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  • La bomba de petróleo que prepara EEUU para Venezuela

    PDVSA Gas BajoDe acuerdo con los informes provenientes de Washington, la Administración Trump está barajando suspender las importaciones de petróleo de Venezuela, lo que llevaría al colapso económico del país caribeño. Además, esta medida podría tener un serio impacto en el mercado energético mundial, opina Evgueni Bay, columnista del medio ruso Politcom.

    En caso de un bloqueo a Venezuela, EEUU podría utilizar sus reservas estratégicas con el fin de cubrir inicialmente la falta del petróleo venezolano en sus refinerías, cita el autor a El Nuevo Herald. Por su parte, el presidente Trump ya ha declarado su disposición de vender la mitad de sus reservas estratégicas, las cuales alcanzan los 700 millones de barriles, según el medio norteamericano.

    Sin embargo, estas condiciones afectarían gravemente a la empresa venezolana PDVSA, observa el periodista.

    ¨Se tendría que buscar urgentemente nuevos mercados, lo que debilitaría aún más el ya escaso presupuesto de un país afectado por los bajos precios del petróleo", explica.

    Según Bay, tres refinerías de la empresa Citgo, subsidiaria de PDVSA, también tendrían que comenzar a importar petróleo de otros países, lo que aumentaría los costos para el Gobierno de Maduro.

    Además del cese de exportaciones de petróleo, el bloqueo podría afectar la gasolina, el combustible diésel y otros productos derivados del petróleo que alcanzan los 85.000 barriles diarios. Los ingresos por la venta de estos productos se destinan principalmente para la compra de alimentos para el mercado interno venezolano. 

    Desde hace muchos años, Venezuela ha sido uno de los principales proveedores de hidrocarburos para EEUU (después de Canadá y Arabia Saudí). En 2016, las importaciones diarias del petróleo venezolano a EEUU fueron de 741.000 barriles aproximadamente, lo que ascendió a 32,2 millones de dólares.

    En EEUU, la compañía Citgo, subsidiaria de la petrolera estatal venezolana Petróleos de Venezuela (PDVSA), tiene tres refinerías de petróleo en el territorio estadounidense y más de 13.000 gasolineras en varios estados, sobre todo en el noreste industrial del país.

    En los últimos cuatro meses, EEUU impuso sanciones contra varios altos funcionarios del Gobierno de Nicolás Maduro. Por su parte, el mandatario venezolano anunció una convocatoria a la Asamblea Constituyente. Parece que para la Casa Blanca esta decisión fue una especie de "línea roja" que cruzó Maduro, opina el columnista.

    Durante la reunión de los ministros de Asuntos Exteriores de los países miembros de la Organización de Estados Americanos (OEA), celebrada en Washington en mayo, un grupo de estados insulares del Caribe, que siguen recibiendo el petróleo venezolano a condiciones preferenciales en el marco del programa Petrocaribe, se opusieron a tomar represalias contra Venezuela.

    Los opositores a las políticas de Maduro consideraron, en este contexto, que EEUU no realizó suficientes esfuerzos para presionar a estos países. No obstante, ahora la Casa Blanca podría cambiar su posición y tomar medidas económicas drásticas, en particular, cesar las exportaciones del petróleo venezolano, concluye Evgueni Bay.

    Fuente: mundo.sputniknews.com

  • ‘Hay que incentivar la inversión para aumentar las reservas’

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

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

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

    ¿Cómo interpreta la actual caída del precio del crudo?

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

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

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

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

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

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

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

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

    ¿Cómo ve el desarrollo del sector en Colombia?

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

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

    Pero hoy hay problemas para pasar de ese umbral…

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

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

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

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

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

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



    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

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  • Acuerdo Binacional con Australia para el sector de Hidrocarburos

    Embajador AustraliaEl Ministro de Minas y Energía Tomás González Estrada, y el Cónsul de Australia en Colombia, Crispin Conroy, firmaron un Memorando de Entendimiento que permitirá a las dos naciones lograr una mayor cooperación del sector de hidrocarburos de cada país.
     
    “Esta es una iniciativa que nos permite lograr una mayor cooperación e interacción con Australia. La experiencia de ambos países nos da la oportunidad de intercambiar conocimiento y abre una puerta para el comercio e inversión para el sector”, afirmó Tomás González Estrada, Ministro de Minas y energía.
     
    Además, el Memorando de Entendimiento apoyará el desarrollo de actividades que promuevan el desarrollo sostenible del sector, como marcos regulatorios para la exploración/producción de hidrocarburos costa afuera y gas metano asociado al carbón.
     
    Áreas de cooperación:
    1. Facilitar mayores oportunidades de inversión a través de un mejoramiento en el intercambio de información sobre políticas, marcos regulatorios y experiencias con reglamentaciones, políticas y prácticas del sector de hidrocarburos.
    2. Fortalecer la colaboración a través de la promoción de lazos de inversión en el sector de hidrocarburos.
    3. Fortalecer y profundizar en el conocimiento e intercambio en áreas como:
    4. A. Política y regulación
      B. Prácticas sostenibles
      C. Transparencia y gobernanza
      D. Manejo de tierras y medio ambiente
      E. Salud ocupacional y seguridad industrial 
      F. Promoción de inversiones
      G. Innovación y tecnológica y
      H. Relación con las comunidades

    Minminas - paisminero.co

  • Agencia Nacional de Hidrocarburos anuncia subasta de bloques petroleros para final del año

    Campo Thx
    La ANH informó su intención de publicar un borrador con los requisitos para participar en una minirronda que sería en diciembre y en la que se planea hacer subasta de tres bloques.
     
    Después de aplicar el proyecto que busca reestructurar el mecanismo para realizar las subastas de bloques petroleros en el país, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, anunció que espera ver los frutos de esta nueva implementación con la subasta que planea para diciembre del presente año.
    Para el Director de ANH, los cambios que se hagan al Acuerdo 04 del 2012 (con el cual se definen los criterios de asignación de áreas), deben ser “legislaciones fuertes”.
     
    Tal y como fue confirmado por varios medios, la ANH confirmó su intención de realizar una minirronda petrolera para ofrecer tres bloques, aunque estos no han sido definidos.
     
    Según declaró al diario Portafolio, el presidente de la ANH, Mauricio De La Mora, “Colombia no se puede dar el lujo de mantener esa dinámica de rondas cada dos años, necesitamos un esquema permanente de inversión, y lo que estamos haciendo es mejorando toda la parte de geología y geofísica para ofrecer bloques de calidad”.
    En medio del Congreso de Crudos Pesados en América Latina, organizado en Colombia por Campetrol, De La Mora aseguró que la intención de la Agencia es tener en menos de un mes el borrador que indique el reglamento para las rondas directas.
     
