la petrolera.
     
    La empresa ha anunciado que va a concentrarse en activos grandes y que saldrá de pozos de menor tamaño que pueden ser interesantes para otras compañías que, por esta vía, aumentan la producción. Esta estrategia es diferente a otras que ha usado con empresas como Oxy o Parex, en las que entran a compartir los riesgos en un pozo para aumentar las eficiencias y producción. Acá es venta de pozos. El 30 de septiembre se hará la subasta electrónica y, según Ecopetrol, más de 130 empresas han mostrado interés.
     
    Se trata de empresas medianas o junior, en su mayoría, para las que producciones de 1.000 o 2.000 barriles resulta interesante. Algunas de ellas están en regiones donde el conflicto es protagonista, como Putumayo o Catatumbo, por lo que se espera que el anuncio del cese al fuego facilite algunas de estas operaciones.
     
    Lea tambien: ¿Por qué son importantes las empresas en el postconflicto?
     
    El proceso abre un debate, porque para muchos, como el sindicato de la empresa, se está entregando un recurso estratégico, aunque son campos que producen poco y la mayoría son de contratos anteriores a la entrada en operación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Ecopetrol tiene un precio mínimo –que no hace público– y si hay ofertas por encima de él, quien gane individualmente o en una puja se los lleva.
     
    80% de la producción de Ecopetrol depende de unos 17 campos y su idea es concentrarse en ellos. Esta es la primera ronda de venta de pozos y, aunque por ahora no vienen más, la estrategia en el futuro podría tener otras versiones. Dentro de los candidatos para quedarse con parte de estos pozos empiezan a aparecer nombres como Parex –que ya es aliado de Ecopetrol– y Gran Tierra Energy, que acaba de adquirir Petrolatina y dentro de sus planes está la compra de reservas probadas en zonas como el Magdalena Medio y Putumayo.
     
    Como explica un analista, esto representa la rotación del portafolio y se une con la venta de activos no estratégicos, como las participaciones en EEB, ISA e Invercolsa, o en negocios en los cuales no van a focalizarse, como Propilco, para disminuir las necesidades de deuda, fortalecer la caja y mantener el grado de inversión.
     
    Como en un juego de ajedrez, Ecopetrol viene ajustando sus jugadas para enfrentar una de las crisis más profundas. Su reto es ganar la partida.
     
    Manteniendo el grado
     
    S&P mantuvo el grado de inversión de Ecopetrol.
     
    S&P Global Ratings confirmó su calificación de riesgo crediticio de largo plazo de ‘BBB’ de Ecopetrol S.A., y la perspectiva de la calificación se mantiene negativa. Aunque reconoce que la petrolera ha logrado mayores eficiencias operativas que las que pronosticó la calificadora, debido a su plan de austeridad, reducción de costos y su enfoque en barriles rentables –acciones que representaron como resultado márgenes de Ebitda por encima de 35%–, advierte que los indicadores crediticios de Ecopetrol, “incluyendo deuda a Ebitda, flujo de efectivo operativo libre y flujo discrecional de efectivo, se mantendrán débiles en 2016”.S&P agrega en su informe que continúa evaluando “como muy elevada la probabilidad de apoyo extraordinario del Gobierno suficiente y oportuno en caso de que la compañía afronte dificultades financieras”.
     
     
    Dinero.co
  • Mala hora para las petroleras y un buen viento para el sector financiero y retail

    BolsaBogotá_El último año no ha sido el mejor para el sector petrolero pues su desempeño en el mercado de valores se ha visto afectado por factores internos y externos que se evidencia en que los títulos de las compañías del sector no tengan una tendencia alcista. Caso contrario al de las acciones del sector retail y financiero que han pasado a ser las protagonistas con un comportamiento destacable.
     
    Aunque Ecopetrol siempre ha sido la acción más atractiva para los inversionistas, diferentes factores como atentados a los oleoductos, la volatilidad del mercado, además por pertenecer en parte al Gobierno y verse inmersa en decisiones de tipo político, han llevado a la acción a caer 28,01% en el último año, y 10,93% en lo corrido de 2014.
     
    Pero, ¿será esta la mala hora de las acciones de uno de los sectores más apetecidos de la bolsa?
    Según los analistas, aunque los títulos petroleros han tenido un año malo, tampoco hay que alarmarse, pues los planes a futuro lo vuelven un sector atractivo que poco a poco se irá recuperando. De acuerdo con Andrés Rosas, analista de renta variable de Global Securities, “en el sector petrolero la variación más gran del año ha sido la de Ecopetrol, pues es una empresa estatal que se ve afectada por temas políticos, por lo que puede presentarse variaciones continuas en su acción”.
     
    Para José David López, jefe de Análisis Económico de Asesorías e Inversiones, “las acciones petroleras este año se han venido afectando principalmente por temas que son coyunturales y por atentados terroristas. Otro factor es el marco fiscal de mediano plazo que bajaba la meta de producción de petróleo este y el próximo año”.
     
    Por el lado de Pacific Rubiales el panorama es más positivo, pues es la única acción del sector que ha logrado un repunte en lo corrido de 2014, de 2,96%, y en el último año de 2,10%, a pesar de que el oleoducto Bicentenario ha sido afectado por voladuras. “Los resultados de Pacific fueron positivos y aunque estos fueron sobresalientes, el mercado ya había incorporado las cifras ya que hace unas semanas se dieron a conocer los resultados de operaciones”, señala Fabián Perdomo, analista de renta variable de Acciones y Valores.
     
    Entre tanto, Canacol Energy, que ha tenido un buen desempeño en el último año con un crecimiento en su precio de 37,46%, en lo que va de 2014 no le ha ido tan bien registrando un descenso de 18,15%.
     
    Esta situación se ha convertido en una oportunidad para otros títulos del mercado. Tal es el caso de las empresas del sector financiero y de retail. Al comparar la tendencia se demuestra que Bancolombia Preferencial ha registrado un crecimiento de 29,6% en 2014 un retorno mucho mayor que las petroleras.
     
    La misma situación se ve con Davivienda que ha subido 34,17%, Grupo Sura se ha destacado en el mercado con alza de 24,4% en 2014. “Estas acciones tienen un potencial más interesante. Se ha visto esto principalmente por el incremento en los indicadores de consumo.
     
    Además que son sectores que no tienen un volumen de noticias negativas como el petrolero. Así mismo, las financieras las favorecen las noticias positivas de bancarización y una coyuntura de crecimiento local”, dice Rosas.
     
    Las acciones del sector retail como Nutresa y Éxito no se quedan atrás registrando un ascenso de 5,2% y 3,2%, respectivamente, en lo que va del año. Este sector tiene muy buen perfil por el nivel de consumo de los colombianos y por los planes de expansión que siguen teniendo en la Región. Por último los analistas recomiendan para esta época el sector de la construcción y energético debido a las licitaciones del Gobierno.
     
    Las Opiniones
     
    María Adelaida Velásquez
    Analista senior sector petrolero Serfinco
    “El sector petrolero ha tenido una época difícil por los daños a los oleoductos. El repunte depende principalmente de que estos paren”.
     
    José David López
    Jefe de Análisis Económico Asesorías e Inversiones
    “Las acciones petroleras este año se han visto afectadas principalmente por temas que son coyunturales como los atentados terroristas”.
     
    Lina María Ruiz J.
     
    Fuente: LaRepublica.co
  • Malasia otorgó a Ecopetrol patente de invención a producción de un diésel más limpio y renovable

    Biocetano 1Ecopetrol S.A. (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC) informa que la Corporación de Propiedad Intelectual de Malasia (MyIPO), en nombre del gobierno malayo, otorgó patente de invención al proceso denominado “obtención de diésel a partir de aceites vegetales o animales por hidrotratamiento con tiempos de residencia reducidos y productos obtenidos a partir del mismo”.
     
    Mediante dicho proceso, desarrollado en el Instituto Colombiano del Petróleo, se obtiene un biocombustible llamado Biocetano®. Este resulta de la adición de hidrógeno a los aceites vegetales, animales u otras fuentes, lo cual elimina el oxígeno presente en estas materias primas dando como resultado un biocombustible renovable compatible con el diésel del petróleo, pero con propiedades de desempeño en los motores muy superiores.
     
    El producto final es de alta calidad y especificaciones, y no contiene azufre, ni aromáticos, lo que tiene un gran impacto en la protección del medio ambiente y en el 
    mercado de los combustibles.
     
    El Biocetano®, presenta mayor eficiencia en motores diésel por tener un alto número de cetano, mayor poder calorífico que los combustibles convencionales, por lo que su mezcla con diésel de origen fósil da origen a mezclas más eficientes y menos contaminantes. 
     
    Esta misma tecnología ya cuenta con patente otorgada a Ecopetrol en Colombia y han sido radicadas solicitudes de protección intelectual en el 2010 en Estados Unidos, Brasil, Europa e Indonesia.
     
    Esta es la segunda patente que se otorga a Ecopetrol en 2016 y con la cual suma un total de 71 vigentes.
     
    paisminero.co
  • Malos precios no impactarían aún duración de reservas petroleras en Colombia

    Al cierre del año pasado Ecopetrol tenía una vida media de reservas de 8,6 años. Su par canadiense tenía recursos para 5,8 años, de acuerdo con el informe de calificación emitido por Moody’s. En ambos casos los analistas han señalado que se trata de números bajos si se comparan con otros jugadores del sector en la región.
     
    Oru Cao LimonLa importante caída de los precios del petróleo no impactaría el indicador de vida de las reservas de Ecopetrol y Pacific E&P, lo que sí podría afectarlo a mediano plazo es que continúe el recorte en inversiones en exploración.
     
    En los primeros meses de 2016 Ecopetrol y Pacific E&P le contarán a los inversionistas cómo evolucionaron sus reservas de petróleo en 2015 y en especial para cuántos años de producción alcanzan. Contrario a lo que pudiera pensarse, el indicador de duración en años no se verá golpeado directamente por el desplome de los precios. 
     
    Los factores que pesan en contra de la vida de las reservas en el corto plazo son la reducción de la actividad en exploración y el declive natural en algunos campos. En contraste la mayor eficiencia en los pozos puede llevar a revisiones al alza así como la incorporación de nuevos barriles.     
     
    “Van a haber unas contracciones normales de las reservas. Lo que sí preocuparía es que en 2016 y en 2017 el tema de precios siguiera como está actualmente. Ahí sí en 2019 tendríamos un desplome fuerte”, explicó el comisionista Diego Franco. 
     
    Al cierre del año pasado Ecopetrol tenía una vida media de reservas de 8,6 años. Su par canadiense tenía recursos para 5,8 años, de acuerdo con el informe de calificación emitido por Moody’s. En ambos casos los analistas han señalado que se trata de números bajos si se comparan con otros jugadores del sector en la región como Petrobras que tiene más de 13 años. De hecho, Pacific dijo en su último reporte financiero que la habilidad de reemplazar reservas es clave para el crecimiento de su producción. 
     
