log in
  • OPEP prevé una menor demanda de su petróleo y apunta a un mayor superávit de suministros

    Petroleo ArabeEl reporte mensual de la Organización de Países Exportadores de Petróleo contrasta con el de la Agencia Internacional de Energía (AIE), que indicó el viernes que los productores que no integran el cártel están recortando su producción a un ritmo mayor de lo esperado.

    Londres. La OPEP predijo este lunes que la demanda global de su petróleo en 2016 será menor de lo previsto, ya que la oferta de productores rivales está demostrando mayor resistencia a los bajos precios, elevando el exceso de suministros en el mercado este año.

    El reporte mensual de la Organización de Países Exportadores de Petróleo contrasta con el de la Agencia Internacional de Energía (AIE), que indicó el viernes que los productores que no integran el cártel están recortando su producción a un ritmo mayor de lo esperado.

    En el reporte, la OPEP indicó que sigue esperando que el suministro de fuera del grupo descienda en 700.000 barriles por día (bpd) este año. No obstante, revisó al alza el nivel absoluto de suministro desde fuera de la OPEP en 2015 y 2016, y aseguró que los esfuerzos de los productores por mantener el bombeo hace más incierta su previsión para el 2016.

    "Hubo una reducción en los costos de producción, sobre todo en Estados Unidos, al igual que un incremento de la cobertura, con los productores prefiriendo bombear con pérdidas en lugar de detener el bombeo", señaló el grupo. "Esto hace que la previsión de suministros fuera de la OPEP en 2016 sea incierta", agregó.

    Como resultado, la OPEP espera ahora que la demanda global por su crudo promedie los 31,52 millones bpd este año, una baja de 90.000 bpd respecto a la proyección del mes pasado. El cártel produjo 32,28 millones de bpd en febrero, citó el reporte según fuentes secundarias, una caída de casi 175.000 bpd respecto a enero, sobre todo por cortes en Irak y Nigeria.

    Arabia Saudita dijo a la OPEP que mantuvo estable su producción en febrero, en 10,22 millones de bpd, después de que el mayor exportador mundial logró un acuerdo preliminar para congelar el bombeo con Venezuela y Qatar, miembros de la OPEP, y Rusia, de fuera del grupo.

    Irán, que quiere recuperar cuota de mercado tras el levantamiento de las sanciones occidentales en lugar de congelar la producción, comunicó a la OPEP que elevó su bombeo a 3,39 millones de bpd, unos 250.000 bpd más que lo estimado por las fuentes secundarias.

    El reporte señala un exceso de suministros de unos 760.000 bpd en 2016 si el grupo sigue produciendo a los niveles de febrero, respecto a los 720.000 bpd implícitos en el informe del mes pasado.

    Fuente: americaeconomia.com / Reuters

  • Opinión - El enigma de Pacific Rubiales

    Pacific LogoDe cómo la principal empresa privada del sector de los hidrocarburos en Colombia pasó de la bonanza petrolera a una situación de ajustes.

    Por estos días no hay encuentro entre inversionistas, reunión social, cotilleo entre periodistas o comentario empresarial que no tenga un denominador común: la verdadera situación del emporio petrolero Pacific Rubiales. Se trata del caso de la quinta empresa más grande del país, que sorpresivamente y en pocos meses pasó de la bonanza a un apretado ajuste de cinturón. Por eso, su futuro está rodeado de varios enigmas, al tiempo que sus directivos dan un parte de tranquilidad.

    La situación de la multinacional de los hidrocarburos tiene a los organismos de control con las alarmas prendidas y evaluando casi a diario el comportamiento de sus movimientos financieros y bursátiles. A mediados de esta semana, la Bolsa de Valores de Colombia ordenó aumentar las garantías para hacer operaciones con acciones de la compañía. La Superintendencia Financiera ratificó que está haciendo seguimiento con lupa al descenso del precio de la acción. La Superintendencia de Sociedades explicó que hay un monitoreo financiero y jurídico a Pacific Rubiales. En cuanto a las comisionistas de bolsa, algunas como Ultrabursátiles no recomiendan adquirir acciones de la petrolera.

    En el ámbito laboral, un pronunciamiento de la Unión Sindical Obrera (USO) dio cuenta del despido de 7.000 contratistas de la petrolera, un asunto que obligó a la intervención del ministro de Trabajo, Luis Eduardo Garzón, quien anunció que está estudiando una salida a la crisis. A esto se suma la preocupación de varios proveedores de la firma que le informaron a El Espectador que en unos casos fueron llamados para cancelar sus contratos, en otros para replantear sus condiciones y en los demás, como no había sucedido nunca, hubo demora en los pagos de sus servicios.

    La historia de lo que se conoce como un milagro empresarial data de 2003, cuando un grupo de cuatro profesionales venezolanos, inconformes con las políticas económicas del presidente Hugo Chávez y aprovechando la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, decidieron probar suerte en Colombia. A Ronald Pantin, Miguel de la Campa, José Francisco Arata y Serafino Iacono, conocedores de los secretos de la estatal Pdvsa, les sonó la flauta, tanto que un año después su empresa ya estaba cotizando en la Bolsa de Valores de Toronto (Canadá).

    Aunque desde 1995 ya le habían puesto el ojo a Colombia, con proyectos como la exploración del campo de gas La Creciente (Sucre), en 2007 encontraron la gallina de los huevos de oro: Campo Rubiales, en Puerto Gaitán (Meta). En un solo año perforaron 71 pozos aplicando las técnicas utilizadas en Pdvsa. En los años siguientes la producción creció exponencialmente y el negocio se extendió a diversas actividades en oro, carbón, energía, cultivos, medios de comunicación y hasta equipo de fútbol. En 2011 la compañía registró US$554 millones de utilidades y una producción diaria de 218.450 barriles de crudo.

    En medio de la bonanza empezaron a surgir problemas. El 2 de septiembre de 2011 la Superintendencia de Sociedades abrió investigación administrativa contra Pacific. Sus propietarios, en medio del auge empresarial, olvidaron registrar varias sociedades que crearon. La investigación culmino el 2 de febrero de 2012 y el organismo de control impuso sanciones por $100 millones a Pacific Rubiales Energy, Pacific Infraestructure, Pacific Coal Resources y Pacific Power Generation, por registrar de manera extemporánea su situación de control sobre varias subordinadas en la Cámara de Comercio, que habían sido creadas a mediados de 2008.

    Esa sanción, protestas de trabajadores de empresas contratistas de Campo Rubiales, visitas de la DIAN para verificar el pago de impuestos de renta y ventas, reportes de la Contraloría y diferencias con Ecopetrol por el contrato de explotación del bloque Quifa, pusieron a la petrolera en el ojo del huracán. Al punto que la pelea se puso al rojo vivo entre los abogados representantes de Pacific, Néstor Humberto Martínez y Jaime Lombana, contra las decisiones del entonces superintendente de Sociedades, Luis Guillermo Vélez.

    Pese a las dificultades, la empresa se siguió extendiendo. Todo sobre la base de una producción de crudo estable y precios del barril por encima de los US$100. De esta manera, en mayo de 2012 adquirió Petromagdalena y en septiembre de 2013 compró Petrominerales, para citar dos ejemplos. Una bonanza que seguía dando para todo: viajes internacionales, exóticas fiestas, publicidad a granel, nombramientos de encumbrados y costosos asesores para todo tipo de gestiones, patrocinios en múltiples eventos sociales y deportivos y una serie de obras a través de un fortalecido equipo de programas en responsabilidad social.

    Pero fue en junio del año pasado cuando las cosas empezaron a tomar un rumbo diferente. En los mercados bursátiles internacionales más representativos en el mundo, Nueva York y Londres, el barril de crudo superaba los US$100. Entre tanto, en el mercado colombiano la acción de la petrolera Pacific Rubiales se tasaba en cerca de $41.500.

    Sin embargo, desde mediados del año pasado los precios internacionales del petróleo empezaron a caer de manera significativa. Al cierre de esta edición el barril de petróleo se cotizaba en US$57,80 y la acción de Pacific Rubiales llegó a los $9.190, con una ligera variación a la baja.

    Según los expertos en el tema, la caída internacional en los precios del petróleo obedece a que hay una desaceleración de la economía en los países de la Unión Europea y disminución de las metas de crecimiento para la China. Esta situación ha generado un conflicto interno en la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y Arabia Saudita por continuar manteniendo su participación en el mercado, lo que ha generado que los precios caigan en picada.

    Con la disminución de los precios, todas la previsiones económicas empezaron a variar y lentamente y, como en un castillo de naipes, desde gobiernos hasta muchos empresarios de los hidrocarburos manejan una fuerte tensión por la incertidumbre de un mercado que según las proyecciones del Gobierno, la Administración de Energía de Estados Unidos y la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) mantendrá en este y el año entrante un precio por barril que oscilará entre los US$54 y US$71.

    Tres hechos significativos han marcado el nerviosismo entre los empresarios de los hidrocarburos. Según la ACP, varias compañías del sector están cerrando pozos y campos de producción que generan una baja rentabilidad. En los últimos meses, a la Superintendencia de Sociedades acudieron cerca de 15 empresas petroleras con el propósito de iniciar gestiones para ingresar en la ley de reorganización empresarial. En el caso de Pacific Rubiales, El Espectador conoció que hace dos semanas, en una reunión de directivos, uno de ellos expresó su preocupación y manifestó sus dudas frente a los resultados financieros de la empresa a finales del año.

    En cuanto al Gobierno, a través de los ministerios de Hacienda y Minas se ha señalado que por los precios se han disminuido las metas de crecimiento del país y se prepara un plan de choque que tiene como propósito mantener la producción de crudo, buscar una solución efectiva a los despidos de trabajadores de la industria y reducción de los costos en el sector y en la estatal Ecopetrol, que también ha sufrido los impactos de la crisis.

    Hoy, Pacific Rubiales tiene varios clientes a quienes responderles. Canadienses que tienen bonos por US$4.000 millones. Accionistas que casi en un 90% son también canadienses. El otro 10% corresponde a comisionistas de bolsa y sus clientes y en una pequeña proporción personas naturales en Colombia.

    Sin embargo, inquietan los conceptos de varios expertos que coinciden en que Pacific podría entrar en cesación de pagos en razón a que la compañía tiene alto nivel de endeudamiento y la caída en los precios del crudo le puede generar un grave problema de iliquidez. A ello se suma la declaración de cesación de pagos (default) de su socia Gran Colombia Gold. Con un factor adicional y es que no se sabe qué va a pasar con la ampliación del tiempo para operar Campo Rubiales, el negocio con el cual se volvieron exitosos. También el hecho de que consideran que la empresa ha sido poco austera.

    Desde hace tres semanas los directivos de la compañía han salido públicamente a afrontar la situación. Han señalado que están tranquilos, que ya han tomado medidas de choque y que tienen una compañía sólida para afrontar la situación. Pese a ello, el futuro de la exitosa Pacific Rubiales es un enigma y el país aún no olvida el drama de Interbolsa.

    Los vigilantes

    Gerardo Hernández - Superintendente Financiero

    “Hemos intensificado las acciones de vigilancia en el caso de Pacific, pidiendo información, supervisando y requiriendo a sus directivos para que informen al mercado sus transacciones, y han cumplido los requerimientos”.

    Juan Pablo Córdoba - Presidente de la Bolsa de Valores de Colombia

    En carta del 3 de febrero la entidad señaló: “Se informa que a partir del próximo 4 de febrero el porcentaje de castigo aplicable a las operaciones repo sobre la especie PREC es de 40% y el porcentaje de cobertura para operaciones TTV sobre dicha especie es de 140%”.

    Francisco Reyes - Superintendente de Sociedades

    “Estamos muy pendientes de la situación de Pacific, ejerciendo funciones de monitoreo financiero y jurídico dentro de nuestras competencias”.

    Respuestas de Pacific Rubiales

    ¿Cuál es la real situación financiera de la compañía, por qué se habla de un alto endeudamiento?

    La situación financiera de Pacific está bajo control. A pesar de varios rumores del mercado, toda la deuda importante que teníamos a corto plazo la diferimos en el largo plazo. En bonos, nuestro endeudamiento asciende a 4.000 millones de dólares que se vencen en 4 etapas, la primera solo hasta el año 2019, y luego vencimientos en 2021, 2023 y 2025, con lo cual tenemos despejado ese horizonte durante un buen tiempo. Le doy una noticia, esta semana que terminó acabamos de pagar la mayor parte de la deuda de Pacific con la banca colombiana a pesar de falsas afirmaciones sobre la posibilidad de no hacerlo.

    En cuanto al endeudamiento, a la fecha nuestro índice de deuda/Ebitda es aproximadamente 1,7:1, muy por debajo de la restricción (la mitad) establecida en los acuerdos de emisión que es de 3,5:1. Es decir que con las cifras actuales, podríamos subir a más de 5.000 millones nuestro endeudamiento, pero por ahora no necesitamos más créditos.

    ¿A qué se debe la volatilidad de la acción y su reducción de precio en el último año?

    El comportamiento de la acción de Pacific, así como el de la gran mayoría de las compañías petroleras listadas en bolsa, está totalmente ligado a la caída del precio internacional del petróleo. Esta semana se pudo ver con claridad que cuando el precio internacional del petróleo sube, las acciones van al alza y por eso las tres empresas petroleras listadas en la bolsa de Colombia, recuperaron gran parte del terreno que habíamos perdido desde que empezó el año.

    ¿Qué está pasando en el tema laboral, la USO habla de 7.000 despidos?

    Pacific tiene aproximadamente 3.150 empleados que no se han visto afectados. Ni uno solo de ellos está afiliado al sindicato de la USO. Dada la coyuntura de precios Pacific, como todas las compañías del sector, hemos anunciado el aplazamiento de algunos proyectos con el objetivo de concentrar todos los recursos en mantener y aumentar la producción de crudo y por ello, muchas obras dentro de los campos se han visto afectadas. Lo anterior conduce a la no contratación de empresas de servicios (como construcción de vías, infraestructura eléctrica, construcción de tanques, entre otras), que son las generadoras de estos empleos y son quienes deciden la reubicación o no de las personas.

    Sin embargo, conscientes del impacto de la coyuntura petrolera, la compañía está trabajando junto con el Ministerio de Trabajo; el sindicato de la UTEN (que agrupa a más del 50% de los empleados de Pacific y un importante número de empleados de compañías contratistas), y los gremios del sector en la evaluación de medidas que permitan hacer frente a las crisis e impactar de la menor manera posible el talento humano.

    Varios contratistas se quejan de retraso en los pagos y renegociación de contratos ¿Qué está pasando?

    A todos nuestros contratistas les estamos cumpliendo con el pago de las obligaciones y lo seguiremos haciendo. En Pacific empezamos a tomar medidas para enfrentar la nueva realidad. Hemos estado empeñados en un proceso de reducción de costos, de manejo de pasivos y de venta de activos no esenciales para fortalecer nuestra posición. Redujimos actividades, personal externo, no renovamos contratos a término fijo y hablamos con los contratistas para revisar costos y condiciones de pago por sus servicios. Hoy en día, puedo decir con mucho orgullo que estamos fortalecidos en este aspecto.

    Algunos comisionistas de bolsa recomiendan no comprar acciones de Pacific, que opinan de esa recomendación?

    Que deben revisar las cifras de la compañía para que asesoren de la mejor manera a los inversionistas. Tal y como lo destacó un medio de comunicación esta semana, en promedio las 27 firmas analistas que siguen el comportamiento de la acción de Pacific en la Bolsa de Colombia, le dan un valor de más del doble de su cotización actual a pesar de la crisis mundial que afecta al sector petrolero. Por ello quiero reiterar el mensaje de tranquilidad. Tenemos la situación bajo control y vamos bien, incluso en estas difíciles circunstancias.

    ¿Qué instrucciones han recibido por parte de la Superintendencia Financiera frente a la actual situación de Pacific?

    Hemos atendido todos los requerimientos de la Superintendencia Financiera cuando lo han solicitado.

    ¿Cuál es su mensaje para el mercado, los inversionistas y el país?

    Pacific es una compañía dirigida por un grupo de profesionales con la mayor experiencia en la industria, muchos de ellos han enfrentado 7 crisis de precio internacional a lo largo de más de 40 años de carrera. Por eso es que reaccionamos primero que nadie a los cambios. Tenemos la situación controlada, y quiero reiterarles que nos mantenemos firmes en Colombia que ha sido el motor de nuestro crecimiento, cumpliendo con nuestro mejor esfuerzo con los compromisos de sostenibilidad. Es verdad que no seremos tan rentables como cuando el barril estaba a 100 dólares, pero esa es una realidad que nos toca a todos. Aun así, nuestras cifras son sólidas y ya los hechos demostrarán que esta oleada de rumores y nerviosismo que se ha visto expresada en la bolsa, realmente no tiene justificación alguna.


    Fuente: Elespectador.com / Norbey Quevedo Hernández

     

  • Opinión – Minería y petróleo: oportunidad de desarrollo

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

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

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

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

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

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

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

  • Opinión: Colombia y la cuestión del petróleo

    Para Colombia el petróleo es más que la autosuficiencia energética, durante los últimos quince años la estabilidad económica ha dependido de las exportaciones petroleras.
     
    Produccion CrudoDurante la primera década de este siglo los precios de los commodities registraron un significativo avance gracias a la demanda por energía y metales provenientes del rápido crecimiento de las economías de China e India y al crecimiento estable, aunque moderado, de Europa y Estados Unidos entre 2005 y 2008 año en que inició la crisis financiera internacional. Ese ciclo de precios altos de las materias primas elevó la renta de los países productores y les llevó inversión extranjera que llegó principalmente a los sectores relacionados.
     
    Esa bonaza de los precios tuvo al menos dos efectos en las economías productoras: primero, la apreciación de las monedas frente al dólar americano, y segundo, la ampliación del déficit en cuenta corriente. La apreciación de las monedas se produjo por el mejoramiento de los términos de intercambio, y el flujo de capitales de inversión. El déficit de cuenta corriente se creó por el aumento de las importaciones, una parte de bienes de capital y la otra de manufacturas; y por el gasto de los Gobiernos que ampliaron sus presupuestos públicos al mismo tiempo que crecían sus ingresos.
     
    Cuando el ciclo de precios altos de los commodities empezó a agotarse en 2012 con la contracción de los precios de los metales, – hierro, cobre, plata, y oro – y luego con la desinflada de los precios del crudo en el segundo semestre de 2014, los estados que no ahorraron o lo hicieron muy poco, entre ellos Colombia, terminaron en dos posiciones.
     
    La primera, con una mayor dependencia a las exportaciones de bienes básicos, puesto que en la mayoría de los casos la inversión se desplazó a la producción de commodities, mientras la industria local se debilitó como consecuencia de la apreciación de las monedas y menor competitividad de las exportaciones industriales.
     
    La segunda, con déficit en cuenta corriente ahora que las exportaciones valían menos que las importaciones y con déficit fiscal porque los menores ingresos provenientes de las ventas de materias primas no alcanzaban para cubrir los abultados gastos consignados en los presupuestos basados en precios altos de las materias primas.
     
    Lo anterior ha sido justamente la realidad de Colombia desde que los precios del crudo iniciaron su descenso, por eso para Colombia la cuestión del petróleo es mucho más que garantizar el suministro de una parte de su cesta energética. Para el país el petróleo representa el 52% de las exportaciones y, en ese sentido, responde por la mitad de la balanza comercial, convirtiéndolo en la principal fuente de divisas para la economía.
     
    La industria del petróleo es además una de las mayores contribuyentes del impuesto a la renta y Ecopetrol le transfirió a la nación más de $40 billones en dividendos entre el 2010 y el 2015, de igual manera durante el periodo de bonanza el Estado recibió en promedio $23 billones anuales de ingresos combinados entre, dividendos, regalías e impuestos provenientes del sector.
     
    Aunque Colombia sigue teniendo una fuerte dependencia de las exportaciones de crudo, lo cierto es que las reservas del país alcanzan para 5,5 años más, de ahí en adelante el país tendría que importar los cerca de 350.000 barriles diarios que consume, y reemplazar los más de US$ 15.000 millones que representan sus exportaciones. Ambas cosas son un reto colosal para la balanza comercial y especialmente para la cuenta corriente. Si el índice de reservas de crudo no crece, o la dependencia de las exportaciones no cambia, la economía pronto se verá en una situación difícil por el desfinanciamiento de la cuenta corriente que puede producir una caída de las exportaciones.
     
    El tiempo para resolver la cuestión del petróleo se viene agotando, de los 5,5, años de reservas que existen hay que tener en cuenta que el desarrollo de un campo una vez descubierto tarda entre 2 y 4 años, de tal manera que la necesidad de nuevos descubrimientos importantes de petróleo son una necesidad inmediata.
     
    Por último, el descubrimiento de gas anunciado por Ecopetrol y Anadarko el pasado miércoles es una muy buena noticia para el país y para Ecopetrol que podrá aumentar su ratio de reservas en barriles equivalentes de petróleo. Sin embargo, el hallazgo no resuelve las necesidades de encontrar crudo, puesto que las exportaciones de gas por precio, volumen, y mercado, no alcanzan a ser comparables con las de petróleo.
     
    Por:Camilo Diaz 
     
    Dinero.com
  • Opinión: El futuro de Ecopetrol con los precios actuales

    El crudo calidad Vasconia que produce Ecopetrol se negocia a US$22, cada vez más cerca a sus costos de producción.
     
    Oru Cao LimonMientras los precios del petróleo se prevé que continuarán disminuyendo hasta acercarse a los US$20 por barril, donde se supone deberán encontrar piso y estabilizarse, existen proyecciones de varios bancos de inversión internacionales que estiman que el rebote solo llegará luego de que los precios bajen hasta US$10 por barril. Las cávalas más pesimistas están basadas en cuatro hechos fundamentales.
     
    El primero, en que la sobreoferta de crudo se mantiene en cerca de 1,5 mbpd impulsada principalmente por la propia Opep que ha llevado su techo de producción a 32,5 mbpd.
     
    El segundo en que los productores americanos de crudo obtenido desde la explotación de esquisto han sido muy resistentes a la dramática caída de los precios, aunque el petróleo cayó desde US$48 hasta los niveles actuales de US$27 por barril en solo tres meses, la producción de Estados Unidos se estabilizó en 9,3 mbpd lo que permitió que en diciembre pasado el Congreso de Estados Unidos eliminará las restricciones a las exportaciones que estaban vigentes desde 1971.
     
    El tercero es que el levantamiento de las sanciones a Irán iniciando este mes le permite proveer crudo a Europa y otros países del Asia saturando aún más el mercado, porque Irán puede incrementar inmediatamente su producción en 500.000 bpd pero tiene almacenados cerca de 30 millones de barriles con lo cual puede llevar cerca de 1 mbpd al mercado sin problemas.
     
    El cuarto hecho es que el crecimiento económico mundial permanece lánguido, y China sigue con problemas en su mercado bursátil a la par que su crecimiento continúa desacelerándose lo que implica una menor demanda por materias primas, especialmente de petróleo y metales.    
     
    Con ese escenario en perspectiva, todas las empresas petroleras han visto caer sus ingresos al mismo ritmo como caen las cotizaciones del petróleo, el efecto sobre ellas es que terminan con dificultades para generar flujo de caja, cumplir con sus obligaciones financieras, y distribuir dividendos a sus accionistas, algo que se ve reflejado en el valor de las acciones. En Colombia el valor de las empresas petroleras que cotizan en bolsa se contrajo más del 40% durante el 2015.
     
    Ecopetrol perdió el 50% de su valor en bolsa al pasar de $2.000 la acción en enero de 2015 a los $1.000 de cierre del día de ayer, un rendimiento en línea con el desempeño de sus principales indicadores financieros acumulados a septiembre de 2015. Los ingresos se contrajeron $12,5 billones o 24% para llegar a $39 billones; el Ebitda de la empresa se redujo $6,2 billones pasando de $21 a $15 billones; igualmente la utilidad neta pasó de $8,7 a $2,9 billones lo que representa una caída del 66%. Esos resultados todos son atribuibles a la estrepitosa caída de las cotizaciones del crudo en los mercados internacionales.
     
    Bajo ese escenario de precios del petróleo sin horizontes de recuperación, a Ecopetrol le corresponde cuidar más que en ningún otro momento su filial Cenit, puesto que esa unidad de negocio es la encargada del segmento de transporte y ha mostrado una variación positiva en sus márgenes, porque las tarifas de transporte de crudo están indexadas al dólar, por lo cual los ingresos en pesos han aumentado sin requerir inversiones de capital. Por otro lado la entrada en operación de Reficar también ayudará a la generación de caja porque los costos de materia prima son menores, pero los precios de los productos refinados no se han resentido en la misma proporción que los del crudo.
     
    Ecopetrol por ser una compañía integrada tiene la ventaja de que cuando sus ingresos en el negocio de producción declinan, los negocios de transporte y refinación ayudan a la generación de ingresos. Por eso es importante que la empresa mantenga su foco en el control de los costos dentro de esas unidades para proteger los márgenes financieros.
     
    Lo anterior no es suficiente para una empresa como Ecopetrol que responde por el 64% de la producción nacional, lo que significa que las reservas de la empresa son las reservas del país. Necesita con urgencia sumar reservas desde nuevos descubrimientos, lo que implica aumentar sus inversiones en exploración algo que solo podrá hacer si el Gobierno, su principal socio, toma menos dividendos y mejor financia la campaña exploratoria. La otra opción es la compra de empresas más pequeñas cuyo valor se ha deteriorado por la coyuntura, con lo cual puede sumar reservas evitando el riesgo que implica la prospección y la exploración del crudo.
     
    por Camilo Diaz
     
    Dinero.com
     
  • Opinión: Ronda 2014 ---¿Cuál Fracaso?

    Amylkar Acosta 0No se había terminado de escrutar el resultado que arrojaba la urna en donde las empresas interesadas habían depositado sus ofertas para hacerse a alguno o algunos de los 95 bloques ofertados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), cuando ya en algunos medios se habían apresurado a cantar el fracaso de la misma. Lejos de ello, esta Ronda fue todo un éxito, en la medida que habiéndose impuesto la ANH la meta de recibir ofertas por parte de las empresas habilitadas previamente (38) sobre el 30% de los bloques, este porcentaje se aproximó al 28%, en momentos en que aún resta el “repechaje”, dado que una vez se publique la lista definitiva de las empresas favorecidas con los 26 bloques que serán objeto de adjudicación el próximo 11 de agosto, en ese momento se abrirá el espacio para que las empresas habilitadas puedan hacer sus ofertas sobre aquellos bloques declarados como desiertos, de modo que podemos afirmar que sólo entonces se dará por concluida la Ronda y se sabrá su resultado definitivo.
     
    De hecho, varias empresas de las que participaron en la puja manifestaron en el marco de la Sexta Conferencia Oil & Gas, auspiciado por la ANH, que estaban interesadas en presentar sus propuestas por al menos tres bloques adicionales. Recordemos, que en la Ronda 2012 se llegó al 30%, del cual no estamos lejos esta vez y aunque en el 2014 este porcentaje de éxito se elevó al 40%, ello se dio cuando el sector minero-energético estaba en la cresta de la ola de su auge, el cual desde entonces empezó a decaer encontrándonos hoy en lo que yo he llamado el ´cuarto menguante´ de dicho auge. 
     
    Además, es de destacar los 11 bloques en los cuales hay yacimientos ya descubiertos pero por desarrollar, luego de que fueron revertidos, fueron literalmente rapados, lo cual se explica porque la apuesta por ellos es por su puesta en producción en un corto plazo. Vale la pena ponderar la colocación de 5 áreas costa afuera (off shore), toda vez que con ello Colombia está dando un salto gigante en la exploración en aguas profundas. Ecopetrol, asociada con la multinacional Shell, se hizo a uno de esos bloques, mientras los planes de la estadounidense Anadarko son ambiciosos. Así lo prueba su oferta, que contiene la más agresiva campaña de exploración corriendo 20.000 kilómetros de sísmica 3D (equivalente a 32.000 2D), en momentos en que el país se ha fijado como meta, para todo el 2014, correr 24.000 kilómetros. Con esta Ronda se está ampliando la frontera para la búsqueda y hallazgo de más reservas de hidrocarburos, que es lo que necesita con urgencia Colombia.
     
    En cuanto a los yacimientos no convencionales, hubiéramos deseado que el numero de bloques sobre los que se ofertó hubiera sido mayor. No obstante este es un nuevo continente, y apenas estamos asomándonos a él habida cuenta de que sólo ahora se apresta el país a utilizar la nueva tecnología de la estimulación hidráulica para extraer el crudo atrapado en los esquistos, razón por la cual las empresas son mucho más cautas en este caso, tratándose de yacimientos convencionales. Pero, además, es de advertir que 16 bloques que fueron adjudicados en las rondas anteriores para yacimientos convencionales están ahora migrando hacia el desarrollo no convencional, amén de 5 más, estos sí no convencionales,  que aunque fueron adjudicados como tales para su exploración, esta no se había dado a la espera de la normatividad técnica y ambiental con la que sólo ahora se cuenta.
     
    De modo que, en la práctica, al cierre de esta Ronda tendremos por delante no uno sino 22 bloques de yacimientos no convencionales en la mira de las empresas petroleras, las cuales le están apostando a los promisorios campos con gran prospectividad petrolera en Colombia, y entre las que se encuentran se cuentan compañías con gran reconocimiento como Ecopetrol S. A., la noruega Statoil, Repsol, Shell, Exxon Móbil, Chevron y Anadarko, entre otras. Y la inversión comprometida en este propósito no es de poca monta, estamos hablando del orden de los US $1.400 millones entre el programa exploratorio mínimo y el adicional.  
     
    Amylkar D. Acosta M
  • Pacific continuará Desarrollando la Tecnología Star

    Extrayendo PetAtendiendo a requerimientos legales y regulatorios de las autoridades de Canadá y Colombia y frente a la lamentable situación de filtración de información errónea sobre los resultados del proyecto STAR entre Ecopetrol y Pacific, y previo a la reunión técnica ante la Junta de Ecopetrol el día de hoy a las 6 p.m., la compañía quiere aclarar los siguientes aspectos:
     
    1.      Pacific cuestiona los fundamentos técnicos de la comunicación firmada por el Gerente de la Regional Oriente de Ecopetrol, y que fue enviada a un Senador de la República el pasado 4 de junio, antes de los términos acordados por las dos compañías.
     
    2.      La información suministrada por Ecopetrol y conocida por los medios, ha generado dudas en la opinión pública y especialmente en el mercado de valores canadienses y colombianos donde se transa la acción de Pacific, hecho que puede relacionarse con la caída de precio de la acción de la compañía en los últimos dos días.
     
    3.      La información que se conoció en los medios de comunicación tiene serios problemas técnicos y no es el resultado del proceso de análisis experto que se viene adelantado por parte de las dos compañías. A continuación se aclaran los alcances del proceso que se discutirán con la Junta Directiva de Ecopetrol en la tarde de hoy.
     
     
    i.                    CONSENSOS
     
     
    En el proceso de discusión técnica que se realizó en diversas reuniones entre los equipos de las dos compañías se pudieron definir varios consensos. Para las dos compañías se pueden evidenciar los siguientes acuerdos:
     
    -          Se identificaron problemas operacionales y posibles soluciones para estos.
     
    -          Se evidenció el encendido del yacimiento que permitió la recuperación parcial de crudo.
     
    -          Los expertos externos internacionales señalan que la combustión in situ fue efectiva.
     
    -          El frente se logró mantener encendido durante todo el tiempo del piloto.
     
    -          Se evidenció la reducción de la viscosidad y la generación de bancos móviles.
     
     
    -          Desde el punto de vista ambiental se cumplieron todos los límites establecidos
     

    ii.                  OPINIONES EXPERTAS INDEPENDIENTES
     
    El proceso tuvo en cuenta la opinión de tres compañías internacionales expertas en evaluación de reservas petroleras que fueron seleccionadas en el proceso: RPS Scotia,  GLI y Hot-Tech Energy.  El equipo técnico evaluador está conformado por los más reconocidos expertos internacionales y sus opiniones que se emitieron hace menos de 30 días, coinciden en la necesidad de seguir adelante con el proyecto y en admitir resultados positivos de las pruebas realizadas.
     
    iii.                Ecopetrol presenta unas conclusiones en el comité extraordinario del 6 de octubre de 2.011 (hace casi 3 años), basadas en modelos teóricos y en fecha anterior a la perforación de los pozos del proyecto piloto que nunca se ajustaron a la realidad del campo una vez perforados dichos pozos. Ecopetrol considera que el piloto STAR no cumplió el factor de éxito antes de iniciar la fase de pruebas en campo. esta información es la que se filtra como respuesta al derecho de petición que presenta un senador el día de ayer.
     
     
    iv.                 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. El factor de recobro para la fecha de culminación del proyecto (31 de octubre de 2013), se encuentra entre 27,6% y 29,1%. Dicho valor compara muy favorablemente con el factor de recobro por métodos primarios para el campo Quifa, el cual es de 15,8% para un periodo de 20 años.
     
     
    v.                   Según los expertos independientes, y los resultados de la sísmica 4D, el proceso de sincronización de la tecnología STAR fue exitoso en 56 sincronizaciones realizadas entre febrero  y octubre de 2.013.
     
    4.      Pacific ve con preocupación que se busque detener la posibilidad de incrementar la tasa de recuperación secundaria de crudo en Colombia, más aun si se tiene en cuenta que uno de los pilares de la estrategia del Gobierno Nacional para aumentar los niveles de reservas del país, tal y como ha sido destacado por el  Ministro de Minas y Energía, es el de impulsar el desarrollo de tecnologías de recuperación mejorada, como lo es la tecnología STAR.
     
    5.      Pacific seguirá buscando la implementación de tecnologías de recuperación secundaria en otros campos de crudo pesado operados en un 100% por la compañía en Colombia y en otros países donde opera.
     