    Para el Director de ANH, los cambios que se hagan al Acuerdo 04 del 2012 (con el cual se definen los criterios de asignación de áreas), deben ser “legislaciones fuertes” que puedan aguantar posibles demandas o procesos judiciales.
    Según los datos de Campetrol, desde su creación, la ANH ha realizado cinco rondas petroleras y dos minirrondas, entre 2007 y 2014, a través de las cuales se han firmado 221 contratos para exploración y producción y evaluación técnica, con compromisos de inversión por 7.337 millones de dólares de los cuáles se han ejecutado 1.418 millones de dólares, menos del 20 por ciento de lo esperado.
     
    Bolsamanía.com  
     
  • Agencia Nacional de Hidrocarburos empieza búsqueda de nuevo presidente

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

    AthUn acuerdo de voluntades para darle continuidad a las acciones y logros que la Estrategia Territorial de Hidrocarburos, ETH ha alcanzado en dos años de trabajo desde su creación, firmaron altos representantes del gobierno nacional, alcaldes y gobernadores electos de territorios , representantes de las empresas petroleras y de las comunidades de las mismas zonas hidrocarburiferas.
     
    El acuerdo se logró en desarrollo de las dos jornadas de la Feria del Conocimiento “Unidos por el Territorio”,  que se llevó a cabo en el Claustro de la Universidad Santo Tomás, en Bogotá el 17 y 18 de los corrientes y fue firmado en representación del gobierno por el Viceministro de Relaciones Políticas del Ministerio del Interior, Carlos Ferro, la Vicepresidenta de contratos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH, María Mercedes Rozo, la Jefe de la oficina de asuntos ambientales y sociales del Ministerio de Minas y Energía, María Victoria Reyes.
     
    Más de 500 asistentes procedentes de 10 territorios hidrocarburíferos del país participaron en el encuentro que constituyó un espacio que deja como resultado importantes compromisos y  programaciones en las regiones y que buscan el desarrollo social y económico.
     
    Seis herramientas desarrolladas por la ETH que contribuyen en la detección temprana y disminución de la conflictividad,  fueron entregadas a alcaldes y gobernadores electos quienes las llevarán para usarlas en sus territorios con el objetivo de abordar distintas situaciones propias de los municipios hidrocarburíferos.
    1.    1.  Guía para el funcionamiento de las Instancias de Diálogo: da orientación metodológica para el desarrollo de procesos de diálogo tripartito entre comunidades, gobiernos locales y empresas del sector hidrocarburos.
     
    2.  2.  SIGETH Sistema de información Geográfica para la Estrategia Territorial de Hidrocarburos: plataforma que gestiona información de diversos programas  de la ETH en tiempo real.
     
    3.   3. Guía para la atención de alertas tempranas y vías de Hecho en el Sector  de Hidrocarburos: orienta la acción institucional y permite implementar niveles de intervención que van desde lo local hasta lo nacional
     
    4.   4. ABC del Sector de Hidrocarburos en Colombia - Programa de Regionalización del Sector Hidrocarburos: brinda información sobre la importancia del sector de hidrocarburos, así como también información técnica del mismo en 8 ejes temáticos.
     
    5.  5.  La Ruta de Acompañamiento Institucional a las Empresas del Sector de Hidrocarburos: propuesta del Programa Lidera, que busca orientar metodológicamente a las entidades públicas en el acompañamiento en territorio a las empresas del sector de hidrocarburos, a través de una ruta de acción.
     
          6. Plataforma virtual: para la gestión de información y conocimiento de la ETH   
     
        Ciento veinte acuerdos de intercambio de conocimiento, diez de ellos sobre la aplicación de las herramientas desarrolladas por la ETH, veinticinco para replicar buenas prácticas en otros contextos, veintinueve para programar y escalar acciones demostrativas, trece para proveer servicios de la estrategia, treinta y cuatro para acceder a la oferta complementaria y nueve para acceder a la oferta de la Universidad Santo Tomás   
     
    La Feria deja abiertos escenarios de diálogo y plantea como reto la materialización de las acciones propuestas y conversión de la ETH en una política pública para la disminución de la conflictividad en otros  sectores económicos y contextos. 
     
     
  • Analizan futuro de los hidrocarburos no convencionales en Latinoamérica

     
    Argentina, Latinoamérica. El World shale oil & gas Latin Summit reunirá a cerca de dos centenares de participantes "para analizar los desarrollos recientes de shale (gas y petróleo de esquisto) en América Latina", informaron los organizadores, la firma CWC Group.
     
    La "cumbre" petrolera regional celebrada en Buenos Aires coincide con el inicio del debate en Argentina de una nueva ley de hidrocarburos.
     
    Petroleo IngBuenos Aires. Expertos, empresarios y representantes gubernamentales debatirán este jueves y viernes en Buenos Aires sobre el futuro de los hidrocarburos no convencionales en Latinoamérica, con Argentina en el centro de la escena gracias al incipiente desarrollo de la gigantesca formación de Vaca Muerta.
     
    El World shale oil & gas Latin Summit reunirá a cerca de dos centenares de participantes "para analizar los desarrollos recientes de shale (gas y petróleo de esquisto) en América Latina, su rentabilidad y las claves para impulsar la inversión a gran escala", informaron en un comunicado los organizadores, la firma CWC Group.
     
    En el encuentro se presentarán estudios de casos de países de la región, a partir de los cuales se analizarán cuáles son los plazos "realistas" para mejorar la exploración y producción en América Latina y cómo puede el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales estimular las economías.
     
    Entre los casos de estudio estará el de Vaca Muerta, la gigantesca formación de hidrocarburos no convencionales del suroeste de Argentina y cuyo desarrollo masivo puso ya en marcha, en sus fases primeras, la petrolera YPF, controlada por el Estado argentino.
     
    En este sentido, expertos de YPF expondrán sobre los progresos tecnológicos para la extracción de los recursos en yacimientos no convencionales y los desafíos que representa la explotación en este tipo de formaciones.
     
    Además, participarán representantes de la anglo-holandesa Shell, la mexicana Pemex, la colombiana Ecopetrol, la argentina Tenaris, las estadounidenses Schlumberger y Anadarko, la uruguaya Ancap y la noruega Statoil, entre otras empresas del sector petrolero.
     
    La "cumbre" petrolera regional celebrada en Buenos Aires coincide con el inicio del debate en Argentina de una nueva ley de hidrocarburos, que buscará incentivar las inversiones intensivas en hidrocarburos, principalmente en "shale".
     
    Fuente: EFE - americaeconomia.com
  • Argentina: la seducción de la energía

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    ¿Alcanzará el coqueteo?

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

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

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


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

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

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

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


    Fuente: Americaeconomia.com / Deutsche Welle


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Elnuevodia.com.co

  • Campetrol advierte que patentes del sector petrolero bajaron 24% en 2015

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Elespectador.com

  • Campetrol propone aprovechar el ‘fracking"

    Fracking 1Gremio dice que es la alternativa para no importar petróleo.
     