    La Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) calcula que la inversión en exploración en el país pasó de US$1.450 millones en 2014 a US$720 millones en 2015. Buena parte de los pozos que estaban programados para este año fueron aplazados en acuerdos firmados con el gobierno. Esta semana el mercado está analizando el anuncio de Ecopetrol de recortar en 40% su plan de inversiones para medir cómo afectará su capacidad de agregar más barriles a sus reservas.  
     
    “Si el precio es más alto posiblemente voy invertir más capex y voy a perforar más rápido pero en este momento si tengo ocho años de reservas posiblemente no voy a ser tan acelerado en mi actividad porque no es tan rentable venderlo como cuando el barril estaba a US$100. Posiblemente me demoro más en el tiempo de la comercialización”, dijo Melesia Kasha, de la firma asesora Kapital. 
     
    Por lo pronto el precio del crudo, que esta semana llegó a cotizarse por debajo de los US$40 por barril, golpeará el valor en dinero de las reservas lo que podría poner una presión adicional sobre los resultados financieros de las firmas. 
     
    Tanto Ecopetrol como Pacific E&P están obligadas a que un consultor externo verifique el valor de sus reservas y su vigencia. Para el caso de Ecopetrol el último reporte fue auditado por Ryder Scott Company y DeGolyer and MacNaughton. 
     
    Dinero.com
  • Manifestantes provocaron derrame de crudo por manipulación de válvula, generando grave daño Ambiental.

     
    ·         Se han apagado 368 pozos y las pérdidas en producción alcanzan los 11 mil barriles diarios.
    ·         Manifestantes provocaron derrame de crudo por manipulación de válvula.
     
    Grave daño Ambiental causado por ManifestantesGrave daño Ambiental causado por ManifestantesComo consecuencia de las protestas que se registran desde hace tres días en el corregimiento El Centro, y que han afectado la operación del  campo La Cira Infantas, fue necesario suspender 120 contratos en los que laboran 1.184 personas, en su mayoría mano de obra local.
     
    De la misma forma, se  encuentran fuera de servicio 368 pozos ocasionando pérdidas en producción que alcanzan los 11.000 barriles diarios de petróleo.
     
    En la mañana de hoy se registró un derrame de crudo en el pozo Infantas 3119, en donde terceros manipularon la válvula de descarga lo cual ocasionó una sobrepresión lo que generó un grave daño ambiental. Debido a los bloqueos, el equipo de atención de emergencias no ha podido ingresar al sitio a realizar las labores de contención y limpieza.
     
    El proyecto La Cira Infantas acumula hoy pérdidas económicas por más de $3.200 millones como consecuencia de las acciones delictivas realizadas en contra de la infraestructura petrolera de este campo, el más importante del Magdalena Medio con una producción de 40.897 bpd.
     
    Ecopetrol rechaza una vez más de manera contundente las vías de hecho que vienen ocurriendo en el corregimiento El Centro y reclama el derecho al trabajo que tienen las personas vinculadas a las actividades petroleras del campo, así como la libre movilidad por las vías del corregimiento.
     
    Las protestas se realizan con ocasión de la socialización y aplicación del decreto 1668 de 2016 del Ministerio de Trabajo, en el que se establece la zona de influencia del municipio para la contratación de la mano de obra local.
     
    Ecopetrol ratifica una vez más que sus actuaciones se enmarcan en la ley y por tanto la contratación de mano de obra local debe darse en condiciones de transparencia, sin intermediaciones indebidas a través de la plataforma creada por el Gobierno Nacional para hacer más justa y eficiente la relación entre oferta y demanda de trabajo.
     
    La Empresa hace un llamado a las comunidades, a la Unión Sindical Obrera,  USO y demás manifestantes que promueven estos bloqueos para lograr la normalización de las actividades y se puedan reactivar los espacios de diálogo, que de manera tripartita se vienen realizando con la participación de la alcaldía de Barrancabermeja, los líderes de la comunidad y el proyecto La Cira Infantas, con el propósito de llegar acuerdos que favorezcan el bienestar de esta región.
     
    ECOPETROL
     
  • Mansarovar Energy reafirma intenciones de seguir invirtiendo en Colombia

    Mansarovar 1·La multinacional petrolera cumplió 10 años en septiembre de 2016, con una operación de alta tecnología, caracterizada por la responsabilidad social y medioambiental con el país.

     ·Desde su llegada al país, Mansarovar ha generado más de 900 empleos directos y 5.600 indirectos, así como ingresos para la nación por más de $1.4 billones de pesos en  impuestos y $868.000 millones de pesos en regalías.

    Bogotá, octubre 2016. - Con firmes deseos de seguir invirtiendo en Colombia, la multinacional petrolera Mansarovar Energy le apuesta a continuar creciendo, adquiriendo y localizando tecnología innovadora para llevar a cabo operaciones eficientes y responsables en la exploración y producción del petróleo en el país.

    La multinacional, conformada por Sinopec de China y ONGC-Videsh de India, acaba de cumplir 10 años de operaciones en Colombia y evidencia una clara intención de crecimiento en el país: “Mansarovar llegó para quedarse, así que participaremos en la Mini-Ronda de la ANH 2016.  Existen varias cuencas de interés para nosotros como las que se encuentran en el Valle Inferior del Magdalena y en la zona de Sinu-San Jacinto. Tenemos también interés en evaluar cuencas más maduras y de mayor desarrollo como el Valle de Magdalena Medio, el Valle Superior del Magdalena, Putumayo y Catatumbo”, expresó el CEO de la compañía, el Dr. Harvinderjit Singh.

    En el último trimestre de 2016, Mansarovar se concentrará en emplear técnicasque permitan ser aún más eficientes en la producción –como workovers, sidetracks y water shut-offs–  para cumplir con las metas del año. Para el 2017 se preveen algunos trabajos adicionales de este mismo tipo en los campos de Asociación Nare (en Puerto Boyacá), mientras que en Velásquez (también en Puerto Boyacá) se dará inicio a la expansión de la inyección continua de agua (waterflooding) que implicará una inversión aproximada de US$70 millones entre 2017 y 2018.

    Resultado de la combinación cultural, gerencial y tecnológica de China, India y Colombia, Mansarovar continuará con la implementación y localización de innovadoras tecnologías de recobro en los yacimientos colombianos, eficientes y amigables con el medio ambiente y que permiten sacarle mayor provecho a la producción.

    Mansarovar se ha convertido en un referente en costos a nivel mundial para este tipo de proyectos, gracias a su gente, al desarrollo de un sistema propio de gestión de innovación, su flota propia de equipos de perforación, y el oleoducto que conecta los campos en el Magdalena Medio con la Refinería de Barrrancabermeja.

    Mansarovar celebra así sus primeros 10 años en Colombia con un ambicioso plan de inversión orientado a convertirse en líder en la explotación de crudo pesado a través de tecnologías de recobro térmico.

    Mansaroval Cuadro(1)

    Acerca de Mansarovar

    Mansarovar Energy es una multinacional petrolera creada en el 2006 tras la fusión de los capitales y tecnologías de las compañías estatales de la India, ONGC-Videsh, y de la China, Sinopec. El principal objetivo de la compañía es ser el operador líder en la extracción de crudo pesado en Colombia, a través de la utilización de procesos térmicos para la recuperación de crudo, la generación de valor para sus grupos de interés y la producción de barriles limpios. En Colombia, Mansarovar es la quinta compañía más importante del sector petrolero con una producción equivalente a los 40.000 bpd de crudo pesado a 2015. Actualmente extrae petróleo en siete campos de la región del Magdalena Medio: campo Velásquez y, a través de un contrato de asociación con Ecopetrol, Nare, los campos Jazmín, Moriche, Girasol, Abarco, Under River y Nare Sur.

    Por: Paisminero.co  – Cp Mansarovar

  • Más crudo para Ecopetrol en el Golfo de México

    GolfoLas compañía angloholandesa Shell, socia de Ecopetrol y de la estadounidense Nexen en el bloque Mississippi Canyon 525, en el Golfo de México, anunció este martes un importante descubrimiento petrolero luego de perforar el pozo Rydberg, ubicado 120 kilómetros mar adentro en aguas profundas.
     
    Aunque está completando la evaluación de los resultados, la firma Shell Exploration, operadora del campo, estima que la base inicial de recursos de este reservorio sea de aproximadamente 100 millones de barriles de petróleo equivalente (crudo y gas), lo que lo convierte en su tercer descubrimiento más importante en las aguas profundas del Golfo de México y el primero del consorcio que tiene con Ecopetrol y Nexen.
     
    De acuerdo con la participación actual de cada compañía en el bloque, Shell tiene una cuota del 57,2 por ciento, Ecopetrol America Inc, filial de Ecopetrol, tiene una participación del 28,5 por ciento, y Nexen (firma controlada por la compañía china CNOOC), el 14,3 por ciento.
     
    Es decir, que los recursos inicialmente estimados que le corresponderían a Ecopetrol superarían los 28 millones de barriles, una cifra comparable con las reservas probadas iniciales al momento de declarar la comercialidad del campo Akacías el año pasado, en el bloque CPO-09, las cuales fueron estimadas en 35 millones de barriles.
     
    El pozo Rydberg está ubicado 120 kilómetros mar adentro en el bloque, y fue perforado a una profundidad total de 26.371 pies (un poco más de 8 kilómetros del fondo del mar), encontrando 122 metros de arena neta petrolífera.
     
    Junto con los descubrimientos de Appomattox y Vicksburg, los hallazgos de la compañía en el área Norphlet (en la que se ubica el bloque Mississippi Canyon 525) llegan a más de 700 millones de barriles de petróleo equivalente desde que la firma hace presencia en esta amplia región de exploración y producción de hidrocarburos.
     
    “El descubrimiento de Rydberg se basa en nuestra posición de liderazgo en el golfo oriental de México, y su proximidad a nuestros otros descubrimientos en la zona lo hace particularmente emocionante”, indicó Marvin Odum, director de Exploración de Shell para las Américas, quien agregó que los hallazgos representan el surgimiento de otro centro de actividades en aguas profundas para Shell, lo que debe generar valor para los accionistas.
     
    Aunque Ecopetrol no se ha pronunciado oficialmente sobre el hallazgo, se conoció que dentro de la compañía hay una gran satisfacción por este logro obtenido como parte de la diversificación de su portafolio de exploración.
     
    Hay un bloque produciendo en el área
    Actualmente Ecopetrol, en la costa del Golfo de México, en Estados Unidos, tiene en producción el bloque K2, operado por Anadarko, el cual le aporta 1.800 barriles por día al tener una cuota del 9,2 por ciento en el área.
     