    6.      STAR está enfocada en la recuperación mejorada a partir de la combustión sincronizada “in situ” bajo parámetros técnicos que ha sido probados a nivel mundial con óptimos resultados en el incremento de los niveles de recuperación. Actualmente la tasa de recobro promedio en Colombia para crudos pesados es de alrededor del 15%, STAR busca que estos niveles lleguen a un 35 ó 40% de tasa de recobro.
     
    7.      Actualmente Campo Rubiales representa menos del 11% de las reservas 2P de Pacific. Al 31 de diciembre de 2013 las reservas 2P totales de Pacific alcanzaron 613 millones de barriles de petróleo equivalente (25% de las reservas de Colombia).
     
    8.      Esta tarde habrá una reunión conjunta entre el Comité de Negocios de la Junta de Ecopetrol y el Comité Ejecutivo de Pacific para evaluar los resultados de STAR, avalados por los más reconocidos expertos internacionales seleccionados por las dos compañías, y con el soporte técnico de campo que se pudo conseguir luego de 18 meses de pruebas en Quifa.
     
     
    9.      Estamos sorprendidos con la información errónea e incompleta que se envió a los medios nacionales afectando los intereses de la compañía y sus accionistas.
     
    10.  Pacific Rubiales está comprometida con el desarrollo sostenible del sector de Hidrocarburos en Colombia. De la misma forma como la compañía sacó adelante campo Rubiales cuando se veían pocas perspectivas para este activo petrolero, la compañía cree firmemente que aumentar la producción y las reservas de petróleo pasa por encontrar nuevas tecnologías de recuperación en los actuales campos.
     
    Pacific Rubiales -  paisminero.co
     
  • Pacific no insistirá por Rubiales

    El campo de Rubiales pasaría a manos de Ecopetrol en junio de 2016, de acuerdo con el contrato de asociación
     
    Campo RubialesHace siete meses la compañía envió una carta a Ecopetrol en la que desistía de la prórroga. Ecopetrol espera el resultado de los técnicos
     
    Aún no hay vía libre del Gobierno a la propuesta de Pacific Rubiales para aplicar la tecnología Star, mecanismo que permite calentar el hidrocarburo con fuego de manera sincronizada y controlada, con el fin de duplicar el recobro del campo Pirirí-Rubiales, cuyo contrato vencerá en junio de 2016.
     
    Así lo anunció el ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta, a Blu Radio, al señalar que todavía no tienen “pruebas concluyentes del plan piloto que realiza la multinacional canadiense en el campo de Quifa, y será necesario seguir trabajando conjuntamente para ver su aplicabilidad”.
     
    En marzo de 2013, Pacific Rubiales envió una carta al presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez, en la que le pedía la extensión del contrato o la celebración de un nuevo acuerdo de producción incremental, con la aplicación del proyecto Star.
     
    La respuesta de Ecopetrol se dio en octubre del año pasado, en la que Gutiérrez señalaba “que ante los anuncios de los representantes de Pacific, de que no insistirán en la extensión del plazo de ejecución de los contratos Rubiales y Pirirí, sino que propondrían a Ecopetrol un nuevo tipo de negocio sustentado en la aplicación de la tecnología Star, la compañía esperarían los resultados del piloto ”.
     
    Además señaló en esa misiva que una vez se tuviera una evaluación final del piloto y Ecopetrol tuviera la certeza de que la aplicación de dicha tecnología resultaría conveniente y exitosa en lo técnico, ambiental y económico, se intentaría identificar con Pacific algún modelo de negocio conveniente para ambas compañías en el Campo Rubiales.
     
    Ayer el ministro insistió en que están a la espera de los resultados del piloto y mientras tanto se mantendrá en firme el cumplimiento del contrato.
     
    Por su parte, la multinacional, que espera una nueva reunión entre los técnicos de Ecopetrol y Pacific para ver el avance del piloto, no se pronunció sobre el anuncio del ministro de Minas y Energía.
    Frente a las denuncias de que el sistema propuesto por Pacific es algo que ya existía en la industria petrolera, el ministro Acosta señaló que si bien esto es cierto, lo que ellos patentaron fue la sincronización del fuego, es decir, que lo pueden controlar abajo.
     
    Acosta recalcó que serán los técnicos de Ecopetrol los que deberán definir si esta tecnología es la indicada para aplicarla en el campo Pirirí-Rubiales.
     
    “La propuesta de Pacific señala que con esta tecnología la tasa de recobro, que hoy es del 20 %, podría pasar a 40 % o 50 %, lo que permitiría duplicar los volúmenes de reserva”, aseguró.
     
    Por su parte, el presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Javier Betancourt, señaló que “por ser este un contrato de asociación” ellos no tienen nada que ver con este negocio. “Serán Ecopetrol y Pacific los que decidan si se van a mantener las pruebas y si van a dar paso a un nuevo contrato, con lo cual ya intervendríamos”.
     
    Hace siete meses, Pacific señaló en la comunicación que “estamos convencidos de que si se inicia rápidamente la aplicación de la tecnología Star en Rubiales y Pirirí, no sólo se detendría la inminente declinación que se va a presentar en la producción de dichos campos sino, además, se incrementarían sustancialmente la producción y las reservas por aumento del factor de recobro”.
     
    Por ahora seguirán las reuniones, a la espera de tener los elementos técnicos para definir si se da vía libre a la propuesta de Pacific, explicó Acosta.
     
    Por: Jairo Chacón  - elespectador.com
     
    @jairochacong
  • Pacific prestará a Ecopetrol servicio para bajar costos en Campo Rubiales

    Vista AreaPacific ya tiene un acuerdo con la estatal colombiana para prestar el servicio ‘Agrocascada’ en Campo Rubiales. El objetivo es bajar los costos en un activo que requiere grandes inversiones para aumentar la producción y “ser un buen negocio” para Ecopetrol.
     
    Pacific E&P logró un acuerdo con Ecopetrol para ofrecerle los servicios de su proyecto ‘Agrocascada’ en Campo Rubiales incluso después de que el campo sea operado directamente por la firma estatal. 
     
    La petrolera canadiense espera que el proyecto entre a operar en el primer trimestre de 2016. El objetivo es reducir los costos de la operación al tratar el agua para uso agrícola en lugar de reinyectarla al subsuelo. Se calcula que por cada barril de crudo, Rubiales genera nueve de agua. 
     
    “El Proyecto de Agrocascada es de Pacific y su operación también, tenemos un acuerdo con Ecopetrol para prestarles el servicio en Campo Rubiales”, dijo Federico Restrepo, vicepresidente de asuntos corporativos de Pacific a Dinero. 
     
    Sin embargo, el agua no es el único problema. Campo Rubiales ha sido explotado durante varios años por lo que incrementar la producción requiere cada día de mayores esfuerzos. Aunque Ecopetrol recibirá unos 80.000 barriles diarios adicionales también tendrá que asumir los costos de la operación en un momento de malos precios.  
        
    “Si Ecopetrol solo toma Campo Rubiales por los 80.000 barriles, el negocio es malísimo. Si no le inyecta el capital necesario en un año estará produciendo la mitad. El negocio es buen negocio, solo si las técnicas de recobro aumentan la producción y las reservas”, dijo Diego Franco, analista financiero. 
     
    Para Restrepo el principal reto del campo en los próximos años es justamente la producción. El ejecutivo asegura que no es verdad que el campo esté exprimido y cree que aún tiene potencial por entregar, con 32 millones de barriles en reservas netas probadas y probables.  
     
    Ecopetrol por su parte ha dicho que quiere aprovechar la ‘experiencia’ de Pacific en Rubiales y que está trabajando ‘intensamente’ para lograr acuerdos en diversas áreas. Franco asegura que esta estrategia evitará que la producción sufra durante el cambio de control que ocurrirá a mediados de 2016. 
     
     
    DINERO.COM
  • Pacific propone a Ecopetrol nuevo contrato en campo Rubiales que vaya más allá de 2016

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

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

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

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

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

    Recorte en expectativas de gastos

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

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

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


    Fuente: Larepublica.co / Andrea Carranza Garzón

    {backbutton}

  • Pacific Rubiales propondrá a Ecopetrol extender uso de Star

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

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

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

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

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

    CAYERON LAS GANANCIAS

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Portafolio.co / Reuters

    {backbutton}
     

  • Pacific Rubiales ve reducida su calificación mientras Ecopetrol y Pemex permanecen bajo el amparo de sus gobiernos

    Fitch AgencyLas petroleras nacionales de Colombia y México cuentan con el respaldo de sus soberanos en caso de presentarse limitaciones de liquidez o restricciones en la capacidad de pago de su deuda.

    Es por esta razón que las agencias internacionales calificadoras de renta fija consideran que éstas podrían desmejorar su perfil crediticio individual (Stand Alone Credit Profile) sin consecuencias: ECOPETROL podría llegar hasta BB- mientras que PEMEX podría inclusive caer al grado “basura” o CCC, manteniendo su calificación actual.

    Por su parte las calificaciones de PACIFIC RUBIALES, que no cuenta con respaldo estatal, reflejan las implicaciones financieras negativas que enfrentaría dicha compañía si el precio del petróleo se mantiene durante el 2015 alrededor de los US$ 50/bbl, llevándola a presentar un flujo de caja libre (FCF) de magnitud negativa.

     

    Fuente: Bilatam.com

  • Pacific Rubiales y Ecopetrol abren en México

    Pacific Rubiales EnergySerá en noviembre cuando la canadiense Pacific Rubiales y la colombiana Ecopetrol instalen oficinas en México para iniciar operaciones en el país derivado de la aprobación de las reformas en el sector energético.
     
    Bogotá, Colombia (elsemanario.com).- La empresa Empresa Colombiana de Petróleo (Ecopetrol) y la multinacional Pacific Rubiales iniciarán operaciones en México, después de que con la apertura del sector energético el país ofrece oportunidades, informaron fuentes diplomáticas.
     
    El embajador de México en Colombia, Arnulfo Valdivia, reafirmo que la estatal colombiana Ecopetrol y la canadiense Pacific Rubiales instalarán en las próximas dos semanas oficinas en el país, lo que implicará inversiones y creación de puestos de trabajo.
     
    “Estas dos empresas están abriendo este mes en México para explorar las distintas posibilidades de negocio, y ver cómo pueden ellos participar en esta nueva oportunidad que es la reforma energética mexicana”, anotó Valdivia.
     
    El funcionario destacó que embajada de México en Colombia y ProMéxico en Bogotá acompañan a Ecopetrol y Pacific Rubiales en el proyecto.
     
    El embajador agregó que la reforma en el sector energético ofrece también espacio para las pequeñas y medianas empresas del sector petrolero y de gas.
     
    “Todavía hay un gran potencial en empresas medianas y pequeñas (Pymes) vinculadas al sector energético, petrolero y de gas en Colombia que pueden ser inversionistas en México”, expresó.
     
    “La embajada y ProMéxico buscan a estas pequeñas empresas para que conozcan las oportunidades que tienen en nuestro país” añadió.
     
    A través de certidumbre jurídica “estas empresas pequeñas y medianas puedan encontrar esas oportunidades de negocio que otorga la reforma energética” indicó Valdivia.
     
    Fuente: Elsemanario.com
  • Pacific Rubiales: "no nos vamos a ir de Colombia"

    Federico RestrepoLa decisión conjunta de Ecopetrol y Pacific Rubiales de apagar el proyecto piloto Star que aplicaba la multinacional canadiense en el campo Quifa, en Puerto Gaitán, Meta, con el que buscaba incrementar el factor de recobro secundario —tratar de sacar la mayor producción posible de crudo—, no significa la salida de la compañía de Colombia. Por el contrario, se convierte en un reto para impulsar esta y otro tipo de tecnologías que desarrollarán solos y con Ecopetrol. Esta es la postura de la compañía, a través del vicepresidente de Asuntos Corporativos, Federico Restrepo, con quien dialogamos en El Espectador.
     
    - ¿Apagar el piloto Star de Quifa significa que se van del país?
     
    - No. Para nada. No solo no nos vamos del país, sino que nos quedamos en Quifa. Todavía continuamos en Rubiales hasta el año 2016. El piloto necesariamente hay que apagarlo para seguir tomando la información de cómo se comporta durante todo el proceso. Esta información es la que le vamos a entregar a la comisión de expertos, para que nos hagan las recomendaciones de cómo se puede implementar la tecnología.
     
    - ¿Cree que alguien esté buscando que la compañía deje el país?
     
    - No. A nosotros nunca se nos ha pasado por la cabeza que exista algún tipo de acuerdo para que un grupo o personas quieran que la compañía salga. Durante el tiempo que llevamos en Colombia, hemos logrado superar muchas metas. Hemos logrado llevar los campos de producción de 16 mil a 200 mil barriles diarios y eso ha hecho que campos como Rubiales, que antes eran pequeños, sean hoy muy importantes y a cualquiera le gustaría estar como operador de este campo.
     
    "México es la nueva frontera de los hidrocarburos en este sector de América. Con una ventaja, y es que tiene una geología bastante estudiada, con un potencial muy alto, y que luego de superar el problema que impedía las inversiones de compañías extranjeras, se convirtió en un lugar ideal para estar allí y Pacific está interesada.
    - ¿No sirvió el proyecto Star?
     
    - El proyecto Star ha sido un éxito hasta ahora. Lo que se mandó a cerrar fue el piloto para poder recuperar la información. Una vez se complete y se analice cómo se comporta durante el proceso de apagado del piloto, le entregamos la información a una comisión de expertos que la van evaluar. El proyecto Star continúa con una segunda etapa, que es de análisis y evaluación, y en esta también estará Ecopetrol.
     
    - ¿Van a insistir para quedarse con Rubiales luego del cierre de Star?
     
    - Nosotros hemos presentado a Ecopetrol una solicitud para que nos permita seguir como operadores de Rubiales. El proyecto Star no tiene nada que ver con la continuidad en Rubiales. Lo que esperamos es que los resultados sean positivos en la recuperación de crudo en el campo, y de ser así, no solo se podría aplicar en Quifa, sino en Rubiales, Sabanero, CP6 y cualquier otro campo, independientemente de si en este tenemos asociación con Ecopetrol o no.
     
    - ¿En dónde están hoy?
     
    - Estamos en 42 campos en el país. Tenemos en Meta, Arauca, Putumayo, Bolívar, Sucre y La Guajira, donde hay más de 2.000 pozos.
     
    - ¿Colombia sigue siendo atractiva para ustedes y otros inversionistas?
     
    - Sí. Colombia es un país que representa para la industria petrolera internacional dos cosas muy importantes: su ubicación, pues Colombia esta localizada geográficamente en un sitio que facilita que los hidrocarburos que encontremos aquí se puedan extraer y exportar, y una seguridad jurídica que permite que los inversionistas internacionales la vean con muy buenos ojos. Sigue siendo importante para nosotros.
     
    - Ustedes son la petrolera privada más grande, en un país que no es petrolero, ¿por qué siguen aquí?
     
    - Colombia es un país que tiene petróleo, no ha llegado a ser petrolero todavía, ya que las reservas que tiene no dan para atender la demanda por más de siete años, por ello tenemos que seguir haciendo inversiones fuertes en exploración para aumentarlas. Creemos que hay más hidrocarburos en Colombia, tanto en el Putumayo como en los Llanos Orientales, y hay que recuperarlos.
     
    - ¿Cuál es el reto de Pacific?
     
    - El principal reto en estos campos, que nos ha entregado la Agencia Nacional de Hidrocarburos, es demostrar reservas comprobadas y aumentar el factor de recobro de reservas existentes ya probadas, por eso estamos en el análisis para la implementación de otro tipo de tecnología como la de Star.
     
    ¿Qué significa México para ustedes? ¿Tienen algún proyecto allí?
     
    - México es la nueva frontera de los hidrocarburos en este sector de América. Con una ventaja, y es que tiene una geología bastante estudiada, con un potencial muy alto, y que luego de superar el problema que impedía las inversiones de compañías extranjeras, se convirtió en un lugar ideal para estar allí y Pacific está interesada.
     
    - ¿La baja participación en la Ronda Colombia obedeció a la apertura que se está dando en México?
     
    - No. Yo lo que creo es que en la Ronda había bloques de hidrocarburos no convencionales, que no despertaron interés, pero hay mucho por descubrir.
     
    - ¿Cuánto producen hoy?
     
    - Hoy estamos produciendo 200 mil barriles diarios en Rubiales y 60 mil en Quifa. En La Creciente tenemos unos 60 millones de pies cúbicos diarios de gas y en CP6 trabajamos en la implementación de la infraestructura para el campo operativo.
     
    autor: ELESPECTADOR.COM
  • Pacific, estable a pesar de Star

    El final del período de estudio de la propuesta de recuperación secundaria hizo que, en menos de tres minutos del pasado jueves, el precio de la acción cayera más de $2.000. Pero el mercado lo esperaba y las proyecciones son estables.
     
    ExplotacionDesde hace varias semanas los mercados accionario y energético esperaban la reunión entre la junta directiva de Ecopetrol y los directivos de Pacific Rubiales (PREC), el pasado 23 de julio. Después de una jornada de discusión y de análisis, de más de diez horas, los petroleros de las dos compañías tomaron la decisión de dar por terminado el proyecto piloto de la tecnología Star, un mecanismo con el cual la multinacional canadiense pretendía duplicar la recuperación de petróleo en el campo Quifa, en Puerto Gaitán (Meta).
     
    A pesar de que el comunicado simplemente establece que se dio por terminado el período de estudio y que esto no significa que la iniciativa fracasó, un día después de que la noticia se revelara al público, casi de inmediato el mercado accionario reaccionó negativamente, produciendo que la acción de Pacific Rubiales cayera más de $2.000 en menos de tres minutos. Aunque menos marcadas, Ecopetrol también presentó pérdidas, registrando una caída de $500 en los primeros 15 minutos desde que la bolsa abrió.
     
    Entidades como Credicorp, Alianza Valores y la comisionista de Corpbanca coindicen en que la acción de Pacific Rubiales va a cerrar el año con un precio superior a los $38.000. Además, ninguna entidad tenía entre sus cuentas la aprobación del proyecto Star, por lo que el futuro de la compañía en el mediano plazo no es malo.
     
    De manera que la caída que se presentó al empezar la jornada del pasado jueves se entiende más como una respuesta por la especulación previa al comunicado, y a pesar de que es posible que en los próximos días se esperen más caídas, el fenómeno puede entenderse como un choque momentáneo, que no refleja el valor real de mercado de la compañía, el cual, según los expertos, se encuentra alrededor de los $40.000.

    Esto se evidencia con un comunicado de la comisionista de Corpbanca dirigido al El Espectador, el cual expresa lo siguiente: “El precio objetivo que tenemos ya descarta una prórroga del contrato de Rubiales y, por lo tanto, no supone aplicación de dicha tecnología, por lo que de no aprobarse la aplicación de Star, el precio objetivo continuaría siendo $43.030. Sin embargo, en el corto plazo el mercado podría responder negativamente, pese a que ya ha venido descontando dicha situación en los últimos días”.
     
    Asimismo, el banco chileno revela un escenario hipotético muy interesante, analizando lo que podría pasar en caso de una aprobación definitiva de la iniciativa de recuperación secundaria. Según ellos: “Bajo la suposición de que un nuevo contrato, que implique reservas adicionales para PREC entre 50 y 100 millones de barriles, el impacto en el precio podría ser entre $5.000 y $9.000 sobre el valor real, de manera que el valor de la acción a un año podría oscilar entre $48.000 y $52.000, aclarando que el precio objetivo no necesariamente coincide con el de mercado”, implicando el mejor precio registrado desde hace cuatro años.
     
    El precio mínimo al que podría llegar la acción, tras el anuncio de las petroleras, se encuentra “alrededor de los $29.500, pero considerando que el más bajo registrado este año fue cercano a los $24.900, no hay demasiadas razones por las que amerite alarmarse”, es como expresa su opinión Juan David Ballén, analista de Alianza Valores, sobre la problemática de la petrolera.
     
    Es por esto que la especulación y la incertidumbre que actualmente existe no son para tanto, porque si la intención de los inversionistas es conocer los resultados en el corto plazo, es mejor analizar las constantes voladuras de los oleoductos y los problemas de orden público que se están presentando en las zonas petroleras, puesto que son factores que repercuten directamente en la producción, uno de los determinantes del precio real de mercado de la compañía.
     
    Por otro lado, a pesar de que el contrato con Ecopetrol vence en 2016, César Cuervo, analista de Credicorp, establece que “Pacific es mucho más que el Campo Rubiales, puesto que a pesar de que represente un activo importante, la compañía tiene otras fuentes de ingreso. Por ejemplo el campo La Creciente, que es uno de los principales productores de gas del país, adicionalmente adquirió todos los activos de Petrominerales y de C&C Energía. Asimismo, gracias a una sociedad con la estatal, cuenta con el Bloque Quifa, al igual que el Bloque CT6”.
     
     
    Por: Camilo Vega
  • Países petroleros se reúnen nuevamente para concretar su reducción de producción

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

    La petrolera canadiense anunció un acuerdo con la colombiana para operar el campo Aguas Blancas, ubicado en Simacota, Santander.
     
    Campo ThxEste campo, vecino de La Cira-Infantas, está prácticamente abandonado y actualmente produce 11 barriles promedio diario.
     
    Ahora, con este convenio se espera llevar el campo a producir 10.000 barriles al día. Al igual La Cira-Infantas, Aguas Blancas produce crudos livianos.
     
    El acuerdo se logró después de que Ecopetrol iniciara un proceso de subasta para que las compañías operadoras presentaran sus propuestas, según especificó Parex en un comunicado.
     
    “La oferta ganadora de Parex requiere una inversión durante la fase inicial de aproximadamente 61 millones de dólares para realizar la perforación de delimitación y programas piloto de inyección de agua, a costo de obtener una participación de 50 por ciento en el campo”. Todas las inversiones futuras se dividirán en 40 % Ecopetrol y 60 % Parex.
     
    Las ganancias y los costos operativos se dividirán por mitades.
     
    La fase inicial del acuerdo es de tres años, en este periodo se planea invertir cerca de 700 millones de dólares, el periodo total del convenio es de 25 años.
     
    En Aguas Blancas, se estiman reservas por 55 millones de barriles, que podrían ser adicionados en un corto plazo a las cuentas de Ecopetrol.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Paros y bloqueos incidirían en la caída de la inversión extranjera en el sector petrolero

    00 Cubapetroleo 16630La cifra llegaría a 4.720 millones de dólares, a niveles del año 2007. Campetrol lo atribuye a circunstancias internas.
     
    La Inversión Extranjera Directa (IED) en el sector petrolero caería este año 42 por ciento a 4.720 millones de dólares, esto tomando como base un precio promedio por barril de 41 dólares, junto con una producción de 885.000 barriles/día y usando como referente estadístico la Balanza Cambiaria del Banco de la República, según un estudio de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol).
     
    Esta cifra no se veía desde el año 2007, época en la que la IED del sector petrolero se ubicó en 4.156 millones de dólares.
     
    La proyección estimada a la baja se generaría por la compleja situación por la que está atravesando el sector petrolero derivada, en primer lugar, del descenso de las cotizaciones del crudo, así como por la inseguridad jurídica que se ha despertado debido a las revocatoria de licencias por parte de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) y a las decisiones de la Corte Constitucional, que ha ordenado el cese de operaciones de pozos productores por presuntos problemas en el desarrollo de la consulta previa.
     
    A esto se le deben sumar los constantes paros y bloqueos por parte de las comunidades (que entre enero y mayo del presente año suman 37), que suspenden las operaciones en los campos, lo cual incrementa los valores de funcionamiento; así mismo, se le deben incluir los altos precios de contratación local de bienes y servicios (que en ocasiones llegan al 500 por ciento más de la tarifa de mercado) y los elevados niveles de tributación en Colombia, asegura el gremio petrolero.
     
    Ronda de Ecopetrol
     
    De otra parte la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) consideró acertada la decisión de Ecopetrol de lanzar una nueva ronda, con 20 activos productivos y con prospectividad exploratoria, en las zonas del Catatumbo, Valle Medio y Superior del Magdalena, Llanos y Putumayo, en momentos en que la producción ha caído en más de 100.000 barriles.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Pdvsa busca acuerdos con China para desarrollo gasífero costa afuera

    Plataforma UsaDe acuerdo con la petrolera estatal, la rentabilidad de los proyectos gasíferos se sustenta en las reservas de 197 billones de pies cúbicos de este hidrocarburo con que cuenta la nación y que la sitúan en octavo lugar en el mundo.
     
     
    Petróleos de Venezuela (Pdvsa) y el Consorcio chino HG Tech iniciaron un encuentro que tiene como finalidad intercambiar conocimientos y proyectos para impulsar el desarrollo gasífero costa afuera de Venezuela.
     
    El evento, denominado Oportunidad de Negocios, que se realizará hasta este viernes 4 en la sede de Pdvsa, en Caracas, "tiene como objetivo mostrar el panorama de desarrollo gasífero en el país a un grupo de empresarios chinos, y así acordar el financiamiento, la inversión y el acceso a ingeniería requerida por la nación para los desarrollos de gas costa afuera, tanto en el oriente como en el occidente venezolano", refiere una nota de prensa de la estatal.
     
    on este encuentro, la dirección ejecutiva Costa Afuera de Pdvsa espera impulsar un modelo de equilibrio, "que permita desarrollar la infraestructura nacional, garantizar la capacidad de suministro en el país y ampliar las oportunidades de exportación, por medio de tuberías directas o a través de la licuefacción del gas para su transporte en buques".
     
    De acuerdo con la petrolera estatal, la rentabilidad de los proyectos gasíferos se sustenta en las reservas de 197 billones de pies cúbicos de este hidrocarburo con que cuenta la nación y que la sitúan en octavo lugar en el mundo y en el primer puesto en América Latina y el Caribe.
     
    "El gas, como recurso energético, atrae la inversión del consorcio chino que ve el potencial de nuestras reservas, tanto de gas como de crudo, Costa Afuera y las facilidades que se tienen en estas latitudes por tratarse de una zona tropical, con aguas relativamente tranquilas", señaló el director ejecutivo Costa Afuera de Pdvsa, Douglas Sosa.
     
    Al respecto, indicó que el consorcio chino HG Tech cuenta con amplios conocimientos que facilitan la construcción de infraestructura costa afuera.
     
    "Esta cooperación conjunta se apoya en las condiciones naturales donde se encuentra el recurso, con yacimientos entre 7 mil a 10 mil pies de profundidad, que hacen el proyecto rentable", dijo al ser citado en la nota de prensa.
     
    Asimismo, Sosa destacó que el gigante asiático requiere de gas para sustituir el carbón como fuente energética.
     
    La rueda de negocios incluye exposiciones por parte de directivos de Pdvsa, de especialistas en la producción de gas y gas costa afuera, mesas de trabajo multidisciplinarias y una visita a las áreas, específicamente a Güiria, estado Sucre, donde se encuentra localizado el gasoducto nororiental José Francisco Bermúdez.
     
    Pdvsa anunció que se prevé que durante la clausura del encuentro se firmen acuerdos y compromisos entre ambas naciones.
     
     
    Fuente: Americaeconomia.com / ELMUNDO.COM.VE
  • Pemex va con Chevron y Ecopetrol y DEA Deutsche Erodel

    Para la licitación petrolera llamada Ronda 2.1 a celebrarse el 19 de junio, Pemex repetirá su alianza con Chevron y la japonesa Inpex con la que ganó un campo en la ronda de aguas profundas, pero también se alió en consorcio con la colombiana Ecopetrol y la alemana DEA Deutsche Erdoel.
     
    4798 NAsí lo informó Juan Carlos Zepeda Molina, presidente Comisionado de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
     
    En total, para esta licitación habrá 36 concursantes, agrupados en 20 individuales y 16 consorcios. Dijo que las bases de licitación establecen como limitante que una empresa no puede presentar dos ofertas para un mismo bloque aunque sea en diferentes equipos.
     
    “De manera coloquial, no puedes competir contra ti mismo. Puedes estar en un consorcio y estar de forma individual”, dijo.
     
     
    CRONICA.COM.MX
     
  • Petrobras, la de mayor valor

    La petrolera alcanzó los US$116.300 millones en valor de mercado, seguida de la cervecera brasileña Ambev (US$105.264 millones) y la operadora mexicana América Móvil, del multimillonario Carlos Slim (US$84.054 millones).
     
    Petrobras WLa petrolera estatal brasileña volvió a convertirse en la empresa de capital abierto con mayor valor de mercado de Latinoamérica, según un estudio publicado por la consultora Economática.
     
    La víspera, las acciones preferenciales de Petrobras registraron un alza de más del 10 %, liderando la subida de la bolsa de Sao Paulo, después de que una encuesta indicara una ventaja del candidato opositor, Aecio Neves, frente a la presidenta y candidata a la reelección, Dilma Rousseff, en la segunda vuelta de las elecciones, prevista para el 26 de octubre.
     
    De acuerdo con el sondeo de Sensus, Neves tiene una ventaja de 17 puntos frente a la jefe de estado, aunque una nueva encuesta divulgada el lunes por Vox Populi, ya con el mercado cerrado, indicó un empate técnico entre ambos candidatos, pero con Rousseff ligeramente al frente.
     
    Desde que comenzó la campaña electoral, las empresas estatales, principalmente Petrobras, han recibido con ganancias cualquier tipo de señal que muestre un debilitamiento de Rousseff en los comicios, ya que el mercado financiero apuesta por un cambio de siglas para frenar la política intervencionista del actual Gobierno.
     
    Según Economática, el valor de mercado de la compañía estatal aumentó en 22.649 millones de dólares desde el inicio del mes de octubre.
     
    Esta subida se da en medio de los escándalos de corrupción que sacuden por estos días a la compañía, investigada por la Policía y el Congreso por desvío de recursos para financiar campañas políticas.
     
    Asimismo, entre los seis países analizados por la consultora en Latinoamérica (Brasil, Chile, México, Argentina, Perú y Colombia) y Estados Unidos, la bolsa de Sao Paulo fue la única que experimentó un crecimiento en el valor de mercado en lo que va de mes.
     
    El índice Ibovespa, principal indicador del corro paulista, registró un valor de 959.500 millones de dólares el 30 de septiembre, mientras que ayer éste fue de 1,020 billones de dólares.
     
    Entre las compañías con mayor valor de mercado de Latinoamérica hay seis brasileñas (Petrobras, Ambev, Itaú-Unibanco, Bradesco, Vale, Banco do Brasil), tres mexicanas (América Móvil, Walmart México, GModelo) y una colombiana (Ecopetrol). 
     
     
    EFE/D.com
  • Petróleo no ha superado el millón de barriles

    Petroleo SuministroEl Ministerio de Minas y Energía informo ayer,  que la cifra preliminar de producción promedio de crudo en Colombia en el mes de julio fue de 968.000 barriles por día (BPD), disminuyendo 4,16% con respecto a junio de este mismo año. Con esto, la producción diaria estimada, promedio anual de crudo, alcanza los 979.000 BPD en lo que va de 2014.
     
    Durante el mes de julio la producción se vio afectada principalmente por atentados en el oleoducto Caño Limón-Coveñas, así como por fallas en el sistema eléctrico y operaciones de mantenimiento en los campos de Rubiales,  Quifa,  Chichimene y Castilla.                                                              
     
    Por otro lado, la producción de gas promedio mensual de gas durante el mes de julio 2014, alcanzó los 1.072 millones de pies cúbicos por día (MPCD), lo que representa una disminución del 3,27 por ciento con respecto al mes de junio (1.108 MPCD), con lo cual la producción diaria estimada promedio anual se mantuvo en 1.118 MPCD. La variación en el volumen de gas comercializado se debe al comportamiento de la demanda.
     
    MME - 
  • Petróleo por encima del millón de barriles en junio

    Campo EcoMinMinas. Bogotá D.C. 13 de julio de 2015. El Ministro de Minas y Energía Tomas González anunció que durante el mes de junio se logró una producción promedio de crudo de 1.007.000 barriles por día (BPD), con lo cual el país logra durante nueve meses una producción estable y continúa por encima del millón de barriles.

    “En el Gobierno estamos trabajando para que la producción de crudo se mantenga por encima del millón de barriles diarios. Hemos tomado medidas para estimular la producción y mantener el máximo de exploración. Con todos los esfuerzos que hacemos estamos sembrando regalías, recursos que necesitamos para la paz y para financiar los programas sociales”, aseguró Tomás González.

    Por otro lado, la cifra preliminar de producción promedio de gas durante junio alcanzó 1.035 millones de pies cúbicos por día (MPCD), menor en 1,42% con respecto a la de mayo de 2015 (1.050 Mpcd), variación que se sustenta, fundamentalmente, en el comportamiento de la demanda.

    “A pesar de la caída de precios y de los ataques terroristas, el sector sigue produciendo un millón de barriles por día. En la actual coyuntura, el sector requiere  todo el apoyo para mantener su dinamismo y seguir generando los recursos para financiar grandes proyectos como las vías 4G, colegios, el programa Ser Pilo Paga, infraestructura y viviendas, entre otros. Estos recursos son absolutamente fundamentales para la economía colombiana y para la inversión social”, añadió González Estrada.

    El Ministerio de Minas y Energía continua con el desarrollo e impulso del sector a través de las medidas que se han tomado, como las incluídas en el Plan Nacional de Desarrollo y el PIPE2.0 minero-energético, con lo cual se espera mantener una producción estable, incentivar la inversión y aumentar la exploración.

    4c1442dc E1ee 4958 Ae2b 115662114873
     
     

     

  • Petróleo y gas: oportunidades para las compañías extranjeras

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

    La creación de la ANH y la privatización de Ecopetrol cambiaron el rumbo de la industria.
     