    Un análisis sectorial realizado por la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol) indicó que el aprovechamiento de los yacimientos de roca generadora (extraídos mediante la técnica conocida como fracking), ampliaría la autosuficiencia en materia de hidrocarburos de Colombia, que actualmente“tiene un preocupante horizonte de tan solo 5,1 años”.
     
    El gremio afirma que con la aplicación de esta tecnología se adicionarían 5 o 10 años de autosuficiencia, aun con escenarios conservadores. El ejercicio realizado analiza tres proyecciones, una vez se aplique esta tecnología (1.000, 2.000 y 3.000 millones de barriles de petróleo, respectivamente), las que son moderadas frente a otras estimaciones.  
     
    El presidente ejecutivo de Campetrol, Germán Espinosa, dijo que “la importación de petróleo tendría consecuencias nefastas para la economía del país, pues golpearía variables determinantes como la tasa de cambio, la inflación, la Inversión Extranjera Directa, los ingresos fiscales y desde luego nuestro PIB potencial”. 
     
    Reiteró que el recobro mejorado y el aprovechamiento de los yacimientos de roca generadora son “las  únicas opciones” para incorporar recursos en el corto y mediano plazo y mejorar los niveles de reservas y mantener la producción de hidrocarburos, que durante los últimos meses se ha desacelerado.
     
    Fuente: Elheraldo.co
  • Cayeron los hallazgos petroleros en el 2014

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

    Plataforma JaponWELLINGTON, Nueva Zelanda—En esta tierra de montañas y arroyos, Simon Bridges quiere ser el señor de las plataformas de petróleo.
     
    Como ministro de Energía y Recursos, Bridges es responsable de las aspiraciones de Nueva Zelanda de entrar a las grandes ligas del sector petrolero. El funcionario recorre el mundo para promocionar a su país entre las empresas de exploración.
     
    En el pasado, era una tarea difícil. Nueva Zelanda es un país remoto y está entre los lugares más caros del mundo para buscar crudo mar adentro. Las grandes petroleras la evitaron. Hoy, sin embargo, está experimentando un auge de exploración que forma parte de un cambio más amplio: después de décadas de enfocarse en naciones menos desarrolladas, las grandes empresas se vuelcan a países ricos en busca de petróleo y gas. Estos lugares implican mayores costos y regulaciones más estrictas, pero su estabilidad política ofrece flujos de caja más previsibles.
     
    Gobiernos de países desarrollados como Nueva Zelanda intentan aprovechar el nuevo escenario. Hace cinco años, el gobierno neozelandés decidió que la economía dependía demasiado de sectores como la cría de ovejas y el turismo inspirado por las películas de El señor de los anillos, cuenta Bridges.
     
    El país vio una oportunidad en las empresas petroleras que deseaban evitar zonas problemáticas, dice. En 2009, Nueva Zelanda anunció un "Plan de Acción Petrolero" para atraer a compañías y contrató a un ejecutivo estadounidense para cortejar a las firmas exploradoras. "Queremos hablar el idioma" de las petroleras, dice Bridges. En 2012, empresas del sector gastaron cerca de US$1.270 millones en exploración en Nueva Zelanda, según las cifras más recientes del gobierno, frente a US$346 millones una década atrás.
     
    La campaña de Nueva Zelanda tiene lugar en momentos en que Royal Dutch Shell RDSA.LN -0.33%  PLC y otras empresas evalúan su exposición a regiones inestables. Shell decidió hace unos siete años aumentar el gasto en los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), que agrupa a las naciones más ricas del mundo, a más de 60% de su capital de exploración y producción, indica Simon Henry, director financiero de la petrolera anglo-holandesa.
     
    El año pasado, Shell destinó 67% de sus fondos para exploración y producción a estos países, frente a 57% hace siete años. "Sería bueno si la mayoría de nuestro flujo de caja proviniera de países de la OCDE", afirma su presidente ejecutivo, Ben van Beurden.
     
    Durante décadas, las grandes petroleras apostaron a que valdría la pena invertir en países en desarrollo pese a los riesgos de violencia y corrupción. Los gobiernos con frecuencia alcanzaban acuerdos atractivos, la regulación era relajada y los costos laborales eran bajos. En los últimos años, sin embargo, la violencia, las tensiones con los gobiernos y los mayores requisitos que exigen las petroleras estatales han perjudicado las ganancias en África del Norte y Asia Central.
     

    En 2013, las mayores petroleras privadas del mundo —las estadounidenses Exxon Mobil Corp. XOM -0.79%  y Chevron Corp. CVX -0.62%  , además de Shell— destinaron 66% de sus presupuestos de exploración y producción a países de la OCDE, calcula la firma de investigación Sanford C. Bernstein Ltd., frente a 49% en 2003. Eso se debe, en gran parte, a que las empresas asignan una mayor proporción de sus crecientes presupuestos a países desarrollados, y no porque estén retirándose en masa de mercados emergentes.
     
    No obstante, en algunos casos se están yendo. Chevron vendió este año sus activos en Chad. Exxon se ha desprendido de participaciones en proyectos en Irak e Indonesia. Desde 2010, Shell ha vendido US$1.800 millones en activos en Nigeria y el año pasado inició negociaciones para deshacerse de cuatro bloques y un oleoducto en ese país, según fuentes al tanto.
     
    Parte de la nueva tendencia es atribuida al gasto en proyectos de esquisto en América del Norte, conforme nuevas tecnologías posibilitan la extracción en yacimientos viejos. Sin embargo, en muchos casos, la estabilidad política y una nueva apertura regulatoria constituyen un gran atractivo.
     
    Nueva Zelanda ilustra bien esta tendencia. El país ofrece una rareza: millones de hectáreas no exploradas frente a sus costas.
     
    La industria petrolera es pequeña en el país, al generar un cuarto de las exportaciones, detrás de la madera, productos lácteos, carnes y vísceras, según cifras de 2009. Ese año, el gobierno publicó su plan para promocionar y desarrollar sus recursos petrolíferos.
     
    Otros países también han relajado sus regulaciones. En mayo, el gobierno británico propuso un nuevo sistema de pago a propietarios de viviendas para permitir a empresas explorar petróleo y gas. También creó incentivos tributarios para alentar la explotación de petróleo en sus costas.
     
    En 2012, Canadá facilitó la aprobación de proyectos de oleoductos. Asimismo, Shell y Exxon tienen proyectos frente a su costa oriental, donde gobiernos locales han invertido en datos sobre sus lechos marinos para atraer a empresas. La geología promisoria y un gobierno estable, con el cual es fácil tratar, son atractivos, sostiene Anita Perry, vicepresidenta de asuntos gubernamentales en la región de la británica BP BP.LN -0.46%  PLC. "Han fijado regulaciones buenas y claras con las cuales podíamos trabajar", dice.
     