    En esta zona también se han hecho los descubrimientos Parmer, Dalmatian Sur y ‘Logan’, todos en delimitación para explotación comercial.
     
    En el 2008, Ecopetrol adquirió el 31,5 por ciento que tenía la inglesa BP en el descubrimiento Gunflint, y se estima que su producción entrará en el 2016.
     
    ECONOMÍA Y NEGOCIOS - ElTiempo.com
  • Más de $5,5 billones invirtio Ecopetrol en Medio ambiente en los últimos 5 años

     Agua potable y reducciones atmosféricas fueron algunos de los rubros más destacados.

     Más de $29 mil millones se destinaron a la protección y recuperación de bosques.

    AguaLas inversiones de Ecopetrol en materia ambiental durante 2014 alcanzaron los $804.716  millones y la mayor parte de los recursos (cerca de $300 mil millones) se enfocó a inversiones operativas como la realización de estudios ambientales, diagnósticos, trámites legales, la instalación de redes de monitoreo y mantenimiento de equipos, entre otros.

    El siguiente rubro de inversión ($159 mil millones) se destinó al agua potable y el saneamiento básico representada en proyectos y programas de tratamientos de aguas residuales, construcción y puesta en marcha de obras de abastecimiento de agua potable, y a manejo y disposición de residuos sólidos y peligrosos.

    De la misma forma, $60.247 millones fueron invertidos en programas de recuperación y protección del recurso natural aire. En este caso fue para la adquisición de equipos y/o desarrollo de tecnologías para reducir las emisiones atmosféricas.

    Cabe destacar que durante 2014 Ecopetrol disminuyó, de manera voluntaria, la emisión de 359.148 toneladas de CO2 equivalente, lo que significó un avance sustancial frente a las 215.314 que se dejaron de emitir en el 2013.

    En cuanto al suelo, $109.263 millones se destinaron a programas de recuperación y protección de este recurso natural, como por ejemplo obras físicas de protección (programas de protección geotécnica). La gestión del riesgo y la prevención de desastres contó con $72.881 millones.

    Más de $29 mil millones se enfocaron a programas de recuperación y protección de bosques y $9.890 millones más a proyectos de biodiversidad, destacándose las inversiones en programas y proyectos de preservación, conservación y uso racional de la biodiversidad, tanto en el área corporativa como en las zonas operativas de la empresa. Finalmente, $3.321 millones tuvieron como objetivo apoyar la gestión ambiental urbana.



    La regional Central de Ecopetrol concentró la mayor inversión con $432.704 millones; la regional Orinoquía invirtió $292.287 millones; la regional Sur $53.545 millones y la regional Caribe, $26.178 millones.

  • Más de $800 mil millones invirtió Ecopetrol en medio ambiente durante 2014

    Area Protegida* Agua potable y reducciones atmosféricas fueron algunos de los rubros más destacados.
    * Más de $29 mil millones se destinaron a la protección y recuperación de bosques.
     
    Las inversiones de Ecopetrol en materia ambiental durante 2014 alcanzaron los $804.716 millones y la mayor parte de los recursos (cerca de $300 mil millones) se enfocó a inversiones operativas como la realización de estudios ambientales, diagnósticos, trámites legales, la instalación de redes de monitoreo y mantenimiento de equipos, entre otros.
     
    El siguiente rubro de inversión ($159 mil millones) se destinó al agua potable y el saneamiento básico representada en proyectos y programas de tratamientos de aguas residuales, construcción y puesta en marcha de obras de abastecimiento de agua potable, y a manejo y disposición de residuos sólidos y peligrosos.
     
    De la misma forma, $60.247 millones fueron invertidos en programas de recuperación y protección del recurso natural aire. En este caso fue para la adquisición de equipos y/o desarrollo de tecnologías para reducir las emisiones atmosféricas.
     
    Cabe destacar que durante 2014 Ecopetrol disminuyó, de manera voluntaria, la emisión de 359.148 toneladas de CO2 equivalente, lo que significó un avance sustancial frente a las 215.314 que se dejaron de emitir en el 2013.
     
    En cuanto al suelo, $109.263 millones se destinaron a programas de recuperación y protección de este recurso natural, como por ejemplo obras físicas de protección (programas de protección geotécnica). La gestión del riesgo y la prevención de desastres contó con $72.881 millones.
     
    Más de $29 mil millones se enfocaron a programas de recuperación y protección de bosques y $9.890 millones más a proyectos de biodiversidad, destacándose las inversiones en programas y proyectos de preservación, conservación y uso racional de la biodiversidad, tanto en el área corporativa como en las zonas operativas de la empresa. Finalmente, $3.321 millones tuvieron como objetivo apoyar la gestión ambiental urbana.
     
    La regional Central de Ecopetrol concentró la mayor inversión con $432.704 millones; la regional Orinoquía invirtió $292.287 millones; la regional Sur $53.545 millones y la regional Caribe, $26.178 millones.
     
    Por: Paisminero.co / CP Ecopetrol 
  • Más de 2,7 billones obtuvo ecopetrol por su plan de desinversiones

    Logo HqEn línea con las premisas del plan de negocios, el cual se cimienta en la protección de la caja, la estricta disciplina de capital y el crecimiento rentable, entre 2015 y 2016 Ecopetrol ya ha incorporado recursos por $2.7 billones equivalentes a USD 900 millones producto de la desinversión de activos no estratégicos.
     
    Por concepto de la venta de las acciones en la Empresa de Energía de Bogotá (EEB), se han obtenido recursos por ($1,06 billones) equivalente a USD 365 millones
     
    Del 6,37% del total de las acciones que Ecopetrol poseía en la EEB, está pendiente de enajenar un 0,31% de dicha participación, la cual se realizará cuando se den las
    condiciones de mercado.
     
    Entre tanto, el pasado 14 de diciembre concluyó la desinversión total de la participación del 5,31% en ISA. El monto total de esta operación ascendió a ($513 mil millones) el equivalente a USD 171 millones
     
    De la misma forma, el pasado 25 de noviembre se llevó a cabo la subasta electrónica a través de la cual se adjudicaron a tres empresas petroleras 6 campos menores por USD 53,4 millones ($160 mil millones) localizados en las regiones del Catatumbo, Putumayo, Magdalena Medio y Meta. Tres de los campos adjudicados no estaban en producción y los otros tres producen cerca de 1.800 barriles por día.
     
    También se han hecho desinversiones parciales en campos como Palagua, Aguas Blancas y La Cira Infantas, incorporando USD161 millones ($477 mil millones) en actividad futura por parte de socios que les generarán valor a estos activos de producción al aumentar el factor de recobro.
     
    En las Rondas 2015 y 2016 de bloques en exploración, la compañía ha incorporado alrededor de USD 170 millones ($510 mil millones) en actividad futura por parte de los
    nuevos socios que nos permite compartir el riesgo exploratorio y generar actividad para la consecución de recursos prospectivos.
     
    Estos procesos de desinversión le permiten a Ecopetrol contar con recursos frescos para el crecimiento de activos estratégicos con el objetivo de generar mayor valor, rentabilidad y sostenibilidad a la compañía.
     
    paisminero.co
  • Más reservas para Ecopetrol

    11  VasconiaLas reservas probadas de la petrolera subieron un 5,7% interanual en el 2014 a 2.084 millones de barriles de petróleo equivalente (Mbpe) por revisiones, extensiones y la incorporación de gas.

    Ecopetrol invertirá US$200 millones en exploración offshore

    Ecopetrol había reportado 1.972 Mbpe de reservas al cierre del 2013.

    "El aumento de las reservas probadas se debe principalmente a revisiones y extensiones, así como a la incorporación de barriles equivalentes de gas", dijo la empresa petrolera en un comunicado.

    La medición de reservas incluye las filiales y subsidiarias de Ecopetrol que en el 2014 incorporó 355 millones de barriles de reservas probadas, por encima de las del 2013 cuando agregó 340 Mbpe.

    De los 2.084 Mbpe de reservas probadas, el 94 por ciento pertenece a Ecopetrol S.A., mientras que Hocol, Ecopetrol América y las participaciones de la Empresa en Equión y Savia Perú aportan el restante 6 por ciento.

    En los últimos 5 años Ecopetrol aumentó sus reservas netas un 22 por ciento y alcanzó un índice de reposición de 150 por ciento en promedio.

    El índice de reposición de reservas del año pasado fue de 146 por ciento, mayor al registrado en el 2013 de 139 por ciento. La relación reservas/producción (vida media de las reservas) se incrementó a 8,6 años.

    Ecopetrol, la empresa más grande de Colombia, genera la mayor parte de la producción de petróleo del país sudamericano y tiene presencia en actividades de exploración y explotación en Brasil, Perú y en Estados Unidos.

    Fuente: Dinero.com

  • Mercado bursátil espera el efecto Pacific Rubiales

    Pacific OfficeHace cuatro años la acción de Pacific Rubiales Energy Corp alcanzaba una cotización de 66.880 pesos, doblado el valor observado dos años antes, pero al cierre de la semana pasada el título apenas llegó a los 6.370 pesos, es decir que ha tenido una caída del 90,4 por ciento y hoy, en el arranque de la semana bursátil, hay una gran expectativa en el mercado por el comportamiento que vaya a tener ese título.

    El viernes anterior, cuando Ecopetrol y Pacific anunciaron que no se extenderían los contratos de participación de riesgo y de asociación que expiran en junio de 2016, la rueda accionaria había cerrado, por lo que solo hoy se conocerá la reacción de los inversionistas a la noticia.

    En su informe de renta variable el Grupo Bancolombia señala que la semana anterior el principal retroceso en la Bolsa de Valores lo tuvo Pacific Rubiales (-9,6 por ciento), que a pesar de haber tenido un fuerte impulso durante febrero, no vive su mejor momento al ser una de las acciones más desvalorizadas durante los últimos meses.
    La mala racha

    Pero las malas noticias para la petrolera no llegaron todas el pasado viernes trece de marzo. Los expertos de Bancolombia hacen notar que la especie también se vio fuertemente golpeada tras conocerse que BPZ, su socio en Perú, se había declarado en bancarrota.

    Hace ocho días BPZ Resources reveló que no logró encontrar fuentes de crédito ni un financiamiento apropiado para su perfil de deuda actual, lo que sumado a los bajos precios del petróleo empeoraron su situación provocó que se presentara una petición para el Capítulo 11 (Ley de quiebras)”.
    Credicorp Capital por su parte señaló que a pesar de las noticias, BPZ anunció que continuará con sus actividades y que proveerá una actualización sobre el proceso a medida que se divulgue nueva información.
    “La noticia es negativa y genera más incertidumbre sobre la situación de Pacific Rubiales. Sin embargo, enfatizamos que BPZ Resources es un jugador pequeño en el sector de exploración y producción en comparación con Pacific Rubiales”, indicaron los analistas de la comisionista

    Además de la situación del socio peruano, Pacific reconoció a comienzos de este mes que la firma evaluadora de riesgos Fitch Ratings bajó la calificación de largo plazo en moneda local y extranjera del BB+ a BB.