    Campo ThxA principios de este siglo el país producía un poco más de la mitad de barriles de petróleo que saca hoy, las reservas de crudo iban en caída libre, Ecopetrol era una empresa cien por ciento estatal y la Agencia Nacional de Hidrocarburos todavía era una idea.
     
    A principios de este siglo el mundo se preguntaba cuánto tiempo iba a durar la racha del barril caro. La Organización de Países Exportadores de Petróleo, Opep, decidió recortar su oferta de crudo al mercado y esta estrategia triplicó el precio, de 10 a 30 dólares por barril.
     
    Sí, el ‘barril caro’ de finales de los 90 costaba 30 dólares.
     
    En lo que va de este siglo la industria petrolera global ha dado un giro de 180 grados, y Colombia, quedó dentro de la rueda.
     
    Para el presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo, Francisco José Lloreda Mera, “en los últimos quince años el país ha hecho avances muy importantes en todo sentido, en exploración, producción, inversiones e instituciones”, explica.
     
    GIRO INSTITUCIONAL
     
    Prácticamente todos los expertos en el sector petrolero colombiano, desde exministros de minas y energía, hasta veedores internacionales de entidades como el BID y el Banco Mundial, coinciden en que la transformación institucional que emprendió Colombia en el 2003 ha sido clave para que, además de incrementar la producción de 600.000 a 1.000.000 de barriles, la actividad exploratoria se haya multiplicado por diez en menos de dos décadas y la inversión extranjera por cinco.
     
    La reforma energética colombiana, que hoy sirve de inspiración a países como México, que abre su industria petrolera a la inversión extranjera, separó a Ecopetrol de las funciones de administrar los recursos de hidrocarburos en el subsuelo y le asignó esa responsabilidad a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, que inició a cumplir su tarea en el 2003.
     
    Al cambio en las reglas de juego se le sumó una mejora evidente en las condiciones de seguridad de varias zonas del país, lo que dio más estabilidad a las operaciones y abrió las puertas a nuevas inversiones.
     
    Para el ministro de Minas y Energía, Tomás González, es indudable la solidez del sector petrolero y esto se refleja en el hecho de que este sector, solo en los últimos cuatro años le ha permitido a la nación ingresos por 118 billones de pesos.
     
    “Esto es el equivalente a financiar 2,5 veces el proyecto de carreteras de cuarta generación, construir 1,3 millones viviendas de interés social y financiar el presupuesto de educación durante cuatro años”, señaló.
     
    Pese a esta evolución hay una preocupación que inquietaba al país en el 2000 y que vuelve a hacerlo ahora: la caída de las reservas.
     
    A principios de siglo el país tenía unas reservas de 1.972 millones de barriles, hoy son de 2.308 millones, sin embargo, pese a que ha aumentado el número de barriles, la expectativa de vida de esos recursos, dado el nivel de producción actual, es menor.
     
    En el 2000 se decía que las reservas alcanzaban para casi 8 años, hoy se habla de seis años y medio.
     
    “Colombia ha hecho de todo para tener más inversión, pero tiene un problema de prospectividad. En el país sí ha habido un alza brutal en el número de pozos exploratorios, pero eso no se ha correspondido con hallazgos”, dice el profesor del Harvard Kennedy School of Government Francisco Monaldi.
     
    Hoy la industria corre contra el tiempo para lograr nuevos descubrimientos en un contexto en el que producir es más costoso que hace quince años, por el agotamiento de los campos existentes.
     
    La gran esperanza tanto de las empresas, como del Gobierno está posada en la campaña de exploración que se realiza en el mar Caribe.
     
    EL GAS, ENTRE LA MASIFICACIÓN Y LA ESCASEZ
     
    La historia reciente del gas natural en Colombia está estrictamente ligada con la del petróleo. Cambio de institucionalidad, aumento en la producción y reservas relativamente estables.
     
    Sin embargo, la cadena de valor de la industria del gas ha tenido una evolución mucho más acelerada.
     
    La política pública de masificación del gas natural como combustible doméstico ha llevado a que en el país se haya desarrollado una industria de transporte y empresas de servicios.
     
    Hoy el 81 por ciento de los municipios del país tienen acceso a gas natural y hay medio millón de vehículos que utilizan este combustible.
     
    Ha sido tal el desarrollo de esta industria que el presidente de la república Juan Manuel Santos, la ha llamado la “revolución silenciosa (...) producto de una estrategia sólida de largo plazo”.
     
    Pero, así de grande como su auge, es el desafío de mantener los ritmos de crecimiento actuales. El incremento del consumo también impulsó la declinación de las reservas.
     
    De acuerdo con el gremio de las empresas de la cadena, Naturgas, la planta de regasificación (con la que se importará) y la ampliación de la red de gasoductos para campos menores, permitirá mantener el abastecimiento de este combustible en el país.
     
     
    Nohora Celedon - Portafolio.co
  • Petroleras: las comisionistas las prefieren pequeñas

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

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

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

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

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

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

    LA ESTRATEGIA

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

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

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

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

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

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

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

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

    GRANDES Y CHICAS

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

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

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

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

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

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

    ¿POR QUÉ SON IMPORTANTES?

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

  • Petrolero y 10 años de experiencia, el perfil para presidir Ecopetrol

    Javier GBogotá_Luego de haber estado en la presidencia de Ecopetrol por casi ocho años, Javier Genaro Gutiérrez saldrá de la petrolera, con lo que se abrirá la vacante para uno de los cargos más apetecidos en el país. Una fuente cercana a la junta directiva de la empresa confirmó a LR que “es inminente la salida de Gutiérrez”, por lo que la junta directiva comenzará con la búsqueda de una nueva cabeza para la compañía.
     
    El directivo egresado de ingeniería civil de la Universidad de los Andes, especialista en finanzas y magister en ingeniería industrial, ha estado a cargo de liderar procesos como las dos emisiones de acciones de la compañía, adquisiciones y convenios con otras petroleras. De hecho, esta no es la primera crisis de bajos precios que enfrenta el directivo, pues entre 2008 y 2009, cuando los precios pasaron de estar sobre los US$100 a US$35, también tuvo que sacar adelante a la compañía.
     
    “Sería muy desafortunada la salida de Javier Genaro Gutiérrez, porque creo que ha hecho una excelente labor y la baja reciente en el precio de la acción, no tiene nada que ver con su gestión. Me parecería realmente sorprendente que se usara ese argumento para sacarlo de su cargo”, dijo el exministro de Hacienda, Guillermo Perry.
     
    Pese a eso, el directivo saldrá a sus 63 años de Ecopetrol y la junta deberá buscarle un reemplazo. La decisión estará a cargo de los representantes del Gobierno: Mauricio Cárdenas, ministro de Hacienda, Tomás González, ministro de Minas y Energía, y Simón Gaviria, director de Planeación Nacional. Y los miembros independientes: Gonzalo Restrepo, presidente de la junta directiva; Horacio Ferreira, representante de las regiones productoras, Roberto Steiner, representante de los accionistas minoritarios, Jorge Pinzón, Joaquín Moreno y Luis Fernando Ramírez.
     
    Aunque la compañía no ha confirmado una junta extraordinaria, está previsto que entre hoy, y antes del próximo 12 de diciembre, cuando se celebrará junta ordinaria, se reúnan los miembros para definir cómo se va a proceder con el nombramiento del nuevo presidente. De hecho, hoy se realizará un comité en la empresa, con la presencia del ministro González.
     
    Sin embargo, la tarea no será fácil, pues headhunters consultados señalan que una empresa como Ecopetrol requiere del más alto perfil ejecutivo: formación gerencial, experiencia de unos 10 años al frente de grandes compañías, carrera petrolera y conocimiento en el sector energético internacional.
     
    “La junta deberá hacer un análisis minucioso, porque las grandes petroleras están manejadas por personas con historial en el sector, es decir, petroleros de carrera”, señaló Pablo Agustín Londoño, socio de CT Partners.
     
    Para Beltrán Benjumea, gerente de Michael Page, el tema de la formación es clave, pero pesa más la experiencia que se tenga en el sector energético. “Ecopetrol, que cada vez tiene más componentes internacionales, requiere de una persona con fluidez en idiomas, experiencia en el extranjero y liderazgo y cercanía con las operaciones. Por lo menos, debe tener unos 10 años en gestión de grandes compañías”, sostuvo.
     
    Otros de los aspectos que destacan los expertos están relacionados con el manejo de la política en los países productores de petróleo, porque el negocio de Ecopetrol se fija por precios internacionales. Y hay que tener en cuenta que las decisiones políticas de los productores, tienen importante incidencia en esos precios.
     
    El sonajero
    A lo largo de la carrera de Gutiérrez en Ecopetrol, han sonado nueve nombres para reemplazarlo en el cargo, sin que se haya concretado alguno. Ahora que se vuelve a abrir la convocatoria, Juan Carlos Echeverry, exministro de Hacienda, Camilo Marulanda, expresidente de Cenit (filial de transporte de la petrolera), y Joaquín Moreno, miembro de la junta, son las opciones más cercanas al cargo (Ver recuadros).
     
    Pero es posible que los nombres no logren llenar las expectativas para este puesto. “Los candidatos que han sonado en los seis años pasados, son personas con cualidades muy inferiores a Gutiérrez. Algunos de los nombres que se han planteado, no tienen dos características al tiempo: alta capacidad para gerenciar y larga experiencia en el sector”, agregó Perry.
     
    Los efectos sobre la acción
    Independiente de cuál sea la decisión de Ecopetrol, lo que ocurra en torno a la presidencia se convertirá en una información relevante para la compañía, que deberá notificar ante la Superintendencia Financiera y los mercados de Nueva York y Lima.
     
    Esos anuncios podrían generar incertidumbre entre los accionistas sobre qué va a pasar con sus inversiones y aliviar o agravar la caída del título, que ayer cerró en $2.215. Con esto, el precio sumó una caída de 3,06% frente a la jornada del miércoles.
     
    Este es solo uno más de los problemas que debe enfrentar la petrolera, a la que también le preocupa el encarecimiento del dólar (por sus importaciones y la deuda externa) y la constante caída de los precios internacionales del petróleo.
     
    Estos últimos mantuvieron la tendencia a la baja ayer: el WTI llegó a US$66,7 por barril (-0,95%), mientras que el brent estuvo en US$69,49 (-0.61%), al cierre de la edición.
     
    El debate político
    Ecopetrol es una compañía que le aporta al Estado unos $33 billones al año, es decir, 21% de los ingresos corrientes de la Nación. Gracias su importancia para la economía, se ha convertido en una carta política para el mandatario de turno. Sin embargo, este mecanismo es criticado por el sector, que espera un nombramiento por méritos.
     
    “No creo que sea conveniente que una persona que ha manejado bien la empresa, como Javier Genaro Gutiérrez, deba salir por condiciones políticas”, dijo Fabio Echeverry, expresidente de la junta directiva de Ecopetrol.
     
    Tanto empresarios como expertos esperan que en las juntas de los próximos días, los miembros tengan en cuenta estos temas, para nombrar al mejor reemplazo de Gutiérrez Pemberthy.
     
    Se mantiene la junta del 12 de diciembre
    La petrolera confirmó ayer que desde hace varios meses citó a la junta directiva ordinaria para el próximo 12 de diciembre y que mantendrá esa fecha, independientemente de lo que ocurra en los próximos días. Está previsto que en la reunión se definan temas sobre el plan de inversión del próximo año, que se reduciría en más de US$500 millones y que se presentará a mediados de este mes, además de la estrategia de crecimiento con la que la compañía operará a 2030. Ambos componentes definirán los proyectos prioritarios en los próximos años, entre los que se aplazaría la Refinería de Barrancabermeja.
     
    Las Opiniones
     
    Juan Carlos Echeverry
    Exministro de Hacienda
    Pro: A sus 52 años, Echeverry ha sido ministro de Hacienda y presidente de la junta directiva del Banco de la República, por lo que tiene amplio conocimiento en las finanzas del país y sobre la importancia de la petrolera para la Nación. Esto le permitirá defender los intereses de Ecopetrol para aumentar su rentabilidad.
     
    Contra: Uno de los principales reproches a la carrera de Echeverry es su corta experiencia como gerente en el sector privado. Aunque tiene formación microeconómica, no será suficiente para administrar una compañía de la envergadura de Ecopetrol. A esto se suma su falta de experiencia en el sector petrolero.
     
    Camilo Marulanda
    Expresidente de Cenit
    Pro: Marulanda, un economista de la Universidad de los Andes, tiene experiencia en el sector petrolero, porque estuvo por más de un año al frente de Cenit, la filial de transporte de Ecopetrol. De hecho, gracias a su experiencia en el sector empresarial, su nombre también estuvo en el sonajero para presidir la Andi.
     
    Contra: Con tan solo 36 años de edad, Marulanda es “un poco joven” para un cargo como la presidencia de Ecopetrol que requiere, por lo menos, 10 años de experiencia como gerente. Aunque tiene un buen recorrido en Ecopetrol, a su hoja de vida no se suma un cargo gerencial en otra gran empresa.
     
    Joaquín Moreno
    Miembro independiente de la junta directiva
    Pro: Moreno es egresado de Ingeniería civil de la Universidad de Santander. Desde 1972 ingresó al sector petrolero, a través de Shell, compañía en la que construyó una carrera de más de 40 años de experiencia. Este año ingresó a la junta directiva de Ecopetrol, por lo que conoce los temas clave para la empresa.
     
    Contra: Aunque Moreno es ampliamente conocido en el sector y cuenta con trayectoria y conocimientos petroleros, no tiene muchas cartas a su favor entre los miembros del Gobierno que hacen parte de la Junta Directiva de Ecopetrol y que preferirían apoyar una cuota propia para liderar la estatal.
     
    Las Opiniones
     
    Fabio Echeverry
    Expresidente de la junta directiva de Ecopetrol
    “No creo que sea conveniente que una persona que ha manejado bien la empresa, como Javier Genaro Gutiérrez, deba salir por condiciones políticas”.
     
    Juan Camilo Restrepo
    Exministro de Hacienda
    “Estos rumores anticipados no son buenos, porque Ecopetrol no es una empresa oficial, sino de economía mixta, entonces sus decisiones afectan el mercado y las acciones”.
     
    Pablo Agustín Londoño
    Socio CT Partners
    “La junta deberá hacer un análisis minucioso, porque las grandes petroleras están manejadas por personas con historial en el sector, es decir, petroleros de carrera”.
     
    Por: Merian Araujo R.
     
    Editor; Paula Medina
     
    Fuente: LaRepublica.co
  • Petroleros no esperan que el precio del crudo suba

    Saudita PetroleoExpertos y empresarios de la industria reunidos en el congreso de la ACP afirman que el sector debe reinventarse para sobrevivir.
     
    El vicepresidente de la República, Germán Vargas Lleras, se declaró angustiado por los pronósticos de la industria petrolera; al presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Mauricio De La Mora, los escenarios que afronta el sector le producen escalofríos; mientras que el gerente del Banco de la República, José Darío Uribe, no ve en un futuro cercano una recuperación de los precios del crudo, aunque admite que en lo que tiene que ver con esta cotización las predicciones tienen un amplio margen de error.
     
    Por ese estilo fueron los comentarios y declaraciones presentados este jueves por expertos, funcionarios y empresarios reunidos en el Congreso de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), que conmemora con este encuentro académico sus 50 años de creación.
     
    Incertidumbre fue la palabra común en las presentaciones. De acuerdo con el especialista líder en petróleo y gas del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), Ramón Espinasa, se podría decir que los precios actuales del crudo están reflejando una realidad del mercado que se mantendrá en el futuro cercano.
     
    Es decir, hechos como el incremento de la producción en los Estados Unidos y en los países de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep), y el aumento en la actividad en países como Libia e Irak, afectados por el conflicto; y la expectativa de los nuevos barriles que traerá al mercado Irán, si se concreta el acuerdo nuclear con los Estados Unidos, permiten prever un mercado inundado de petróleo. Por el lado de la demanda, no es claro que China e India regresen a sus anteriores tasas de crecimiento.
     
    El director general de la Unidad de Negocio de Exploración y Producción de Cepsa, Luis Travesedo, lo resume la situación así: “Vamos a vivir un nuevo normal en los precios del crudo, y un dato que hay que recordar es que en 1986 el cambio de ciclo duró 20 años”, aseguró.
     
    No obstante, la industria tiene opciones y acude a ellas. La reducción de los costos operativos y la depuración de gastos que no hacen parte del ‘core’ del negocio están en la nueva realidad de las empresas.
     
    Pero esto tiene un impacto importante en las finanzas del Estado y también en los resultados de las compañías.
     
    Por esta razón, expertos como Leonardo Villar, director ejecutivo de Fedesarrollo, aseguran que el Estado deberá adaptarse a ingresos petroleros inferiores, con los riesgos macroeconómicos que esto trae para el futuro, tanto en cuanto a las tasas de interés como en cuanto al crecimiento económico del país.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Petroleros: dos caras de la crisis laboral

    Operadores CrudoPese a que los sindicatos del sector enfrentan la misma amenaza para sus afiliados —la desvinculación—, han asumido la situación con perspectivas distintas.

     

    “No nos preparamos para la época de las vacas flacas”, es con seguridad una de las reflexiones que más se arrojan en tiempos de crisis. Se ha dicho en medio de dificultades de orden climático que afectan la producción agrícola, de alteraciones en la tasa de cambio que trastornan los ingresos por cuenta de las exportaciones y ahora, por supuesto, de cara a la caída de los precios internacionales de las commodities. Pero “estar preparado” puede significar muchas cosas.

     

    La crisis es relativa

     

    Para la Unión Sindical Obrera de la Industria del Petróleo (USO) ese significado no implica poco: una visión diferente de las políticas públicas de los últimos 25 años en materia de hidrocarburos hubiera generado mejores condiciones para frentear los problemas de hoy. “La verdadera crisis se debe en parte a las malas decisiones de los gobiernos desde César Gaviria, Ernesto Samper, Álvaro Uribe y por último Juan Manuel Santos, porque han tomado la política petrolera con medidas que benefician a las multinacionales”, dice Edwin Castaño, presidente de este sindicato, que reúne a cerca de 30.000 trabajadores de 250 empresas contratistas y filiales de Ecopetrol.

     

    “Tuvimos un fondo que era para estas épocas de las vacas flacas que de una u otra forma estaba fondeado”, dice Castaño. Se refiere al Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera (Faep), que existe desde 1995 y cuyos recursos, entre otras medidas que se han tomado, fueron habilitados para saldar deudas con el sistema de salud a través del decreto 1080 de 2012. “Esos recursos hoy hubieran servido de mucho”, agrega. Gilberto Toro, director ejecutivo de la Federación Colombiana de Municipios, explicó que “el Faep se creó para financiar obras de desarrollo que necesita el país a nivel local y territorial y que beneficien a todos, no sólo a unos pocos”.

     

    Pero la USO ha insistido además que la participación del Estado en las rentas petroleras es muy poca y las exenciones tributarias para las empresas, demasiadas. La unión sindical cree que Ecopetrol debería ser de nuevo 100% estatal y que si hubiera prácticas distintas, a la hora de reducir costos las compañías no tendrían que echar mano de, como lo definió el ministro de Trabajo, Luis Eduardo Garzón, la “parte más frágil”: los trabajadores. Para Castaño, haciendo mantenimiento de forma directa y evitando la corrupción y la “contratación excesiva” se ahorraría mucho dinero. En sus palabras, esos son “cánceres” para Ecopetrol.

     

    La Confederación General del Trabajo (CGT) cree también que prepararse hubiera sido más inversión. “Cuando los precios estuvieron en US$100 o por encima, a los trabajadores no los llamaron a hacerlos partícipes de la bonanza”, dice Julio Roberto Gómez, presidente de la CGT. Con eso no se refiere sólo a mayores salarios, sino a que “las empresas habrían podido ejecutar mayores obras de carácter social”. Escuelas, por ejemplo. “No es justo que a las zonas petroleras lo que llega no es justamente el progreso”.

     

    De cara a un problema, muchos prefieren relativizarlo, verlo no como una adversidad sino como una oportunidad. “La crisis es una oportunidad para generar formas creativas de empleo”, dijo en entrevista con este diario el ministro de Trabajo. Para la Unión de Trabajadores de la Industria Energética Nacional (Utén), el duro momento del oro negro es una oportunidad para exponer el tipo de sindicalismo que practican. “Este es el mejor momento para demostrar que este sindicalismo es válido y útil para la construcción de valor no sólo en el sector petrolero, sino en toda la economía”, dice Alejandro Ospina, presidente de la división de Hidrocarburos de esa organización, que en total reúne a cerca de 13.000 trabajadores, de 200 empresas de la industria. Unos 1.700 hacen parte de Pacific Rubiales.

     

    La Utén se ha definido como practicante de un sindicalismo alternativo. “Creemos en la economía de mercado, que es necesario que existan empresas sanas, robustas y productivas para que pueda haber empleo sano, robusto, productivo y del largo plazo”, explica Ospina. “Entendemos que hay un problema y estamos dispuestos, siempre teniendo como base los acuerdos legales, a analizar las opciones a través de las cuales podemos ser parte de la solución”.

     

    Opciones como congelar el aumento de algunos sueldos en 2015. “En años anteriores habíamos tenido unos incrementos salariales que superaban los decretados para el salario mínimo legal. Este año acordamos mantener el incremento de índice de precios al consumidor para los cargos más bajos, los más vulnerables, pero para otros cargos de mayor nivel, de mayores ingresos, se congeló el salario”, según el líder sindical.

     

    Agrega: “Pero también somos conscientes de que hay proyectos que no son estratégicos, que no significan incrementos de producción inmediatamente y que pueden ser aplazados. Entonces debemos apuntar a la reubicación de esos trabajadores, a la terminación o no renovación de contratos, o simplemente que no se vinculen personas que tenían la expectativa de ser vinculadas”.

     

    La USO, por su parte, en reunión con otras organizaciones sindicales, Campetrol, Ecopetrol y Ministerio de Trabajo, fue vehemente. “Dijimos que los derechos de los trabajadores no los vamos a entregar”, contó Castaño. Pero al igual que ese sindicato, la Utén también hace un llamado de atención al Estado. Cree que este “tiene que hacer un esfuerzo importante para que los aportes que ha generado el sector de hidrocarburos se reinviertan en las regiones y se creen oportunidades de trabajo en otras actividades mientras se reactiva la industria”.

     

    La situación de las oportunidades puede ser espinosa en un contexto en el que las personas se familiarizaron con un tipo de oferta laboral. Pero para Ospina, el sector agroindustrial puede ser una apuesta interesante. Respecto a lo más espinoso de todo, los despidos de personal, la Utén asegura que llegó a un acuerdo. “Hemos convenido que la idea es que en el grupo de los trabajadores que estamos vinculados a la actividad propia del negocio, orientada a mantener y aumentar la producción, no se genere ningún despido, a menos que la situación se pusiera mucho más crítica”, esto es, para Ospina, un barril por debajo de US$40. “Estamos optimistas porque al parecer en tema de precios ya tocamos fondo”. Pero en las cerca de 200 empresas de las que la Utén tiene afiliados ya se cuentan cerca de 3.000 despidos.

     

    El cálculo de la USO es diferente. Según Castaño, el pasado 22 de enero, durante la inauguración de la sede sindical en Campo Rubiales, se encontraron con un panorama de despidos masivos: entre 6.000 y 7.000 personas despedidas de firmas contratistas. La CGT, por su parte, dice que en todo el sector petrolero se ha llegado a hablar de 20.000 a 25.000 personas que quedarían sin empleo, de un universo de 120.000 personas que dependen de esa actividad, que en menos de un año se vio cortada por la mitad.

     

     

    Fuente: Elespectador.com

     

  • Plan de contingencia busca evitar que el crudo por atentado terrorista, afecte bocatoma del acueducto de Tumaco.

    Barreras DerrameEcopetrol informo  que se encuentra activado el plan de contingencia en el Oleoducto Transandino por un nuevo atentado en la noche de del domingo a la altura del kilómetro 240+220, kilómetro 72 de la vía, vereda El Pinde en el municipio de Tumaco.
     
    El atentado produjo la rotura de la tubería y el derrame de crudo sobre la quebrada Pianulpí, que surte al río Guisa, y éste a su vez al río Mira que alimenta el acueducto  de Tumaco. En el momento del atentado el oleoducto se encontraba operando y se  procedió a suspender el bombeo de manera inmediata.
     
    En desarrollo del Plan de Contingencia se dio aviso a los Consejos Municipal y  Departamental para la Gestión del Riesgo de Desastres. La empresa ha instalado  cinco barreras para contener el derrame, una de ellas en la bocatoma del acueducto  y las otras cuatro en las veredas Gualtal, Pinde, Llorente y Vaquerío.
     
    El atentado se produjo a 55 kilómetros de la bocatoma del acueducto de Tumaco. Al sitio se han desplazado cuadrillas de la empresa con trabajadores y equipos para atender esta nueva contingencia y evitar que la mancha llegue hasta el río Mira.
     
    El río Mira es uno de los más caudalosos de la cuenca del Pacífico y desemboca  cerca de la bahía de Tumaco. Es navegable en toda su extensión y atraviesa  ecosistemas de selva húmeda al sur del país, uno de los más vulnerables y ricos en 
    materia de biodiversidad del planeta. 
     
    Ecopetrol rechaza enfáticamente estas acciones que ponen en riesgo la integridad de las personas, afectan el medio ambiente e impiden el normal desarrollo de las actividades de las comunidades y de las operaciones petroleras.
     
    ecopetrol.com
  • Plan de inversiones de Ecopetrol 2015

    Ecopetrol RLa Junta directiva de la petrolera aprobó una estrategia corporativa "que ajusta a la compañía al entorno internacional". La meta es financiar una producción de 760 mil barriles de crudo por día. La cifra es 25,8% menor a la de este año.
     
    En un comunicado de prensa, Ecopetrol informó que su Junta directiva aprobó para el próximo año la realización de inversiones por US$7.860 millones.
     
    Esta cifra representa un descenso de 25,8% frente a la del presupuesto de inversión para este año, 10.595 millones de dólares.
     
    "Las inversiones aprobadas para 2015 están alineadas con la nueva estrategia corporativa a largo plazo (2030) que está en elaboración, enfocada en la generación de valor y la sostenibilidad, y están acorde con la coyuntura actual de precios en el mercado internacional", agrega la petrolera.
     
    Así mismo, explica que se revisó el portafolio de proyectos de crecimiento y se "puso en marcha un estricto proceso de reducción de costos de operación, priorizando las inversiones estratégicas que maximizan el valor para el accionista. El plan de reducción de costos y gastos operacionales asciende a US$3.565 millones, sin perjuicio de optimizaciones adicionales que están en estudio por parte de la Junta directiva".
     
    De la inversión total aprobada para el Grupo Empresarial por US$7.860 millones, US$4.113 millones serán invertidos directamente en proyectos de Ecopetrol S.A. y US$3.747 millones en proyectos de compañías filiales y subsidiarias.
     
    El 92% de las inversiones se realizará en Colombia y el restante 8% en el exterior a través de sus filiales. El mayor porcentaje de los recursos se dirigirá a producción, a la culminación de la modernización de la refinería de Cartagena y al fortalecimiento de la capacidad de transporte.
     
    Ecopetrol explicó que los recursos requeridos para el plan de inversiones por US$4.113 millones y su aporte a la inversión de filiales y subsidiarias por US$1.928 millones provendrán de la generación interna de caja, la desinversión en activos no estratégicos (como las acciones de la petrolera en ISA y EEB) y financiación. "La Empresa cuenta con capacidad de endeudamiento, calificación de grado de inversión y acceso al mercado de capitales en Colombia y en el exterior", apunta el comunicado.
     
    El mayor ajuste realizado por la empresa lo hizo en el negocio de exploración, al que le destinará una suma de 503 millones de dólares el próximo año, mientras que el presupuesto del 2014 para esta área fue de 1.560 millones de dólares.
     
    Para el negocio de producción se destinará la mayor parte de los recursos, 4.145 millones de dólares.
     
    Esto en línea con lo que habían pronosticado expertos del sector (entre ellos la Asociación Colombiana del Petróleo) con relación a que el próximo año, ante una coyuntura de bajos precios del petróleo las empresas destinarían la mayor parte de sus recursos a aquellas actividades que ofrezcan más flujo de caja.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Planta Cupiagua ha suministrado al país más de 200 mil millones de pies cúbicos de gas en 4 años

    Cupiagua• La cifra equivale a cerca de 35,3 millones de barriles equivalentes de crudo.
     
    • La planta, ubicada en Aguazul, Casanare, tiene capacidad para procesar hasta 210 millones de pies cúbicos de gas natural por día.
     
    Un volumen superior a los 200.000 millones de pies cúbicos de gas le ha suministrado a Colombia en los últimos cuatro años la planta de procesamiento de gas que Ecopetrol tiene y opera en el municipio de Aguazul, departamento del Casanare.
     
    La planta, inaugurada en diciembre del 2012, ha entregado desde su entrada en operación un total de 201.000 millones de pies cúbicos de gas que representan cerca de 35,3 millones de barriles equivalentes de crudo, como aporte al mercado nacional, especialmente para el abastecimiento de gas domiciliario y del sector industrial.
     
    La importancia del complejo radica en el volumen de gas que ofrece a los usuarios de una extensa zona del país, pues en conjunto con la planta de gas de Cusiana permite abastecer el 41% de la demanda nacional, incluidas las ciudades de Bogotá, Villavicencio, Tunja, Manizales, Pereira, Armenia, Ibagué, Neiva y Cali.
     
    Esta planta, que hace parte de la Gerencia de Operaciones de Desarrollo y Producción Piedemonte, de la Vicepresidencia Regional Orinoquía, es la más grande en capacidad que tiene Ecopetrol en todo el país, con un potencial para procesar hasta 210 millones de pies cúbicos de gas natural por día. 
     
    Cuenta con tecnología de punta y funciona bajo los más altos estándares de calidad e integridad, lo cual ha permitido mantener una operación segura, sin afectaciones a personas o al medio ambiente, generando valor para Ecopetrol y para el país.
     
    Por: Paisminero.co /  CP - Ecopetrol
  • Podemos operar con precios entre US$ 20 y US$ 30: Ecopetrol

    Juan Carlos Echeverry explica el plan de austeridad de la petrolera de mayoría estatal para este año y la estrategia para garantizar un flujo de caja que le permita cumplir su plan de inversiones para este 2016.

    Juan C Echeverry - Foto de Semana.comJuan C Echeverry - Foto de Semana.comAsumiendo que los bajos precios del petróleo se pueden mantener por lo menos otros dos años, la petrolera Ecopetrol no solo está apostándole a la generación de flujos de efectivo a través de la baja en costos y de mayores eficiencias, sino también con la diversificación de riesgos por medio de la reducción de sus participaciones en varios bloques exploratorios.

    El presidente de la compañía, Juan Carlos Echeverry, afirma que hay un plan para vender y comprar porcentajes en bloques de exploración y producción, para apuntarle a la generación de caja en el corto, mediano y largo plazos.

    ¿Un plan de inversiones tan austero para el 2016 no deja en riesgo los nuevos hallazgos?

    La filosofía es sencilla. Es disciplina en el uso de capital y priorización. Hoy, en la industria la caja es el rey y el que la tenga está bien. Con esto, de los cuatro segmentos, exploración, producción, transporte y refinación, nos estamos yendo a los dos primeros porque allá está la mayor capacidad de generación de caja y porque en los otros ya hicimos las inversiones. Hubo una decisión difícil, que fue aplazar el plan maestro de la refinería de Barrancabermeja.

    ¿Por cuánto tiempo se aplazó?

    La solicitud es por cuatro años, para volver a considerarlo, porque dependemos de las condiciones. La junta directiva ya lo contempló, y está en discusión.

    ¿Cómo se va a optimizar este presupuesto?

    Toda la inversión será de 4.800 millones de dólares, de los cuales 2.340 millones van a producción y 660 millones, en exploración. La idea es hacer más con menos. Para producción infill (perforación de desarrollo), lo clave de cuántos pozos podemos hacer y cuánta caja generamos es el costo por pozo, que se compone del número de días por el costo por día. El número de días lo bajamos de 37 a 25, en promedio. Es decir, un pozo de 37 días podría costar 7 millones de dólares, pero lo bajamos a 3 millones de dólares. Vamos a tratar de hacer 500 pozos, cifra menor que los 600 del 2014, pero no la mitad.

    Pero la meta de producción es inferior al total del 2015...

    Será de 755.000 barriles por día para el grupo, y en el 2015 hicimos un poco más de 760.000 barriles. Para mantener la producción hay que hacer la perforación y eso es importante porque es caja, que por el precio al que estamos será menor que la del año pasado.

    ¿Con qué precio del crudo se hizo el plan?

    No puedo decirlo, pero son precios muy conservadores. El mensaje a los ingenieros es que si está a 40 dólares, ellos deben hacerlo a 30 dólares, porque si llega a este nivel ya tengo que haber pensado qué vamos a hacer. Mi foco son los costos y si el precio sube, maravilloso, pero debemos estar preparados, no solo en precio, porque esto puede durar dos años más. Prefiero irme con los más escépticos.

    ¿A qué precio del barril dan pérdidas?

    El precio al cual producimos caja está entre 20 y 30 dólares, y el nivel en el cual damos utilidades está entre 30 y 40 dólares. O sea, podemos seguir funcionando, sin ningún problema, con precios de entre 20 y 30 dólares. No me interesa cuánto bajo mis precios de equilibrio, sino cuánto lo hago frente a los demás, porque la batalla aquí es quién va a perder barriles y quién no. Si usted puede bajar sus costos, defiende sus barriles, sus empleos y su empresa. Hay empresas que no han podido bajar sus costos. Por ejemplo, Deutsche Bank dice que en América Latina la empresa que más ha podido bajar los costos es Ecopetrol y por eso nos recomiendan.