    En Nueva Zelanda, el gobierno tomó imágenes del lecho marino para atraer a compañías interesadas, realizó licitaciones de nuevas áreas de exploración y solicitó consejos de empresas de petróleo y gas sobre cómo elaborar regulaciones. Los funcionarios "definitivamente nos respaldan", dice Garth Johnson, presidente ejecutivo de Tag Oil Ltd. TAO.T -1.14%  , que ha elevado el gasto en perforación en tierra. Agrega que "sus tasas de regalías son atractivas".
     
    Un obstáculo en Nueva Zelanda han sido los medioambientalistas, que se oponen a las perforaciones. En 2010, generaron una polémica al publicar planes oficiales para permitir la exploración en ciertas áreas de conservación, tras lo cual el gobierno tuvo que cancelar la propuesta.
     
    La brasileña Petrobras SA PETR4.BR -2.63%  acordó en 2010 gastar US$118 millones en exploración marina, pero una flota de Greenpeace rodeó su buque de perforación. Finalmente se fue de Nueva Zelanda sin perforar nada. Una vocera de Petrobras dice que el trabajo de la empresa estatal "no mostró suficientes reservas de petróleo y gas". Dos funcionarios neozelandeses dicen que creen que los manifestantes fueron los responsables. Bunny McDiarmid, directora ejecutiva de Greenpeace en Nueva Zelanda, también piensa que los manifestantes influyeron en la decisión de Petrobras.
     
    La partida de la brasileña fue un duro golpe y el gobierno redobló sus esfuerzos para hacer que las petroleras se sientan bienvenidas. Las iniciativas han incluido la compra de software de seguimiento de proyectos e invitaciones a ejecutivos de 10 empresas a la Copa del Mundo de Rugby.
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Debutan en bolsa las acciones de la Organización Terpel

    Luego de recibir todas las autorizaciones, llegan al mercado de renta variable las estaciones de gasolina que tienen el 43 por ciento del mercado local y que cuentan con 1.700 accionistas.
     
    Sylvia EscovarLuego de 46 años de historia, Terpel llega a cotizar de forma directa a la bolsa.
     
    Si bien dos de sus accionistas estaban en el mercado la Sociedad Inversiones en Energía (SIE) y Proenergía, estas dejaron de negociarse al anunciarse la llegada de la empresa que cobija a todos los accionistas.
     
    “Lo que hicimos fue fusionar las compañías en una estructura societaria que la hace mucho más simple, mucho más transparente, más clara para entender y hace que el flujo de dividendos sea mucho más fácil a los accionistas”, afirma Sylvia Escovar, presidenta de la Organización Terpel.
     
    En diálogo con Portafolio, la directiva dijo que el consumidor no va a notar cambios, ya que estos son simplemente el tener bajo una misma sombrilla a todos los accionistas, pues la estructura de la compañía era muy compleja.
     
    ¿Cuántos accionistas tendrán y cuántas acciones salen al mercado?
     
    Nosotros vamos a tener más o menos 1.700 accionistas. El número de acciones va a depender de los términos de intercambio que se generaron con la fusión, pero puede ser una cifra cercana a los 180 millones de acciones.
     
    ¿En qué rango de precio van a estar?
     
    Creo que estaríamos en el rango de los 14.000 a los 16.000 pesos aproximadamente, pero es el mercado el que finalmente fija el precio.
    Esperamos que la acción se mueva y sea protagonista del mercado, pues representa una compañía estable, sólida, segura, con planes de crecimiento nacionales e internacionales, entonces uno esperaría que sea una acción de buen comportamiento.
     
    ¿Quiénes son los dueños de la Organización Terpel?
     
    Terpel siempre ha tenido inversión extranjera. En el año 2010 entró el grupo chileno Copec, que compró la participación de un fondo inglés.
    La diferencia es que antes era un fondo de inversión y los dueños de hoy son una compañía experta en combustibles y quieren estar en el largo plazo con la compañía.
    Pero esta es una compañía colombiana. Independientemente de que tenga inversionistas extranjeros, se maneja con cultura colombiana.
     
    Ellos siguen siendo controlantes y la administración sigue siendo colombiana.
     
    Los otros accionistas son los dueños de los que antes eran los siete terpeles (Bucaramanga, Centro, Antioquia, Sur, Norte, Sabana y Occidente).
     
    Esta es una empresa que nació en 1968 de la necesidad de llevar el combustible a todas las regiones del país, de ir a sitios donde otras compañías no llegaban y esa es la verdadera fortaleza de Terpel.
     
    Por eso, si usted mira todos los cambios que hemos tenido, se da cuenta de que esta empresa mantiene las gerencias regionales, porque queremos que las regiones
    sientan a la compañía como una empresa suya, que está ahí. La Presidencia está en Bogotá, pero esa estructura regional no ha cambiado, ni va cambiar.
     
    ¿En qué países están?
     
    En Ecuador, en Panamá, estamos en Perú y México con la marca Gazel (estaciones de gas natural). Tenemos una incursión muy interesante con combustibles de aviación en República Dominicana, allí prestamos el servicio en cuatro aeropuertos, incluido el de Santo Domingo.
     
    En Colombia, prestamos ese servicio y tenemos cerca del 70 por ciento de participación de mercado.
     
    ¿Qué proyectos vienen?
     
    Uno de los grandes cambios es que en cada estación Terpel, el consumidor encontrará por lo menos un punto de comidas desde una pequeña tienda a un restaurante con comida de la región.
     
    Pero lo más importante es implementar la cultura “a tu servicio”, servir al consumidor final.
     
    Y para ello tenemos tres pilares: el mejor servicio, infraestructura renovada y precios competitivos (los mejores del microsector donde está la estación).
     
    Entonces, trabajamos en estaciones con un diseño especial, con espacios verdes, plantas, baños impecables, dignos para el consumidor.
     
    Estamos implementando las tiendas de conveniencia.
     
    Trabajamos con nuestra gente en el servicio a las personas.
     
    Y para los precios, miramos el entorno, nos comparamos y buscamos tener el mejor precio en el sector en donde está la estación. Nuestro objetivo es estar en el corazón del consumidor colombiano.
     
    Realmente, nosotros estamos volcando la compañía al usuario.
     
    Casi todas las estaciones tendrán una planta al lado del surtidor para que la gente se sienta mejor.
     
    Esperamos que al final del año tengamos 500 estaciones renovadas (estas serán tanto de afiliados como propias). En total tenemos 2.000 estaciones y creo que en tres años todas estarán renovadas.
     
    Hay en ellas cosas simples pero que gustan. Por ejemplo, hoy hemos hecho la inversión en 190 baños nuevos en nuestras estaciones, dignos y limpios, con sus puertas abiertas al público. Eso es un valor agregado importante para los clientes.
     
    ¿Y cómo cerrará el año?
     
    Creo que lo más importante es lograr la cultura del servicio y cumplir el plan de remodelaciones.
     
    En cuanto a las cifras, hoy tenemos una participación de mercado de 43,2 por ciento en combustibles liquidos; tenemos 46 por ciento en gas natural y 70 por ciento en aviación.
     