    La calificación de largo plazo de las emisiones de deuda sin garantía de Pacific Rubiales por un total de aproximadamente 4 millones de dólares con vencimiento entre 2019 y 2025, también fue rebajada y se revisó la perspectiva de la calificación a negativo desde estable.

    La empresa explicó que dichas calificaciones obedecen a la situación y perspectivas de la industria de hidrocarburos, dada la baja en los precios internacionales de crudo y pueden variar según el comportamiento del mercado.

    Ante la no renovación de los contratos de riesgo Rubiales y de asociación Pirirí, Pacific señaló que estudiará la posibilidad de presentar una propuesta para operar este activo y resaltó su interés y el de Ecopetrol por seguir desarrollando oportunidades de negocios.

     

    Fuente: El Colombiano.com

  • Minería espera cerrar negocios por 150 millones de dólares

    Produccion MinerlLos sectores de las esmeraldas, el oro, el carbón y la caliza fueron los mayores beneficiados, luego de la X Feria Internacional Minera.
     
    “En medio de una crisis tan grande que se hagan negocios por 150 millones de dólares (...) es la muestra más rotunda de éxito”. Estas fueron las palabras del director de la Cámara de la Asociación Colombiana de Mineros (Asomineros), que hace parte de la Asociación Nacional de Empresarios de Colombia (Andi), Eduardo Chaparro, tras conocer los resultados de la X Feria Internacional Minera, que se realizó en Medellín y que reunió alrededor de 18.000 visitantes.
     
    El directivo destacó que este encuentro abarcó un área de exhibición comercial de 15.000 metros cuadrados, lo que, a su juicio, la convierte en el “concierto latinoamericano en la cuarta feria minera de este continente”.
     
    “Este es el foro y el faro que está diciendo hacia dónde va la discusión minera en Colombia”, complementó Chaparro, al destacar que en su agenda está “marcando el camino y las discusiones y la temática” del sector.
     
    Según Juan Carlos Loaiza, director de Fomento y Desarrollo Minero de la Gobernación del departamento de Antioquia, que también organizó la feria, los proyectos con esmeraldas tuvieron un “alto porcentaje y participación” en las expectativas de acuerdos comerciales este año, con cerca de 72 millones de dólares.
     
    En oro se prevén proyectos por 26 millones de dólares; en carbón, 14 millones de dólares; caliza, 12 millones de dólares, entre otros, añadió el funcionario.
     
    Sobre la participación de los países de la Alianza Pacífico, que, además de Colombia integran Perú, México y Chile, Chaparro destacó que la delegación chilena estuvo representada por 29 empresas, mientras que la comitiva peruana trajo una importante representación en el sector metalmecánico.
     
    Durante tres días, funcionarios, delegados gremiales y expertos se reunieron en Medellín para analizar la situación de la minería, dar a conocer sus productos y acercarse a clientes potenciales en un espacio que incluyó una muestra comercial y ruedas de negocios.
     
    Fuente: Portafolio.co / EFE
     
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  • Minería y petróleo, siguen ofreciendo los mejores salarios

    Ing MinasSin embargo, sus empleados fueron quienes menos aumentos recibieron. El mínimo subiría 6,75 % para 2016 en este segmento. Vea más del informe salarial de Acrip.
    Los empleados del sector de la minería, energía e hidrocarburos tiene los mejores salarios del país, según los resultados que arrojó la Investigación Nacional de Salarios y Beneficios 2015 presentada por la Federación Colombiana de Gestión Humana (Acrip).
     
    El informe también reveló que los sectores que tuvieron los salarios más bajos en el 2015 fueron los de hotelería y turismo, temporales y outsourcing, servicios, textiles, confecciones y calzado.
     
    Por su parte, las empresas de cauchos y plásticos dieron a sus empleados los mayores aumentos salariales para este año (5,3 % promedio), seguido por los sectores de alimentos y bebidas, asesorías y consultorías, y automotores.
     
    “En general, hubo un panorama positivo en el tema salarial en Colombia para este año, pues todos los sectores hicieron aumentos por encima del IPC y del salario mínimo. El sector minero sigue teniendo los mejores salarios porque la crisis hizo que se terminaran con servicios tercerizados, pero no afectó en gran medida la fuerza laboral de planta y sus condiciones” explicó Lorenzo Ruíz, director de la Investigación Nacional de Salarios y Beneficios de Acrip.
     
    Por ciudades, el informe reveló que Bogotá tuvo los mayores aumentos salariales este año, seguida por Barranquilla, Cali y Medellín.
     
    En relación a los tipos de contratación, más de la mitad de las empresas en Colombia (55 %) contrata a término indefinido, el 23 % a término fijo, y el 22 % restante a través de temporales u otros tipos de contratación.
     
    La investigación también revela que un primer directivo o un ejecutivo de una empresa gana aproximadamente 20 veces más de lo que recibe un operario; y en temas de compensación salarial, que son las empresas “muy grandes” las que mejores programas tienen.
     
    Así mismo el estudio dice que aunque la meta de inflación para el año 2015 era de 4,5 %, este indicador podría cerrar cercano al 6 %, por tanto los  pronósticos de incrementos de salarios para el año 2016 son de 6,75 % para el salario mínimo y 6,58 % como incremento nacional.
     
    Además de analizar las prácticas salariales de los 24 sectores de la economía del país, la investigación también indagó por beneficios que otorgan las empresas a sus empleados.
     
    El sector de la agroindustria, por ejemplo, reveló que es el que más tiene planes médicos extras para sus empleados; el de minería e hidrocarburos el que más otorga membresías a clubes; el de medios editoriales e impresos uno de los que más da auxilios; y el de vehículos y partes el que más hace préstamos a sus funcionarios.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Minminas supervisa exploracion Off-Shore en Aguas Colombianas

    El ministro González y el Presidente de Ecopetrol en una plataforma costa afueraEl ministro González y el Presidente de Ecopetrol en una plataforma costa afueraEl Ministro de Minas y Energía Tomás González Estrada realizó la supervisión de una de las operaciones exploratorias más importantes del país y entregó un parte positivo acerca de los avances observados.
     
    “Pudimos confirmar, en el bloque fuerte sur, que el proyecto se adelanta de forma satisfactoria y que las inversiones pactadas se están realizando. Esto es un ejemplo de que las medidas adoptadas por el país en materia de offshore le están dando confianza a los inversionistas”, explicó el jefe de la cartera minero energético.
     
    Durante su visita a la plataforma petrolera de la compañía Ecopetrol y Anadarko, resaltó que el futuro de Colombia en hidrocarburos está en la exploración y explotación costa afuera y que, gracias a las políticas del Gobierno Nacional, se están abriendo posibilidades para aprovechar los recursos energéticos de las áreas marítimas del Caribe.
     
    El Gobierno Nacional ha emprendido diferentes iniciativas para estimular la actividad: se realizó una modificación en la cláusula de precios altos, se crearon zonas francas offshore y, recientemente, se igualaron los términos de los contratos costa afuera previos a 2014, con los contratos de la Ronda 2014. Estos ajustes ubican a Colombia como una de las cuencas más competitivas en el mundo con lo cual esperamos un rápido desarrollo.
     
    “Seguiremos trabajando para que se repitan descubrimientos como el del pozo Orca 1, ubicado a 40 kilómetros de las costas de La Guajira, donde se encontraron reservas iniciales de hidrocarburos”, afirmó González Estrada.
     
    Según Ecopetrol, Los resultados de Orca-1, que fue perforado en el bloque Tayrona,  prueban la existencia de un sistema petrolífero y confirman el potencial de hidrocarburos en esta cuenca frontera colombiana.
     
     
  • Molusco, el pozo ‘offshore’ con sello de Ecopetrol

    En el segundo semestre del presente año Ecopetrol comienza la perforación del pozo offshore Molusco, con operación 100% directa, en asocio con la compañía ONGC, siendo la primera vez en que la petrolera colombiana asume el reto de manejar un proyecto de hidrocarburos costa fuera.
     
    La operación tendría una inversión cercana a los US$75 millones e iniciaría en septiembre. Está ubicado en aguas de La Guajira. - Foto ecopetrolLa operación tendría una inversión cercana a los US$75 millones e iniciaría en septiembre. Está ubicado en aguas de La Guajira. - Foto ecopetrolEl pozo Molusco está ubicado en una de las cuencas más importantes en la nueva estrategia de exploración de Ecopetrol, más exactamente a 10 kilómetros de los principales yacimientos de gas, Ballena y Chuchupa, en aguas del departamento de La Guajira.
     
    (Lea: Ecopetrol operará sin socio un ‘offshore’ en el 2017). 
     
    Para su operación, la petrolera colombiana invertirá cerca de US$75 millones, sin contar que perforará otros cinco pozos en el mar antes de finalizar el presente año. Y según la compañía, de resultar exitoso el desarrollo repetiría la fórmula.
     
    Según los cálculos de Ecopetrol, la inversión en el pozo Molusco se realizará con un 50% de recursos de caja de la organización.
     
    Al respecto, el presidente de la petrolera, Juan Carlos Echeverry, ha explicado en varios escenarios que el conglomerado desarrollará en el 2017 una campaña exploratoria sin precedentes en el offshore en las aguas de la Costa Caribe colombiana con varios pozos, dos (Kronos y Warrior) los cuales se están perforando en este momento en asociación con la compañía Anadarko.
     
    Así mismo, Echeverry ha destacado el descubrimiento del pozo Orca y que opera en consorcio con la multinacional española Repsol y la brasileña Petrobras.
     
    FICHA TÉCNICA 
     
    El pozo Molusco es un proyecto en aguas someras, con una profundidad de 62 metros, y un calado total de perforación aproximado de 1.830 metros (o 6.000 pies).
     
    Y su punto de operación se encuentra próximo a Chuchupa y Ballena (como ya se mencionó), principales campos de gas del país, lo cual facilitaría la incorporación de este combustible al mercado nacional.
     
    Como es la primera vez que Ecopetrol hará una operación de estas características, conformó un equipo con capacidades técnicas específicas en Colombia y que cuenta con el apoyo de profesionales de Ecopetrol America Inc. en Houston (EE. UU.).
     