    ¿Qué campos concentrarán la producción?

    En donde sea que estemos, no sacamos ningún barril que no nos dé plata. Siempre y cuando sean eficientes, produzcan utilidades o caja o tengan promesa, los sacamos. Por ejemplo, el campo Akacías, en el bloque CPO-09, es caro porque sacamos el crudo por camiones. No produce caja, pero es tremendamente promisorio; solo tenemos que poner unos tubos y hacer una campaña exploratoria mayor.

    ¿Y en exploración, qué planes hay?

    Podemos decir con tranquilidad que hemos asegurado un futuro en el Caribe, tanto en el pozo Orca (La Guajira), como en Kronos, cerca de la frontera con Panamá. Sabemos que hay cantidades importantes de gas, pero debemos asegurarnos de cuánto hay, cuánto nos cuesta sacarlo y en qué período podemos sumarlo a reservas.

    ¿Son cantidades comerciales?

    Esa hipótesis se ratifica haciendo el segundo pozo, de delimitación. La prioridad para en el 2016 y el 2017 es hacer los pozos Kronos 2 y Orca 2.

    ¿Ayudará la regulación?

    Esto es tan importante que, como empresa sujeta a regulación, el país tiene que adaptar su regulación y las expectativas de precio a que este gas salga, porque este es el que va a abastecer al país y la exportación. Estaremos en un diálogo activo con los reguladores.

    Del total de exploración, ¿cuánto va a gas y cuánto a crudo?

    Al menos una tercera parte debe ir a gas y el resto, a crudo, una parte en Colombia y otra en el exterior.

    ¿Cuántos pozos exploratorios planean para el 2016?

    Eso depende, porque con precio a 60 dólares hay unos campos que se deben explorar, pero con precios a 50 se cambian los campos, y a 40 dólares cambian más.

    ¿Serán activos en venta o compra de campos?

    Hay un montón de bloques costa afuera que son solo de Ecopetrol, y el principio básico es no hacer nada solos. Entonces, hay que atraer socios a activos que tengamos, vendiendo partes y comprando otras, porque se está mejorando portafolio. No solo es vender, sino comprar. Nos llaman de Brasil, del golfo de México y de países cercanos, porque en este momento la gente está vendiendo cosas muy buenas, a muy buen precio. Pero vuelve el tema de la caja.

    ¿Se han dejado pasar buenas oportunidades?

    Sí, claro. A uno le ofrecen cosas muy atractivas, pero ahí sí toca enfocarse en dónde está la generación de valor. Y ahí volvemos a la producción, para los próximos años y generar portafolio.

    ¿Qué va a aportar Reficar a la caja?

    Nos va a dar caja para pagar la deuda. En el 2016 Ecopetrol sigue aportando, y será un año todavía de transición. Déjenme darles una chiva. La refinería de Barrancabermeja perdía 700 millones de dólares al año, es decir, 2 millones al día, en el 2014. El 2015 cerró en equilibrio, y eso lo han logrado los técnicos. El plan es seguir bajando costos en 100 millones de dólares para el 2016.

    ¿La reducción de costos, de 2,2 billones esperados para el 2015, cambia si sube el crudo?

    La idea es que sea permanente. No hago mucho si los bajo en las vacas flacas, pero cuando el precio suba se me suben; entonces, dónde está el margen. Algunos costos subirán por la tasa de cambio y por el precio del petróleo.

    ¿Al bajar el salario variable que se paga en el 2016 no habrá líos con la USO?

    Les hemos pedido a nuestros contratistas un esfuerzo y a los empleados, que la compensación variable, que es el 30 por ciento del salario, bajarla un 30 por ciento. Es decir que la compensación total de todos los ejecutivos de Ecopetrol se bajó en al menos en 9 por ciento para el 2016. En un funcionario de menores ingresos, la compensación es del 10 por ciento del salario, es decir, sus ingresos bajan 3 por ciento.

    ¿Esta reducción también debe ser permanente?

    Por lo pronto es para la compensación del 2015, que se paga en el 2016. Esto nos ha hecho replantear los salarios no petroleros, porque los costos de los contratistas de actividades no propias de la industria se habían aumentado mucho. Ahí también hicimos un ajuste.

    ¿Cómo asumirán los costos de operar el campo Rubiales?

    Vamos a hacer lo que está haciendo Pacific como operador, o lo que hacemos en Chichimene o en Castilla o en el Magdalena Medio, que es cómo sacar más con ‘pitillos’ de succión o de inyección.

    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS y MAURICIO GALINDO
    Redacción Economía y Negocios - Portafolio.co

     

     

  • Por caida de Precios del Crudo, Ecopetrol suspende operación en Campo Akacias

    Los bajos Precios del Crudo han obligado a la empresa al cierre de dos campos.Los bajos Precios del Crudo han obligado a la empresa al cierre de dos campos.La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) autorizó la suspensión temporal del campo Akacías del Bloque CPO-9, ubicado en el área de influencia de los municipios de Guamal y Acacías, en el departamento del Meta.
     
    La solicitud de suspensión temporal fue tramitada por Ecopetrol y Repsol ante la caída de los precios del petróleo, teniendo en cuenta que, a pesar de las eficiencias aplicadas, el campo no logra ser rentable en la coyuntura actual. Sin embargo, los equipos técnicos continuarán trabajando en la optimización del concepto de desarrollo que asegure su viabilidad en escenarios de precios bajos.
     
    La suspensión temporal aplica al área de producción de Akacías del Bloque CPO-9, que actualmente produce en promedio 6.699 barriles diarios, de los cuales 3.684
    corresponden a Ecopetrol y 3.015 a Repsol (datos a febrero 2016).
     
    El CPO-9 sigue siendo un bloque promisorio y estratégico que esperamos desarrollar una vez mejoren las condiciones del mercado.  
     
     
    - paisminero.co
     
  • Por robo de crudo se han derramado 6,5 millones de barriles

    Oleoducto RotoLa Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, denunció que, además de los atentados en contra de la infraestructura petrolera, el robo de hidrocarburos está ocasionando una tragedia ambiental hasta seis veces mayor.
     
    El hurto del hidrocarburo, que se da mediante la instalación de válvulas en los oleoductos del país, ha generado que desde el 2002 a la fecha la industria pierda 9,3 millones de barriles, de los cuales el 70 por ciento, es decir 6,5 millones de barriles, han sido derramados en ecosistemas generalmente frágiles.
     
    Según las estadísticas del gremio, el 20 por ciento de estos recursos se utilizan para el procesamiento de la coca, el 10 por ciento se utiliza para minería ilegal y el 70 por ciento se derrama.
     
    El año pasado fueron hurtados 306.700 barriles y de enero a mayo de este año van 146.150 barriles robados.
     
    Por atentados petroleros, derrames de carrotanques y voladuras a oleoductos, van derramados alrededor de 25.000 barriles, lo que quiere decir que el impacto del hurto del crudo, por el volumen derramado, es mucho mayor.
     
    En lo que va del año se han encontrado 345 válvulas, 114 refinerías ilícitas y se han detenido 41 acciones terroristas.
     
    El presidente del gremio de los petroleros, Francisco Lloreda, aseguró además que estos hechos delictivos están ocasionando en el país una tragedia ambiental silenciosa en el país.
     
     
    Fuente: Portafolio.co 
     
  • Precio del petróleo podría incrementarse dice la OPEP

    Aunque el crudo está en franca recuperación, aún hay productores que no están satisfechos con los precios.
     
    Foto ChevronFoto ChevronPrecios más altos del petróleo podrían llevar a un aumento de la producción de hidrocarburos de esquisto (shale gas), pero el mercado mundial del crudo podrá adaptarse porque la demanda sigue siendo robusta, dijo el miércoles el ministro de Energía de Qatar.
     
    “El mercado se está acomodando gradualmente para el petróleo de esquisto, y también para el gas de esquisto, la demanda es saludable. Ante la continua alza del consumo, yo creo que todos los tipos de petróleo van a adaptarse”, dijo el ministro Mohammed al Sada en Doha.
     
    El funcionario agregó que, “con los precios actuales del petróleo, algunos yacimientos pueden generar rentabilidad, aunque la mayoría aún no están satisfechos con los precios actuales y no podrán justificar un mayor desarrollo en yacimientos de alto costo, especialmente en aguas profundas y campos no convencionales”.
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y naciones productoras fuera del grupo acordaron el año pasado reducir el bombeo de crudo en 1.8 millones de barriles por día en total.
     
    Pronto para decidir extensión
     
    Sada dijo que era demasiado pronto para determinar si sería necesario extender el pacto más allá de junio, pero que la disminución de los inventarios ya ha empezado, un indicador clave que la OPEP observa de cerca a fin de establecer si el acuerdo es suficiente para reequilibrar el mercado.
     
    “Todos los indicadores muestran que vamos en la dirección correcta y que la caída de los suministros empezó de una forma muy concreta. Eso nos dará cierta confianza en que el declive gradual (de inventarios) hacia el promedio de cinco años está bien encaminado”, afirmó el ministro.
     
    El ministro de Petróleo de Irán, Bijan Zanganeh, dijo que la OPEP debería reducir el bombeo de crudo “un poco más” durante el segundo semestre del 2017, reportó el martes la agencia de prensa iraní, Fars.
     
    Hidrocarburo repunta por cobertura de posiciones cortas
     
    Los precios del petróleo subieron el miércoles debido a que los inversionistas cubrieron posiciones cortas tras un alza de los inventarios de Estados Unidos menor a la que muchos esperaban y por un salto de los futuros de la gasolina, que se dispararon 4 por ciento.
     
    Para el conteo de los inventarios de crudo tuvieron un alza de 13.8 millones de barriles en la última semana, informó la Administración de Información de Energía (EIA). La cifra no sorprendió a los mercados porque el Instituto Americano de Petróleo (API) había previsto un aumento mayor.
     
    Los futuros del referencial Brent avanzaron 7 centavos o 0.13%, para quedar en 55.12 dólares por barril. El crudo en West Texas Intermediate (WTI), en tanto, subió 0.33%, para cerrar en un precio de 52.34 dólares el barril.
     
    La mezcla mexicana recuperó 22 centavos de dólar para ubicarse en 44.72 dólares por barril, que respecto al martes, es un alza de 0.49 por ciento.
     
    “El alza de los inventarios de petróleo fue realmente terrible, pero al mercado parece no importarle porque los inventarios de productos refinados fueron mejores que los esperados y eso está impulsando los precios del crudo”, dijo Andrew Lipow, presidente de Lipow Oil Associates.
     
    Los futuros de la gasolina subieron 3.9% a un pico de sesión de 1.5450 dólares por galón tras el dato de la EIA que mostró un inesperado declive de los inventarios luego de cinco semanas seguidas de alzas.
     
     
    eleconomista.com.mx
     
     
  • Precio del petróleo sacude acciones canadienses en BVC

    Bolsa 2011Al cierre de la jornada de este jueves en la Bolsa de Valores de Colombia, BVC, el índice Colcap registró una pérdida del 0,18% y terminó el día en 1.640 unidades. Durante la sesión se negociaron alrededor de $120 mil millones.
     
    El equipo de analistas de Valora Inversiones destaca las acciones de Carvajal Empaques y Pacific Rubiales como las que más subieron y bajaron durante la sesión. La empresa colombiana se apreció un 7,5% mientras que la canadiense se redujo en 5,64%.
     
    Explica la firma que la acción de Pacific Rubiales retrocedió hasta los $29.100 ubicándose en niveles que no presentaba el activo desde marzo de este año. La también canadiense Canacol Energy perdió un 4,67% y terminó el día en $7.350.
     
    Explica la firma que la constante reducción de los precios del petróleo mantiene la incertidumbre sobre los activos del sector petrolero, el petróleo de referencia WTI terminó el día en US$85 por barril mientras que el Brent lo hizo a US$89.
     
    En cuanto a las acciones que más se valorizaron durante el día destaca Valora la del Grupo Éxito que presentó un incremento del 2,14% a $29.260, Carvajal que llegó a $2.150, Cementos Argos que tras subir 1,55$ terminó a $10.460 y Ecopetrol que recuperó los $3.030 tras aumentar un 1,34%.
     
    Señalan los analistas de Valora Inversiones que el mercado colombiano cayó como consecuencia del retroceso que se presentó en el índice Dow Jones de Estados Unidos. El indicador estadounidense sembró el nerviosismo en las plazas bursátiles internacionales dado que la de hoy fue su pérdida más significativa del 2014.
     
    Fuente: Dinero.com
     
  • Precio promedio del petróleo será de 52 dólares 2015

    Reservas OilEn sus anteriores cálculos, publicados en el informe del organismo internacional de julio pasado, había situado el precio medio del barril de petróleo este año en 57 dólares. La desaceleración global, los altos inventarios actuales y el reingreso en el mercado de las exportaciones de Irán tras el fin de las sanciones son las causas del nuevo pronóstico.
     
    Los precios de la energía, petróleo y gas, se espera que cierren 2015 un 43 % por debajo de 2014; mientras que para 2016 el Banco Mundial (BM) calcula un precio medio de 51 dólares.
     
    "Vemos el progresivo descenso de cinco años en la mayor parte de las materias primas continuando en el tercer trimestre de 2015. Hay suficientes inventarios y la demanda es débil, especialmente por las materias primas industriales, por lo que los precios pueden mantenerse persistentemente bajos", aseguró John Baffes, autor del reporte trimestral sobre materias primas.
     
    En concreto, uno de los aspectos que provoca este descenso de precios es el reciente acuerdo nuclear de Irán con las grandes potencias, que permitirá que "en unos meses, Irán pueda incrementar su producción de crudo en torno a 500.000 y 700.000 barriles al día, hasta alcanzar el nivel de 2011, antes de la imposición de sanciones internacionales, de 3,6 millones de barriles al día".
     
    El acuerdo alcanzado en julio por el G5+1 (EE.UU., Reino Unido, Rusia, China y Francia más Alemania) con Irán busca controlar las actividades nucleares de ese país para que no logre desarrollar un arma atómica, a cambio de levantar las sanciones internacionales que ahogan su economía.
     
    Además, remarca el reporte, Irán podrá comenzar a exportar de manera inmediata sus 40 millones de barriles almacenados y a esto se suma el enorme potencial en el sector de gas, al ser el país que cuenta con mayores reservas del mundo con un 18 % del total.
     
    Los retos para Irán son ahora, subrayó Ayhan Kose, director del Grupo de Previsiones de Desarrollo del BM, atraer "la necesaria inversión extranjera y tecnología para aprovechar sus sustanciales reservas".
     
    Por otro lado, los precios de los metales continuaron su cuarto descenso trimestral consecutivo, debido a la menor demanda, principalmente de China, y el organismo internacional prevé una caída general a finales de 2015 del 16 %.
     
    Fuente: Portafolio.co / EFE
  • Precios del petróleo cerraron al alza por debilidad de dólar

    Trabajdores  EcopetrolLos precios del petróleo subieron el martes hasta dos por ciento, impulsados por la debilidad del dólar y las expectativas de que las existencias de crudo en Estados Unidos hayan caído la semana pasada por quinta vez consecutiva.
     
    La probabilidad de un aumento de los suministros globales, debido a la reticencia de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) a reducir su producción cuando se reúna esta semana, seguía siendo un factor para el mercado, aunque no impactaba en los precios de forma inmediata.
     
    El crudo Brent subió 61 centavos, o uno por ciento, a 65,49 dólares por barril. El petróleo en Estados Unidos ganó 1,06 dólares, o un 1,8 por ciento, a 61,26 dólares.  
     
    Los ministros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep), responsable de más de un tercio de la producción de petróleo del mundo, se reunirán en Viena el viernes para decidir su política de producción para los próximos seis meses.
     
    El cártel ha estado produciendo hasta dos millones de barriles por día (bpd) más de lo necesario este año, pero los analistas esperan que el mercado se equilibre eventualmente por la elevada demanda.
     
    Si bien una decisión de la Organización de mantener estable su actual nivel de producción podría impactar negativamente a los precios del petróleo, el mercado era apuntalado en la sesión del martes por la debilidad del dólar, que hace que el crudo que cotiza en moneda estadounidense sea más asequible para los tenedores de otras divisas.
     
    "Creo que el factor más importante fue el dólar", indicó Kyle Cooper, de IAF Advisors. "Hay una correlación inversa muy fuerte con los precios del petróleo: todo lo que hace caer el dólar beneficia el mercado petrolero". 
     
    Los precios también impulsados por las expectativas de que el Gobierno de Estados Unidos anunciará el miércoles la quinta caída semanal consecutiva en las existencias del crudo.
     
    Un sondeo proyectó que los inventarios habrían bajado dos millones de barriles la semana pasada antes del reporte del grupo de la industria Instituto Americano del Petróleo (API).
     
    El ministro de Petróleo de Arabia Saudita, Ali al-Naimi, ha dicho que espera que la demanda de petróleo aumente en el segundo semestre de este año, al tiempo que la oferta disminuye, en una señal de que la estrategia del reino de defender la cuota de mercado ha funcionado.
     
    Varios bancos y analistas, entre ellos Morgan Stanley, han sugerido que la Opep podría elevar su objetivo de producción, reconociendo que ha estado bombeando más que lo previsto en los últimos meses. Pero la mayoría no espera ningún cambio.
     
     
    Con información de agencias
     
     
    Portafolio.co
     
  • Prenden motores las unidades de energìa en la nueva Refinería de Cartagena

    ·         La refinería está en capacidad de generar toda la energía que consume una ciudad como Cartagena.

    ·         Se reutilizará el agua en todos sus procesos minimizando su consumo.

    ·         Los turbogeneradores son de última tecnología.

    Reficar WebLa refinería de Cartagena alcanzó un nuevo hito en su proceso de arranque con la puesta en marcha de las unidades de servicios industriales que le proveerán la energía eléctrica, el vapor, el gas y el tratamiento de agua al que será el más moderno complejo industrial de combustibles de América Latina.

    Las unidades de servicios acaban de pasar todas sus pruebas y están listas para administrar los insumos (agua, vapor, aire, energía eléctrica y nitrógeno) que requiere el proceso productivo que se iniciará en las próximas semanas y que permitirá producir combustibles de alta calidad, como gasolina y diésel amigables con el medio ambiente, con bajo contenido de azufre.  

    Las pruebas de los servicios industriales son un hito que se suma al encendido de la tea el pasado mes de agosto, una estructura de 420 toneladas de peso y 121 metros de altura, cuya función es manejar de forma segura los gases de alivio que se generarán.

    Entre las unidades de servicios industriales se destaca la de generación de energía eléctrica con una capacidad instalada para producir 193 megavatios, suficiente para suministrar energía a una ciudad como Cartagena. Generar su propia energía le significará a la refinería un ahorro  aproximado de US$22,4 millones anuales.

    Para producir la energía eléctrica, la planta tiene tres turbinas a gas marca Siemens fabricadas en Suecia y cuatro turbinas de vapor de la firma italiana Macchi. La configuración y la calidad de los equipos instalados garantizan la eficiencia y la confiabilidad del sistema. 

    Los turbo generadores cuentan con la más alta tecnología disponible en el mercado para generación de ciclo combinado. Esto significa que fueron fabricados para realizar una generación más eficiente y amigable con el medio ambiente.

    Una de las principales características de la refinería es el manejo eficiente del agua. La mega estructura cuenta con un esquema que permite su reutilización de una manera eficiente en cada uno de sus procesos. Se minimiza la captación de su fuente primaria a un 3% del agua circulante, mientras que su vertimiento no superará el 1%, lo que permite hacer un uso del recurso sostenible y amigable con el medio ambiente.

    Tanto en las unidades de servicios industriales como en las unidades de procesos, Reficar cumple con las regulaciones ambientales tanto nacionales como internacionales, y en especial con los estándares de la IFC International Finance Corporation del Banco Mundial.

     

    paisminero.co

  • Primer paso entre Ecopetrol y Pemex para negocios conjuntos

    La  petrolera colombiana Ecopetrol y la mexicana Pemex firmaron recientemente un memorando de entendimiento para estudiar negocios conjuntos en exploración y producción de hidrocarburos.
     
    José Antonio Gonzalez - Director de PemexJosé Antonio Gonzalez - Director de PemexEn el marco del CeraWeek, evento del sector petrolero mundial que se desarrolló en días pasados en Houston (EE. UU.), Juan Carlos Echeverry Garzón, presidente de Ecopetrol, y José Antonio González Anaya, director General de Pemex, acordaron a través del citado documento analizar y desarrollar proyectos de manera conjunta en toda la cadena del petróleo. 
     
    Así mismo, en el contenido del mismo, las dos empresas petroleras declararon que tienen intereses comunes en el desarrollo de campos maduros, tecnologías de recobro y exploración en aguas profundas.
     
    “Este acuerdo firmado entre Ecopetrol y Pemex es un primer paso en el que ambas empresas conjuntamente podrán llegar a operar campos onshore y offshore”, señaló un vocero de la petrolera colombiana a Portafolio.
     
    Desde la próxima semana ambas empresas conformarán sus equipos de trabajo para establecer la estrategia conjunta a desarrollar para la exploración y producción de hidrocarburos.
     
    Portafolio pudo establecer que esta estrategia para el desarrollo conjunto de proyectos en toda la cadena del petróleo puede ser en Colombia, en México, o como socios en un tercer país.
     
    El director General de Pemex, indicó que el memorando busca trazar un marco de cooperación que permita intercambiar conocimientos técnicos, información y experiencias, así como oportunidades de desarrollo de negocios en diversos segmentos de la industria de los hidrocarburos.
     
    Cabe recordar que el 7 de diciembre pasado, en las oficinas de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry y José Antonio González se reunieron, en un encuentro denominado por las partes como de exploración y acercamiento, donde no solo dieron a conocer los respectivos planes de negocio, sino que además dejaron entrever hacia dónde podrían desarrollar, de manera conjunta, proyectos de exploración y explotación en el Golfo de México
     
    “Todo está en la mesa y estamos arrancando. Establecimos unas líneas de seguimiento en los diferentes temas que a Pemex le interesan, como son el área de exploración y producción, así como en el transporte de combustibles. Es importante que se haya presentado este acercamiento entre dos compañías petroleras de dos países cercanos por una larga tradición”, dijo en ese entonces González Anaya.
     
    Por su parte, el presidente de Ecopetrol, afirmó que una de las estrategias que están proyectando es la de analizar oportunidades en el Golfo de México, Brasil, Argentina y México, entre otros mercados, para fortalecer su portafolio de crudos livianos, por esta razón el memorando de entendimiento con Pemex.
     
     
    Portafolio.co
  • Proceso de insolvencia de Pacific se hará en Canadá

    Pacific RubialesSupersociedades aprobó que se haga afuera, pero pide información sobre el estado de la empresa.

    En las próximas horas, la Superintendencia de Sociedades notificará oficialmente que accedió a que los procesos de insolvencia de Pacific Exploration & Production (antes Pacific Rubiales Energy Corp.) se hagan en el exterior.

    La decisión compromete a Meta Petroleum Corp. sucursal Colombia, Pacific Stratus Energy Colombia Corp. y Petrominerales Colombia Corp., controladas de forma directa o indirecta por Pacific Exploration & Petroleum, y cuyas matrices están domiciliadas en Suiza, Barbados y Panamá.

    De hecho, los representantes de las tres compañías solicitaron tal procedimiento, el pasado 26 de abril, argumentando que la insolvencia se adelanta de manera conjunta ante la Corte Suprema de Ontario (Canadá).

    En ese proceso, que tiene por objeto la aprobación de un acuerdo de reestructuración sobre la deuda del grupo originada en la emisión de bonos, las subsidiarias en Colombia son garantes.

    De hecho, aclaran que las demás obligaciones adquiridas por el grupo no serán materia del proceso de insolvencia adelantado ante la Corte Superior de Justicia de Ontario, pues serán pagadas en los términos pactados originalmente con cada acreedor. Por esa misma razón, también solicitaron que no se decretara la apertura de un proceso de reorganización de las sucursales colombianas por no estar bajo el supuesto de cesación de pagos.

    La Superintendencia de Sociedades accedió a la petición, pero les está exigiendo a las sucursales de Pacific que entreguen de inmediato los estados sobre su situación financiera y los estados de flujos de efectivo.

    Además, también les exigió los inventarios de activos y pasivos con corte a 31 de marzo del 2016, certificados y suscritos por el revisor fiscal con la correspondiente indicación de las fechas de vencimiento de las obligaciones.

    Dentro de ese paquete, se les pide que certifiquen cuáles de esas deudas tienen carácter de obligatorias a favor de autoridades fiscales, descuentos efectuados a los trabajadores y aportes al sistema de seguridad social.

    Además de las obligaciones pensionales, también se les pide el inventario de bienes dados en garantía, clasificados en necesarios y no necesarios para el desarrollo de la actividad económica de cada sociedad, con la correspondiente valoración reflejada en los estados financieros.

    La Superintendencia de Sociedades considera que con esa información se puede garantizar la transparencia del proceso frente a las actividades de la compañía y de sus sucursales en Colombia. De paso, se sabrá cuál es la real situación financiera del grupo.

    El delegado para procedimientos de insolvencia, Nicolás Polanía, les dio 10 días a las sucursales para entregar la información.

    Fuente: Portafolio.co

  • Proceso de insolvencia de Pacific se hará en Canadá

    Pacific RubialesSupersociedades aprobó que se haga afuera, pero pide información sobre el estado de la empresa.

    En las próximas horas, la Superintendencia de Sociedades notificará oficialmente que accedió a que los procesos de insolvencia de Pacific Exploration & Production (antes Pacific Rubiales Energy Corp.) se hagan en el exterior.

    La decisión compromete a Meta Petroleum Corp. sucursal Colombia, Pacific Stratus Energy Colombia Corp. y Petrominerales Colombia Corp., controladas de forma directa o indirecta por Pacific Exploration & Petroleum, y cuyas matrices están domiciliadas en Suiza, Barbados y Panamá.

    De hecho, los representantes de las tres compañías solicitaron tal procedimiento, el pasado 26 de abril, argumentando que la insolvencia se adelanta de manera conjunta ante la Corte Suprema de Ontario (Canadá).

    En ese proceso, que tiene por objeto la aprobación de un acuerdo de reestructuración sobre la deuda del grupo originada en la emisión de bonos, las subsidiarias en Colombia son garantes.

    De hecho, aclaran que las demás obligaciones adquiridas por el grupo no serán materia del proceso de insolvencia adelantado ante la Corte Superior de Justicia de Ontario, pues serán pagadas en los términos pactados originalmente con cada acreedor. Por esa misma razón, también solicitaron que no se decretara la apertura de un proceso de reorganización de las sucursales colombianas por no estar bajo el supuesto de cesación de pagos.

    La Superintendencia de Sociedades accedió a la petición, pero les está exigiendo a las sucursales de Pacific que entreguen de inmediato los estados sobre su situación financiera y los estados de flujos de efectivo.

    Además, también les exigió los inventarios de activos y pasivos con corte a 31 de marzo del 2016, certificados y suscritos por el revisor fiscal con la correspondiente indicación de las fechas de vencimiento de las obligaciones.

    Dentro de ese paquete, se les pide que certifiquen cuáles de esas deudas tienen carácter de obligatorias a favor de autoridades fiscales, descuentos efectuados a los trabajadores y aportes al sistema de seguridad social.

    Además de las obligaciones pensionales, también se les pide el inventario de bienes dados en garantía, clasificados en necesarios y no necesarios para el desarrollo de la actividad económica de cada sociedad, con la correspondiente valoración reflejada en los estados financieros.

    La Superintendencia de Sociedades considera que con esa información se puede garantizar la transparencia del proceso frente a las actividades de la compañía y de sus sucursales en Colombia. De paso, se sabrá cuál es la real situación financiera del grupo.

    El delegado para procedimientos de insolvencia, Nicolás Polanía, les dio 10 días a las sucursales para entregar la información.

    Fuente: Portafolio.co

  • Producción de Ecopetrol superó los 725 mil barriles diarios en enero y febrero de 2015

    Ecopetrol CampoDurante los dos primeros meses del año 2015, la producción de Ecopetrol S.A. (sin incluir las de las empresas del grupo) se ha mantenido por encima de los 725 mil barriles de petróleo  equivalente, resultado que se explica principalmente por las producciones récord en campos  como Castilla y Chichimene, ubicados en el departamento del Meta, y en el campo La Cira  Infantas del Magdalena Medio.
     
    En enero se obtuvieron en promedio 726.000 bped, mientas que en febrero fueron 725.000 bped. Dichos volúmenes superaron la meta que se había fijado la Empresa para este periodo  de 710.000 bped. Además, el resultado representa un incremento de 20 mil barriles por día frente al promedio registrado en 2014 de 705.100 bped.
     
    De los volúmenes producidos en el primer bimestre del año, el 36% fue aportado por la Vicepresidencia Regional Orinoquía, que agrupa los campos del Meta y Casanare; el 14%  por la Vicepresidencia Regional Central, que reúne los campos del Magdalena Medio y  Catatumbo; el 5% por la Vicepresidencia Regional Sur, que concentra los campos de Huila,  Tolima y Putumayo; y el 45% restante por la Vicepresidencia de Activos con Socios, que incluye activos operados por asociadas donde Ecopetrol tiene participación.
     
    Este mejor desempeño en producción se explica principalmente por producciones récord en el  campo Castilla, operado directamente por Ecopetrol, donde se alcanzó una cifra superior a 124.000 bpd en el mes de febrero, así como el desempeño del campo La Cira Infantas (contrato de colaboración entre Oxy y Ecopetrol), que logró producir 40.566 bped el pasado 5 de marzo, una cifra que no se registraba desde 1945.
     
    Otro factor que ha influido en los resultados es el incremento de la producción en el campo Chichemene, también de operación directa de Ecopetrol, donde se logró producción récord de 85.000 bpd en enero y actualmente registra producciones estables que en promedio se  encuentran alrededor de 80.000 bpd.
     
    Igualmente se destacan los crecimientos en los campos Cantagallo y Casabe del Magdalena  Medio que en conjunto reportaron un crecimiento de 1.300 bped. 
     
    Además de los esfuerzos operativos para lograr una producción por encima de las metas planeadas, la mejor situación del entorno ha contribuido a estos logros, pues se ha facilitado  la extracción y la evacuación de los crudos.
  • Producción de petróleo cae a niveles de hace más de 6 años

    Entre febrero y marzo la extracción de crudo cayó en 60.000 barriles por díaEntre febrero y marzo la extracción de crudo cayó en 60.000 barriles por díaLos problemas de producción que tuvo la operación petrolera del departamento de Arauca, que durante la mitad de marzo hicieron caer la producción de crudo por debajo de los 800.000 barriles por día, según lo estableció EL TIEMPO en su momento, se notaron en el balance del tercer mes del año.
    El jueves, el Ministerio de Minas y Energía reportó que durante ese período la industria petrolera logró extraer 804.000 barriles por día en promedio, cifra que representó una caída del 12,3 por ciento con respecto a lo registrado en marzo del 2016, cuando se obtuvo una producción de 917.210 barriles por día.
     
    Crudo sube alentado por posibilidad de extensión de pacto de reducción
     
    El petróleo continúa siendo la brújula del mercado cambiario
     
    Petróleo sube tras ataque de EE. UU a Siria
     
    Y frente a febrero pasado, el descenso fue del 6,9 por ciento, ya que en el segundo mes del año se extrajeron 864.000 barriles por día, desempeño en el que tuvo mucho que ver el cierre del campo Caño Limón desde el 15 de marzo porque se copó la capacidad de almacenamiento, situación que solo volvió a normalizarse el pasado 8 de abril. 
    “La caída corresponde principalmente a la producción diferida en los campos Caricare, Caño Rondón, Rex, Terecay, Caño Limón, Caño Yarumal, Chipirón y Bayonero, ocasionada por el cierre de operaciones en el oleoducto Caño-Limón Coveñas”, reportó el Ministerio de Minas y Energía.
     
    No obstante, el resultado de marzo pasado no es solamente el más bajo de este año, sino que, de acuerdo con las estadísticas de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), el nivel al que se descendió estuvo cercano a la producción de hace unos 6 años y medio, pues en octubre del 2010 los niveles de extracción de crudo estuvieron cercanos a los 800.000 barriles por día.
     
    Además, al medir por barriles la situación, entre febrero y marzo del 2017 los niveles de extracción de crudo cayeron en 60.000 barriles por día y frente a marzo del 2016 el descenso superó los 113.000 barriles por día.
     
    ECONOMÍA- ELTIEMPO.COM
     
     
  • Producción de petróleo cayó en 5,15 % en julio

    La expectativa para el 2016 es producir 921.000 barriles por día, en julio solo se llegó a 843.000.La expectativa para el 2016 es producir 921.000 barriles por día, en julio solo se llegó a 843.000.Las cábalas de algunos analistas sobre un panorama poco promisorio para la producción petrolera colombiana en 2016 se están cumpliendo. La locomotora mineroenergética en el país sigue desacelerada, ya que el petróleo, que es el que más pesa en su dinamismo, cayó en julio a niveles similares a los de enero del 2011, cuando aún no se alcanzaba el pico productivo del millón de barriles.
     
    Según el Ministerio de Minas y Energía, la producción promedio de crudo registrada en el séptimo mes del año fue de 843.000 barriles por día, es decir, 5,15 por ciento menos que en el mes inmediatamente anterior. No obstante, si se compara con el mismo mes del 2015, la caída es aún mayor: de 11,03 por ciento.
     
    En el acumulado del año, en promedio, la producción de crudo se redujo a 914.571 barriles por día, cifra que ya está por debajo de las cuentas que el Gobierno tiene proyectadas en el Marco Fiscal de Mediano Plazo, en el que para todo el 2016 se esperan 921.000 barriles por día en promedio.
     