    Quiero aumentar esas participaciones y ser la número uno en la preferencia de los colombianos.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Desde Casanare se incrementará producción de hidrocarburos

    Petroleo CasanareEl Ministerio de Minas y Energía realizó la inauguración de obras de infraestructura en el Casanare que permitirán incrementar la producción de hidrocarburos en el país.
     
    Este jueves en el marco de la estrategia de Gobierno “El Presidente en las Regiones”, el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada, realiza un recorrido por el departamento de Casanare, en donde inaugurará el proyecto de expansión de las Instalaciones Centrales de Procesamiento de Hidrocarburos de Floreña (CPFF).
     
    Este es un complejo que aumenta la capacidad de procesamiento hasta 50.000 barriles de crudo por día y eleva la capacidad de manejo de gas de proceso, ventas e inyección a 330 millones de pies cúbicos diarios.
     
    La visita del Ministro González forma parte de las actividades programadas en el plan “El Presidente en las Regiones”, nombre que se le ha dado a la segunda fase de los Encuentros para la Prosperidad y los Encuentros Regionales, que durante el cuatrienio anterior hicieron posible el contacto directo del Gobierno Nacional con las comunidades de 153 municipios de todos los departamentos del país.
     
    Con la consigna de “resolver y cumplir”, una treintena de altos funcionarios –ministros, viceministros y directores de entidades, entre otros– estarán visitando mañana 21 municipios de los Llanos, la región más dinámica en crecimiento de la población y con el mayor potencial para producir alimentos de Colombia.
     
    Durante los últimos cuatro años, la inversión en los siete departamentos que la conforman (Arauca, Meta, Casanare, Guaviare, Guainía, Vaupés y Vichada) creció más de $3,8 billones. Estos recursos han hecho posible la atención de 41.000 niños y 57.000 ancianos, además de la modernización de más de 112 colegios y la entrega de 50.000 computadores para los niños.
     
    Dinero.com
     
  • El Gobierno anuncia medidas para incentivar exploración Petrolera

    El ministro Tomas Gonzalez en la presentación de PIPE 2.0El ministro Tomas Gonzalez en la presentación de PIPE 2.0El Ministro de Minas y Energía Tomás González Estrada anunció desde Bucaramanga la aprobación de tres medidas más que promoverán la exploración y explotación petrolera en momentos en que el sector enfrenta precios bajos de crudo. Las decisiones se tomaron en el marco de los compromisos adquiridos en el Plan de Impulso a la Productividad y el Empleo Minero Energético (PIPE2).

    A través del acuerdo 03 del Consejo Directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos –ANH- se adoptaron medidas que le darán flujo de caja a las empresas al solicitarles garantías que respalden sus compromisos de exploración de forma escalonada, que se reducirían proporcionalmente al avance en la ejecución del plan exploratorio.

    Además, se adoptaron medidas que permiten hacer más eficiente la actividad exploratoria al permitir el traslado de actividad exploratoria de un bloque a otro que tenga mayor potencial. También se busca aliviar la situación de empresas que han tenido problemas en el desarrollo de la actividad al hacer flexibles las condiciones y mantener la inversión.

    “Todas estas acciones buscan hacerle frente a la coyuntura de bajos precios que afecta a la industria, mitigar el impacto y hacer que los proyectos de desarrollo del país se vean afectados lo menos posible. Al hacer más fácil los cumplimientos de los acuerdos de exploración incentivamos al sector y cuidamos la producción, sin descuidar los estándares y acuerdos que benefician a la Nación”, reiteró el jefe de la cartera minero energética.

    El anuncio fue hecho junto al Presidente Juan Manuel Santos en la presentación PIPE 2 donde se destacaron los avances que se han llevado a cabo para mantener la competitividad del sector, asegurar inversión, empleo y futuros recursos para proyectos sociales. 

    “Esperamos que estas decisiones tengan el mismo impacto que las otras medidas tomadas en el acuerdo 02, que ha logrado evitar que se cancelen proyectos fundamentales para mantener el dinamismo y fortaleza del sector (…) Gracias a estas medidas hemos recibido 127 solicitudes, que representan una inversión cercana a los 700 millones de dólares. De estas, 4 bloques con solicitud se ubican en el departamento de Santander con una inversión cercana de 35 millones de dólares”, explicó  González Estrada

    Otros avances del PIPE 2

    Hoy todos los proyectos de recobro mejorado que sean presentados a la ANH pueden tener una  regalía variable para la producción adicional. Esto incentiva la producción y a mayor producción más ingresos para la nación.
     
    Además, al flexibilizar la exploración y explotación petrolera se ha logrado evitar la renuncia de algunas compañías a contratos de la actividad que son fundamentales para mantener el dinamismo del sector. “Se han recibido 77 solicitudes, que representan una inversión por cerca de 350 millones de USD. Lo anterior demuestra el impacto de las medidas implementadas en el acuerdo 02 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Estamos asegurando inversión y empleo”, afirmó González Estrada.
     
    La Agencia Nacional de Hidrocarburos ha adelantado los análisis jurídicos y técnicos para presentar los acuerdos que permitirán la igualdad de condiciones de las garantías para todos los contratos y el incentivo a la  asignación de las áreas de evaluación técnica y la asignación permanente de áreas.  También se ha avanzado en la reglamentación para la extensión de beneficios  para PINES de Hidrocarburos, Minas y Energía en cuanto a predios y Licencias Ambientales. Y se ha avanzado en los análisis jurídicos y económicos para mejorar las condiciones de los contratos Costa Afuera adjudicados antes del 2014.
     
    PIPE minero energético

    El plan PIPE2 es una de las iniciativas más importantes del gobierno actual que se propone garantizar el desarrollo económico del país y la financiación programas de  paz, educación y las políticas de equidad con el incentivo de proyectos de minas y energía. Existen 10 medidas contractuales y de promoción que mejorarán la competitividad para la industria minera y de hidrocarburos.

    1.    Extensión de beneficios de la Ley de infraestructura para PINES de Hidrocarburos, Minería y Energía.

    2.    Mejorar las condiciones de los contratos costa afuera adjudicados antes del 2014.

    3.    Liberación de caja por cumplimiento de obligaciones de exploración: Igualdad de condiciones de las garantías para todos los contratos.

    4.    Regalía variable para la producción adicional: Menor regalía para la producción adicional a la pactada.

    5.    Flexibilización para la exploración petrolera.

    ·   Ampliación plazo fase exploratoria.

    ·  Traslado de inversión a áreas de mayor potencial.

    ·  Permitir que ahorros por eficiencia en la exploración se conviertan en mayor inversión para mayor conocimiento del área.

    6.    Incentivar asignación de las áreas de evaluación técnica:

    ·  Posibilidad de convertir en cualquier momento las áreas de evaluación en áreas de Exploración y Producción.