    “Para fortalecer la operación offshore y aprovechar los beneficios fiscales que ofrece el Gobierno Nacional, se ha conformado la subsidiaria de Ecopetrol Costa Afuera, que se enfocará inicialmente en operar el bloque RC9, donde se perforará el pozo Molusco”, explicó un vocero de la petrolera a Portafolio.
     
    El proyecto cuenta con la licencia ambiental y a enero pasado se encontraba en fase contractual para todos los servicios asociados a la perforación, cuyos trabajos se iniciarán en la primera semana de septiembre. 
     
    Técnicos de Ecopetrol calculan que el tiempo de perforación está previsto para no más de dos meses.
     
    La operación se desarrollará con un equipo especializado (Jack-Up) o plataforma de elevación, la que es remolcada por un barco y es ubicada en el área. Esta plataforma tiene una dimensión aproximada de 2.500 metros cuadrados y una altura cercana a los 40 metros.
     
    El presidente de Ecopetrol, desde que dio a conocer los planes de la petrolera para el 2017, ha indicado que la compañía ha entrado en una nueva fase exploratoria en la que se ha fortalecido el portafolio, se ha diversificado el riesgo, se han logrado alianzas con empresas de primer nivel mundial y se ha priorizado cuencas de alto potencial como el Caribe colombiano y el Golfo de México.
     
    El proyecto Molusco ha sido aceptado como un Proyecto de Interés Nacional Estratégico (Pine) por el Ministerio de Minas y Energía, lo que permitirá una mejor gestión de los permisos y autorizaciones ante los entes reguladores del sector.
     
    OFFSHORE, IMPORTANTE PARA EL PAÍS
     
    Francisco José Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) indica que los proyectos costa afuera son muy importantes para el país, no solo por el potencial que se estima haya en el subsuelo del lecho marino, principalmente en gas. 
     
    “El ‘offshore’ es una oportunidad para Colombia. Si bien se han tenido esta clase de proyectos, ha sido en aguas someras. Pero Colombia no ha desarrollado su verdadero potencial costa fuera”, dice.
     
    Afirma que la decisión del Gobierno Nacional, junto con las empresas de apostarle a los proyectos ‘offshore’ no es solo importante sino que le abre al país una nueva perspectiva en materia petróleo y gas. 
     
    “Los proyectos ‘offshore’ abren el espacio para la llegada de nueva inversión. Los hallazgos que hasta la fecha se han hecho demuestran que hay un volumen y una calidad de hidrocarburos importante”, señala. 
     
    Agrega que el éxito de estos proyectos también dependerá de la coyuntura en los mercados internacionales por el precio del barril ya que requieren altas inversiones por la complejidad de su operación. 
     
    “Dependerá además de cómo se terminen de definir la regulación en carácter técnico y ambiental”, dice.
     
    Alfonso López Suárez
     
    Portafolio.co
     
  • Moody’s reafirma la calificación internacional de grado de inversión de Ecopetrol S.A.

    EcheverryEcopetrol S.A. (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC) informa que la agencia calificadora de riesgos Moody's Investors Service le mantuvo su calificación crediticia en Baa3.
     
    La confirmación implica que la Empresa conservó la calificación de grado de inversión que le había sido asignada por esa firma el pasado 18 de enero. En ese momento, la calificación había sido puesta en revisión con el fin de tomar acciones adicionales sobre la misma, dependiendo del comportamiento del mercado y las decisiones de la Compañía a la luz del entorno de precios.
     
    Moody ́s destacó el ajuste del plan de inversiones de la Empresa para proteger la liquidez, el aumento en la capacidad de refinación por la entrada en operación de la
    Refinería de Cartagena, y los buenos resultados del segmento de transporte.
     
    Adicionalmente resaltó el programa de eficiencias que adelanta con éxito Ecopetrol para enfrentar el retador escenario de cotizaciones internacionales del crudo.
     
    En su reporte, la agencia también fijó la perspectiva de la Compañía en negativa por el impacto que los precios internacionales del petróleo puede tener en los segmentos de exploración y producción.
     
    ecopetrol
  • Moody’s: habrá caída en la calidad crediticia de petroleras paraestatales de A. Latina

    “Gastarán más de US$100.000 millones anuales en los próximos años para financiar sus proyectos offshore y la deuda que tendrán que contratar representará un riesgo adicional para los tenedores de bonos”, advierte Moody's.
     
    Extraccin PetMexico. Todas las paraestatales petroleras de América Latina enfrentan el deterioro de sus indicadores crediticios de aquí hasta más o menos 2016, cuando la producción de petróleo y gas incremente lo suficiente para mejorar sus flujos de efectivo e indicadores financieros en general, señala Moody’s Investors Service en un nuevo reporte titulado, “Latin American Oil and Gas Companies Face Risk from Push for Debt-Financed Growth”. Las compañías utilizan deuda para financiar sus demandantes programas de inversión de capital.
     
    El nuevo reporte trata de Ecopetrol, con sede en Colombia; Pdvsa, en Venezuela; Pemex, en México; Petrobras, en Brasil; e YPF, en Argentina. Todas estas compañías son las más grandes de sus respectivos países y son recursos esenciales de ingresos para sus gobiernos.
     
    “Las compañías petroleras paraestatales de América Latina invierten agresivamente para satisfacer las necesidades energéticas de sus naciones”, indica Nymia Almeida, una Vice President – Senior Credit Officer de Moody’s. “Gastarán más de US$100.000 millones anuales en los próximos años para financiar sus proyectos offshore y la deuda que tendrán que contratar representará un riesgo adicional para los tenedores de bonos”
     
    Todas las compañías que analiza Moody’s gozan de altos niveles de soporte gubernamental, indica Almeida, pero algunas enfrentan importantes riesgos operativos y políticos. La guerra con el movimiento de insurgencia de las FARC en Colombia genera frecuentes ataques a la infraestructura energética del país, lo cual podría limitar el incremento en la producción de Ecopetrol, y en México Pemex depende de la debida ejecución de la nueva ley energética para lograr sus objetivos de producción. Del grupo, Petrobras es la que enfrenta el mayor riesgo operativo y se encuentra obstaculizada por las políticas de precio de la gasolina y el diésel que establece Brasil, mientras que Argentina y Venezuela presentan condiciones difíciles para YPF y Pdvsa, respectivamente, y desde luego para los negocios en general.
     
    Sin embargo, aunque la participación de un gobierno a menudo debilita el modelo de negocio de una petrolera, también puede reducir sus costos de endeudamiento y facilitar el acceso al mercado, aun si se deterioran sus indicadores crediticios. “Todas las compañías que analizamos, excepto Petrobras, tienen fuertes indicadores de rentabilidad antes de impuestos, mientras que sus márgenes varían en parte debido a las distintas condiciones geológicas y a las proporciones de petróleo y gas que producen” comenta Kijana Mack, Associate Analyst y coautor del reporte.
     
    Los suscriptores de reportes de Moody’s pueden consultar este reporte en http://www.moodys.com/viewresearchdoc.aspx?docid=PBC_172317
     
    Esta publicación no anuncia una acción de calificación crediticia. Para cualquier calificación crediticia referenciada en esta publicación, favor de ir a la pestaña de calificaciones en la página del emisor/entidad en www.moodys.com para consultar la última acción de calificación crediticia y el historial de calificación.
     
    autor: AméricaEconomía.com
  • Municipios productores de hidrocarburos reciben incentivo

    Petroleo Ing
    • Más de 100.000 habitantes de 19 municipios productores de hidrocarburos en Meta y Casanare, serán beneficiados con recursos del Incentivo a la Producción
     
    • Estos recursos son un estímulo para superar las metas de producción regional, sopesar las fluctuaciones de precios del mercado y financiar proyectos con gran impacto social, económico y ambiental.
     
     “Nos hemos reunido con alcaldes de ocho municipios productores de hidrocarburos en la ciudad de Villavicencio, luego con otros 11 alcaldes en Yopal, les anunciamos a todos la entrega de un incentivo para promover el incremento en la producción de hidrocarburos. Esto viene acompañado del compromiso de los alcaldes de seguir colaborando para tener un entorno aún más favorable para la inversión”, dijo este viernes el Viceministro de Energía, Carlos Fernando Eraso, durante la firma de actas de compromiso del Incentivo a la Producción en la ciudad de Yopal.
     
    Más de 100.000 pobladores de estos dos departamentos resultarán beneficiados con los $33.800 millones provenientes de la iniciativa que condiciona la inversión a proyectos con alto impacto económico y social.
     
    Habitantes rurales, niños e indígenas podrán acceder a mejores instalaciones, entornos, servicios y programas en sus territorios: “hoy entregamos incentivos que hemos destinado para que las entidades territoriales en Meta y Casanare puedan ejecutar iniciativas con impacto social, como obras de pavimentación, acueducto, alcantarillado, educación, electrificación rural y medio ambiente, que seguro tendrán un efecto positivo en las comunidades”, añadió el Viceministro.
     
    El Incentivo a la Producción contempla recursos por $180.000 millones para entregar a 101 municipios productores de crudo, gas, carbón y níquel en todo el país entre 2015 y 2016.
     
    MME
  • Nace el “Comité Interinstitucional de Hidrocarburos” como medio consultivo del Sector Petrolero.

    Pet CasanareEl sector petrolero colombiano considera que existe una enorme desinformación técnica acerca de  la actividad petrolera, en especial en su efecto sobre el entorno socio-ambiental, que adicional a los desastres ecológicos ocasionados por las acciones terroristas a través de las voladuras de oleoductos, derrames intencionales de petróleo por descarga de tracto-camiones que contaminan las quebradas y los ríos, ataques a los campamentos de trabajadores y comunidades y el secuestro de trabajadores del gremio están deteriorando las oportunidades laborales, en especial de zonas con comunidades a beneficiar. Dicha situación está incrementando los riesgos del ejercicio profesional, generando desempleo a recién egresados y promoviendo la desconfianza con la comunidad. El escenario impacta negativamente sobre las oportunidades económicas que sustentan el desarrollo social y ambiental de importantes regiones del País.
     
    Ante esta situación, las Organizaciones Profesionales del Sector, a saber: la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos - ACIPET, la Sociedad Colombiana de Geología - SCG, la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo – ACGGP y la Asociación de Evaluación de Formaciones - CAFE, que por Ley de la República son cuerpo técnico consultivo del Gobierno Nacional, se han constituido en el “Comité Interinstitucional de Hidrocarburos” con el objeto de servir como entidad consultiva de los diferentes estamentos del Estado y de la opinión pública, así como de los medios de comunicación, para hacer claridad sobre los diferentes aspectos técnicos relacionados con las operaciones del sector petrolero y su interacción con el medio ambiente y las comunidades.
     