    Entre tanto, si se compara la producción del 2015 y lo que va corrido del 2016, la caída acumulada va en el 9,07 por ciento.
     
    Hay que destacar que una producción petrolera como la obtenida en julio, de 843.000 barriles por día, no se tenía en el país desde enero del 2011, cuando se lograron 840.000 barriles diarios.
     
    De acuerdo con el ministro de Minas, Germán Arce, estos resultados se convierten en un gran desafío. “Tenemos un gran reto para que este sector mantenga su importancia en la economía y en la generación de empleo y competitividad. El dinamismo que logremos ponerle al sector en el corto plazo será fundamental para asegurar el autoabastecimiento energético”, dijo el ministro.
     
    La búsqueda de estrategias para hallar más petróleo tendrá que primar, pues analistas y las mismas autoridades energéticas han dicho que la principal fórmula para enfrentar la caída en los precios del crudo, que ha afectado tanto los ingresos públicos del país (la renta petrolera cayó en 24 billones de pesos), es el incremento en la producción.
    Por el lado del gas, a través de un comunicado, el Ministerio de Minas y Energía también reportó que la producción de este, en promedio, fue de 919 millones de pies cúbicos por día, volumen menor en 3,49 por ciento con respecto a junio de este año.
     
    ECONOMÍA Y NEGOCIOS

    ElTiempo.com 

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

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

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

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

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

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

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

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

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



    Fuente: Eltiempo.com

    {backbutton}

  • Producción promedio de crudo supero el millón de barriles en abril

     “Estamos respondiendo exitosamente a la consigna de mantener los mayores volúmenes de producción posibles para contrarrestar los efectos del actual escenario de precios del petróleo”, dijo el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada, al referirse al resultado alcanzado en el cuarto mes del año.
     
    REFINERIA1En abril, Colombia logró una producción promedio de crudo de 1.025.000 barriles por día (BPD), 0,38% más frente a marzo pasado y 9,6% superior a los 935.000 BPD alcanzados en abril de 2014.
     
    “El país completó siete meses consecutivos produciendo por encima del millón de barriles, es decir estamos respondiendo exitosamente a la consigna de mantener los mayores volúmenes de producción posibles para contrarrestar los efectos del actual escenario de precios del petróleo”, destacó el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada.
     
    Cabe mencionar que del total de la producción de abril, el 18% (184.000 BPD) corresponde a contratos suscritos por la ANH. El incremento en la producción en el cuarto mes del año fue resultado del restablecimiento de las operaciones después de mantenimientos en los campos Quifa, Rubiales, Rondón, Chipirón y Pauto.
     
    "Para el caso del gas, la producción comercializada durante el mes de abril de 2015 fue de 1.008 millones de pies cúbicos por día (Mpcd), cifra muy similar a la de igual mes de 2014 y un 3,85% menos con respecto a la registrada en marzo pasado cuando fue de 1.049 Mpcd.  La disminución refleja principalmente la fluctuación en la demanda en los campos Riohacha, Nelson y Arianna."
     
    paisminero.co
  • Producir un barril de petróleo es más caro en Colombia

    Petroleo 1Mientras en Colombia empresas como Ecopetrol y Pacific Rubiales reportan costos superiores a los US$ 10 por barril extraído, en promedio, en Suramérica, esto cuesta US$ 7 para crudos pesados.

    Para ser petrolero se necesita dinero y nervios de acero para arriesgar grandes cantidades. Esto es así aquí en Colombia y en todas las latitudes en las que existe esta industria.

    Pero, en épocas de ‘vacas flacas’ las empresas empiezan a identificar en qué partes del mundo es más rentable desarrollar su actividad. En ese cálculo, los costos operativos tienen mucho que ver en la decisión de inversión.

    En su último reporte, Ecopetrol, empresa de capital estatal, informó que en promedio el costo de sacar un barril y dejarlo listo para la venta (costo de levantamiento, como se le llama en la industria) el año pasado fue de 11,25 dólares por barril; y el de transportarlo a puerto fue de 7,80 dólares por barril (también en promedio), para un total de 19,05 dólares por barril.

    Pacific Rubiales calculó para el tercer trimestre del 2014 que el costo promedio de levantamiento y transporte de un barril de crudo para esta compañía era de 32,77 dólares (16,34 levantamiento, 14,13 transporte y 2,3 diluyentes). Aunque la empresa espera este año bajar esta cifra a 28 dólares por barril.

    De acuerdo con datos de Rystad Energy (firma consultora especializada en el sector), en promedio, extraer un barril de crudos extrapesados y pesados en Suramérica vale 7 dólares.

    Las dos empresas más grandes del país están por lo menos cuatro dólares por encima de este promedio. Sin tener en cuenta que, para empresas más pequeñas, el costo podría ser mayor, dados los volúmenes que manejan.

    ¿Por qué es tan costoso sacar un barril de crudo del subsuelo colombiano?

    RUBRO POR RUBRO

    Si bien es cierto que el costo de producción de un barril depende de muchos factores que van desde la complejidad geológica del yacimiento hasta situaciones sociales, Portafolio consultó a varias empresas de servicios a la industria petrolera para calcular cuáles son las mayores variables que afectan al sector en el país.

    En promedio, desarrollar un pozo productor en el país oscila entre 8 y 10 millones de dólares. De estos recursos, el 35 por ciento es lo que vale el alquiler del taladro; otro 35 por ciento, cuestan los servicios de perforación (la broca, el tratamiento de agua, tratamiento de lodos, entre otros) y un 30 por ciento adicional se divide entre otros rubros.

    En esta categoría de ‘otros’ están los materiales que se necesitan para operar, entre los que se cuentan los tubos y el combustible; los gastos de administración y gerencia, los gastos sociales y las licencias ambientales y permisos.

    El costo de la licencia y de los permisos ambientales puede pesar un 17,4 por ciento en el total y el de las comunidades, un 3,6 por ciento.

    Es que, según los datos recopilados entre empresas del sector, realizar un Estudio de Impacto Ambiental puede costar entre 750 millones de pesos y 1.500 millones de pesos, dependiendo de la complejidad y, según estadísticas de la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, tarda en promedio 15 meses para ser tramitado.

    Además, para realizar el estudio, previamente hay que gestionar ante las autoridades locales permisos de captación y vertimiento de aguas, manejo de residuos, ocupación de cauce, entre otros.

    Y para que le estudien la licencia también hay que pagarle a la autoridad un valor que puede superar fácilmente los 50 millones de pesos.

    Además, hay que hacer socializaciones y consultas previas. Este último trámite puede demorar de 8 a 18 meses y su costo puede llegar hasta los 2 millones de dólares.

    Colombia no es el único país que exige estos requisitos. Pero una empresa consultada por Portafolio que prefiere no ser mencionada, y que maneja campos en la zona selvática de Ecuador, comenta que a pesar de que allá también hay fuertes exigencias, los gastos operativos son inferiores entre el 10 y el 15 por ciento.

    LA ODISEA LOGÍSTICA

    Cuando se habla del costo de transporte del petróleo, la balanza vuelve a jugar en contra de las petroleras que operan en el país.

    En Colombia se puede transportar el petróleo por carrotanques, oleoductos y por el río Magdalena, aunque por esta última vía hay menos capacidad.

    Los precios son variables, pero, por ejemplo, lo más caro sería enviar un carrotanque desde el Putumayo hasta el puerto de Coveñas, que puede valer 25 dólares.

    Claro, aunque nadie lo dice en voz alta, esta cifra puede llegar a los 30 dólares, si un grupo armado ilegal le cobra a la transportadora ‘peaje’ para pasar el carrotanque por la vía.

    Así, con este valor, es muy difícil que el barril sea rentable con las cotizaciones actuales, pues esto se suma al importe de producción. Ahora, si logra pasar por oleoductos el precio es muy inferior.

    Un vocero de la empresa Caribbsa, especializada en logística del sector, dice que la infraestructura deficiente de las carreteras del país y el alto precio de los combustibles hacen que en Colombia el transporte terrestre sea más caro.

    “En el resto de países de la región hay más competitividad, entre otras cosas, porque nuestras carreteras están muy atrasadas. En Perú o Venezuela lo más lejos está entre 4 y 8 dólares el barril, y manejan pocos carrotanques, porque tienen suficiente infraestructura de oleoductos”, señala la fuente.

    A pesar de los altos costos del país, para las empresas sigue siendo buen negocio hacer proyectos en Colombia, la prueba es que en la última encuesta de inversión de la ACP, 44 por ciento de las operadoras dijo que mantendrá su inversión en producción y 30 por ciento dijo que la aumentará.

    Sin embargo, este gremio ya hizo sus primeros llamados de alerta, porque, en la misma encuesta, los problemas económicos empezaron a aparecer entre las razones para disminuir los presupuestos de inversión en el país.

    Fuente: Portafolio.co /Nohora Celedón

  • Propuesta de proyecto de distribucion de utilidades del ejercicio 2014

    Inversion ExtEcopetrol S.A. (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC; TSX: ECP) da a conocer el proyecto de distribución de utilidades del año 2014 aprobado por la Junta Directiva de la sociedad y que será presentado a consideración de la Asamblea General de Accionistas el día 26 de
    marzo de 2015:

    • Se propone distribuir el 70% de la utilidad neta del año 2014 como dividendo ordinario.
    • El dividendo ordinario ascendería a $133.00 por acción.
    El número de cuotas para el pago del dividendo será decidido en la Asamblea General de
    Accionistas.


    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.

    Por: Paisminero.co / CP - Ecopetrol

  • Proyecto ‘Vida Silvestre’ libera 20 ejemplares de caimán llanero en el Parque Nacional Tuparro

    El proyecto Vida Silvestre (PVS) es financiado por Ecopetrol y adelantado por Wildlife Conservation Society (WCS) para la conservación de 10 especies amenazadas.
     
     El Crocodylus intermedius, emblemática especie en estado de amenaza crítico, tendrá una nueva oportunidad para su conservación.
     
     El proyecto trabaja con diez organizaciones especializadas en manejo y conservación de fauna y flora en el país, en el Magdalena Medio y los Llanos Orientales.
     
    CaimanVeinte ejemplares de Crocodylus intermedius fueron reintroducidos a su medio natural este 2  de febrero en el Parque Nacional Natural el Tuparro, escenario que en mayo de 2015 también recibió 21 individuos de esa misma especie que se encuentra en estado de amenaza crítico.
     
    Esta vez el grupo de caimanes es de doce hembras y ocho machos, de entre 84 y 110 cm de longitud. Al igual que ocurrió con el primer grupo liberado, los reptiles portarán radiotransmisores para comprobar sus movimientos y monitorear su adaptación al medio El área seleccionada para llevar a cabo esta liberación fue bautizada como “Laguna Caimán”. 
     
    Ubicada en la margen derecha del río Tomo, en el departamento del Vichada, el lugar cuenta con las características socioambientales y logísticas necesarias para la supervivencia de la especie.
     
    Allí, previamente se hizo un inventario biológico en el que se pudo constatar la presencia de grandes depredadores y otras especies de fauna que dan fe de la buena salud de la zona. 
     
    Entre otros se destacan jaguares, pumas, nutria de río, dantas y paujiles. Además, el lugar cuenta con una generosa oferta de peces, principal alimento del Caimán Llanero.
     
    Otra ventaja que ofrece “Laguna Caimán” es que en la orilla opuesta del río Tomo está Marandúa, base de la Fuerza Aérea, cuya presencia, además de garantizar la seguridad en la zona, colaborará de manera fundamental facilitando el acceso al área a los investigadores para monitorear a los caimanes reintroducidos. 
     
    Esta actividad hace parte del proyecto Vida Silvestre (PVS) que desde el 2014 trabaja por la conservación de diez especies de fauna y flora en los Llanos Orientales y el Magdalena Medio y que es liderada por WCS Colombia y financiada por Ecopetrol, con el apoyo de la Fundación Mario Santo Domingo. El PVS trabaja con diez organizaciones, una para cada especie. 
     
    En el caso del Caimán Llanero, la Fundación Palmarito, una de las diez organizaciones integradas al PVS, viene trabajando por la conservación de esta especie desde 2011 en alianza con la Gobernación de Casanare, Corporinoquia, Parques Naturales Nacionales y el Grupo GHL.
     
    La iniciativa está enmarcada en el Programa Nacional para la Conservación del Caimán Llanero, elaborado en 1998 por el Ministerio de Ambiente y otras organizaciones. 
     
    La intensa cacería comercial a la fue sometido el Caimán Llanero durante el segundo tercio del siglo pasado para comerciar su piel, lo llevó al estado crítico en el que hoy se encuentran sus poblaciones.
     
    Se trata de un auténtico cocodrilo, uno de los más grandes del mundo. Habita exclusivamente en las tierras bajas de la cuenca del Orinoco, y se reproduce una vez al año. Su conservación representa la protección de otras especies, mayor salud para caños y ríos, mayor oportunidad para atraer ecoturismo y todo un refuerzo para rescatar un ícono de la vida silvestre que forma parte la hermosa cultura orinocense.
     
    ecopetrol.co - paisminero,co
  • Puerto Gaitán: el éxodo del pueblo colombiano donde la abundancia petrolera se acabó

    Pasó de ser el municipio más pobre de su departamento a uno de los más ricos del país por habitante, hasta que en 2014 el precio del petróleo empezó a desbarrancarse. Sus habitantes todavía están adaptándose.
     
    La llamada puerta al Pariso costó mas de un millón de dólares-La llamada puerta al Pariso costó mas de un millón de dólares-El casco urbano del municipio de Puerto Gaitán está ubicado a orillas de las marrones aguas del río Manacacías, en los húmedos y calurosos llanos del departamento del Meta, en el oriente colombiano.
     
    Casas bajas se levantan sobre sus calles, por las que circulan decenas y decenas de mototaxis, mientras de bares, billares y puestos callejeros emana incansable música llanera, salsa y vallenato.
     
    El lugar comenzó a bailar a ritmo de cuento de hadas con el reciente boom petrolero que colocó a Colombia entre los 20 mayores productores del mundo.
     
    Es una historia parecida a la de Cenicienta, pero en este caso, aunque llegó la medianoche y el fin del ensueño, el príncipe todavía no volvió a aparecer.
     
    Tras la sequía económica que trajo la caída del precio del petróleo a mediados de 2014, Puerto Gaitán se desangró de gente y recursos.
     
    Dicen que llegó un momento en el que hasta dos o tres familias por día dejaban este enclave, puerta de entrada a los más grandes campos petroleros de Colombia.
     
    Salarios petroleros
     
    Durante la bonanza a Puerto Gaitán llegaron hombres y mujeres de todo el país atraídos por los sueldos de al menos $1,2 millones mensuales (US$430 al cambio de hoy; pero más de US$650 hace cuatro años) que ofrece la industria petrolera, casi el doble del actual salario mínimo colombiano.
     
    "Yo conocí casos de paleteras ganando $2,5 millones al mes (casi US$900 al cambio actual)", le dijo a BBC Mundo Alejandro Castellanos, secretario de planeación del municipio.
     
    Los paleteros se paran en una carretera donde hay obras, con un pequeño cartel (paleta) con el que le indican a los transeúntes si pueden avanzar o deben frenar.
     
    Para Castellanos, la población local se mal acostumbró a la abundancia y la crisis ofrece una oportunidad para volver a la "realidad".
     
    Entre 10.000 y 15.000 personas no piensan igual; son los que en el último año dejaron el municipio.
    Losqsefueron
    US$9
     
    Es que se secaron los empleos y los que hay ya no pagan tan bien.
     
    Además de lo que queda en el petróleo y los comercios, está el empleo en el campo y en el sector público.
     
    En la obra pública se paga entre 25.000 y 35.000 pesos por día (US$9-12).
     
    Hay quienes dicen que no alcanza, que sólo para las comidas del día hacen falta 15.000.
     
    Rápido crecimiento
     
    Hasta hace algo más de una década en Puerto Gaitán no había ni agua corriente, ni servicio de cloacas, ni provisión constante de electricidad; las casas eran de adobe.
     
    El viaje desde Villavicencio, la capital del Meta, a poco menos de 200 kilómetros, podía llevar unas ocho o diez horas.
     
    Alimentado a fuerza de oro negro, el pueblo comenzó a desarrollarse: poco a poco llegó el agua corriente, la electricidad 24 horas al día, el asfalto.
     
    Y cuando el barril trepó hasta US$110 en 2011, empezó para Puerto Gaitán la era del "empacho petrolero".
     
    Ese año el municipio recibió unos $110.000 de pesos en regalías (más de US$60 millones).
     
    Los gastos municipales se dispararon.
     
    Puerta al Paraíso
     
    Entre las erogaciones más cuestionadas está el más de millón de dólares que se gastaron en un inmenso arco amarillo en la entrada del pueblo, llamado Puerta al Paraíso.
     
    Las autoridades se defienden diciendo que el costo no fue solo por el arco, sino también por las obras viales de sus alrededores.
     
    Tampoco está muy claro cuánto uso tiene la inmensa cúpula hecha en caña que se encuentra al final del malecón del río Manacacías.
     
    Fin de la fiesta
     
    En junio de 2014 empezó una caída dramática del precio internacional del crudo, que ahora se encuentra en torno a US$50-60 el barril.
     
    Comenzó entonces una cadena de crisis, profundizada por el hecho de que las autoridades colombianas decidieron no renovarle a la empresa Pacific Rubiales los contratos de explotación del campo Rubiales, que se encuentra en el municipio, y del que sale la mayor cantidad de petróleo de Colombia (más del 10% del total).
     
    El negocio de Pacific generaba el mayor número de empleos e ingresos para sus habitantes.
     
    Llegó a haber, según las autoridades locales, 14.000 personas vinculadas a la empresa en el municipio.
     
    Aunque Pacific aclaró que el número máximo de empleados directos que tuvo fueron 2.984 en 2014.
     
    Con la caída de contrataciones y la partida de empleados, la crisis se fue contagiando de un sector económico a otro.
     
    Y llegó hasta los prostíbulos.
     
    El encargado de uno, Andrés (no dio su apellido), dijo que su facturación cayó un 30%, tanto como el número de clientes.
     
    Turismo
     
    Natalia Leyva Quijano, candidata a la alcaldía de Puerto Gaitán, cree como el secretario de planeación Castellanos -aunque es opositora a la actual gestión- que la crisis es una oportunidad.
     
    "A la gente hay que venderle la idea de que Puerto Gaitán no solamente es petróleo", dice.
     
    Señala como alternativas a la agroindustria (hay palma, caucho, otros cultivos y un criadero de cerdos que da cientos de empleos) y el turismo.
     
    Es un cambio que ella misma está implementando.
     
    Cerró, por falta de demanda, un aparcamiento para camiones transportadores de petróleo y ahora se está concentrando en hacer crecer el negocio de su hotel.
     
    "Estamos trabajando el turismo de aventura, el avistamiento de toninas (delfines rosados)", dice en referencia al principal atractivo natural del municipio.
     
    Futuro negro
     
    Pero aún con más inversiones en el campo y en el turismo, el futuro cercano está lejos de ser prometedor para Puerto Gaitán.
     
    En 2016, por menos ingresos petroleros, las arcas del estado colombiano dejarán de recibir entre $15 y $20 billones (US$5.000-7.000 millones), calcula la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP, que agrupa a las petroleras privadas del país).
     
    Puerto Gaitán recibirá $140.000 millones (US$50 millones) para el bienio 2015-2016, según Castellanos (un 30% menos que lo que le ingresó en 2011, cuando el dólar estaba más barato).
     
    "En este momento tenemos una crisis económica y una desbandada de empresas", agrega Octavio Colina, secretario administrativo y financiero de Puerto Gaitán.
     
    Eso impacta en la recaudación fiscal de ingresos corrientes (no regalías), que cayó más de un 40% desde el último año.
     
    Ingresos ImpuestosEspera que caiga aún más en 2016 y recién empiece a recuperarse hacia septiembre de 2017.
     
    En los meses venideros el gobierno nacional planifica bajar las tasas de regalías, como una forma de reducir la presión tributaria sobre las empresas petroleras.
     
    Eso implicará aún menores ingresos para Puerto Gaitán, aunque a modo de compensación recibirá este año 14.400 millones de pesos (US$500.000) de un programa nacional de apoyo a las regiones productoras.
     
    ¿Adiós al festival?
     
    Lejos quedarán ahora los tiempos de la abundancia, que hicieron que el municipio pasara de ser el más pobre del departamento del Meta a uno de los más ricos del país en ingreso per cápita.
     
    Lejos quedará también el recuerdo de los míticos festivales de verano, en los que a la vera del río Manacacías tocaron artistas globales como Marc Anthony o Juan Luis Guerra, pagados por Pacific Rubiales frente a 65.000 personas.
     
    Según la alcaldía, la empresa ya dijo que no podrá aportar para la edición del próximo año.
     
    Y los pobres ingresos de las arcas municipales no alcanzan para repetir las bacanales de años pasados, sólo para un festival mucho más modesto.
     
    Es posible que las autoridades decidan que así no vale la pena y cancelen el festival de 2016.
     
    Lo están pensando.
     
     
  • Recobro petrolero añadirá 2.500 millones de barriles a las reservas

    En la actualidad se adelantan 36 proyectos para los próximos cinco años con el objetivo de mantener la producción en el millón de barriles diarios. - Foto de ecopetrolEn la actualidad se adelantan 36 proyectos para los próximos cinco años con el objetivo de mantener la producción en el millón de barriles diarios. - Foto de ecopetrolEn el incremento del factor de recobro se encuentran las esperanzas del sector petrolero del país a mediano plazo, en momentos en que la exploración está casi que paralizada, las reservas bajan por el precio internacional del crudo, las comunidades protestan por los yacimientos y existe incertidumbre jurídica a raíz de los fallos de la Corte Constitucional de suspender campos en producción y la revocatoria de una licencia ya otorgada por el Estado a la firma Hupecol en La Macarena. 
     
    Carlos Gómez, ingeniero de petróleos y asesor de la de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), afirma que esta técnica, que no es otra que recuperar el crudo que no se puede extraer de manera convencional, permitirá que en los próximos cinco años el país pueda añadir a sus reservas unos 2.500 millones de barriles más y mantener la producción en el millón de barriles diarios.
     
    Las ventajas
     
    Esto porque se estima que en Colombia existe un total de 54.000 millones de barriles de petróleo de reserva, de los cuales solo se ha recuperado el 17 por ciento, y el 18 por ciento en el caso de Ecopetrol.
     
    “Por eso hablamos que por cada punto porcentual que podamos recuperar, son unos 500 millones de barriles de reserva. Si hablamos de cinco puntos a cinco años, una meta razonable, estamos hablando de una cifra mayor de las actuales reservas oficiales del país”, asegura Gómez.
     
    Además, aunque la operación en esos campos va a ser más grande, ofrecen ventajas como que ya existe la explotación, las reservas están probadas, ya se cuenta con una logística de producción y manejo y hay una convivencia entre las comunidades y la industria.
     
    El ingeniero de petróleos asegura que el proceso más económico para extraer petróleo es con la misma presión y energía del campo, o lo que se conoce como recuperación primaria, que es cuando se encuentra el crudo y se comienza a producir, mientras que las otras técnicas involucran tecnología.
     
    Eventualmente todos los campos tienen recobro adicional, pero en muchos casos no se justifica por cuestiones tecnológicas y económicas; en el caso colombiano, un barril de petróleo entre 50 o 60 dólares sería lo ideal para continuar con los pilotos que se llevan a cabo en diferentes campos.
     
    Gómez explica que el factor de recobro depende mucho de la tecnología para un mismo yacimiento y que los costos de producción se incrementan de 2 a 5 dólares adicionales por barril en la parte secundaria, de 5 a 10 en la parte terciaria, y en ocasiones es un poco superior.
     
    Actualmente se adelantan 36 proyectos piloto, cada uno a una velocidad diferente por las distintas condiciones económicas. 
     
    Algunos de ellos, como Chichimene, en el Meta, va bastante adelantado, “donde el piloto es bastante grande, está llegando a una fase semicomercial y con buenos resultados”, agrega Gómez.
     
    Explica que en Chichimene sin ningún tipo de recobro adicional solo se recuperaría el siete por ciento, con inyección de agua se elevaría a 13 o 14 por ciento, mientras que con combustión ‘in situ’ se podría llegar a 40 por ciento. “Entonces cuando hablamos de un yacimiento de 4.000 millones de barriles, el 20 por ciento son 800 millones, lo que se justifica”, subraya.
     
    Otros campos en los que también se adelantan pilotos son Castilla, Yarigui-Cantagallo que comenzaron con inyección de agua, y ahora están con inyección de agua mejorada; Casabe, que lleva 30 años con inyección de agua, está empezando con otro proyecto de mejorada con polímeros. En el Putumayo se encuentran Cohembi, que tocó cerrar por tema de orden público, y el de Costayaco, entre otros.
     
    Los diferentes casos de recobro
     
    La recuperación primaria se realiza mediante la misma presión del pozo, que a medida que va perdiendo energía y presión, es compensada por agua de los acuíferos cercanos u otras fuentes. 
     
    Cuando el pozo comienza a perder presión y energía, entonces se realiza una recuperación secundaria, mediante la inyección de agua o gas para restituir la presión original. 
     
    La recuperación terciaría, tecnológicamente mucho más compleja y costosa, varia: una se conoce como química, que es cuando se añaden elementos químicos al agua, lo que permite soltar más petróleo del que tiene la roca, o se utilizan polímeros, que permiten cambiar las condiciones de adherencia de ese crudo con la roca, para que se suelte un poco más.
     
    Pedro Vargas Núñez
    Portafolio.co
  • Recuperación del petrolero en bolsa no solo depende del crudo

    Campo ThxAunque en el primer trimestre el petróleo de referencia Brent, que usa Colombia, tuvo una recuperación tras la caída del 2014 y alcanzó a tocar los 66 dólares por barril, en los últimos meses volvió a descender, al punto de que este martes se transó a 49 dólares el barril, y no da muestras de una recuperación en el mediano plazo.
     
    En medio de este ‘sube y baja’, sin tendencia definida, las acciones de las empresas petroleras, que se cotizan en la Bolsa de Valores de Colombia, han tratado de reaccionar de una manera tibia y, a diferencia de épocas no muy lejanas, ahora su suerte dejó de estar ligada mayoritariamente a lo que pase con el precio del crudo.
     
    La razón, según analistas consultados, es que mientras son mínimas las posibilidades de que el precio del petróleo tenga un repunte importante en el corto y mediano plazo, el entorno de inversión se ha enrarecido con las expectativas de menor crecimiento económico, el cual, al estar impulsado fundamentalmente por la construcción, lo que ha hecho es que en el mercado bursátil las preferencias sean por las acciones de grupos financieros.
     
    Ómar Escorcia, analista de la comisionista Adcap Colombia, dice que si bien en las últimas semanas acciones como la de Ecopetrol, que llegó a uno de sus puntos más bajos, incluso por debajo del valor de salida a bolsa (1.285 pesos el 28 de septiembre), se han recuperado, ahora se enfrentan a menores expectativas de crecimiento y a una falta de apetito de los inversionistas por las acciones.
     
    A esto se suma que al estar concentradas las expectativas de crecimiento en la construcción (vivienda y gasto del Gobierno en obras), las preferidas son las acciones del sector financiero, pues allí estarán concentrados la financiación de proyectos y, obviamente, los rendimientos a mediano y largo plazo.
     
    “Estos dos sectores, el financiero y la construcción, están generando este crecimiento que nos parece positivo, y, hablando de bolsa, son los que van a seguir teniendo un crecimiento, compensando todo lo que ha venido presentando el sector de minas y petróleo”, señala el analista.
     
    Similar percepción tiene la comisionista Credicorp Capital, cuyos expertos mantienen la recomendación de mantener (ni comprar ni vender) las acciones de Ecopetrol y de Canacol Energy. En el caso de Pacific Exploration and Production, la orientación es a subponderar, es decir, a bajar la participación de este título en los portafolios. A la par, el consejo de compra de títulos está dado para los del Grupo Sura, Preferencial Bancolombia, Cémex y Celsia, principalmente.
     
    Varios obstáculos
     
    Y es que la recuperación de las otrora poderosas acciones petroleras tendrá que superar varios obstáculos, externos e internos.
     
    Sobre los primeros –señala Escorcia– hay expectativas de una próxima reunión de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep), con algunos de los países que no pertenecen a este grupo, con el fin de tratar un eventual recorte de la producción, situación que le ha dado perspectivas positivas al precio del petróleo.
     
    Sin embargo, no se esperan recuperaciones en el corto plazo, a no ser que los países se pongan de acuerdo, escenario que resulta difícil de prever, pues Estados Unidos venía ganando participación con los hidrocarburos no convencionales y la Opep no cederá si esta nación tampoco lo hace.
     
    A nivel interno, en el caso de Ecopetrol, Adcap Colombia cree que la petrolera no tiene catalizadores de valor en el corto plazo que le permitan repuntar, a diferencia del precio internacional del petróleo.
     
    Según Escorcia, Ecopetrol está concentrada en incrementar la producción de sus campos existentes, dejando de lado nuevos hallazgos, que siempre han sido su talón de Aquiles.
     
    Explica que si se compara a Ecopetrol con otras petroleras de la región, la compañía tiene varios indicadores financieros que muestran un menor precio frente a sus pares. La razón de ello es que dichas firmas tienen una expectativa de reservas más o menos de 13 años, a diferencia del rango de entre 6 y 8 años que tiene la firma de la iguana.
     
    En el caso de Pacific Exploration and Production (Pacific E&P), aunque recientemente se renegociaron términos de obligaciones de su deuda, lo que ayuda a liberar presión sobre el flujo de caja, esta solución es de corto plazo para la cotización de la acción.
     
    “Lo que uno no ve es de dónde va a provenir una producción importante que va a dejar de tener el próximo año, cuando entregue a Ecopetrol la operación del campo Rubiales”, señala.
     
    En otras palabras, con este título el asunto es más volátil, pues no está claro por dónde va generar crecimiento, ni con los campos en Colombia ni con sus opciones en México.
     
    En cuanto a Canacol Energy hay ‘sentimientos encontrados para la inversión’, ya que si bien bajaron las probabilidades de que la Reserva Federal de Estados Unidos suba este año sus tasas de interés, y esto puede ser positivo, también puede ser un factor de incertidumbre y de volatilidad, a pesar de que esta petrolera tenga garantizados sus contratos de gas, lo que la puede llevar a bajar en la bolsa.
     
    Ecopetrol, la que tiene el mayor espacio para subir
     
    Según Credicorp Capital, el 5 de octubre, cuando la acción de Ecopetrol cayó por undécima vez por deba-
    jo de su precio de emisión (cerró en $ 1.390), tenía un potencial de valorización del 38,13 por ciento hasta su precio objetivo ($ 1.920), valor que es la tercera parte de su cotización histórica de $ 5.850 (3 de mayo del 2012).
     
    Por el contrario, Pacific E&P tiene solo un espacio de crecimiento del 7,78 % para llegar a su valor máximo estimado: $ 7.200.
     
    La que menor potencial de avance tiene en las acciones petroleras es la de Canacol Energy, cuyo precio objetivo es de $ 6.900 frente a un cierre de $ 6.670 el 5 octubre. El viernes pasado, el título rompió este valor, al cerrar en $ 6.990, y este martes se ubicó en $ 6.900.
     
    Así, mientras las acciones de Pacific y Ecopetrol han caído este año un 55 %, el título de Canacol Energy había aumentado a niveles de 33 % hasta el 5 de octubre.
     
    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS -ElTiempo.com
  • Reficar análiza estudio sectorial sobre el proyecto de ampliación y modernización de la refinería de Cartagena

    ReficarEn relación con el informe del estudio sectorial sobre el proyecto de ampliación y modernización de la refinería de Cartagena realizado por la Contraloría General de la República, Reficar se permite informar: 

    1. Una vez sea conocido de manera oficial e integral el informe de la Contraloría, Reficar realizará un análisis detallado del documento y de los temas específicos abordados.
    2. Reficar y Ecopetrol han aportado la información requerida por los organismos de control sobre el proyecto de ampliación y modernización de la refinería de Cartagena, incluida la relacionada con la contratación desde 2007, bajo la dirección de Glencore como socio mayoritario de Reficar hasta 2009, de la empresa Chicago Bridge and Iron (CB&I), contratista principal de la ejecución del proyecto.

     

    Desde 2008 se han realizado siete auditorías regulares y dos especiales a Reficar. Para las auditorías adelantadas en el 2015, Reficar dio respuesta a 530 requerimientos de información, sostuvo 187 reuniones con los delegados de la Contraloría, atendió cinco visitas al proyecto y entregó más de 14 mil archivos equivalentes a 38 gigas de información.  

    3 . Reficar presentó oportunamente a la Contraloría las variaciones que ha tenido el proyecto en términos de su inversión y cronograma de ejecución, las cuales se detallan en cinco controles de cambio realizados al proyecto entre los años 2011 a 2015. Las causas de las variaciones no siempre son “sobrecostos”. Entre las variaciones se incluyen rubros como:  1) cambios en el alcance del proyecto; 2) mayores cantidades de obras; 3) el incremento de precios; 4) olas invernales; 5) conflictos laborales (huelga); 6) Ingeniería y planeación del contratista y 7) menor productividad del contratista.

     

    4. Desde 2012, Reficar viene evaluando y documentando las causas y responsabilidades de dichas variaciones. Como parte del proceso actual de cierre del proyecto, Reficar está finalizando los balances técnicos, financieros y jurídicos de la gestión de sus contratistas; en determinados casos, ya activó los mecanismos contractuales de resolución de controversias entre las partes.

     

    5. Ecopetrol y Reficar han adoptado una serie de medidas para una mayor supervisión y control de la ejecución del proyecto, entre las que se destacan la contratación de una firma especializada de gerenciamiento de proyectos, y la incorporación de expertos en megaproyectos en el equipo de Reficar.