    ·  Igualar requisitos de capacidad económica financiera con los de los de los yacimientos convencionales de la Ronda 2014.

    7.    Reducción canon superficiario:

    ·  Incentivo para la exploración bajando el arrendamiento de exploración en promedio un 50%.

    8.    Claridad en integraciones y prórrogas de yacimientos mineros:

    ·  Seguridad jurídica y eficiencia para que se puedan integrar áreas. Se permitió que se integren áreas así no sean colindantes o vecinas.

    ·  Certeza jurídica y claridad a los tiempos de las prórrogas.

    9.    Mantener beneficios arancelarios para inversiones en el sector minero

    ·  Prórroga Decreto 1755 de 2013 manteniendo el beneficio arancelario de 0% para las inversiones del sector.

    10.  Asignación permanente de áreas.

    ·  Asignación permanente y dinámica.

    ·  Revisión capacidad técnico financiera para habilitarse en los procesos competitivos.


    “Con estas diez medidas le estamos cumpliendo al Presidente y a la Nación con las metas de producción y de inversión que nos propusimos. Pese a las coyunturas de precios y de seguridad a las que estamos expuestos, seguiremos buscando sobrepasar el millón de barriles y las cien mil toneladas de carbón, para mantener los recursos que subsidian los programas sociales que tanto benefician a todos los colombianos”, dijo el titular de la cartera  minero energética.

     

     
  • El poder petrolero de Estados Unidos

    Precios OilJeremy Martin es concreto, fluido y da en el clavo. No necesita muchas frases para explicar qué es lo que está viviendo el mundo en materia energética y tampoco requiere escribir una tesis doctoral para entender qué es lo que pasará en un negocio tan volátil. Martin es el director del Programa de Energía del Institute of the Americas, una organización interamericana de investigación de políticas públicas en donde se exploran las geopolíticas, precisamente, de la energía a lo largo de las Américas.
     
    Su posición es tan respetada, que incluso ha sido invitado ante el Congreso de Estados Unidos para exponer los avances, retos y obstáculos de la industria en Latinoamérica, y de sus afectaciones en el hemisferio. Por eso, desde su ‘cuartel general’ en La Jolla, California, habló con El Espectador y arrojó su mirada internacional a un negocio que le ha costado varias cifras rojas a la economía colombiana.
     
    ¿Cuál es el papel que cumplirá en el mediano y largo plazo Estados Unidos en materia petrolera?
     
    Comienzo con una cifra: el crecimiento de la producción anual de shale llegó a un récord de 1,5 millones de barriles diarios en 2014. Y si hay una lección importante en los últimos meses y de la caída del precio del petróleo, es que el mundo energético siempre está cambiando y tenemos que esperar lo inesperado. No obstante, a mi juicio, el papel que cumplirá Estados Unidos trastocará las tendencias de los últimos 40-50 años en el mundo del petróleo y los mercados globales del mismo. Es decir, que Estados Unidos ya es y seguirá siendo uno de los productores más importantes de crudo y particularmente del ligero. Y en este rol seguiremos viendo el impacto geopolítico que ya se refleja en nuestro hemisferio y a lo largo del mundo.
     
    ¿Será sostenible el uso del ‘fracking’ si los precios del petróleo siguen a la baja?
     
    No hay duda de que la revolución energética en Estados Unidos se ha dado gracias a los avances en las tecnologías de extracción —el fracking—, aunque hay otros factores importantes. Los precios altos han cumplido un rol bien importante en esta coyuntura. Sugiero que el fracking también nos da una lección sobre la importancia de la tecnología y la naturaleza de los prendedores en el sector y cómo siempre se pueden encontrar soluciones. 
     
    En este caso, el mercado dará señales a los proyectos y métodos que no son aún económicos y requieren una nueva evolución: el fracking 2.0, usando terminología del mundo de la informática. Por lo tanto, sí creo que éste continúe, pero tal vez no como se define hoy.
     
    El debate por el ‘fracking’ se concentra en medio ambiente vs. generación de dinero por medio de la explotación de petróleo. ¿Quién ha logrado el modelo ideal donde los dos escenarios conviven y no compiten?
     
    Me parece que la pregunta y su contexto crean la ilusión de dos lados bien claros. Es cierto que hay una oposición centrada en argumentos sobre el medio ambiente y unos proponentes cuya meta es el beneficio económico. Sin embargo, y con todo respeto, considero que es más complejo que una lucha entre medioambientalistas y puros capitalistas. Hay muchos otros actores que tienen posiciones que no son solamente de medio ambiente o del aspecto económico. 
     
    Existe el famoso Not In My Backyard (No en mi patio trasero), por ejemplo. Con respecto a dónde se ha logrado un modelo ideal, no tengo respuesta concreta, pero hay lugares como Colorado, Estados Unidos, donde el gobierno estatal está buscando un punto medio y fomentando esfuerzos para llegar a acuerdos mutuos.
     
    El precio de los ‘commodities’ sigue con tendencia a la baja. ¿Sólo subsistirán las grandes empresas petroleras y mineras que tienen músculo financiero para aguantar esta crisis?
     
    Es muy cierto que las empresas bien posicionadas en términos financieros pueden aprovechar la coyuntura; hay algunas grandes, pero también medianas y pequeñas. Al mismo tiempo, vuelvo a mi punto anterior en cuanto al espíritu innovador que existe en el sector energético para encontrar soluciones cada vez más eficientes y económicas dadas las necesidades. Tomemos como ejemplo el shale o las aguas profundas para ver los avances que en poco tiempo pueden realizarse. Reitero que no quisiera subestimar la capacidad del sector y la potencia emprendedora.
     
    ¿Deberían las grandes empresas petroleras (las estatales de América Latina como Ecopetrol, Petrobrás y Pemex) aprovechar esta coyuntura y comprar las medianas y pequeñas empresas del negocio? Compensarían, a futuro, las pérdidas que tuvieron una vez suba nuevamente el hidrocarburo? 
     
    Cabe mencionar acá que cada empresa tiene su propia estrategia y modelo para operar, particularmente las empresas estatales (NOC) de la región. Y cada empresa tiene sus propias ideas en cuanto a las posibilidades para adquisiciones o fusiones. Por lo tanto, es difícil predecir lo que va a pasar con las NOC durante este período de precios bajos. Al mismo tiempo, la historia nos muestra que el precio del petróleo es un commodity fluido que tiene momentos de precios altos y bajos, y requiere una visión a largo plazo.
     
    ¿Cómo cambió el poder geopolítico mundial con la caída de los precios? ¿Qué sucederá?
     