    El Comité está en condiciones de opinar, informar y aclarar sobre los diferentes tópicos técnicos del sector a los entes del Gobierno, tales como la Agencia Nacional de Hidrocarburos, el Ministerio de Minas y Energía, el Congreso de la República, las autoridades municipales y departamentales, así como a los medios de comunicación y a la opinión pública en general. Para esto se tendrá abierto el correo electrónico Esta dirección de correo electrónico está protegida contra spambots. Necesita activar JavaScript para visualizarla.
     
    Así mismo, el Comité Interinstitucional de Hidrocarburos convoca a la industria petrolera, al Gobierno Nacional, a las autoridades regionales, a todos los medios de comunicación y a todas las instancias que representan a la sociedad civil, para incorporar como práctica permanente el pronunciamiento franco, sincero y respaldado siempre por el conocimiento técnico.
     
    De este modo, el Comité Interinstitucional de Hidrocarburos se consolida como un organismo técnico y permanente, sin ánimo de lucro, que propende por el desarrollo de la Nación desde perspectivas del conocimiento hidrocarburifero del territorio y su entorno socio-ambiental.
     
    ACIPET - Paisminero.co
  • Nuevo vicepresidente exploración de Ecopetrol

    Ecopetrol REl geólogo Max Antonio Torres, de 55 años, fue nombrado este miércoles nuevo vicepresidente de exploración de Ecopetrol S.A., anuncio la empresa en un comunicado.
     
    El nuevo vicepresidente es egresado de Universidad Nacional de Tucumán (Argentina) y tiene un máster en Ciencias en Estratigrafía de Georgia State University.
     
    Se desempeñó como director de exploración para Europa y Medio Oriente de Repsol, antes de su llegada a Ecopettrol.
     
    Cuenta con más de 28 años de experiencia exploratoria en Asia, Europa,  África y Latinoamérica,  su conocimiento y trayectoria le han permitido participar directamente en seis descubrimientos en diferentes momentos de su carrera profesional.
     
    Se destacan dos importantes campos de gas natural: el conocido como ‘Galkynysh’, en Turkmenistán, (1995) y el campo offshore ‘Perla,en Venezuela (2009).
     
    En Repsol inicio su carrera como gerente de proyecto, evaluando oportunidades de exploración, producción y nuevos negocios en Perú, Ecuador, Colombia y Argentina. Posteriormente fue gerente de exploración en Venezuela, director de exploración para Latinoamérica y director de exploración para Europa y África.
     
     
     
    Por: Paisminero.co
     
     
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  • Obama quiere impuesto de 10 dólares por barril de petróleo

    Pet WorkersEl presidente Barack Obama quiere que las empresas petroleras paguen un impuesto de 10 dólares por barril de petróleo para ayudar a financiar inversiones en trasporte limpio que combatan el cambio.

    El presidente Barack Obama quiere que las empresas petroleras paguen un impuesto de 10 dólares por barril de petróleo para ayudar a financiar inversiones en trasporte limpio que combatan el cambio climático. Obama formalizará la propuesta el martes cuando presente su proyecto de presupuesto final al Congreso. 

    Se prevé que el impuesto sea rechazado por los republicanos que controlan el Congreso y se oponen a nuevos impuestos y a las políticas energéticas de Obama. Aun así, la Casa Blanca espera que la propuesta conduzca a un debate sobre la necesidad de conseguir que los productores de energéticos ayuden a financiar los esfuerzos para promover un trasporte limpio. 

    La Casa Blanca dijo que el impuesto de 10 dólares se introduciría de manera gradual a lo largo de cinco años. Los gravámenes proporcionarían 20.000 millones de dólares al año para la reducción del tránsito, ampliar la inversión en sistemas de transporte y nuevos modos de traslado, como el tren de alta velocidad. 

    También modernizaría la manera en que los sistemas de transporte regional son financiados, al proveer 10.000 millones de dólares para alentar la inversión que conduzca a opciones de transporte más limpio. La Casa Blanca aseguró que el impuesto proporcionaría solvencia a largo plazo para el fondo carretero. 

    El costo añadido a la gasolina crearía un incentivo claro para el sector privado para reducir la dependencia de la nación en el petróleo y dirigir las inversiones a tecnologías de energía más limpia. 

    El presidente de la cámara baja, Paul Ryan, calificó al plan "sin posibilidades de éxito" y como "una distracción en un año electoral”. 

    "El presidente debería estar proponiendo políticas para el crecimiento de nuestra economía en lugar de sacrificarla para aplacar a los ambientalistas", dijo el republicano de Wisconsin en un comunicado. 

    El Instituto Estadounidense del Petróleo proyectó que el gravamen incrementaría el costo de la gasolina 25 centavos de dólar por galón. "En un momento en que las compañías petroleras están atravesando la mayor crisis financiera en más de 25 años, tiene poco sentido incrementar los costos para la industria", añadió Neal Kirby, un portavoz de la Asociación Petrolera Estadounidense. "Este no es un simple impuesto para las empresas petroleras, es un impuesto sobre los consumidores estadounidenses que actualmente se benefician de bajos costos en la calefacción del hogar y el transporte".

     

    Fuente: 20minutos.com / AFP

  • OFFSHORE: una esperanza de autosuficiencia energética para Colombia

    INTRODUCCIÓN

    Pozo Krono-1 en el caribe Colombiano- Foto ecopetrolPozo Krono-1 en el caribe Colombiano- Foto ecopetrolEl término offshoreha venido sonando con mayor frecuencia en el último año, como una esperanza para la incorporación de nuevas reservas de crudo y gas para el país. Esta modalidad de exploración y producción petrolera en mares y océanos, no es nueva ni en el mundo, ni en Colombia. Actualmente en el país se cuentan con 22 contratos de exploración, evaluación técnica y producción en aguas del mar Caribe y se tienen destinados 12 bloques en el Pacífico, que serán ofertados en futuras rondas de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

    Según los cálculos más optimistas, entre los bloques del Caribe y el Pacífico, existen 12 mil millones de barriles equivalentes, que podrían significar el aumento de más de cinco veces las reservas probadas del país. La mirada del sector está puesta en estas regiones; los descubrimientos de gas en los pozos Orca-1 y Kronos-1, por parte de Ecopetrol y sus socios Anadarko, Petrobras, Repsol y Statoil, suscitan un mayor interés.

    Por su parte, el Estado ha generado condiciones propicias para que la inversión extranjera en materia de offshorellegue a Colombia. Emitió dos decretos para la reglamentación de las zonas francas permanentes para el sector, disminuyó la carga tributaria y el monto de regalías. Los gobiernos locales, como Barranquilla, han concentrado sus esfuerzos en ir adaptando la infraestructura y la oferta de bienes y servicios para convertirse en el polo continental de la industria.

    Aunque se espera que los primeros pozos empiecen a producir a partir del 2025, es importante que el país, y sobre todo las comunidades, se vayan preparando para evitar efectos negativos, tanto medioambientales como sociales, en sus territorios. El Estado debe promover una legislación fuerte y las empresas deben comprometerse a generar desarrollo real en las áreas de influencia de este sector.

    Todo lo anterior motiva a Crudo Transparente a realizar el presente informe, con el fin de presentar un panorama de la industria offshore¸con  especial énfasis en Colombia.

    ¿QUÉ ES E HISTORIA?

    En la industria de hidrocarburos, el término offshore(costa afuera) hace referencia a la exploración y producción de petróleo y gas que se realizan mar adentro. Estas operaciones se llevan a cabo por medio de plataformas que pueden ser fijas o flotantes, dependiendo la profundidad de las aguas donde se ejecuta el proyecto: las aguas someras son aquellas que son igual o menor a los 500 metros; aguas profundas, entre 500 y 1.500 metros; y por último, aguas ultra profundas, mayores a 1.500 metros (1).

    Este tipo de negocio representa una inversión mayor que la realizada onshore(continental),el valor de un proyecto puede llegar a valer el doble, en el caso colombiano entre 70 y 100 millones de dólares por pozo, y “las posibilidades de éxito comercial oscilan entre el 20% y el 50%”;así mismo, “poner esos pozos en producción también es complejo, ya que significa transportar el hidrocarburo desde el lecho marino hasta el puerto de distribución más cercano”(2). De acuerdo a Salman Ghouri, especialista en economía de hidrocarburos, estos costos elevados hacen que las empresas que realizan actividades offshore,se vean menos afectadas que las otrascon las fluctuaciones de los precios internacionales del petróleo, entre otras razones porque el traslado de la maquinaria destinada para este fin, es más compleja de mover en términos de tiempo y dinero; razón por la cual en momentos como los actuales, donde el precio de barril de crudo está en un promedio de USD $50, lo que generan es un aumento de las reservas probadas y con ello un incremento de la producción (3).

    Esta modalidad de explotación de petróleo y gas no es reciente en el mundo, desde finales del siglo XIX, en diferentes estados de Estados Unidos se adelantó la perforación de distintos pozos en cuerpos de agua con diferentes modalidades (4). De acuerdo a documentos de Ohio, en 1891 se perforaron los primeros pozos sumergidos en el Grand Lake St. Marys. Posteriormente en 1896, el empresario Henry L Williams diseñó el primer muelle en las costas de California, para extraer el crudo que se encontraba a 300 pies en el Pacífico; el éxito fue tal que en los años siguientes, más de 20 compañías construyeron en la misma zona 400 pozos. Poco tiempo después en Texas, se tomaron las lecciones de Williams para desarrollar barcazas y plataformas flotantes para esta industria; así nacería la exploración y producción offshore(5).

    Pero sin lugar a dudas, la consolidación de esta industria se produjo en el Golfo de México desde 1938 en adelante, cuando la necesidad de buscar nuevos yacimientos que permitieran ampliar la producción y mantener el abastecimiento del país, generó el desarrollo de la maquinaria necesaria, entre ellas de taladros, tuberías y plataformas de operaciones para llevar a cabo los proyectos bajo las difíciles condiciones medioambientales de la región. En la actualidad, se estima que la producción del Golfo es cercana a los 1.5 millones de barriles por día (6).

    La industria offshoretambién se convertiría en una necesidad para los países europeos después de la segunda mitad del siglo XX, Noruega y Reino Unido fueron los primeros países en implementar este tipo de modalidad de explotación petrolera para abastecer sus economías interna y dar dinamismo a su industria hidrocarburífera; desde entonces, se han convertido en referente sobre legislación y tecnología para este sector (7).