     

    6. Ecopetrol y Reficar están desarrollando las estrategias para alcanzar la mayor rentabilidad de esta obra, un proyecto estratégico que impulsará la economía nacional y el sector industrial, como lo han mostrado estudios y análisis de entidades públicas y privadas.

     

    7. La nueva refinería de Cartagena hoy es una realidad. Inició operaciones el 21 de octubre con la puesta en marcha de la Unidad de Crudo y el 30 de noviembre realizó su primera exportación a Estados Unidos y el Caribe. En la actualidad, la refinería trabaja con una carga promedio de 90.000 barriles diarios de crudo, el 55% de su capacidad total de 165 mil barriles por día. En las próximas semanas y hasta marzo de 2016 entrarán en operación de forma secuencial el resto de las plantas que componen la que es considerada la más moderna refinería de América Latina. 

     

    8. Ecopetrol y Reficar seguirán trabajando de la mano de los organismos de control para buscar que se adelanten las acciones requeridas para la buena gestión de los recursos.

     

    Por: paisminero.co/ CP Ecopetrol

    1.  
  • Reficar arrancaría en segundo semestre de 2015

    ReficarCon 31 unidades y ubicada sobre el Mar Caribe, es clave para que Ecopetrol logre la meta de aumentar su capacidad total de refinación a 650.000 barriles por día.
     
    La Refinería de Cartagena entraría en operación en el segundo semestre del 2015, lo que le permitiría a Colombia atender la demanda interna de combustibles y suspender las importaciones de diésel y gasolina, dijo un funcionario de Ecopetrol.
     
    El proyecto de modernización de la Refinería de Cartagena (Reficar) con inversiones que superan los 6.400 millones de dólares se encuentra con un avance de más de un 96 por ciento, dijo Pedro Rosales, vicepresidente ejecutivo de refinación de Ecopetrol.
     
    "La refinería iniciaría operación durante el segundo semestre del 2015", sostuvo Rosales en una conferencia telefónica en la que la empresa presentó sus resultados financieros del 2014.
     
    Una vez concluya el proyecto de modernización, la refinería quedará con una capacidad de carga de 165.000 barriles diarios, desde los 80.000 barriles por día en el pasado.
     
    "Con la entrada en operación de Reficar se tendría la capacidad de producir nacionalmente la totalidad de combustibles que requiere el país", aseguró Rosales al revelar que se dejarían de importar 70.000 barriles diarios de diésel y volúmenes más bajos de gasolina.
     
    La principal refinería de Colombia es la de Barrancabermeja, ubicada en el departamento de Santander, que tiene una capacidad de producción de 250.000 barriles por día.
     
    Fuente: Dinero.com
  • Reficar arranco su planta de coquización

    Reficar CoqueColombia entró en la era de la refinación moderna con la puesta en marcha de la primera planta de conversión profunda. Se trata de la Unidad de Coquización 
    Retardada que permite convertir la mayor parte del crudo en productos de mayor valor, inclusive los residuos que se transforman en coque de petróleo.
     
    El coque de petróleo, un sub producto que se obtiene por primera vez en Colombia, es un combustible sólido de alto poder calórico que se usa para generar energía eléctrica en las industrias cementeras y siderúrgicas, y como materia prima para la fabricación de electrodos en la La planta de coquización retardada, produce gas combustible, GLP (gas licuado de petróleo), nafta y gasóleos que, luego de pasar por las unidades de hidrocraqueo e hidrotratamiento de diésel, producen combustibles limpios como gasolina y diésel de ultra bajo azufre. La planta está en capacidad de producir 75 mil toneladas mensuales de coque de petróleo, cuyas primeras 1400 A la unidad de coquización retardada de conversión profunda se sumarán en las siguientes semanas las unidades de Hidrocracking, las dos hidrotratadoras de diésel y la unidad de alquilación. Con este grupo de plantas, la nueva refinería de Cartagena podrá transformar el 97% del crudo en productos valiosos. Antes esta conversión solo alcanzaba el 75%.
     
    La nueva planta es la más imponente del complejo por su altura y dimensiones, tiene una tecnología de última generación que le permite operaciones totalmente automatizadas, de gran confiabilidad y precisión operativa.  
     
    En la construcción de esta unidad, que ocupa un área de 4,5 hectáreas y tiene una altura equivalente a un edificio de 35 pisos, se utilizaron 32.582 yardas cúbicas de concreto, más que todo el que se usó en la construcción del Centro Comercial Caribe Plaza, uno de los más modernos Con la unidad de coque, la nueva refinería completa 23 de las 34 unidades en operación. En la actualidad la carga a la refinería supera los 130 mil barriles por día, equivalente al 80% de su capacidad total.
     
    Vea el proceso completo de la producción de coque en el siguiente video:
     
    https://www.youtube.com/watch?v=r47R-ZPxb40&feature=youtu.be
  • Regiones petroleras, el otro país

    Trabajdores  Ecopetrol

    Los bloqueos impidieron que Ecopetrol extrajera once millones de barriles en 2014. Este año la cifra llega a 89 mil barriles diarios. Según la empresa, las manifestaciones serían promovidas por líderes comunitarios con intereses ocultos. La USO critica el modelo de contratación y condena los bajos salarios que los contratistas pagan a sus empleados.

    “Todos estamos en una desazón”, dijo esta semana el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, refiriéndose a la actitud que tenían los miembros de la industria petrolera luego de la caída de los precios, que casi completa un año. La volatilidad impide planear, no se pueden pronosticar escenarios y la incertidumbre es el plato diario.
     
    Los niveles que tocó la acción de la petrolera esta semana son una muestra evidente de lo que pasa en el sector. Que cayera por debajo de los precios de emisión sólo confirma el problema estructural al que se enfrenta la empresa más importante del país.
     
    En medio del maremágnum de malas noticias la petrolera se sacude. Logró su meta de ahorro de 2015 en agosto y anunció la ampliación a $2,2 billones. Sin embargo, los esfuerzos por enfrentar la coyuntura - reservas de petróleo en EE.UU., desaceleración de la economía china, política de “Market share” en la OPEP- se contraponen con los problemas locales, que implican una intervención y presencia estatal en las regiones.
     
    Según cifras de Ecopetrol, el año pasado se dejaron de producir cerca de once millones de barriles por problemas de entorno, es decir, bloqueos y protestas que obligaron a detener o reducir la operación en los yacimientos. Esto es equivalente casi al 3% de la producción nacional. Aunque no en todos los casos, ni en todos los municipios, en la industria y en la comunidad, se ha cuestionado la injerencia de las juntas de acción comunal.
     
    A pesar de que la función principal de estas organizaciones, según el Ministerio del Interior, es “liderar e impulsar procesos comunitarios en barrios y veredas, materializándose a través de la participación y el quehacer en la vida de las comunidades”, las competencias que asumieron en las zonas de extracción petrolera, como las certificaciones de territorialidad, gracias a las que una persona puede aplicar a una convocatoria para trabajar, en este caso en Ecopetrol, les ha dado un poder de influencia cuestionado por las operadoras y la comunidad.
     
    El caso del corregimiento El Centro, en Barrancabermeja, donde recientemente fue judicializado Juan Francisco López Bautista, quien se desempeñaba como presidente de Asojuntas, es uno de los que particularmente tiene preocupados a las autoridades y a la empresa. De acuerdo con la Policía, hacía parte de una banda dedicada a “amenazar a los contratistas con bloqueos y saboteos si no se realizan los contratos, cobro de dádivas a los nuevos empleados, falsificación de documentación requerida para contratación y transporte de miembros de la comunidad para bloqueos mediante falsas propuestas”.
     
    Y es que allí está el campo Cira Infantas, que produce 40 mil de los cerca de 65 mil barriles diarios que son extraídos en el departamento de Santander. Aún así, el acceso a servicios básicos, de salud y de educación ha tenido un desarrollo limitado. Esa ausencia de Estado le dio razón de ser a estas organizaciones y poder a quienes las lideran.
     
    Uno de los habitantes de la zona, quien pidió no ser citado, aseguró que después de 2007 “comienza a sonar el tema de ‘compro un puesto’ o ‘vendo un puesto’ y se dan unos rangos que dependen del cargo. Están entre $3 millones y $4 millones, otros entre $800.000 y $1’200.000. Otros compraban al por mayor. Se formó un comercio y muchos líderes cayeron en la tentación. Hoy hay unos que están muertos, otros desaparecidos. Empieza un proceso en el que todos quieren ser presidentes de junta”.
     
    Fuentes consultadas por El Espectador manifestaron su desacuerdo por la poca presencia institucional en la zona. Criticaron que en un corregimiento en el que hay 25 mil habitantes solamente haya una estación de Policía con no más de diez uniformados y apenas un hospital que presta servicios básicos. Asimismo, comentaron que los oriundos de ese corregimiento constantemente manifiestan su indignación por la reducción de los recursos de regalías tras la implementación del nuevo sistema.
     
    La historia de El Centro se entrelaza con la de Meta. Este departamento, además de padecer las mismas problemáticas de desarticulación y desorden en la asignación de puestos para suplir la oferta de mano de obra de empresas como Ecopetrol, al igual que en Santander, la intermediación ha generado una distorsión en los precios que se ve reflejada en los sobrecostos de los servicios petroleros contratados por las operadoras.
     
    Según el presidente de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros, Rubén D. Lizarralde, “estamos viviendo en dos mundos. Uno el que se da en la región y otro el del resto del país. En las regiones se han incrementado las tarifas de las distintas actividades petroleras de una manera dramática. En oportunidades 100 en otras 300%, y eso ha afectado nuestra competitividad”. De acuerdo con Lizarralde, se está creando un ambiente de una economía de mafia que es apoyado, en algunos casos, por bandas criminales e incluso por grupos políticos.
     
    Cifras de Ecopetrol concluyen que sólo en esa región, por cada US$1.000 millones contratados, cerca de US$60 millones van a parar a manos de personas que presionan a las empresas para que compren productos determinados a personas determinadas. Este caso ha causado tanto revuelo que, como pudo establecer este diario, la Superintendencia de Industria y Comercio ya tiene en curso investigaciones para determinar si allí hay una presunta “cartelización” de empresas que se ponen de acuerdo para establecer tarifas y cuotas de producto que deben comprar los contratistas de Ecopetrol a personas que serían elegidas por estas juntas.
     
    En el caso de Castilla La Nueva, en Meta, la junta de acción comunal ha sido muy cuestionada por la “legalización” de los papeles de trabajo para venezolanos que están llegando a la zona en busca de trabajo. Gustavo Carrión, líder comunitario, dijo que “la llegada de personas de otros departamentos e incluso de Venezuela a la región se está volviendo un problema (...) los presidentes de juntas de acción comunal están haciendo estos trámites y vamos a revisar con el Servicio Público de Empleo cuáles son las juntas que están dando las certificaciones”.
     
    El presidente de la Unión Sindical Obrera, Edwin Castaño, reconoció que en efecto hay una presión muy fuerte de las asociaciones hacia a la empresa y que incluso tras ellas hay estructuras como Bandas Criminales. Sin embargo, también criticó el modelo de contratación que aplicado. “Ecopetrol no se rige bajo el modelo de la ley 80 de contratación pública sino el de la figura de oferente. Esto aumenta los conflictos de interés, el tráfico de influencias y las licitaciones con dudosa transparencia. En 2014, la empresa pagó por consultorías más de $939 mil millones. Las licitaciones deberían ser públicas y con un mayor control de la Procuraduría y la Contraloría. Hemos encontrado que a algunos trabajadores les pagan hasta el mínimo cuando en la industria petrolera las condiciones son diferentes”.
     
    Aún con la “desazón” de la que habló Echeverry, las palabras de un santandereano resumen el problema: “La industria no se va a acabar. Mi abuelo se murió y la industria no se ha acabado, mi papá está que se muere y la industria no se ha acabado y yo voy por la misma y la industria sigue. Eso hace que todos pensemos así, y es una idea arraigada de que la industria tiene que ser para mí, para mí”.
     
    Por: Óscar Güesguan Serpa
     
    Fuente:ElEspectador.com
  • Reservas de crudo de Ecopetrol cayeron 11%

    Produccion CrudoEcopetrol (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC; TSX: ECP) 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 2015. 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 2015, las reservas probadas netas de Ecopetrol fueron de 1.849 millones de barriles de petróleo equivalentes, 11% menores a los 2.084 millones de barriles de petróleo equivalentes registrados al cierre de 2014. El índice de reemplazo de reservas fue de 6%, y la vida media de reservas equivale a 7,4 años. 
     
    La reducción de las reservas probadas se dio principalmente como consecuencia de la pronunciada caída de los precios de los hidrocarburos. En 2015, el precio SEC utilizado para la valoración fue de US$55.57 por barril Brent versus US$101.80 por barril en 2014. 
     
    Ecopetrol estima que el efecto precio implicó una disminución sobre las reservas de 404 MBPE frente a las de final de 2014. Este efecto fue contrarrestado en gran parte por una adición de 275 MBPE, atribuibles a las optimizaciones de costo y mayores eficiencias alcanzadas por la Compañía; así como por +67 MBPE correspondientes a las nuevas campañas de perforación en los campos Castilla y Rubiales, y las revisiones positivas en algunos campos, como Chichimene, debido al buen desempeño en producción. Entre otros efectos favorables está la incorporación de los consumos internos de gas natural de la Empresa como parte de las reservas probadas (+47 MBPE).
     
    Las mayores contribuciones al balance de reservas provienen de los campos Castilla y Chichimene, ambos operados directamente por Ecopetrol, y del campo Rubiales, que será manejado por Ecopetrol a partir de Julio de 2016. 
     
    El 95% de las reservas probadas son propiedad de Ecopetrol S.A., mientras que Hocol, Ecopetrol America y la participación en Equión y Savia Perú contribuyen con el 5%. Reservas Probadas de Ecopetrol a Diciembre 31 de 2015.
     
     
    ecopetrol - paisminero.co
     
     
  • Reservas de Ecopetrol suben 5,7% y llegan a 2.084 millones de barriles equivalentes

    Petroleo 1La vida media de las reservas se incrementó a 8,6 años, informó la petrolera colombiana.

     

    Ecopetrol anunció en un comunicado de prensa su nuevo balance de reservas probadas (1P, según la denominación internacional) de crudo, condensado y gas natural de su propiedad (incluye su participación en filiales y subsidiarias) a diciembre 31 de 2014.

     

    Las reservas de la petrolera colombiana son calculadas con base en los estándares y metodología de la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos (SEC) y auditadas en un 99% por Ryder Scott Company y DeGolyer and MacNaughton, firmas internacionales especializadas independientes.

     

    Dice el informe de prensa que las reservas probadas netas de hidrocarburos de propiedad de Ecopetrol, incluida su participación en filiales y subsidiarias, ascendieron a 2.084 millones de barriles de petróleo equivalente (Mbpe) al cierre del año pasado. Este aumento representa un incremento de 5,7% frente al balance de cierre en 2013 de 1.972 Mbpe.

     

    En 2014, Ecopetrol incorporó 355 millones de barriles de reservas probadas, cifra superior a la registrada en 2013, cuando se incorporaron 340 Mbpe. La producción total acumulada del año 2014 fue 243 Mbpe, precisa el informe.

     

    El índice de reposición de reservas del año 2014 fue de 146%, mayor al registrado en 2013 de 139%. La relación reservas/producción (vida media de las reservas) se incrementó a 8,6 años.

     

    La petrolera colombiana reafirma que el aumento de las reservas probadas se debe principalmente a revisiones y extensiones, así como a la incorporación de barriles equivalentes de gas.

     

    De los 2.084 Mbpe de reservas probadas, el 94% es aportado por Ecopetrol, mientras que Hocol, Ecopetrol América y las participaciones de la Empresa en Equión y Savia Perú aportan el restante 6%.

     

    En los últimos 5 años Ecopetrol aumentó sus reservas netas 22% y alcanzó un índice de reposición de 150% en promedio, precisa el informe de prensa

     

     

    Fuente: Elespectador.com

  • Reservas de petróleo habrían bajado 600 millones de barriles

    Con el crudo a 34 dólares, como cerró el viernes pasado, las existencias económicamente viables de Colombia llegarían apenas a 1.700 millones de barriles, según las cuentas de Campetrol.
     
    Foto de ANHFoto de ANHLas reservas de petróleo económicamente viables de Colombia habrían caído en casi 600 millones de barriles debido a la baja de los precios internacionales del petróleo, según la última estimación de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol).
     
    Las reservas de Colombia para el 2014 terminaron con 2.308 millones de barriles, cuando el barril de crudo oscilaba entre 50 y 60 dólares, mientras que con el nuevo cálculo, con un precio del Brent a 34,06, precio de cierre del viernes, serían de apenas de 1.712 millones de barriles, de acuerdo a Campetrol.
     
    Daniel Pardo, director económico y sectorial del gremio, afirma que para el cálculo se tuvieron en cuenta variables como la declinación natural de los campos, el costo del levantamiento del barril por campo y el precio promedio de venta de ese crudo en el mercado, basados en cifras de la consultora internacional Rystad Energy, la cual posee información de más de 65.000 campos petroleros alrededor del mundo, incluidos los nacionales.
     
    Pardo sostiene que con un barril a 34 dólares, solo son rentables campos grandes y en escala productiva como Rubiales, Castilla y Chichimene, pero aunque el Brent cotice a 30 dólares en el mercado internacional, “por la calidad del crudo pesado colombiano, como el de campo de Castilla, este solo se comercia a 24 ó 25 dólares el barril”.
     
    Campetrol además estima que las reservas de crudo solamente serían de 4,9 años, si el Brent se mantiene a un promedio de 30 dólares el barril.
     
    El gremio también reveló que el número de taladros en operación disminuyó de manera ostensible, al solo estar el 24 por ciento de ellos activos durante noviembre y diciembre pasados, cuando un año atrás esos niveles eran de 53 por ciento en promedio.
     
    Los bajos precios del petróleo no solo han impactado la exploración y la producción sino también el empleo en el sector, pues la industria generó 32,8 por ciento menos puestos que durante el 2014. El año pasado empleó a 83.000 personas, mientras que durante el 2014 esa cifra llegó a 123.487.
     
    PREVISIBLE
     
    Francisco Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleos (ACP), ya había advertido que las reservas del país tendrían que haber disminuido y que el lapso era menor a los 6,8 años previamente estimados.
     
    “Es necesario hacer el análisis de cuánto de esas reservas se puede producir a 30 o 40 dólares el barril”, declaró Lloreda.
     
    Reveló que a finales del año pasado el 80 por ciento de las empresas del sector aseguraron que ya estaban produciendo crudo en un rango entre 20 y 30 dólares el barril.
     
    La disminución en las reservas estimadas por el bajo precio internacional del crudo también produjo una reducción en los pronósticos de explotación para este año.
     
    De acuerdo al ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, la producción para este año ya no será de 955.000 barriles diarios sino de 944.000, estimando que el precio del barril estará en 34,70 dólares.
     
    LA PRIORIDAD
     
    Rubén Darío Lizarralde, presidente de Campetrol, afirma que la nueva realidad nacional hace necesario que Ecopetrol centre su actividad en la exploración.
     
    Y va más allá, al pedirle al Gobierno Nacional que invierta de manera directa, o a través de un empréstito de la banca multilateral, en un programa exploratorio, para darle tranquilidad al país de que en momentos de recuperación de precios se aproveche esa producción y se obtengan recursos vía exportación, aportando de esta manera nuevamente a los ingresos fiscales.
     
    El directivo sostiene que Ecopetrol no debe disminuir los presupuestos en exploración, tal como lo hizo entre el 2011 y 2013 rebajando este rubro de 1.293 millones de dólares a 974 millones de dólares y por eso en este momento solo se trabajan siete de las 23 cuencas petroleras del país.
     
    “No se debe olvidar que el negocio petrolero es de mediano y largo plazo, por lo que sembrar recursos en estos momentos, de manera adecuada, permitirá una cosecha de crudo en el futuro”, agregó Lizarralde.
     
    Otro de los problemas que enumera el gremio es el alto costo de producir crudo en Colombia (promedio de 35,30 el barril), que lo ubica séptimo a nivel mundial entre los principales productores.
     
    Pedro Vargas Núñez - Subeditor Portafolio
     
    Portafolio.co
  • Resultados Financieros y Operativos de Ecopetrol correspondientes al tercer trimestre del 2016

    PozosEcopetrol presentó los resultados resultados financieros y operativos al III Trimestre  y el acumulado del 2016,  sus principales indicadores :
     
     
    ·         En el tercer trimestre de 2016 el Grupo Ecopetrol obtuvo un EBITDA (utilidad antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones) de 4,9 billones de pesos y un margen EBITDA de 40%, los mayores en los últimos 5 trimestres. El resultado refleja la excelencia operativa, la eficiencia en costos, la disciplina de capital, y los mejores precios del crudo frente al inicio de 2016.
     
     
     
    ·         Específicamente en 2016 se han obtenido ahorros acumulados de 1,9 billones de pesos, los cuales superaron la meta propuesta para todo el año de 1,6 billones de pesos.        
     
     
    El Grupo  registró utilidades netas por 229 mil millones de pesos  en el tercer trimestre de 2016, completando 3 trimestres consecutivos de ganancias.  La disminución frente a la utilidad reportada para el segundo trimestre de 2016 se explica, en gran medida, por una mayor provisión del impuesto de renta.
     
    Entre enero y septiembre  de 2016 las utilidades netas  ascendieron a 1,37 billones de pesos.
     
     
    ·         La producción promedio del tercer trimestre fue de 723 mil barriles de petróleo equivalente por día (kbped), superior en 3,9 por ciento frente al segundo trimestre de 2016. El aumento se debe, en parte, a la reversión de Rubiales y el inicio de la producción de Gunflint en el Golfo de México (EE.UU.)
     
     
     
    ·         La Compañía recibió y operó de forma eficiente y segura los campos Rubiales y Cusiana, y mantuvo estable la producción en Castilla y Chichimene pese a las menores inversiones.
     
     
     
    ·         Las positivas perspectivas de precio le permitieron dar vía a proyectos que agregarán gradualmente durante el 2017 una producción de 25 mil barriles de crudo por día, y reactivar el campo Caño Sur en el Meta.
     
     
     
    ·         El tercer trimestre cerró con una sólida posición de caja de 7,7 billones de pesos que permitió a Ecopetrol pagar anticipadamente el crédito por 990 mil millones de pesos que había tomado con Bancolombia al inicio de este año.
     
     
     
    ·         Los precios del crudo (referencia Brent) registraron una disminución de 23,6% en los primeros nueve meses de 2016 frente al mismo periodo del año anterior. Sin embargo, la estrategia comercial focalizada en Estados Unidos permitió disminuir el diferencial entre los crudos pesados colombianos y el precio internacional; de US$12 por barril en el tercer trimestre de 2015 pasó a US$9 por barril.
     
     
     
    ·         “El Grupo Empresarial ha pasado la página del período de crisis de precios y ha retomado el crecimiento de producción”, afirmó el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry.
     
     
  • Retos del sector petrolero: atraer y mantener la inversión extranjera

    En los últimos meses se ha registrado una fuerte inversión en el sector petrolero sin que el Gobierno haya bajado impuestos, dijo Echeverry.

    Trabajdores  EcopetrolMantener y atraer más inversión extranjera directa en el sector de hidrocarburos colombiano en la coyuntura de precios bajos, fue el tema de discusión en uno de los pánles del Congreso ACP “A New Thinking on Oil & Gas”.
     
    Según un comunicado de prensa de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, explicó la problemática en la que ha estado el sector petrolero colombiano en los últimos tres meses. “Han sido meses retadores, los oleoductos Caño Limón – Coveñas y Trasandino paralizados por culpa de las voladuras, el precio del petróleo se vino abajo, el cierre de la frontera con Venezuela y la llegada del fenómeno de El Niño que ha impactado al sector del gas y especialmente al Río Magdalena, pues su caudal bajo hace difícil evacuar los combustibles”, dijo Echeverry.
     
    Considera que la mejor forma de enfrentar este desalentador panorama es “bajar los costos, renegociar los contratos y hacer eficiente el segmento del transporte”. 
     
    El expresidente de Ecopetrol, Isaac Yanovich, mencionó otros problemas que afectan el sector de los hidrocarburos la tardanza en las licencias ambientales, el tema de las comunidades y la seguridad. Consideró que las petroleras deben tener unos incentivos fiscales que compensen esas complejidades. “Si el país no toma la decisión seria de aminorar la carga tributaria de las empresas petroleras no vamos a ser competitivos; muy pocos inversionistas van a llegar con dinero fresco”, dijo Yanovich.
     
    El presidente de la estatal petrolera, Juan Carlos Echeverry, respondió a las consideraciones de aliviar la carga tributaria para las sociedades petroleras argumentando que “en los últimos meses se ha registrado una fuerte inversión en el sector por parte de multinacionales sin que el Gobierno haya bajado impuestos”.
     
    Recordó que un mejor camino para atraer la inversión es lograr la paz, pues se abrirán mejores oportunidades para los inversionistas en Putumayo, Arauca y Meta. "El tema de Paz es un dividendo para esta industria”, dijo Echeverry.
     
     
    Fuente; WSJournal.com
     
  • Se abren paso dos nuevas petroleras en Ronda Colombia 2014

    Petroleo IngLas firmas Panatlantic Colombia Ltd, Etablissements Maurel & Prom y Omega Energy International presentaron nueva información para ser habilitados para participar en la subasta.
     
    Hoy jueves se debe conocer la lista definitiva de las empresas que quedaron habilitadas para participar en la Ronda Colombia 2014, en la que se subastarán 97 bloques de yacimientos petroleros convencionales y no convencionales en el país.
     
    A la lista de 35 empresas habilitadas por la Agencia Nacional de Hidrocarburos para participar en la subasta podrían ingresar al menos dos más.
     
    El pasado 10 de julio se conoció la lista de las empresas habilitadas para la Ronda. De las 39 compañías que finalmente se presentaron, solo cuatro no recibieron el visto bueno de la autoridad: Panatlantic Colombia, Etablissements Maurel & Prom, Omega Energy International y Avanti Exploration
     
    El pasado martes se cumplió el plazo para que las empresas interesadas en participar en la Ronda Colombia 2014 presentaran sus objeciones y observaciones con respecto a la decisión de la Agencia de habilitar o no a las empresas.
     
    Portafolio pudo establecer que las compañías petroleras Panatlantic Colombia, Etablissements Maurel & Prom y Omega Energy International presentaron nueva información para que la ANH reconsiderara su decisión de no habilitarlas para la subasta.
     
    De acuerdo con la información que reposa en la lista preliminar de los proponentes no habilitados, Panatlantic Colombia fue descartada por no aportar la documentación adecuada para soportar su capacidad jurídica y técnica para aplicar en la subasta.
     
    Etablissements Maurel & Prom no fue habilitada porque los soportes aportados no permiten verificar la capacidad jurídica de la compañía. Mientras tanto, Omega Energy International no aportó los estados financieros que permitieran determinar la capacidad económica para desarrollar y aplicar por los bloques de la Ronda.
     
    La ANH deberá evaluar a profundidad la nueva documentación presentada por las compañías para definir si puede reconsiderar su opinión y habilitarlas para participar en la Ronda.
     
    Preliminarmente, se estima que al menos dos de las tres podrían cumplir con los requisitos y entrar a la lista de habilitadas, con lo que serían 37 las empresas que finalmente estarán en la Ronda Colombia 2014.
     
    La subasta de estos 97 bloques se realizará el miércoles de la próxima semana en el Centro de Convenciones Julio César Turbay Ayala de Cartagena de Indias.
     
    De acuerdo con el cronograma de la subasta, el 11 de agosto se definirá la lista definitiva de adjudicaciones para cada bloque.
     
    A partir del 12 de agosto iniciará la fase de celebración de contratos.

    En la ronda se subastarán contratos de exploración y producción (E&P) y de evaluación técnica (TEA) para yacimientos convencionales, no convencionales, depósitos costa afuera y yacimientos desarrollados.

    Fuente: Portafolio.co
    En una fase posterior se subastarán contratos para exploración de gas metano asociado a los mantos de carbón.
  • Se desploma uso de taladros en el país

    La caída en la inversión de las empresas del país en proyectos de exploración y producción petrolera explican este comportamiento, que está generando una menor demanda de los servicios de perforación que ofrece el país. - Foto perforadora - cortesía ShellLa caída en la inversión de las empresas del país en proyectos de exploración y producción petrolera explican este comportamiento, que está generando una menor demanda de los servicios de perforación que ofrece el país. - Foto perforadora - cortesía ShellBaja inversión extrajera y recorte de Ecopetrol están afectando labores de exploración y producción petrolera.
     
    Un marzo ‘negro’ para el sector de servicios petroleros se vivió este año, cuando el número de taladros petroleros en operación cayó 77% de acuerdo con la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros, Campetrol.
     
    La caída en la inversión de las empresas del país en proyectos de exploración y producción petrolera explican este comportamiento, que está generando una menor demanda de los servicios de perforación que ofrece el país.
     
    Pero no solo la menor inversión extranjera en el sector de Oil & Gas estaría afectando al sector. De acuerdo con Campetrol, el recorte del plan de inversiones para 2016, anunciado por Ecopetrol y que alcanza los US$1.800 millones, también está haciendo mella en las actividades de las compañías que prestan servicios petroleros. El recorte de Ecopetrol alcanza cerca de 37,5% pues para este año quedó en US$3.000 millones, y solo en las partidas destinadas a exploración el recorte alcanza el 57%.
     
    El gremio indagó entre los empresarios que ofrecen el servicio de taladros petroleros cuántos estaban en el país a ese mes y encontró que la cifra ascendía a 254, pero de ellos, solo se obtuvo información de 291. Sin embargo, al preguntarles a las compañías cuántos estaban operando, solo 20 equipos, es decir 7,8%, se encontraba desarrollando labores de campo, cifra que resulta inferior en 77% a la registrada en el mismo mes de 2015, cuando operaban en el país alrededor de 90 taladros.
     
    Campetrol informó además que el porcentaje de taladros ‘no operando’, es decir con o sin contrato pero que no están en actividad, llegó a 87,2% y afecta a 191 equipos, cifra superior en 50,4% a la reportada en el mismo mes del año pasado.
     
    Al comparar las cifras de marzo frente al mes de febrero de este año, también hubo disminución pues en el segundo mes del año operaban 32 taladros mientras que en marzo la cifra cayó a 20.
     
    Por departamentos, se encontró que en 5 de los 17 que tienen operaciones petroleras, se concentra el 67% de los equipos utilizados para perforar pozos petroleros. Los departamentos con mayor número de taladros son Meta, con 19%, seguido de Cundinamarca con 15%, Santander con 15%, Casanare con 13% y Antioquia con 5%.
     
    Finalmente, el gremio hizo un llamado al gobierno nacional para fomentar y construir políticas que incentiven la perforación exploratoria en el país, pues de lo contrario, se vería abocado a la importación de crudo ya que el horizonte de reservas es de apenas 6 años.
     
    Dinero.com
     
     
  • Semana clave para definir presidente de Ecopetrol

    Ecopetrol REntre el miércoles y el viernes se reunirán los miembros de la junta directiva. La firma cazatalentos Egon Zehnder presentará la lista con las mejores opciones para 'tomar el timón' de la empresa.
    Dos meses después del anuncio oficial de Ecopetrol sobre el retiro de su presidente, Javier Gutiérrez Pemberthy, el proceso de selección de su sucesor entró en su recta final.
     
    Entre el miércoles y el viernes de esta semana los miembros de la junta directiva de la petrolera tendrán una reunión en la que la firma cazatalentos Egon Zehnder presentará su lista de candidatos a suceder a Gutiérrez Pemberthy.
     
    La tradicional compañía multinacional, especializada en buscar ejecutivos de alto nivel, fue la elegida para manejar el proceso de selección del líder de la empresa más importante del país.
     
    Aunque son varios los nombres que se han barajado en distintos escenarios para este cargo, la verdad es que el proceso se ha llevado con el mayor hermetismo y, aunque cerca de 20 hojas de vida han sido analizadas, la lista final de los elegibles solo se dará a conocer en la mencionada reunión.
     
    “La idea es partir de una lista larga, luego reducirla hasta llegar a una corta, de máximo 5 candidatos.
    La ‘head hunter’ ha buscado candidatos por todo el mundo”, explicó el presidente de la junta directiva de Ecopetrol, Gonzalo Restrepo.
     
    Hay que aclarar que la presentación ante la junta directiva no implica que en la misma reunión se escoja al nuevo presidente. Los nueve miembros del organismo de dirección podrían decidir darse un tiempo para seleccionar a la persona indicada.
     
    Lo que sí es cierto, es que hay sectores de la junta directiva que abogan para que se seleccione al nuevo presidente de la manera más ágil posible, para acabar con la interinidad en el principal cargo de la compañía, dado el complejo entorno en el que se mueve la petrolera.
     
    Según datos preliminares, en el último trimestre del año pasado la empresa no habría generado utilidades. Precisamente por lo delicado de la situación hay miembros de la junta que preferirían que el empalme se inicie antes de la Asamblea de Accionistas que se realiza todos los años en marzo.
     
    Pero esta será una de las opciones que se analizarán en el transcurso de la reunión de junta.
     
    EL ELEGIDO 
     
    Los retos que tendrá el nuevo presidente de Ecopetrol no son de poca monta.
     
    Por un lado, debe timonear la compañía en un periodo de bajos precios del petróleo, lo que implica reducir al máximo los costos y aumentar la producción. Pero además, la firma tiene que encontrar más crudo, ya que el éxito exploratorio en los últimos años no ha sido el más destacado.
     
    Los exministros de minas Amylkar Acosta y Luis Ernesto Mejía, coinciden en que en el actual contexto es indispensable que el nuevo presidente de Ecopetrol sepa del negocio petrolero.
     