    Antes que la caída de los precios del petróleo, la geopolítica mundial de la energía ha cambiado gracias a la producción de Estados Unidos y a la gran potencia de los demás países del hemisferio. Hay muchos argumentos que destacan que el hemisferio occidental está reemplazando a Oriente Medio en su papel como eje energético y el llamado “capital energético” del mundo. Ciertamente la caída de los precios está impactando notoriamente a algunos países productores importantes de nuestro hemisferio, como Brasil, Colombia y Venezuela. Este impacto se visualiza domésticamente con los cambios en las políticas fiscales, dada la falta de ganancias del petróleo. Tal vez el ejemplo más crítico es Venezuela y el impacto que la caída de los precios de petróleo ha generado en la iniciativa de Petrocaribe. Además, en Estados Unidos existe la posibilidad real de que varias empresas vayan a la quiebra si los precios siguen a este nivel de US$50.
     
    ¿La estrategia de la OPEP de no reducir la producción hará que Estados Unidos frene su producción elevada de petróleo?
     
    En el corto plazo, no creo que la estrategia sea reducir la producción. En el mediano plazo es aún menos claro si subirán los precios o si habrá una reducción en la producción por parte de la OPEP. Es muy interesante ver esta estrategia de la OPEP, particularmente cuando se mira en el contexto histórico de los precios del petróleo y sus respuestas a una caída como esta, a lo largo de los últimos 30 o 40 años.
     
    ¿Las energías renovables serán más importantes y tendrán mayor relevancia si el futuro petrolero se concentra en precios bajos?
     
    Creo que sí. El tema de las renovables es una tendencia importante en el mundo energético y quiero incluir acá el tema de la eficiencia. La realidad es que la mayor parte del mundo está convencido de la importancia de desplegar más energías renovables y aumentar su porcentaje en la matriz energética global. Sin embargo, el precio del petróleo no es tan importante como lo fue hace 10-20 años. Por ejemplo, el último análisis del mundo energético de BP estima que las energías renovables van a crecer rápidamente en los próximos 20 años.
     
    Las petroleras están pidiendo a sus proveedores bajar sus costos y cobrar menos por los servicios que prestan. Entonces, una vez los precios suban, ¿deberían las petroleras también pagar mejor a sus proveedores?
     
    Es una pregunta muy interesante, pero me parece que mis amigos que laboran en Schlumberger, Gaffney Cline o Halliburton podrían responderla mejor. Ellos están en una posición de explicar cómo funcionan sus modelos de negocios.
     
    Por: Edwin Bohórquez Aya
    fuente: ElEspectador.com
     
     
  • Estados Unidos saturado de petróleo

    Las reservas de petróleo de EE.UU. aumentaron en 10,9 millones de barriles en la última semana y ascendieron hasta los 482,4 millones, el nivel más alto para esta época del año desde 1930, según informó el Departamento de Energía. No hay que olvidar que en el informe anterior los inventarios subieron en 4,8 millones de unidades.
     
    Los inventarios de crudo del país norteamericano están en su nivel más alto en 80 años y se encuentran al 90% de capacidadLos inventarios de crudo del país norteamericano están en su nivel más alto en 80 años y se encuentran al 90% de capacidadEl reporte de las reservas rompió con la racha alcista que el precio del petróleo había venido presentando a comienzos de la semana tras conocerse el incremento de las tarifas a la que Arabia Saudita vende su producción. Por ello, el referente de crudo ligero de Texas (WTI) y el indicativo del mar del norte (Brent) perdieron más de dos dólares en el último par de sesiones y cerraron este jueves en US$50,70 y US$56,76 respectivamente. 
     
    El crecimiento de los inventarios de crudo se ha convertido en un serio problema para el mercado global. La Agencia Internacional de Energía (AIE) explicó que la oferta mundial está aumentando y al tiempo la producción estadounidense no da señales de desaceleración. Asimismo, agregó que pronto EE.UU. podría quedar sin capacidad de almacenamiento, lo que contribuiría a ejercer más presión a la baja sobre los precios. Una situación que podría perdurar hasta por lo menos la segunda mitad de 2015.
     
    “La industria petrolera de Estados Unidos ha demostrado que cuenta con el músculo financiero y que es lo suficientemente resistente como para soportar la cotización actual del crudo. Los productores norteamericanos se están adaptando a las condiciones actuales porque están optando por seguir bombeando y almacenar su producción con el fin de esperar mejores precios, afirmó Camilo Silva, director de Análisis Técnico de Valora Inversiones.
     
    Por su parte Juan David Ballén, analista de Casa de Bolsa, explicó “que esta parte del año es una temporada de baja demanda, razón por la cual muchas compañías de hidrocarburos en Estados Unidos optan por hacer el mantenimiento a sus refinerías. Sin embargo, se observa que si bien la producción ha bajado la utilización de la infraestructura petrolera es mayor que el mismo periodo del año pasado”.
     
    De acuerdo con Ballén, hay que estar muy atentos al mercado estadounidense “porque sus inventarios se encuentran al 90% de su capacidad y se espera que la tendencia continúe hasta mayo. De manera que hay todavía dos meses en que se pueden seguir acumulando barriles de crudo, y se corre el riesgo de que Estados Unidos se llene completamente. Un fenómeno que podría llevar a la cotización del petróleo hasta los US$35”.
     
    Es tal el nivel de inventarios en Estados Unidos que ya hay reportes de que algunas compañías petroleras están optando por almacenar su material en buques en altamar, además se ha registrado descensos en la contratación de taladros para la perforación de pozos de crudo. Por esta razón la reunión de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), a mediados de junio de 2015, estará cobrando especial relevancia ya que puede significar un punto de quiebre para el comportamiento del sector de hidrocarburos en el resto del año.
     
    Por: Camilo Vega Barbosa - ElEspectador.com 
     
  • Freno al fracking

    El bajo precio del petróleo está logrando lo que no habían podido los ambientalistas: demorar su implementación en Colombia.
     
    Fracking 1Los vientos para la industria petrolera nacional están soplando en contra. La caída en los precios internacionales del crudo pintó un nuevo panorama en Colombia. A enero de 2015 se desplomó cerca de 58 por ciento desde su valor más alto en junio de 2014, cuando marcó USD 115,4 por barril.
     
    Aunque el país no es petrolero, el sector genera 110.000 puestos de trabajo y con el escenario de contracción, según cálculos del gobierno, 25.000 trabajadores quedarán desempleados.
     
    A lo anterior se suma el impacto negativo en las rentas petroleras del país, pues cerca de 20 por ciento de los ingresos totales del gobierno provienen de la actividad petrolera y son la principal fuente de ingreso por regalías de las regiones.
     
    El año pasado, el gobierno había hecho cuentas con un precio del barril de petróleo de USD 98, para el presupuesto general de la nación. Hoy día, este está por debajo de los USD 50.
     
    Mientras que la tormenta cae sobre el sector petrolero, al mismo tiempo se abre un rayo de luz para los ambientalistas, quienes han visto que los menores precios del petróleo tienen en veremos los proyectos de extracción de hidrocarburos no convencionales (aquellos que están atrapados entre las rocas conocidas como lutitas).
     