    OFFSHORE EN EL MUNDO

    Según el Recuento Internacional de Plataformas Rotatorias de Baker Hughes, las plataformas dedicadas a exploración y producción de hidrocarburos para octubre de 2016, se distribuyen de la siguiente manera:

    Tabla 1: Plataformas rotatorias activas, octubre de 2016

    PLATAFORMAS ROTATORIAS ACTIVAS OCTUBRE 2016

     

    ONSHORE (Campo)

    OFFSHORE

    TOTAL

    ÁFRICA

    67

    10

    77

    AMERICA DEL NORTE

    686

    24

    710

    AMERICA LATINA

    153

    30

    183

    ASIA/PACIFICO

    98

    84

    182

    EUROPA

    63

    24

    87

    ORIENTE MEDIO

    339

    52

    391

    TOTAL

    1406

    224

    1630

    Fuente: Elaboración propia, con información del Conteo Internacional de Plataformas Rotatorias de Baker Hughes (8)

    De acuerdo a la tabla anterior, para el periodo de octubre de 2016, estaban activas 224 plataformas en modalidad offshore, esto representa el 13,7% del total mundial. Las regiones con mayor número de estas estructuras son: Asia/Pacífico y Oriente Medio, equivalente al 60,7% del conjunto de plataformas costa afuera.  

    Por otro lado, los tres países por región que poseen el mayor número de plataformas son:

    Tabla 2. Países con mayor número de plataformas offshore, octubre de 2016

    PAÍS

    Nº PLATAFORMAS OFFSHORE

    REGIÓN

    India

    35

    Asia/Pacífico

    China

    28

    Asia/Pacífico

    Estados Unidos

    22

    América del Norte

    Abu Dhabi

    21

    Oriente Medio

    México

    17

    América Latina

    Arabia Saudita

    16

    Oriente Medio

    Brasil

    10

    América Latina

    Tailandia

    10

    Asia/Pacífico

    Noruega

    9

    Europa

    Reino Unido

    7

    Europa

    Qatar

    7

    Oriente Medio

    Nigeria

    3

    África

    Angola

    2

    África

    Canadá

    2

    América del Norte

    Holanda

    2

    Europa

    Libia

    1

    África

    Venezuela

    1

    América Latina

    Fuente: Elaboración propia, con información del Conteo Internacional de Plataformas Rotatorias de Baker Hughes (9)

    Como se puede observar en la tabla 2. China e India son los dos países con mayor número de plataformas offshorededicadas a la exploración y producción de petróleo y gas en el mundo. La necesidad de encontrar mayores reservas de hidrocarburos es importante para estos países, que se ubican en los primeros lugares de crecimiento económico del mundo de acuerdo al Fondo Monetario Internacional: 6,6% y 7,6%, respectivamente; ya que al ingresar un mayor número de personas a la clase media, se aumenta el consumo de bienes y servicios relacionados con las energías no renovables (10). Así mismo, India es el país con mayores proyecciones en materia offshore, pues de acuerdo a estudios realizados por Estados Unidos y Japón, este país cuenta con los campos más grandes en hidrato de gas en la modalidad costa afuera (11).

    Por su parte, Latinoamérica tiene a dos grandes países –Brasil y México-invirtiendo en este sector en especial en la búsqueda de yacimientos de gas, puesto que se prevé que este recurso, se convierta en el futuro en el sustituto principal del petróleo(12).De acuerdo a información de la estatal petrolera brasilera, Petrobras, la compañía espera invertir USD $90.000 millones, hasta el año 2021, donde sus principales intereses son la ampliación y puesta en funcionamiento de sus dos más grandes campos offshore:Peregrino y Libra (13).

    Pero más allá de los números y de la importancia de la industria hidrocarburífera costa afuera para las economías nacionales y el abastecimiento energético mundial, es prioritario resaltar que esta modalidad de producción genera alertas tanto en ambientalistas como defensores de derechos de comunidades que conviven en las zonas donde se realizan las operaciones.  

    Uno de los mayores riesgos que se corre con la explotación offshore es la contaminación de los mares y océanos que se puede presentar por fallas en las operaciones o por la falta de leyes que delimiten el accionar de las empresas en ecosistemas frágiles.Uno de los casos más conocidos en esta materia, es lo sucedido el 20 de abril de 2010 el pozo Macondo, perteneciente a la Plataforma Deepwater Horizon y de propiedad de British Petroleum (BP), ubicado en el Golfo de México (14). El pozo estalló y hundió la plataforma, ocasionando la muerte de 11 personas y dejó con graves lesiones a otras 17; se estima que este hecho generó el derrame de dos a cuatro millones de barriles de crudo que se dispersaron a lo largo de 96.5 km, la muerte de miles de peces, la contaminación de las aguas y limitó la actividad de pescadores de la zona (15). Los hallazgos de la investigación arrojaron que la BP había eliminado el uso de algunos materiales para el reforzamiento del pozo y la falta de controles por parte de las instituciones encargadas de la supervisión de las labores de la compañía (16).

    OFFSHORE EN COLOMBIA

    Aunque recientemente se ha escuchado que el gobierno nacional está impulsando los proyectos costa afuera como una de las esperanzas más cercanas para generar el aumento de las reservas de hidrocarburos, este tipo de producción no es nueva para el país. Desde comienzos de 1970, se descubrió en el departamento de La Guajira dos yacimientos con reservas de gas por el orden de 7 terapies cúbicos, estos campos son conocidos como Chuchupa y Ballenas y se encuentran entre 26 y 47 kilómetros de las costas de Riohacha (17). Actualmente están operando las plataformas Chuchupa A y B, y la estación Ballenas, que son operadas por Ecopetrol y Chevron (18). La producción de estos campos, aporta el 28% de la oferta de gas que consumen los colombianos durante la vigencia de 2016 (19).

    Sin embargo, desde ese entonces no se habían realizados proyectos de gran envergadura en la modalidad offshoreen Colombia. Fue desde la reestructuración de Ecopetrol en 2003 y con la posterior creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) como la nueva autoridad administradora y regulatoria del recurso hidrocarburífero del país, que se empezó a pensar de nuevo en promover proyectos de este tipo para generarle al país un aumento de sus reservas probadas de petróleo y gas. Hasta la fecha, existen 22 contratos offshore,adjudicados a las siguientes empresas:

    Tabla 3. Contratos offshoreen Colombia hasta noviembre de 2016.

    CONTRATO

    OPERADORA

    ESTADO

    Area (Ha)

    COL 1

    ANADARKO COLOMBIA COMPANY

    EVALUACION TECNICA CON ANH

    1430120,24

    TAYRONA

    PETROBRAS INTERNATIONAL BRASPETRO B.V.

    EXPLORACION CON ANH

    1300434,21

    GUA OFF 1

    REPSOL EXPLORACION COLOMBIA S.A.

    EVALUACION TECNICA CON ANH

    1228357,83

    COL 2

    ANADARKO COLOMBIA COMPANY

    EVALUACION TECNICA CON ANH

    1206618,09

    COL 4

    REPSOL EXPLORACION COLOMBIA S.A.

    EVALUACION TECNICA CON ANH

    1079330,81

    COL 6

    ANADARKO COLOMBIA COMPANY

    EVALUACION TECNICA CON ANH

    1034790,76

    COL 7

    ANADARKO COLOMBIA COMPANY

    EVALUACION TECNICA CON ANH

    985324,27

    COL 3

    SHELL EXPLORATION AND PRODUCTION COLOMBIA GMBH (SEPC)

    EVALUACION TECNICA CON ANH

    950631,02

    GUA OFF 3

    SHELL EXPLORATION AND PRODUCTION COLOMBIA GMBH (SEPC)

    EVALUACION TECNICA CON ANH

    949350,56

    COL 5

    ANADARKO COLOMBIA COMPANY

    EVALUACION TECNICA CON ANH

    741473,45

    FUERTE NORTE

    ANADARKO COLOMBIA COMPANY

    EXPLORACION CON ANH

    264308,36

    FUERTE SUR

    ANADARKO COLOMBIA COMPANY

    EXPLORACION CON ANH

    258768,48

    PURPLE ANGEL

    ANADARKO COLOMBIA COMPANY

    EXPLORACION CON ANH

    223761,83

    RC-11

    REPSOL EXPLORACION COLOMBIA S.A.

    EXPLORACION CON ANH

    186895,99

    SIN OFF 7

    SHELL EXPLORATION AND PRODUCTION COLOMBIA GMBH (SEPC)

    EXPLORACION CON ANH

    176748,36

    RC-12

    REPSOL EXPLORACION COLOMBIA S.A.

    EXPLORACION CON ANH

    135235,52

    RC-5

    ECOPETROL S.A.

    EXPLORACION CON ANH

    134540,68

    RC-10

    ONGC VIDESH LTD SUCURSAL COLOMBIANA

    EXPLORACION CON ANH

    133827,11

    RC-7

    ECOPETROL S.A.

    EXPLORACION CON ANH

    117599,01

    GUA OFF 2

    ONGC VIDESH LTD SUCURSAL COLOMBIANA

    EXPLORACION CON ANH

    117134,96

    RC-9

    ECOPETROL COSTA AFUERA COLOMBIA S.A.S

    EXPLORACION CON ANH

    103662,98

    GUAJIRA

    CHEVRON TEXACO PETROLEUM COMPANY

    PRODUCCION EN ASOCIACION CON ECP

    81971,01

     

     

    TOTAL

    12840885,54

    Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos, (ANH), “listado áreas 191016” (20).

    Los contratos de la tabla anterior, son todos otorgados en las cuencas: Guajira offshore,Sinú offshorey Colombia, ubicadas en el Caribe colombiano. La totalidad de hectáreas ya adjudicadas es de 12.840.885,54. Del total de procesos contractuales, 9 están dedicados a evaluación técnica, 12 a exploración y sólo 1 a producción, que es el que ya se adelanta en los campos Chuchupa y Ballenas.

     

    De acuerdo a representantes de la industria, el potencial offshorede esta región es de 9 mil millones de barriles equivalentes de petróleo(21), que pueden incrementar en cinco veces las reservas probadas del país; y aumentar así mismo la autosuficiencia energética, tan primordial para la economía nacional (22).

     

    Los descubrimientos en aguas de la costa atlántica ya empezaron su probabilidad de producción. A finales de 2014, Ecopetrol junto a sus socios Petrobras, Repsol y Statoil descubrieron, el pozo Orca-1, que contiene reservas probables de 264 millones de barriles equivalente (23). Por otro lado, la estatal petrolera y Anadarko anunciaron, en julio del año pasado, el hallazgo de Kronos-1, asimismo de gas, a una profundidad de 3.720 metros; todo un desafío para la industria porque es el primer bloque en aguas ultra profundas que el país tiene(24). Sin embargo, solo hasta el 2025, se podrían generar comercialización, ya que primero hay que hacer los análisis de los yacimientos (25).

    Por otro lado, es necesario resaltar que el país también tiene potencial costa afuera en aguas del océano Pacífico, pero el Estado aún no genera relaciones contractuales con ninguna empresa para adelantar procesos de evaluación y exploración en esta zona. De acuerdo a un informe de la ANH, publicado por Portafolio, son 12 los bloques disponibles para este fin y se estima que las reservas pueden ser por el orden de 3 mil millones de barriles (26).