    “Esa es quizá la característica más importante que debe tener el nuevo presidente, a mi juicio. Tiene que ser un gran conocedor del sector, una persona estricta, diligente y que preferiblemente sepa más de exploración”, señaló Mejía.
     
    “La fase de reestructuración administrativa y acoplamiento para tener un régimen corporativo es una tarea que ha hecho bien Javier (Gutiérrez). Pero en este momento tiene que llegar una persona de más perfil petrolero, con una visión internacional del sector. Mejor dicho, el perfil de un presidente de una petrolera es el de un petrolero”, señaló Acosta.
     
    Pero, para el presidente de la junta directiva de Ecopetrol, el que sea o no petrolero no es el centro de la discusión.
     
    “Hay de todo tipo de criterios, debe tener carácter, visión, temple, que conozca o pueda aprender rápidamente del sector. Los que tienen que saber de petróleo son los ingenieros, el ‘management’ es otra cuestión (...) Tiene que ser una persona que tenga contactos, sepa finanzas, que hable inglés, que sepa tomar decisiones difíciles y debe tener solidez como individuo”, aseguró.
     
    Petrolero o no, el nuevo presidente de Ecopetrol deberá tener la habilidad suficiente para aplicar las reformas corporativas que se requieren para poder manejar una empresa petrolera con un barril por el orden de los 50 dólares y, al mismo tiempo, mantener felices a los demandantes accionistas de Ecopetrol.
     
    ASÍ SE ELIGE AL PRESIDENTE DE ECOPETROL 
     
    El representante en Bogotá de Egon Zehnder en Colombia, José Fernando Calderón, explicó que en la metodología para iniciar el proceso de selección del presidente de la petrolera primero se elabora un documento en el que se describe con precisión el perfil que debe tener el nuevo funcionario.
     
    Con ese documento en mano, empiezan a buscar los candidatos, tanto por fuera como dentro de la compañía, los entrevistan y posteriormente hacen una lista con las opciones más interesantes. Estas se presentan ante la junta. “Usamos una metodología de entrevistas por competencias y de ese ‘pool’ seleccionamos a los que más se acerquen al perfil que se discute inicialmente”, señaló Calderón.
     
    De acuerdo con el exministro Luis E. Mejía, la reputación de esta empresa cazatalentos le da seguridad con respecto a la transparencia del proceso.
     
    Nohora Celedón
  • Sentencia de Corte Suprema Holandesa favorece a Ecopetrol

    ManosEcopetrol S.A. (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC; TSX: ECP) informa que el pasado 18 de  marzo le fue notificada la sentencia definitiva favorable a ECOPETROL proferida por la  Corte Suprema de Holanda dentro del proceso iniciado por la compañía Llanos Oil Exploration Ltd. en el año 2011.
     
    En dicho fallo, la Corte Suprema Holandesa decidió rechazar de plano el recurso de  casación interpuesto por Llanos Oil Exploration Ltd., en contra de las decisiones de la  Corte de Apelaciones y de la Corte de Distrito de la Haya, mediante las cuales se declaró  la inexistencia de jurisdicción de esos tribunales para conocer sobre la terminación del  contrato de asociación Guatapurí, ocurrida el 23 de julio de 2003, que dio origen a la  demanda en contra de Ecopetrol S.A.
     
    Como resultado de la decisión proferida por la Corte Suprema Holandesa queda sin  sustento la reclamación que Llanos Oil Exploration Ltd. hizo en la demanda presentada en  el año 2011 para obtener un resarcimiento por presuntos daños y perjuicios por cerca de  $7.000 Millones de Euros.
     
    Ecopetrol.co
  • Sepa quiénes son los principales compradores del petróleo de Venezuela

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

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

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

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

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

    Compradores Venez

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

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

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

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

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

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

    Fuente:americaeconomia.com / Deutsche Welle

  • Sísmica petrolera: el país pasará el 2016 con cero kilómetros

    Si el 2015 terminó de capa caída para la industria petrolera del país en casi todas las variables, en los primeros cinco meses de este año la situación ha empeorado.
     
    Disminuyó el número de pozos exploratorios y en desarrollo, al tiempo que descendieron, la inversión y la cantidad de taladros utilizados. - Foto de ecopetrolDisminuyó el número de pozos exploratorios y en desarrollo, al tiempo que descendieron, la inversión y la cantidad de taladros utilizados. - Foto de ecopetrolNo solo es la baja en el 13 por ciento de las reservas, ni el 10 por ciento en el descenso de la producción de crudo en los primeros cuatro meses del año. Las cifras de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) muestran que, este año, el nivel de sísmica –por primera vez en muchos años– está en cero kilómetros.
     
    Apenas van ocho pozos exploratorios, los pozos en desarrollo son alrededor de 40, cuando las proyecciones son de 450 para todo el año, y el cálculo de 640 millones de dólares en inversión en exploración está muy por debajo. 
     
    Lo que muestran estos números del gremio petrolero es que la sísmica en tierra está al nivel de hace 20 años, los pozos exploratorios al de hace 10 años, la inversión abajo, los pozos en desarrollo al mismo nivel de hace cinco años, los yacimientos son cada vez más pequeños y costosos, con un promedio de 0,8 millones de barriles, en tanto que el promedio mundial es de 19 millones de barriles, mientras que el reemplazo de barriles comenzó a decrecer.
     
    Los datos de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol) no son más promisorios. El gremio sostiene que desde el año pasado la industria ha perdido unos 60.000 empleos y el número de taladros operando en el territorio nacional a marzo de este año llegó a 20 equipos (7,8%) del total de los 254 equipos existentes en el país.
     
    Francisco Lloreda, presidente de la ACP, afirma que esta caída en la actividad petrolera no fue producto del bajón de los precios del petróleo desde mediados del 2014, sino que ya se veía desde el 2012 y la crisis internacional del crudo lo que hizo fue precipitar esta situación. 
     
    “Tenemos unas deficiencias, que si no las resolvemos, independientemente de lo que pase con los precios, va a ser difícil que la industria recupere la fortaleza de los últimos 10 años”, dice.
     
    Esto confirma que las causas de la crisis de la industria petrolera nacional no se deben a cuestiones meramente coyunturales sino estructurales, entre las cuales Lloreda enumera los problemas de orden público para adelantar la actividad, los bloqueos ilegales por parte de personas en el territorio y las demoras excesivas en los proceso de licenciamiento ambiental.
     
    Para Rubén Darío Lizarralde, presidente de Campetrol, esto también se debe a una decisión de tipo político-económico de no apostarle con agresividad a un sector que le ha generado los mayores ingresos fiscales y exportaciones a la Nación.
     
    El Presidente de la ACP explica que lo que más le preocupa a la industria en este momento son los bloqueos por parte de las comunidades, que ya el año pasado llegaron a 473 alrededor de los diferentes campos del país. 
     
    Esto llevó a que en el 2014, el 70 por ciento de las empresas no pudiera ejecutar el presupuesto previsto porque no tenía cómo, por problemas de orden público o la licencia ambiental. 
     
    “Infortunadamente en el país hizo carrera que la llamada protesta pacífica da para todo y se convirtió en una patente de corso para delinquir en muchos casos. Eso refleja problemas serios desde el punto de vista de presencia de Estado y autoridad”, añade el dirigente de la ACP.
     
    El líder de Campetrol enfatiza que esto se debe a la falta de institucionalidad, que no permite que se garantice la productividad en las regiones.
     
    Lloreda piensa que esta situación solo se puede remediar con voluntad nacional, con la cual tanto las distintas ramas del poder público como la ciudadanía entiendan no solo la importancia de la industria petrolera para el país, sino algo que va más allá, y es lo fundamental que resulta ser autosuficientes en materia de generación energética.
     
    El Presidente de la ACP insiste que es necesario que el país entienda que cuenta con un recurso que, desarrollado de manera responsable como en general se ha hecho, es un instrumento de desarrollo económico y social, con una industria que le ha aportado al país 200 billones de pesos en la última década.
     
    Lizarralde es más lacónico. “Por ahora la industria no tiene perspectiva de crecimiento, ninguno de los indicadores es positivo. Los astros se han alineado de forma negativa,” añadió.
     
    Pedro Vargas Núñez
     
    Portafolio.co
     
  • Taladros petroleros: solo el 8% se encuentra operando

    Operadores CrudoSegún Campetrol, de los 210 que le entregaron información, únicamente 20 tuvieron actividad.
     
    El informe de taladros de junio de 2016 realizado por la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), revela que al cierre del primer semestre del año en el país están operando 20 taladros petroleros de un total de 210 que reportaron información, es decir, que el porcentaje que está en actividad es del 7,9%.
     
    A pesar de la recuperación de los precios del petróleo durante la primera mitad del año, la cifra de taladros en actividad es inferior en un 74% a la reportada en el mismo periodo del año anterior, cuando 77 máquinas estaban en funcionamiento.
     
    Por su parte, el número de taladros “no operados” (taladros con y sin contrato, los cuales no están en actividad), pasó de 146 en junio de 2015 a 191 en el mismo mes de 2016, lo que refleja un incremento del 31,7% durante el periodo analizado.
     
    En cuanto a los taladros libres (equipos sin contrato y sin operación), estos pasaron de 124 en el sexto mes del 2015 a 163 para igual mes de 2016, lo que refleja un aumento interanual del 31%.
     
    De los 37 taladros que están ubicados en Cundinamarca, hay 36 fuera de funcionamiento y uno en operación, lo que constituye a esta región como la de mayor proporción de inactividad. 
     
    Santander, por su parte, tiene un total de 38 equipos de los cuales solamente hay cuatro en operación; Antioquia, con 13 taladros disponibles, tiene uno realizando trabajos.
     
    Según Campetrol, el panorama evidenciado del comportamiento de los taladros para junio de 2016 requiere que de manera urgente se tomen medidas por parte del Gobierno Nacional que busquen reactivar la perforación en el país con el fin de incrementar la producción, la cual se ubicó para junio de 2016 en los 888.000 barriles por día (bpd), lo que significó una disminución del 1,79% respecto a mayo de 2016.
     
    Así mismo, dice la agremiación que esto “es fundamental para aportar a la incorporación de reservas, las cuales alcanzan, con los actuales precios del petróleo, para 4,5 años, lo que expone a Colombia a la importación de crudo en un futuro cercano”.
     
    Vale recordar que la meta establecida por el Gobierno es de 921.000 barriles de crudo por día; de igual forma, el Ejecutivo espera que la producción del próximo año se ubique alrededor de los 913.000 barriles diarios.
     
    En las cuentas del Ministerio de Hacienda, se estipula que el precio promedio del barril durante el próximo año sea de US$47,5 con lo cual se contribuirá a que el crecimiento del 2017 sea de 3,5%. Vale recordar que luego de recibir campo Rubiales de manos de Pacific Exploration, Ecopetrol anunció que incrementaría las inversiones en perforación con el objetivo de elevar la producción proveniente de allí. 
     
    Según informó la estatal colombiana, se tiene planeado realizar la perforación de alrededor de 1.000 pozos antes de terminar el 2016. Pese a la necesidad que ha manifestado el sector de hidrocarburos de incrementar las inversiones, uno de los mayores recortes presupuestales presentados por el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, para el 2017, es precisamente en el sector de minas y energía. La reducción en los recursos destinados para este es del 33%, superada únicamente por el de agricultura, que será disminuido en un 33,6% frente al del 2015.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Tarifas de transporte de crudo bajarán por orden presidencial

    CarrotanquesA petición de la industria petrolera, el presidente le ordenó a Cenit rebajar los costos para darle otra mano al sector en estos momentos.

    El presidente de la República Juan Manuel Santos se la está jugando toda por la industria petrolera en esta época de crisis: así como ordenó rebajarles la carga tributaria a las empresas del sector, también dio el mandato de tratar de reducir al máximo posible las tarifas de los oleoductos por donde se transporta el crudo.

    Para esto dispuso que el Ministerio de Minas y Energía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Ecopetrol y Cenit (la empresa transportadora) estudiaran fórmulas de los diferentes oleoductos del país.

    Se está estudiando el porcentaje correcto para darle un alivio a la industria en el transporte del crudo, pero es una potestad tanto de Cenit (propiedad de Ecopetrol) como del Ministerio de Minas y Energía. Estamos trabajando para que sea posible y esperamos que en máximo dos semanas haya noticias”, dijo el saliente presidente de la ANH, Mauricio De La Mora.

    Una vieja petición


    A raíz de la drástica caída de los precios internacionales del crudo y de la crisis que desató en el sector petrolero colombiano, la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) había pedido desde junio del año pasado, en una reunión con el Presidente de la República, una reducción de los costos en el transporte del crudo por oleoducto, propiedad en su mayor parte de la Nación.

    Un estudio de Campetrol, que agrupa a las empresas prestadoras de servicios del sector, muestra que transportar crudo por oleoducto desde el Putumayo hasta Coveñas, por ejemplo, cuesta unos 15 dólares por barril, con el agravante que por las características de densidad del petróleo colombiano es necesario mezclarlo con diluyentes como la nafta3, lo cual agrega a los costos aproximadamente dos dólares por barril.

    En una reunión en marzo pasado en la Casa de Nariño, la industria volvió a transmitirle su preocupación al primer mandatario y además le hizo saber que un análisis comparativo con otros países demostró que Colombia se ubica entre el 25 por ciento más costoso en el mundo en términos de transporte y que la no revisión de los costos ponía en grave riesgo la producción de crudo.

    También le dejó saber que en una encuesta el 86 por ciento de las empresas de la industria aseguró estar preocupado por los altos costos del transporte de crudo.

    Así mismo, le manifestó que con los precios actuales del crudo, entre 35 y 40 dólares por barril, muchos proyectos no alcanzan a cubrir la deuda, capex, impuestos, y retorno, por lo que se verían abocados a suspender sus operaciones.

    Para Francisco José Lloreda, presidente de la ACP, el costo del transporte de crudo puede llegar a ser hasta un 50 por ciento de los costos operativos en estos momentos, en donde cada peso cuenta.

    Depende del oleoducto


    Una fuente del sector explicó que las rebajas en los precios del transporte de crudo dependen de cada oleoducto, cuenta mucho el tiempo de haberse construido y de composición del crudo que se transporta, por lo que las rebajas en las tarifas serán muy diferentes en cada caso.

    Cenit es una de las compañías más rentables de Ecopetrol, pues mientras la petrolera dio pérdidas por 3,9 billones de pesos el año pasado, la transportadora logró utilidades por 2,8 billones de pesos, a pesar de la crisis.

    Tanto por el costo de utilización de los oleoductos, como por la carga tributaria del país, un estudio de la consultora Rystad Energy de Noruega, con datos de más de 65.000 campos en el mundo, ubicó a Colombia como el séptimo país más costoso (dentro de los principales productores en el mundo) para producir petróleo, con un promedio de 35,30 dólares el barril.

    Fuente: Portafolio.co

     

     

     

  • Tensión laboral enreda el panorama de Ecopetrol

    Protestas de la Unión Sindical Obrera en la Refinería de Barrancabermeja complican uno de los negocios que impulsa los resultados de la petrolera. Mientras tanto, el cierre de Caño Limón-Coveñas represa la producción de 40.000 barriles diarios de esta empresa.
     
    Trabajdores  EcopetrolEl desplome de las cotizaciones del barril de petróleo no es la principal preocupación para la mayor petrolera del país, Ecopetrol. Aun cuando los precios parecen mantenerse anclados por debajo de los 50 dólares por barril y, en el caso del WTI, amenazan peligrosamente por romper el piso de los 40 dólares.
     
    No es la mayor preocupación porque hay dos situaciones que la empresa tampoco puede controlar del todo, y que afectan dos de los negocios que han sacado la cara por la compañía en lo que va del año: la refinación y el transporte de crudo.
     
    La primera de ellas es la tensión que hay con el mayor sindicato de la petrolera. La semana pasada las protestas y bloqueos de los trabajadores de la Unión Sindical Obrera, USO, ocasionaron retrasos de tres días en las obras de la Unidad 200 de la refinería de Barrancabermeja. Doce trabajadores ingresaron a la planta en una protesta que obligó el cese de los trabajos de mantenimiento.
     
    Uno de los motivos puntuales de esta protesta fue la instalación de unos nuevos controles biométricos (con huella digital) para el acceso a la planta. Los trabajadores reclamaban que violaba las libertades para movilizarse en el complejo petrolero, la empresa argumentaba razones de seguridad.
     
    La Unidad 200, o U200, produce diésel (20.000 barriles), jet, nafta, asfalto, entre otros derivados. Tiene una carga de 67.000 barriles diarios y está parada desde el primero de agosto por mantenimiento. Las estimaciones de Ecopetrol indican que un día de más que se demore en entrar a producir esta planta significa un millón de dólares menos en ingresos. El sábado cesó la protesta, y se retomaron las obras.
     
    Pero la tensión no termina ahí. Una empresa contratista llamada Transportes y Equipos, bloqueó la entrada principal de la refinería, aseguran que están en crisis por Ecopetrol, algo que la petrolera niega. Según Ecopetrol trabajadores del sindicato también participaron en este bloqueo.
     
    Pero, ¿por qué el descontento del sindicato? El presidente de la entidad sindical, Edwin Castaño Monsalve, explica que Ecopetrol está interpretando la convención colectiva de trabajo de una manera unilateral y errónea.
     
    “La empresa pretende imponer un modelo de evaluación, que no contempla la convención, y es una patente de corso para justificar despidos; impone turnos de trabajo superiores a las 12 horas; no liquidan los días dominicales como manda la ley; hay deterioro en los servicios de educación y salud”, denunció.
     
    En una circular interna del 12 de agosto, la USO pidió a sus directivas hacer “un balance de los incumplimientos y violaciones en la aplicación de la convención”, y recomienda “implementar acciones como mítines diarios, agitación en los sitios de trabajo, reclamaciones directas (...) paros, bloqueos, asambleas permanentes y acciones de protesta soportados en los incumplimientos y violaciones de la convención colectiva”, señala el documento.
     
    Por su parte, Ecopetrol aseguró que no hay cambios en el esquema de salud y de educación y negó los incumplimientos a la convención colectiva. Además, la empresa dijo oficialmente que está dispuesta a dialogar con el sindicato, pero que no aceptará vías de hecho.
     
    En una comunicación enviada a los trabajadores de la refinería de Barrancabermeja, el presidente de la compañía, Juan Carlos Echeverry, fue más allá: “Dada la situación actual no se entiende el llamado de la USO a hacer paros, bloqueos, asambleas permanentes y acciones de protesta. Somos respetuosos de la actividad sindical ejercida con responsabilidad, pero debemos exigir que nuestro trabajo no se vea afectado por factores ajenos a la operación, como los procesos electorales que se aproximan”, dice la carta, en clara referencia al proceso de elección de la directiva del sindicato, programado para noviembre.
     
    En la mitad de la tensión se encuentran el Ministerio de Trabajo y la Defensoría del Pueblo, que buscan evitar que la situación pase de castaño a oscuro. “Queremos hacer una mediación entre el sindicato y la empresa para que no se complique la situación”, señaló el viceministro de Relaciones Laborales e Inspección, Enrique Borda.
     
    En el último trimestre Ecopetrol logró incrementar el margen de refinación de Barrancabermeja en un 58 por ciento, lo que permitió a la empresa generar más ingresos. Esta línea del negocio no se ve tan afectado por la cotización del crudo, porque los productos que se generan en estas plantas tienen precios regulados.
     
    Sin embargo, con la parada de la refinería de Cartagena, por las obras de modernización, si hay mayores retrasos en la entrada de la U200 de Barrancabermeja, se pone también en riesgo el procesamiento del 35 por ciento del crudo que transforma en esta planta, lo que sin duda golpearía el balance de la petrolera y los ingresos de su principal accionista: el Estado colombiano.
     
    OLEODUCTO AMENAZA LA META
     
    Si por el lado de la refinería llueve, por el oleoducto Caño Limón-Coveñas no escampa.
     
    El tubo lleva dos meses sin poder entrar en operación, por el efecto de los atentados de las guerrillas de la Farc y el Eln. Esto tiene frenada la producción de 65.000 barriles diarios de crudo, de los cuales cerca de 40.000 pertenecen a Ecopetrol.
     
    Hay identificadas más de 12 abolladuras, que podrían ser reparadas en menos de 24 horas si fuera posible acceder a las zonas donde están. Se desconoce cuánto tiempo tardarán en llegar.
     
    La meta de Ecopetrol es producir 760.000 barriles promedio diario, pero de mantenerse esta interrupción podrían producir solo 730.000 barriles en lo que queda del trimestre.
     
    El cierre también afecta al oleoducto Bicentenario, que conecta con Caño Limón en la estación de Banadía, Arauca. Este ducto sirve a campos tan importantes como Castilla, Chichimene y Rubiales.
     
    Nohora Celedón - Portafolio.co
  • Termina Piloto de Star en Campo Quifa

    QuifaEcopetrol S.A. (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC; TSX: ECP) y Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) informarón que en la reunión de la Junta Directiva de Ecopetrol, celebrada el día de ayery, en la que se consideró el proyecto piloto STAR (Recobro Adicional Térmico Sincronizado) que se adelanta en un área del campo Quifa, y con base en el análisis técnico de dicho piloto, se tomó la decisión de adoptar las  recomendaciones incluidas en el informe técnico elaborado el pasado 6 de junio de 2014, denominado “Reunión conjunta Pacific Rubiales Energy – Ecopetrol S.A., revisión de resultados técnicos proyecto STAR”.
     
    Dicho informe fue preparado por los equipos técnicos designados por Ecopetrol S.A. y Pacific Rubiales Energy, el 22 de abril de 2014, para revisar de manera conjunta los resultados del proyecto piloto STAR. El informe se circunscribe a los resultados de dicho piloto y no constituye un pronunciamiento sobre la evaluación de la tecnología STAR. 
     
    Las recomendaciones contenidas en dicho informe son las siguientes: 
     
    “En vista que Ecopetrol S.A. y Pacific Rubiales Energy concuerdan en considerar que el Proyecto Piloto de la Tecnología “STAR” cumplió con la generación de la información para la evaluación de la tecnología y llegó a la fecha final aprobada, ambas empresas coinciden en recomendar:
     
     Dar por concluido el Proyecto Piloto de Recuperación Mejorada “STAR”.
     
     Que el proceso de cierre del proyecto se realice reduciendo de forma programada la inyección de aire en el Pozo IV2, de manera que permita obtener información adicional sobre la extinción del frente de combustión en el área del piloto STAR de Quifa. En el tiempo que resta de la autorización de la inyección aprobada por la ANH, el caudal de inyección de aire debe reducirse hasta que en la fecha al término de la autorización sea cero. El proceso de cierre se debe realizar asegurando la continuidad operativa de la asociación Quifa, las condiciones de seguridad y la normatividad ambiental.
     
     Conformar un equipo técnico que realice un estudio ex post”.
     
    Ecopetrol y Pacific Rubiales estarán atentos a las conclusiones del estudio ex post. Este piloto les permitió a las empresas adquirir conocimientos y experiencias valiosas sobre la aplicación de tecnologías basadas en combustión in situ. 
     
    Las dos empresas reafirman su interés de seguir trabajando conjuntamente en el análisis y desarrollo de estas y otras iniciativas que permitan continuar aumentando el factor de recobro e incrementar la producción de hidrocarburos en los campos de operación conjunta en beneficio de las compañías y del país.
     
    Ecopetrol - Pacific Rubiales
  • Tomas Hernández N, nuevo Vicepresidente de Refinación de Ecopetrol

    TOMAS HERNANDEZ VP REFINACION 2016 1Ecopetrol S.A. (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC; TSX: ECP) informa que el ingeniero químico Adolfo Tomás Hernández Núñez asumió como nuevo Vicepresidente de Refinación y Procesos Industriales de Ecopetrol.
     
    Tiene una experiencia profesional de más de 37 años a nivel internacional en el sector de Oil & Gas. Viene de trabajar como Gerente adjunto del Mejorador (Upgrader Manager) en Petropiar, una empresa mixta en Venezuela con participación de Chevron.
     
    Dentro de su trayectoria laboral también se destacan posiciones como Gerente de Negocios en la Refinería de Pascagoula de Chevron en Estados Unidos, y de Operaciones de Mercadeo Regional en Chevron Texaco, al igual que 20 años de labores en posiciones gerenciales en distintas refinerías también de Chevron.
     
    El nuevo Vicepresidente de Refinación y Procesos Industriales nació en República Dominicana y estudio en la Universidad de Missouri – Rolla (Universidad de Ciencias de 
    Tecnología de Missouri).
     
    El ingeniero Hernández asumió su cargo desde el 15 de febrero de 2016.
     
    ecopetrol.com
  • Tras gigante hallazgo de gas, Ecopetrol mira al mar de México y Brasil

    Luego de un trabajo de cinco años, que surgió hace una década, Ecopetrol y la estadounidense Anadarko materializaron, con la nueva provincia de gas en el occidente del mar Caribe colombiano que se anunció el miércoles, la apuesta que el país hizo hace varios años al subastar campos en esta nueva frontera petrolera.
     
    EcheverryEl presidente de la compañía, Juan Carlos Echeverry, señala que pese a la caída de los precios del petróleo, el rumbo del plan que se había trazado se mantuvo. 
     
    Además, revela que a la par del trabajo que se hará para desarrollar la nueva área y ponerla a producir, la compañía participará en las licitaciones de campos ‘offshore’ (es decir, costa afuera) que este año harán México y Brasil, pues el país ya juega en una liga internacional.
     
    ¿Qué trabajo hubo detrás de este hallazgo?
     
    Los técnicos de Ecopetrol estuvieron mirando los bloques durante diez años y se los propusieron a varias compañías, que no estuvieron interesadas. La investigación original la hicieron nuestros geólogos y, posteriormente, los técnicos de Anadarko, que tienen una filosofía diferente y realizaron un descubrimiento en Mozambique.
     
    Hace cinco años, ellos vieron que lo de acá era muy parecido y dijeron que sí estaban interesados. Tras la decisión, se tomó dos años perforar.
     
    ¿Por qué apostaron justo cuando bajaron los precios del petróleo?
     
    Este proyecto entró para perforación cuando los precios se veían bajos, pero la industria petrolera piensa con proyecciones a veinte o treinta años, no en dos o tres. El proceso estaba maduro y por eso decidimos invertirle una gran cantidad de recursos y asumir el riesgo. Lo hicimos –además– porque teníamos fe en la investigación de geología.
     
    ¿Los otros bloques en el mar Caribe son similares? 
     
    No. Cada provincia es diferente. Estamos hablando de 700 kilómetros y los técnicos dicen que en cada sitio, las formaciones en las cuales se acumula tienen especificidades. Hay una indicación de que hay gas y que puede haber petróleo.
     
    Es probable que nos toque atraer a más inversionistas, que tengan tecnología y capital, porque son proyectos que demandan una inmensa cantidad de capital
     
    ¿Cuál es el plan que tienen para desarrollar el área?
     
    Es probable que nos toque atraer a más inversionistas, que tengan tecnología y capital, porque son proyectos que demandan una inmensa cantidad de capital. Segundo, seguimos buscando petróleo y gas a todo lo largo del Caribe.
     
    ¿Qué sigue para esta nueva frontera petrolera?
     
    Al respecto, nos toca evaluar con el socio qué otras perforaciones puede haber, porque tenemos pozos exitosos pero debemos mirar los tamaños y probablemente será necesario atraer a otros socios. También debemos mirar lo que obtengamos en La Guajira hasta fin de año, con Petrobras y Repsol. Igualmente, con el pozo Molusco, que será el primer pozo ‘offshore’ que va a operar Ecopetrol en su historia. 
     
    Como parte de las acciones también vamos a participar en la ronda de México de junio, y vamos a la ronda de Brasil, que se realizará en septiembre. A esto hay que agregarle que estamos perforando en el golfo de México el pozo Warrior, con Anadarko. Es un año de fuerte actividad exploratoria en el ‘offshore’ para nosotros.
     
    En el 2017 se perforarán cinco pozos en el mar
     
    ¿Esta participación será en el mar?
     
    Sí. En México, Pémex nos invitó y vamos a participar en rondas ‘offshore’ de aguas someras, pero no en aguas profundas. Y en Brasil, Petrobras abrió muchos activos interesantísimos y el mundo petrolero está otra vez supremamente interesado en todo lo que suma Brasil. Algo para tener en cuenta es que Petrobras nos ha manifestado que no solo en el ‘offshore’, sino en onshore (tierra firme) podríamos hacer cosas interesantes.
     
    ¿Esto sería para ser socios en campos o para que liciten juntos?
     
    Es para participar con consorcios en diferentes cosas que ellos ofrezcan. Ya estamos escogiendo los socios para México, pero los que tendríamos en Brasil habría que escogerlos en un par de meses, aproximadamente. 
     
    ¿Han pensado en pedirle a la junta más dinero para este año, con el fin de impulsar la exploración?
     
    El presupuesto de inversión para este año es el que se necesita y considero que no es necesario pedir más plata.
     
    Algunos afirman que este sería el campo de gas más grande de la historia. ¿Cuándo se sabrá la medición inicial de reservas?
     
    Cada compañía tiene su estimación, pero solo hasta que empecemos a perforar más vamos a ir precisando el número. La buena noticia es que ya creemos que hay volumen que aumenta la probabilidad de que esto sea comercial.
     
    ¿Será Ecopetrol más gasífera que petrolera en el futuro?
     
    No más que petróleo, pero sí más balanceo. Hoy somos 80 por ciento petróleo y 20 por ciento gas. Creo que gas va a subir paulatinamente, al 30 o al 40 por ciento. Si usted mira, empresas como ExxonMobil, BP y Shell son compañías que son 50-50.
     
    ¿Qué fue lo que más lo asombró durante todo este proceso para llegar al descubrimiento?
     
    El inmenso trabajo técnico y la cantidad de años que hay detrás de un éxito. Esto no es fruto de la improvisación ni de la suerte. 
     
    Por supuesto que hay que tenerla, pero detrás de esta hay una cantidad de trabajos de crear y crear oportunidades. Estamos muy contentos con nuestro socio Anadarko, que es un explorador de primera clase mundial. 
     
    El desarrollo de los últimos dos años de nuestro equipo técnico es impresionante. De hecho, hemos saltado de una liga local a la liga internacional y, de esta manera, el avance de Ecopetrol y del país ha sido inmenso.
     
     
    La zona de más inversión en el mundo
     
    Si las proyecciones de inversión para la búsqueda de nuevos recursos de petróleo y gas en el mar se hacen realidad durante este año, no solo se batirá el récord de los últimos años en este frente, sino que el mar Caribe colombiano se afianzará como el área que más recursos habrá recibido en todo el planeta.
     
    Al respecto, el presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Orlando Velandia, dice que entre el 2014 y el 2017, los recursos inyectados superarán, de lejos, a cualquier otra frontera petrolera del mundo, lo que da cuenta de un mejor desempeño para el sector.
     
    De acuerdo con los datos de la ANH, luego de que en el 2014 comenzara el declive de los precios internacionales, el dinero para exploración ‘offshore’ (conocida como costa afuera) comenzó a ganar más protagonismo. Una demostración de ello es que en dicho lapso la cifra llega a 1.770 millones de dólares.
     
    Este año serán 650 millones de dólares, es decir, el 46 por ciento de toda la inversión exploratoria que la industria ha proyectado, proporción que en el 2014 bordeaba el 18 por ciento, aproximadamente.
     
    Sin embargo, han tenido que pasar casi cuatro años para que el sector vea los resultados, y entre ocho y diez años –según el ministro de Minas y Energía, Germán Arce– para que esta nueva provincia gasífera, frente a los departamentos de Córdoba y Sucre, se desarrolle de la manera esperada. Esto, siempre y cuando se den los estímulos regulatorios y fiscales adecuados, según el presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda.
     
    También hay que tener en cuenta la opinión de algunos expertos del sector que señalan que aún falta mucha tela por cortar, ya que solo para que esta zona pase a producción se requerirían entre 2.000 y 4.000 millones de dólares.
     
    El presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgás), Orlando Cabrales, recuerda que en el congreso del gremio, que se llevó a cabo a comienzos de abril de este año, el mensaje de la petrolera Anadarko le apuntó a la necesidad de encontrar petróleo, debido a que esto ayudará a viabilizar, aún más, el desarrollo comercial de los recursos de gas que se esperan.
     
     
     
    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
    Subeditor Economía y Negocios
    ELTIEMPO.COM
  • Tres de cada diez ingenieros de petróleo están desempleados

    Alfa Alpek 5Un estudio de Acipet muestra que los profesionales con mayores dificultades para emplearse son los recién egresados.

    Los ingenieros de petróleos del país ya sienten el impacto de la desaceleración de la industria de los hidrocarburos en Colombia.

    Un estudio revelado ayer por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Acipet, sostiene que tres de cada diez profesionales de esta rama no tienen trabajo. El informe fue realizado por la firma Mediciones y Medios para este gremio, y consideró la situación de 801 matriculados en el Consejo Profesional de Ingeniería de Petróleos (CPIP), 160 estudiantes de último semestre, 60 estudiantes de primer semestre y 35 directores de recursos humanos de empresas del sector.

    De acuerdo con la investigación, la mitad de los ingenieros de petróleos con menos de tres años de experiencia no tienen trabajo, lo que implica que para los recién egresados la situación laboral se ha vuelto más compleja aún.

    Entre los ingenieros que no tienen empleo, la encuesta identificó que 6 de cada diez no tienen experiencia formal en la industria.

    “Lo que significa esto es que la industria debe abrir más oportunidades de prácticas industriales, además de incentivarse la política del primer empleo en la cual estos ingenieros arranquen a tener su experiencia con tutores bajo este mecanismo”, explicó Carlos Leal, director ejecutivo de la agremiación de profesionales.