     

    En otro orden de ideas, para promover la inversión del sector hidrocarburos en proyectos costa afuera, el Estado emitió el 23 de diciembre de 2014, el decreto 2682 (27) y su posterior modificación por el decreto 2129 del 4 de noviembre de 2015 (28), por el cual se hace la: “Declaratoria de existencia de Zonas Francas Permanentes dedicadas exclusivamente a las actividades de evaluación técnica, exploración y producción de hidrocarburos costa afuera y sus actividades relacionadas”(29). Esto quiere decir que las compañías petrolerasque decidan adelantar iniciativas en modalidad offshore,contarán con beneficios tributarios, siempre y cuando las operaciones realizadas estén destinada al hallazgo de nuevas reservas de crudo y gas en las aguas colombianas, y se generen, por lo menos, 30 empleos directos e inviertan, en un plazo no mayor a seis años, un monto igual o superior a 150 mil salarios mínimos mensuales legales vigentes(30).

    Adicional a esto, el gobierno nacional modificó el régimen de regalías para las empresas que inviertan en costa afuera. Según publicación de la ANH: “quienes produzcan hidrocarburos a mil metros o más por debajo de la placa de agua, pagarán el 60% de la tarifa que se paga normalmente” (31). También hay reducción de impuestos a la renta, el CREE y las contribuciones que deben realizar las empresas una vez alcanzan los puntos de precio de mercado y reservas acumuladas (32).

     

     En este panorama, los gobiernos locales empiezan a hacer sus apuestas para competir con infraestructura, y oferta de bienes y servicios para la industria offshore.Es así como Barranquilla, ha venido desarrollando todo un plan de inversión para convertirse en el centro de operaciones para el sector, pues al estar ubicada en medio de los departamentos costeros y ser el lugar de desembocadura del río Magdalena, se convierte en un lugar clave; recientemente el alcalde Alejandro Char, en una visita reciente a Londres, mantuvo reuniones que representantes del gobierno del Reino Unidoy de empresarios de compañías offshore,en las que aseguró que el sistema portuario de la ciudad está en la capacidad de recibir y movilizar la logística necesaria para el buen funcionamiento de los proyectos costa afuera (33).

     

    CONCLUSIONES

    La exploración y producción costa afuera se vislumbra como una realidad para el país. Colombia continúa insistiendo en la utilización de energías fósiles para el abastecimiento del país y la dinamización de la economía; razón por la cual es imperiosa la búsqueda de nuevos yacimientos que incorporen nuevas reservas y nos saquen del fantasma del desabastecimiento que se avecina aproximadamente 5 años.

     

    No obstante es importante resaltar que el hallazgo de estas fuentes, no puede ser a costa del deterioro del medioambiente y social de las regiones costeras del país. El Estado está en el deber de desarrollar una legislación robusta y estricta que constriña a las empresas petroleras a realizar su labor bajo estándares de calidad que reduzcan al mínimo los posibles impactos negativos que puede generar la explotación de hidrocarburos mar adentro. La preservación del ecosistema marino es un deber. Casos como el pozo Macondo debe ser tomado en cuenta como un referente de cuidado extremo, por sus consecuencias nefastas para el ambiente.

     

    Por otro lado, y no menos importante, está el bienestar de las comunidades. Ni los habitantes de la costa atlántica, ni pacífica, han tenido contacto masivo con la industria petrolera, como si ha sucedido en Santander o Putumayo. Por eso es importante desde ya trabajar con las comunidades para mitigar los impactos sociales y económicos que la explotación de petróleo genera en las áreas de influencia y sacar su mejor provecho como punto social e industrial para el desarrollo costa afuera. Anuncios como los del alcalde Char, motivan las inversiones en lo local, pero también es necesario que a la par de esto, se incentiven otras industrias que le generen diversificación de recursos a los entes municipales, la dependencia de la industria extractiva no es sostenible, ni sustentable en el largo plazo. Escuchar las comunidades, hacerlas partícipe de los proyectos, generar capacidades en el interior de ellas y promover un desarrollo real, es la apuesta que debe hacer el Estado. Excluir a los habitantes de estas regiones del país de la toma de decisiones en lo referente a su territorio, generará manifestaciones sociales en reclamo de derechos y garantías.

    Por CrudoTransparente

    Por: @PrietoRamosY

     

  • Ola de atentados pone en riesgo la inversión petrolera

    BARRERA RIO CAUNAPI NARIOEl recrudecimiento de los atentados contra la industria de los hidrocarburos en el sur del país tiene a las empresas pensando en iniciar su retirada. De 49 contratos vigentes, 25 están suspendidos.
     
    El Putumayo nunca ha sido una zona fácil para la operación de las empresas petroleras.
     
    La fuerte presencia del frente 48 de las Farc, la deficiencia en la infraestructura de transporte de crudo y las exigencias sociales de recursos para salud, educación y empleo son elementos con los que las empresas que operan en la zona tienen que trabajar en el día a día.
     
    Sin embargo, la más reciente oleada de atentados en contra de la industria petrolera tiene en jaque a más de una empresa.
     
    La primera en lanzar la voz de alerta fue Vetra Group, cuyo presidente y cofundador, Humberto Calderón Berti, señaló a Portafolio que este miércoles será definitivo para determinar si debe o no declarar fuerza mayor en sus contratos.
     
    Según explicó Berti, esto no significa que la empresa se vaya de la zona, pero sí que deja de operar, al menos hasta que se normalice la situación, lo que dejaría sin empleo a cerca de 1.500 personas, la mayoría del municipio de Puerto Asís.
     
    “Los impactos van a ser grandísimos para el municipio y el departamento, puesto que la empresa ofrece un sinnúmero de aportes a la economía local”, explicó el secretario de Gobierno de Puerto Asís, Jaime Silva.
     
    Sin embargo, para Silva las empresas tienen la responsabilidad de activar el plan de contingencia en cuanto ocurran este tipo de atentados.
     
    “Nosotros tuvimos una reunión con Vetra, en la que manifestamos que si la empresa petrolera no se encuentra en condiciones económicas para atender esta clase de contingencias que ponen en riesgo a toda la ciudadanía, aunque saben que en cualquier momento puede ocurrir, lo mejor sería que reconsideren su operación”, agregó el funcionario.
     
    Para Calderón Berti la situación es insostenible.
     
    “Operar bajo la amenaza permanente es un problema. Hace apenas una semana nos lanzaron 16 cilindros, quemaron dos carrotanques y destruyeron un descargadero y otras instalaciones y eso es permanente (...) El año pasado destruyeron más de diez puentes que construimos, no solo para nuestra operación, sino para todo el mundo, eso nos cuesta”, señaló.
     
    Agregó que el año pasado pagaron 8 millones de dólares para atender este tipo de contingencias. Este año asumir este sobrecosto con los precios de petróleo deprimidos no es tan sencillo.
     
    IMPACTO GENERALIZADO
     
    La situación es similar para otras compañías que operan en la zona. La semana pasada, en la vía de Puerto Asís a la vereda Alea en Putumayo, un grupo de personas armadas interceptó una caravana de carrotanques y obligó a derramar parte del crudo.
     
    La caravana llevaba petróleo de la firma Amerisur, que de inmediato tuvo que activar el plan de contingencia para recoger el crudo.
     
    Este derrame, aunque fue menor al registrado en la zona de La Cabaña el pasado lunes, se produjo en una zona más poblada.
     
    De acuerdo con la relación de contratos de exploración y producción de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, de los 49 contratos vigentes que están en la cuenca Caguán-Putumayo (que incluye también áreas de Meta y Caquetá), 25 están suspendidos, en su mayoría, por problemas de orden público.
     
    Lo paradójico de la situación es que, a diferencia de otras cuencas del país, la falta de recursos es el último de los problemas de esta región.
     
    Estudios preliminares de la Universidad Nacional proyectan 2.340 millones de barriles en recursos prospectivos en la cuenca. Una cifra que podría multiplicar por dos las reservas actuales de hidrocarburos del país, pero que no se podrá verificar si no es posible adelantar los programas de exploración en la zona.
     
    REUNIÓN CLAVE
     
    Hoy se realizará una reunión entre funcionarios del Ministerio de Ambiente, del Interior, Gobernación de Putumayo y varios municipios del departamento, para evaluar de qué manera se atenderán a las personas afectadas por los recientes derrames de crudo.
     
    Se planteará, por ejemplo, que la Unidad para la Atención y Reparación Integral de las víctimas intervenga en la zona, ya que los hogares afectados por el derrame de crudo deben ser atendidos.
     
    “Hay más de 80 familias que dependían de estas fuentes hídricas, la recuperación demora mucho tiempo. Hay propietarios de animales y de ganado, de peces que fueron afectados y que de alguna manera, a través de la ley de víctimas, tienen que recibir alguna compensación por los daños”, explicó el Secretario de Gobierno de Puerto Asís.
     
    Nohora Celedón
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Ola de fusiones y movidas para 'salvar' al sector petrolero

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Elespectador.com

  • Oleada de ataques contra el oleoducto Caño Limón-Coveñas

    Los ataques dejaron cráteres en el derecho de vía, sin rotura del sistema.Los ataques dejaron cráteres en el derecho de vía, sin rotura del sistema.Ecopetrol informa que en la semana anterior se presentaron siete atentados contra el oleoducto Caño Limón-Coveñas en zonas rurales de los municipios de Teorama, Norte
    de Santander, y Arauquita, Arauca.
     
    Los ataques dejaron cráteres en el derecho de vía, sin rotura del sistema.
     
    Adicionalmente, en los recorridos de verificación se identificaron dos válvulas ilícitas en el municipio de Teorama, Norte de Santander. Estas perforaciones ilegales, instaladas para el hurto de petróleo, causan un gran daño ambiental al contaminar ríos y terrenos del Catatumbo.
     
    Personal de las Fuerzas Militares se encuentran en proceso de aseguramiento de los puntos afectados para el ingreso de los técnicos de Ecopetrol, quienes realizarán la
    inspección y las reparaciones a la tubería.
     
    En 2016, se presentaron 43 atentados y se identificaron y retiraron 33 válvulas ilícitas en el oleoducto Caño Limón-Coveñas, en los departamentos de Norte de Santander, Arauca, Boyacá y Cesar. 
     
    Ecopetrol rechaza enfáticamente estas acciones ilícitas que ponen en riesgo la vida de las personas, afectan gravemente el medio ambiente e impiden el bienestar y desarrollo de las comunidades.
     
    Caño Limón-Coveñas, en los departamentos de Norte de Santander, Arauca, Boyacá y Cesar. 
     
    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.
     
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