    Es que, según la investigación la mitad de las compañías del sector no hacen uso de los beneficios de la ley de primer empleo, que ofrece beneficios a los jóvenes recién egresados para que puedan desarrollar su experiencia laboral.

    La falta de formación de los jóvenes ingenieros de petróleo hoy, aún a pesar de la crisis, podría generar un problema para la industria en el futuro, pues conseguir recurso humano especializado para la industria es un reto para el sector, de acuerdo con un estudio de la firma Lee Hetch Harrison.

    Ahora, para los recién egresados es más fácil vincularse con una empresa de servicios, proveedora de una firma operadora, a emplearse en una petrolera.

    El 45 por ciento de los egresados con menos de diez años de experiencia se ubica en estas empresas de servicios, mientras solo un 24 por ciento de ellos se ubica en una empresa petrolera.

    La siguiente rama que más empleo genera en el país es la de transporte de hidrocarburos, en donde se emplea el 10 por ciento de estos profesionales de poca experiencia; mientras que en el negocio de refinación solo tienen cabida quienes tienen más de tres años de experiencia.

    Una de las debilidades de los profesionales del país es el bajo dominio del inglés. Solo el 24,3 por ciento de los entrevistados tiene un dominio avanzado de inglés, el 46,2 por ciento está en un nivel intermedio y el 29,5 por ciento en un nivel básico.

    La crisis petrolera también frena algunas oportunidades de desarrollo profesional para los ingenieros, como la posibilidad de adelantar proyectos de grado con el patrocinio de las empresas, o la posibilidad de realizar prácticas profesionales.

    Los resultados de este estudio fueron presentados ayer en el XVI Congreso Colombiano de Petróleo y Gas 2015.

    OPORTUNIDADES EN EL EXTRANJERO

    Para los ingenieros consultados en la investigación ante la crisis la mejor alternativa para encontrar trabajo es buscar oportunidades en el exterior.

    El 73 por ciento de los profesionales con más de tres años de experiencia y el 69 por ciento de los recién egresados considera que esta opción es la mejor.

    Otro grupo significativo (el 30 por ciento de los recién egresados y el 42 por ciento de los experimentados) aseguró que lo mejor es esperar que pase la crisis.

    La tercera opción preferida para ambos profesionales es aprovechar para prepararse más mientras pasa la coyuntura.

    Fuente: Portafolio.co / NohoraCeledon

  • Una petrolera sin saldo rojo en plena crisis del crudo

    Equión tuvo ingresos por US$449 millones en el 2015 y repartió US$ 190 millones en dividendos. Equión tuvo ingresos por US$449 millones en el 2015 y repartió US$ 190 millones en dividendos.Mientras que la mayoría de empresas ligadas con el petróleo en el país saltan matorrales para sobrevivir en medio de la crisis de bajos precios internacionales, la firma Equión Energy –junto con su filial Santiago Oil Company–, cuya mayor operación se centra en gas, acaba de presentar su balance del 2015 que contrasta con sus cifras positivas.
     
    Aunque los ingresos por 449 millones de dólares (casi 1,3 billones de hoy) fueron ostensiblemente menores frente a 3,1 billones de pesos que reportó al final del 2014 ante la Superintendencia de Sociedades, el Ebitda (beneficio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones) fue de 330 millones, de dólares y entregó dividendos por 190 millones de dólares a sus dos propietarios (Ecopetrol tiene el 51% y Repsol el 49%). 
     
    La presidenta de esta compañía, María Victoria Riaño, cuenta cómo lo hicieron.
     
    ¿Qué representa esto con relación al 2014?
     
    Es difícil comparar un número con el otro, porque el precio del petróleo bajó. Lo que sí medimos son volúmenes, y el volumen de producción entre un año y otro creció casi un 15%, aunque multiplicado por el precio representa una baja de ingresos. 
     
    ¿Cuál fue su estrategia? 
     
    Estos resultados vienen de muchas eficiencias y alternativas, tanto en el portafolio como en ahorros de costos. Mucho de lo que pudimos recoger tuvo que ver con lo que habían aprobado (los accionistas), pero pudimos sacarlo a tiempo, con ahorros en costos y ampliando la capacidad de procesamiento. Se trabajó de la mano con los contratistas buscando eficiencias por todas partes, no solo disminuyendo tarifas en los contratos, sino discutiendo cómo poníamos los requerimientos de los contratos de forma exacta.
     
    ¿Hubo una negociación?
     
    En los contratos siempre tenemos que buscar las opciones y acá lo hicimos. Con algunos llegamos a eficiencias importantes y con otros no, porque tienen diferentes estructuras. 
     
    Ajustar a todas las operadoras no es fácil, porque usted puede ajustar su operación pero si toda la cadena no lo hace, los resultados no se dan. El precio se venía desplomando desde enero del 2015 y alcanzamos a acoplar la cadena casi un año y medio después, lo cual es difícil cuando se tiene un negocio que pagaba a 100 dólares el barril y luego estaba a 50. 
     
    ¿Cómo obtener un ebitda de 25 dólares por barril con precios que bajaron hasta los 29 dólares? 
     
    Ya veníamos trabajando con distintas alternativas de mejoramiento, y cuando se dio la bajada de precios lo que pudimos hacer mejor fue coordinarnos con toda la cadena. La crisis nos tomó muy bien parados.
     
    Dicen que superaron los compromisos con los inversionistas, ¿cuáles?
     
    Al hacer la proyección del 2015, la caja prácticamente era de cero o negativa, y sacamos oportunidades para modificar ese panorama hasta los 139 millones de dólares. 
     
    ¿Cómo generan más caja?
     
    Esta caja viene generada por mayor producción, más barriles entregados, ahorros en costos y en solo utilizar los equipos absolutamente necesarios; en ver cómo transportábamos, cómo podíamos ser más eficientes en la estructura de costos e inversión.
     
    ¿Los afecta el plan de recorte de Ecopetrol?
     
    En principio, no. Los proyectos que manejamos son de largo plazo, vienen con una dinámica de aprobación y los planes de inversión que teníamos con nuestro asociado Ecopetrol ya los veníamos ejecutando. Seguimos con esos planes porque nuestros pozos son de seis a ocho meses, tanto los de tipo exploratorio en el bloque Niscota, como los de desarrollo que ya venían.
     
    ¿Qué planes de inversión tienen?
     
    Nuestro plan de inversión este año puede estar por los 49 millones de dólares, pero como somos operadores, llegaría a 150 millones de dólares. 
     
    ¿En qué se concentrarán?
     
    El plan de desarrollo se concentrará en tres pozos de desarrollo que estamos ejecutando en el campo Floreña, en el pozo exploratorio Payero, en Niscota y en unas líneas de flujo para conectar los campos.
     
    ¿Han frenado trabajos de sísmica o exploración?
     
    Desde hace tiempos tenemos frenada la sísmica, aunque por temas sociales. Pero sí tenemos inversión en exploración, en el pozo Payero, que tiene asignados casi 50 millones de dólares.
     
    ¿Con estos proyectos qué sostenibilidad adquieren en el tiempo?
     
    Podemos estar generando unos 35.000 barriles/día, que en términos brutos pueden ser 112.000 barriles/día equivalentes. Esa base hay que mantenerla y por eso invertimos. 
    Además, existen nuevas opciones de yacimientos que podemos descubrir para agregar reservas. 
     
    ¿Hasta cuándo les alcanzan las reservas?
     
    Ese volumen podría estar a unos 3 años más. 
     
    ¿No es muy poco?
     
    Sí, lo que pasa es que las licencias pasan a Ecopetrol y ahí empieza la declinación de la base. Estos campos seguirán produciendo un poco menos hasta el final del tiempo útil, que puede ser hacia el 2026.
     
    ¿Cómo asegurar la vida de la empresa más allá?
     
    Mirando potencial que tenemos en el piedemonte llanero, donde operamos. Toda esa área tiene una gran prospectividad y hemos analizado cómo podemos avanzar; esperar que nos vaya muy bien en Niscota y analizando el potencial de las facilidades en el proceso de gas, con el fin de sacarle valor.
     
    ¿Sobre qué precio del dólar y del crudo presupuestaron el 2016?
     
    Hay escenarios por debajo de 30 dólares el barril con dólar arriba de 3.500 pesos; otro medio, entre los 30 y 40 dólares por barril y tasa de cambio entre los 3.000 y 3.600 pesos, y el mejor escenario pueden ser de 50 dólares el barril con una tasa de 2.800 pesos. 
     
    ¿En el escenario medio cuáles serían los ingresos?
     
    Serían unos ingresos netos de 320 millones de dólares.
     
    Fuente: portafolio,co
     
     
     
  • UPME y Ministerio abren Convocatoria para Transmisión en el Caribe

    - Se trata de subestaciones y líneas de transmisión, cuyo proceso de construcción se realizará en los departamentos de Córdoba, Atlántico y Cesar
     
    -La convocatoria para el departamento del Atlántico contiene proyectos agrupados, donde se incluye una nueva subestación, líneas de doble circuito, obras de conexión, entre otros
     
    Planta de Desfaltado de EcopetrolPlanta de Desfaltado de EcopetrolLa Unidad de Planeación Minero Energética y el Ministerio de Minas y Energía, abrieron esta semana el proceso de convocatoria pública para tres nuevos proyectos del sistema de transmisión regional de la Costa Caribe colombiana, contemplados en el marco del Plan5Caribe.
     
    Se trata de subestaciones y líneas de transmisión, cuyo proceso de construcción se realizará en los departamentos de Córdoba, Atlántico y Cesar que mejorarán el servicio de energía en la Costa Caribe, y que aumentarán la confiabilidad y seguridad del sistema eléctrico
     
    “Con las aperturas realizadas esta semana se da cumplimiento al cronograma trazado. Esperamos pronto seleccionar a los inversionistas que desarrollarán estas obras que requiere el caribe colombiano, las cuales garantizarán el suministro y la calidad requerida por los usuarios y la creciente industria de esta zona”, comentó el ministro de Minas y Energía, Tomas González Estrada.
     
    El nuevo esquema de agrupación de proyectos permite abrir el mercado a la competencia, aumentando el número de inversionistas que pueden llegar a la región.
     
    “Estas nuevas obras garantizarán dar respuesta a los requerimientos de la Costa Caribe en materia comercial, industrial y residencial y reafirma el compromiso del Gobierno Nacional con la región. Invitamos a los inversionistas interesados a presentar sus ofertas en los plazos establecidos”, manifestó el director general de la UPME, Jorge Valencia Marín.
     
    El proyecto Caracolí representa un alto grado de importancia para el departamento de Atlántico, la Costa Caribe y el país en general, puesto que además de atender el crecimiento de la demanda de energía eléctrica de la región, descongestiona las redes existentes, ofrece estabilidad, calidad y seguridad en la prestación del servicio, lo que se traduce en la reducción de las fluctuaciones en el servicio de energía.
     
    Para tal fin, el proyecto contempla la instalación de una subestación con dos transformadores 220/110 kV de 150 MVA cada uno, una línea doble circuito hacia la subestación Silencio, una línea doble circuito hacia Cordialidad y Veinte de Julio y otras obras complementarias. Dichas líneas se desarrollarán en zona semiurbana, por lo que implica retos constructivos e importante articulación con las autoridades de planeación de Barranquilla y Soledad. Este proyecto es complementario al proyecto del Sistema Nacional de Transmisión que fue adjudicado en septiembre del año pasado y que actualmente está en ejecución (línea Termoflores - Caracolí - Sabanalarga) a cargo de Intercolombia. 
     
    Para las obras de construcción de las subestaciones La Loma y Caracolí, en los departamentos de Cesar y Atlántico, respectivamente, los proponentes podrán presentar ofertas a partir del jueves 12 de noviembre de 2015. Por su parte, las obras para la construcción de la subestación Cereté ubicada en el departamento de Córdoba abrió convocatoria el viernes, 13 de noviembre de 2015.
     
    Si desea consultar más información sobre los proyectos del Plan5Caribe, así como de los documentos de selección del inversionista e interventor puede ingresar al siguiente enlace.
  • Utilidad neta de Ecopetrol bajaría en $2,3 billones

    BusLos analistas advierten que por la caída en los precios del petróleo el margen de la estatal sería inferior al billón de pesos. Además indican que el cambio del sistema de contabilidad podría empeorar los resultados.
     
    El último año ha sido difícil para Ecopetrol, la empresa más grande del país. La petrolera reportó en el acumulado anual de 2014 una disminución de 41% en su utilidad neta y en el cuarto trimestre registró pérdidas por primera vez desde que cotiza en bolsa. Y el futuro es todavía incierto para la estatal. A pesar del reciente repunte que ha tenido el precio del crudo, 2015 ha sido un mal año para el sector de hidrocarburos mundial.
     
    Por esta razón el mercado no es muy optimista respecto al reporte financiero del primer trimestre de 2015, que será revelado mañana. A diferencia de 2014 la petrolera arrancó 2015 con un precio del crudo  por debajo de los US$70, de manera que no cuenta con el colchón de precios que ayudó a la estatal a solventar las pérdidas del final del año pasado.
     
    De acuerdo con Ómar Suárez, analista de Alianza Valores, “la utilidad neta de Ecopetrol pasaría de $3,3 billones a $800.000 millones entre el primer trimestre de 2014 y el mismo período de 2015. La reducción de más de 75% se explicó principalmente porque los precios del petróleo de la primera parte del año pasado estaban cercanos a los US$99, y en los últimos cuatro meses la cotización del crudo no ha superado los US$70”.
     
    Es una posición con la que coincide Andrés Duarte, analista de Corficolombiana, quien indicó que “lo más probable es que la utilidad neta de Ecopetrol durante el primer trimestre de 2015 se situé entre los $800.000 millones y $1 billón. Es claro que el efecto de la diferencia de precios entre el primer trimestre de 2014 y el de 2015 será la principal causa de la caída del margen de la estatal. Lo cual advierte que el dividendo del próximo año será menor que el del actual”.
     
    Una reducción significativa, pues a raíz de la impresionante caída que sufrió el precio del crudo en los últimos seis meses el país no podrá cobrar este año un dividendo similar a los más de $8 billones que recibió en 2014. La compañía anunció que para 2015 distribuirá el 70% de su utilidad neta, por lo que el Gobierno sólo recaudará alrededor de $4,9 billones.
     
    Otro de los factores que están generando incertidumbre es el cambio del esquema de contabilidad de la empresa al estándar internacional IFRS, ya que bajo esta nueva normativa los balances de la empresa podrían deteriorarse aún más. Ecopetrol explicó el viernes pasado que bajo el antiguo sistema la utilidad neta de 2014 es de $7,5 billones, pero con la transacción este indicador baja a $7 billones, es decir, $500.000 millones menos. Y un cambio similar se podría presentar con el reporte financiero del primer trimestre de 2015.
     
    Analizando otros indicadores se encuentra que el margen Ebitda, un referente de eficiencia operacional, pasó de 46,6% en 2011 a 33,5% en 2014. Por otra parte el dividend yield, una media de rentabilidad de la acción de Ecopetrol, bajó de 7,5% a 6,9% en tan sólo un año. Lo curioso de este comportamiento es que el indicador se calcula como la división del dividendo pagado entre el precio de la acción, de manera que la desvalorización que ha sufrido el papel de la estatal en los últimos 12 meses debió frenar la reducción del índice. Pero aun así se registró la baja, lo cual induce a pensar que el fenómeno se debió a la caída en las utilidades netas.
     
    En las últimas dos semanas la acción de Ecopetrol había estado cotizándose por encima de los $2.000, sin embargo, las declaraciones de la compañía sobre el cambo de esquema de contabilidad provocó que su título cerrara a $1.940 el viernes pasado. “El mercado está consciente de la situación de la estatal, por lo que para el momento en que revelen los resultados la acción ya debería haber descontado una buena parte de este efecto”, explicó Carlos Anaya, analista de Casa de Bolsa.
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • Utilidades de Ecopetrol cayeron 12,5%

    Al cierre del segundo trimestre del año las ganancias de la empresa fueron por $2,84 billones mientras que en el mismo periodo del año anterior fueron de $3,25 billones.
     
    Ecopetrol REcopetrol reportó que al cierre del segundo trimestre del 2014 sus utilidades registraron una disminución del 12,5% en comparación con el mismo periodo del 2013. Las ganancias de la compañía en los meses de abril a junio fueron de $2,84 billones, un año atrás fueron de $3,25 billones.
     
    En el acumulado del año la petrolera colombiana registra una reducción del 10% de sus utilidades si se comparan con el mismo periodo del 2013. Al 30 de junio la empresa acumula beneficios por $6,07 billones cuando en el mismo lapso del 2013 fueron de $6,74 billones.
     
    Los ingresos operacionales del segundo trimestre de 2014 disminuyeron 2.3% (-$346.2 millardos) resultado de la reducción en 7.3% de los volúmenes vendidos, efecto combinado de:
     
    • Menores volúmenes de ventas (-70.0 kbped): -$1,341 millardos.
     
    • Mayor precio de la canasta promedio de ventas en US$3.3/Barril: +$746 millardos.
     
    • Devaluación en la tasa de cambio COL$/USD: +$244 millardos.
     
    Los principales hechos del segundo trimestre del año 2014 fueron:
     
    • Menor producción de crudo (-35.5 kbpd)
     
    • Menores compras de crudo (-13.5 kbpd): explicadas principalmente por la disminución de compras de regalías como consecuencia de una menor producción en Colombia.
     
    • Menores compras de gas (-7.0 kbped): resultado de la aplicación de la Resolución No. 877 de 2013 que establece el recaudo en dinero de las regalías y compensaciones causadas por la explotación de gas (regalías monetizadas).
     
    • Menores compras locales de productos (-2.1 kbpd): menores compras de jet fuel a Reficar S.A. como resultado de la apagada de la refinería de Cartagena desde el mes de marzo.
     
    • Mayores importaciones (+13.7 kbpd) de Diesel y Gasolina por incremento de la demanda.
     
    Durante el segundo trimestre de 2014 la producción del Grupo Empresarial disminuyó 5.7% como consecuencia de: 1) atentados a la infraestructura de transporte y paradas no programadas, 2) dificultades operacionales asociadas a paros y socializaciones con comunidades, 3) retrasos en el desarrollo de facilidades en proyectos clave; y 4) mantenimientos programados.
     
    Durante el segundo trimestre de 2014 la agencia calificadora Standard & Poor´s mantuvo su calificación internacional de largo plazo en BBB con perspectiva Estable.
     
    Las calificaciones de Ecopetrol S.A. vigentes a junio 30 de 2014 en moneda local y extranjera pueden ser consultadas en las páginas de internet de Moody´s Investors Services, Standard & Poor´s y Fitch Ratings
     
    Fuente: Dinero.com
     
     
  • Utilidades de Ecopetrol crecieron 127% en primer trimestre de 2016

    En su informe financiero, la petrolera señaló que en los tres primeros meses del 2016 tuvo ahorros por 421.000 millones de pesos.En su informe financiero, la petrolera señaló que en los tres primeros meses del 2016 tuvo ahorros por 421.000 millones de pesos.El grupo Ecopetrol obtuvo una utilidad de 363.000 millones de pesos en el primer trimestre de este año, un 127 por ciento más respecto al 2015, de acuerdo a los resultados de cuentas presentados este martes por la petrolera, al mismo tiempo que reveló que la producción estimada para este año será de 715.000 barriles por día y no de 755.000, barriles como se había previsto inicialmente. 
     
    Estos resultados, que contrastan con los 3,9 billones de pesos que perdió la compañía en el 2015 y que no le permitieron repartir dividendos este año, se obtuvieron gracias a la reducción de costos, la mayor eficiencia, la producción de barriles rentables y a un ejercicio para priorizar la caja.
     
    Las buenas cifras del primer trimestre se dan a pesar de que el crudo Brent, que utiliza como referencia para la venta, presentó sus precios más bajos en los últimos doce años, llegando a niveles incluso de 26 dólares el barril en enero pasado.
     
    El ahorro, la clave
     
    El presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, ha aclarado que la compañía ha venido reduciendo sus costos y gastos desde el año pasado para poder enfrentar los bajos precios internacionales del crudo; entre enero y marzo se ahorraron 421.000 millones de pesos, frente a una meta total de 1,6 billones para este año, principalmente por la optimización de los planes de compras y contratación, la renegociación de contratos y las mejores estrategias de abastecimiento.
     
    Durante el primer trimestre del año, el precio de la canasta de venta de crudo de Ecopetrol cayó 43 por ciento y el margen de refinación 24 por ciento, frente al mismo período del 2015.
     
    La generación de caja sigue siendo sólida, con un margen Ebitda de 39,5 por ciento, que resulta en un Ebitda de 4,1 billones de pesos para el primer trimestre del 2016.
     
    “Las reducciones en el costo de levantamiento, en el costo de caja de refinación y en el costo de transporte, reportadas en el primer trimestre de 2016 frente al mismo periodo del año anterior, son resultado del avance de las iniciativas del Plan de Transformación, la devaluación de la tasa de cambio, las medidas de austeridad y ajuste de la actividad implementadas en todos los segmentos de negocio”, aseguró la compañía en un comunicado. 
     
    Cayó la producción
     
    La producción petrolera de la empresa disminuyó desde los 773.000 barriles del 2015 a los 737.000 barriles en este primer trimestre, debido a los ajustes implementados para priorizar el valor sobre el volumen que llevó a una racionalización de la actividad. Esta caída refleja la declinación natural y el cierre temporal de algunos campos por baja rentabilidad o por decisiones judiciales. 
     
    La petrolera asegura que una vez mejoren las condiciones de mercado y la disponibilidad de caja, se espera aumentar los niveles de inversión en exploración y producción y dar vía a las inversiones que se han postergado en este ciclo de precios bajos.
     
    En cuanto a refinación, en el mismo periodo la compañía disminuyó su margen bruto en 4,5 dólares por barril, como resultado principalmente de condiciones de mercado marcadas por menores diferenciales entre los precios de los destilados medios versus el precio del crudo.
     
    El presupuesto de inversiones de 4.800 millones de dólares para este año fue recortado hace un par de semanas a una cifra entre 3.000 y 3.400 millones de dólares, con el fin de preservar la sostenibilidad financiera de la compañía ante el entorno de bajos precios de crudo.
     
    El flujo de caja de la petrolera se vio apalancado también por los resultados obtenidos en la subasta de la participación de Ecopetrol en ISA realizada en el mes de abril, que permitió adjudicar acciones por un monto de 377.000 millones de pesos. 
     
    Tal y como lo ha repetido Juan Carlos Echeverry, este año será de transición para el grupo empresarial, durante el cual concluirá el ciclo expansivo de inversiones en Midstream y Downstream con algunos proyectos de transporte y la puesta en marcha de la refinería de Cartagena.
     
    Esperando precios altos
     
    En cuanto a las inversiones a nivel internacional, se finalizó la perforación del pozo delimitador León 2 en aguas profundas del golfo de México de los Estados Unidos, operado por Repsol, que tiene el 60 por ciento de participación, con el restante 40 por ciento de Ecopetrol America Inc. La Compañía se encuentra en espera de los resultados de la evaluación de la información proporcionada por el pozo, ubicado en una de las regiones con mayor potencial de hidrocarburos en aguas profundas en el mundo.
     
    “Ecopetrol sigue posicionándose para el futuro fortaleciendo su portafolio de exploración y producción, con el fin de aprovechar las oportunidades que genere un próximo ciclo de mayores precios de crudo. Así podremos garantizar el crecimiento en el largo plazo, la sostenibilidad financiera y la generación de valor”, dijo el Presidente de Ecopetrol.
     
    Para el analista Camilo Silva, de Valora Inversiones, los resultados son buenos debido a los muy bajos precios internacionales del crudo. “Lo que indica que durante el resto del año, con los precios del petróleo ya recuperados, Reficar funcionando completamente y con la transportadora Cenit, Ecopetrol ‘ganará’ el año”, concluyó Silva.
     
     
    portafolio.co
  • Utilidades del sector de hidrocarburos bajaron 33 % en 2014

    Campo ThxFueron de $14,4 billones mientras que en 2013 la cifra fue de por $21,4 billones.
     
    Las empresas del sector de hidrocarburos registraron utilidades por $14,4 billones en 2014, lo que representa un descenso del 33 %, en comparación con ganancias por $21,4 billones reportadas el año anterior.
     
    Así lo revela un estudio de la Delegatura de Asuntos Económicos y Contables de la Superintendencia de Sociedades, elaborado con base en los resultados financieros de 676 empresas pertenecientes al sector de hidrocarburos y actividades asociadas.
     
    En 2013, los ingresos operacionales consolidados de estas sociedades habían sido de $151,2 billones, de acuerdo con el informe.
     
    Así mismo, las sociedades del sector de hidrocarburos registraron en 2014 ingresos operacionales consolidados por $151,76 billones, lo que representó un crecimiento del 0,4 % frente a 2013.
     
    La Delegatura aclara que el análisis comprende el comportamiento de cinco subsectores: extracción de petróleo crudo, derivados del petróleo y gas, transporte de petróleo por tubería, ingeniería y comercio. La agrupación sectorial se realizó teniendo en cuenta el tipo negocio de las empresas y su cadena de valor.
     
    De las 676 empresas analizadas, 353 pertenecen al subsector de comercio de combustibles y lubricantes (28 % del total), 190 al de actividades de ingeniería (52 %), 108 al de extracción de petróleo crudo (16 %), 19 al de derivados de petróleo y gas (3 %) y 6 al de transporte por tubería (1 %).
     
    COMPAÑÍAS DE TRANSPORTE DE PETRÓLEO, A LAS QUE MEJOR LES FUE
     
    Las empresas del subsector de transporte de petróleo por tubería presentaron un aumento de 47,7 % en sus ingresos operacionales frente a 2013, al pasar de $5,29 billones en el 2013 a $7,81 billones en el 2014.
     
    En adición a un incremento en ingresos operacionales, en 2014 el subsector de transporte de petróleo por tubería registró un crecimiento en las ganancias netas de 51,2% frente al año 2013, al pasar de $2,53 billones a $3,82 billones.
     
    ¿Y A LAS QUE EXTRAEN CRUDO?
     
    Las entidades del subsector de extracción de petróleo presentaron un crecimiento en activos del 7,5 %, o de $11,29 billones en términos reales entre 2013 y 2014. Estos pasaron de $150,68 billones a $161,98 billones, respectivamente.
     
    Para el año 2014, este subsector registró ingresos operacionales por valor de $92,04 billones. Se destaca un incremento del 57% en los ingresos no operacionales, al pasar de $4,35 billones en el 2013 a $6,84 billones en el 2014.
     
    LAS ACTIVIDADES DE INGENIERÍA TAMBIÉN CERRARON ‘EN VERDE’
     
    El subsector de actividades de ingeniería presentó un aumento del 6,2 % en sus ingresos operacionales, al pasar de $12,27 billones en el 2013 a $13,03 billones en el 2014.
     
    Así mismo, el activo aumentó el 5,8 % o $733.419 millones entre 2013 y 2014, al registrar $13,30 billones en 2014, desde $12,56 billones reportados el año anterior.
     
    OTROS SECTORES
     
    El subsector de derivados del petróleo presentó un aumento de 32,6 % en sus activos, al pasar de $15,21 billones en 2013 a $20,17 billones en 2014. El patrimonio, por su parte, creció 20 % o $949.560 millones del año 2013 al 2014. Por su parte, el activo en el subsector de combustibles y lubricantes aumentó en 2,5 % entre los años 2013 y 2014, al pasar de $10,32 billones a $10,58 billones, respectivamente. Dicho comportamiento es explicado, particularmente, por el incremento en valorizaciones y propiedad, planta y equipo.
     
    Fuente: POrtafolio.co
  • Venezuela y China unen esfuerzos para elevar producción de la Faja Petrolífera del Orinoco

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

    Shell PerforarMucho se habla de los países casi quebrados como consecuencia de la baja del precio del barril de petróleo. Pero se sabe menos acerca de los efectos del crudo barato en las grandes empresas privadas estadounidenses y europeas que ocupan un papel crucial en la industria petrolera global.

    ¿Están ellas en riesgo?

    La respuesta que los expertos dan es que no (por ahora).

    Directores de grandes petroleras y analistas afirmaron a BBC Mundo que las mayores empresas del sector están 'blindadas' ante la reciente y sustancial caída del precio del barril de crudo.

    Pero en los últimos meses gigantes del crudo como BP, ExxonMobil o Shell, se vieron obligados a recortar miles de puestos de trabajo o reducir sus gastos en cifras millonarias.

    Entonces, ¿qué tan "protegidos" están?

    Despidos

    Esta semana, la petrolera británica BP presentó sus peores números en 20 años.

    Informó pérdidas por US$6.500 millones en 2015.

    Y, además, anunció 3.000 despidos adicionales en el área de refinación y comercialización, que se suman a los 4.000 recortes ya comunicados, como parte de un programa de reestructuración de US$2.500 millones que anunció el año pasado.

    "La mayoría de las empresas petroleras están registrando bajas en sus ganancias pero aún siguen siendo rentables", aseguró a BBC Mundo, Brian Youngberg, analista especialista en energía de la firma Edward Jones, en San Luis, Estados Unidos.

    Las grandes compañías "reducen sus gastos y son precavidas. Son financieramente flexibles para afrontar la tormenta".

    Pero, "son demasiados grandes para caer", ante la baja del precio del barril de petróleo, agregó el analista.

    Si bien otra de las grandes petroleras como es la estadounidense ExxonMobil no registró pérdidas, las ganancias de 2015 fueron la mitad de las del año anterior. El año pasado, la compañía sumó algo más que US$ 16 mil millones.

    El gigante petrolero decidió, entonces, limitar sus inversiones en 2016 en un 25% a US$ 23.000 millones. El año pasado ya había tomado una medida similar con una reducción del 19%.

    La holandesa Royal Dutch Shell fue una de las primeras en anunciar recortes de personal que ya suman 10.300 puestos perdidos.

    "Los balances de las grandes compañías petroleras internacionales son estables en su mayoría porque sus negocios están diversificados", explicó sin embargo Lysle Brinker, director de investigaciones energéticas de la consultora de inversiones IHS.

    Esto significa que sus desarrollos no solo están asociados al valor del barril de petróleo. También pueden tener negocios con el gas o en derivados del petróleo que les pueden seguir siendo rentables.

    En primera persona

    Pese a los recortes previstos para este año, el vicepresidente de relaciones con los inversores de ExxonMobil, Jeff Woodbury, dijo a analistas que la compañía seguirá con su plan de concretar 10 grandes proyectos entre 2016 y 2017.

    "Estamos muy bien posicionados para hacer flexibles nuestros programas tanto como para incrementarlos como para reducirlos, dependiendo del clima del negocio", añadió Woodbuty según información de la agencia AFP.

    Del mismo modo, hace dos semanas el director ejecutivo de BP, Bob Dudley, dijo a Kamal Ahmed, editor de economía de la BBC, que en la petrolera "nos estamos moviendo rápidamente para adaptar y rebalancear la compañía ante el cambiante ambiente" en el sector.

    ¿Y en el largo plazo?

    Mientras que los analistas consultados por BBC Mundo desestiman un impacto fuerte en lo inmediato en las grandes empresas petroleras, advierten de posible turbulencia en el largo plazo.

    "No están en riesgo aún, pero podrán estarlo en algunos años. Si los precios del crudo siguen bajando en los próximos dos años, los problemas vendrán", pronosticó Brinker.

    "Algunas compañías ya cortaron dividendos y esperamos ver más de estos recortes al final del año", si los precios siguen bajos, agregó el analista.

    De igual manera opinó Youngberg sobre los recortes de dividendos, gastos y puestos de trabajo, aunque sostuvo que "la industria en sí misma sobrevivirá".

    Fuente: BBC Mundo  / Analía Llorente 

  • Yacimientos no convencionales podrían triplicar la producción petrolera de Ecopetrol

    En este tipo de yacimientos destacan hidrocarburos no convencionales como gas shale, oil shale, gas asociado a carbón, gas en aresniscas cementadas e hidratos de gas.
     
    Taladro UTEn el Primer Foro de Yacimientos no convencionales que se desarrolla en Barrancabermeja (Santander), Juan Carlos Echeverry, presidente de Ecopetrol, señaló que en la zona del Magdalena Medio hay un potencial entre 2.500 y 7.000 millones de barriles de petróleo por producir, lo que podría triplicar e incluso cuadriplicar las reservas totales de petróleo que, en la actualidad, se ubican en 1.600 millones.
     
    “Hay que garantizar a las personas de la región y de Colombia que la exploración y explotación de este tipo de fuentes no va a comprometer los recursos hídricos, que no se va a comprometer una gota de agua por un barril de petróleo. Los riesgos se pueden gestionar de manera segura y con eficacia. Sin las fuentes no convencionales va ser difícil recargar reservas en Barrancabermeja y Reficar luego de 2025”, señaló Echeverry.
     
    En este sentido, perder la autosuficiencia petrolera “es una situación preocupante para Colombia en un horizonte muy cercano, a mediano plazo, con grandes implicaciones económicas y sociales para el país”, explicó por su parte Julio César Vera, presidente de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo (Acipet).
     
    Asu vez Vera destacó que este tipo de espacios sirven como un lugar de debate para afrontar con claridad un asunto que dentro de poco tiempo representará una problemática de índole nacional y “no solo regional en una zona petrolera como Barrancabermeja”.
     
    En este tipo de yacimientos destacan hidrocarburos no convencionales como gas shale, oil shale, gas asociado a carbón, gas en aresniscas cementadas e hidratos de gas y que en otros países de la región como Argentina han multiplicado por tres los empleos relacionados con este tipo de yacimientos en relación con la generación convencional.
     
    Andrés Octavio Cardona -
     
    LAREPUBLICA.CO
Links to Best Bookmaker Bet365 it The UK