    “El descenso en los precios del crudo puede significar una especie de moratoria al fracking que podría ser positiva para realizar los estudios que faltan. Nosotros hemos pedido esta prórroga por considerar que no existen los estudios ni el conocimiento suficiente que permita minimizar los riesgos de la fracturación hidráulica”, explica.
     
    Advierte, sin embargo, que esta coyuntura actual de precios también puede retrasar la transición a energías más limpias, las cuales requieren de inversiones importantes.
     
    Frente al tema, Marcela Bayona, consultora y socia de M&M Estudio Jurídico, señala que “el no convencional es un hidrocarburo más difícil de buscar, de encontrar, y de producir, es 10 veces más costoso. Hasta ahora se estaban entregando los bloques y lo que está pasando a nivel mundial afecta muchísimo la exploración, infortunadamente”.
     
    Como dice Bayona, la explotación de hidrocarburos no convencionales es mucho más costosa, y en la actual coyuntura de precios, las empresas no están dispuestas a invertir más en este tipo de producción porque no es rentable.
     
    La controversia
     
    La producción de este combustible fósil se realiza a través de la tecnología fracking (fracturación hidráulica), que consiste en inyectar grandes cantidades de agua y sustancias químicas a presión para romper las rocas y liberar el petróleo o el gas.
     
    Aunque esta técnica se ha usado desde hace seis décadas en más de 1 millón de pozos en el mundo, ha generado controversia, debido a que, si no se hace bajo prácticas sociales y ambientalmente responsables, tiene serias consecuencias.
     
    Entre los daños que puede ocasionar está la contaminación de los acuíferos y del aire por la emisión de gases de efecto invernadero; en las áreas pobladas puede generar aumento de movimientos telúricos y para los ecosistemas, deforestación y degradación del hábitat. Todo esto, en últimas, puede llegar a afectar a las comunidades de las zonas de influencia de los proyectos.
     
    Los impactos asociados a esta práctica han hecho que países como Francia prohibieran su uso. Otros como Australia, Bulgaria, Irlanda, República Checa, Rumania y Sudáfrica han impuesto moratorias u otras prohibiciones temporales, por mencionar algunos ejemplos.
     
    En el caso colombiano, aunque ya hay unos bloques asignados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) para yacimientos no convencionales, el fracking está en una fase incipiente, de análisis y estudios.
     
    Al respecto, la Contraloría General de la República –que ha hecho una Función de Advertencia desde 2012 al fracking– manifestó a comienzos de este año que “subastar bloques para la explotación de hidrocarburos no convencionales sin definiciones ambientales, como hizo la ANH, implica riesgos innecesarios”.
     
    Igualmente, señaló el organismo que hacen falta más estudios y que no hay garantías para prevenir los efectos negativos sobre los recursos naturales, el agua y la salud pública.
     
    La experta en el sector petrolero afirma que cuando se realiza un análisis ambiental a un proyecto de cualquier industria, y especialmente de la extractiva, se tiene que dar un debate serio con el rigor técnico que corresponde; este no se ha dado en Colombia porque, actualmente, las empresas no han terminado de hacer sus estudios. “Toca ver qué dicen y que permitan demostrar cuáles son los impactos y las medidas para compensarlos”, asegura.
     
    Ecopetrol, por ejemplo, ha adelantado estudios de geología, geofísica e ingeniería con información del subsuelo. También ha perforado pozos verticales en el Valle Medio del Magdalena, con el propósito de obtener información de los yacimientos, las rocas y los hidrocarburos.
     
    Sin embargo, aún sigue en fase de evaluación y no cuenta con información definitiva que permita establecer con certeza si dichos yacimientos deben ser intervenidos con tecnología convencional o no convencional.
     
    Ante el escenario actual de precios, la empresa señala que los proyectos que involucran tecnologías no convencionales están siendo revisados para determinar el ritmo en el que se van a desarrollar, tal y como sucede en los demás proyectos exploratorios.
     
    Según un estudio de la Agencia Internacional de Energía, EIA, el potencial en Colombia asociado a yacimientos no convencionales es del orden de 8 a 10 billones de barriles de petróleo equivalente.
     
    Con una balanza energética que está pasando por un momento difícil, sin grandes hallazgos y con hidrocarburos que se están agotando, el país vio en el fracking una oportunidad de oro. De implementarse, sus reservas petroleras tendrían un aumento de hasta seis veces, lo que significaría mayores recursos sociales y empleo para el país.
     
    Sin embargo, la presión de los ambientalistas, la Contraloría con los ojos bien abiertos y el desplome de los precios del petróleo, hacen que el futuro de esta práctica sea aún más incierto.
     
    La pregunta obligada que se tienen que hacer las autoridades, las empresas, los ambientalistas y las comunidades es qué es lo que más necesita Colombia. Necesita petróleo, pero también recursos naturales. ¿Valdrá la pena arriesgar lo más valioso que tiene?
     
    Fuente: Semana.com
     
  • Gigantes petroleras de América Latina deben US$275.000 millones

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

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

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

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

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

    Amenaza colectiva

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

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

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

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

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

    Fuente: Elespectador.com

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

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

    Anadarko ExpPALMA, Mozambique—Pocos caminos conducen a este pueblo pesquero en la costa oriental de África. El agua potable y la electricidad escasean. Las amenazas incluyen víboras venenosas, mosquitos trasmisores de malaria y rebeldes armados.
     
    Pese a todo, este es el lugar donde Anadarko Petroleum Corp. APC -2.26%  quiere construir uno de los mayores proyectos que jamás haya afrontado una empresa energética occidental. Ha prometido instalar hectáreas de viviendas con aire acondicionado, una pista de aterrizaje y un puerto, y trasladar a casi 3.000 habitantes que actualmente viven en chozas de barro.
     
    La búsqueda de petróleo ha llevado a empresas a lugares remotos a lo largo de la historia de la industria. Anadarko, sin embargo, no está allí en busca de oro negro. La compañía estadounidense busca algo más abundante, aunque menos lucrativo: gas natural ubicado a unos 50 kilómetros de la costa.
     
    No obstante, hay más de una contra para uno de los mayores descubrimientos energéticos de las últimas décadas. Los clientes viables más cercanos están a un hemisferio de distancia y podría costar decenas de miles de millones de dólares acceder al gas. Compradores con abundantes recursos han expresado su interés en el proyecto, pero algunos aún deben comprometerse.
     
    "El petróleo probablemente sea más fácil", admite Don MacLiver, el ejecutivo a cargo del desarrollo del proyecto en Mozambique. De todos modos, al igual que muchas petroleras, Anadarko, con sede en Texas, tiene que adaptarse a las oportunidades disponibles. Estas, señala, incluyen "grandes descubrimientos de gas en lugares remotos".
     
    Este es el desafío para muchas firmas energéticas: el gas natural, no el petróleo, representa dos tercios de las reservas de hidrocarburos descubiertas en la última década, según la consultora IHS Inc. IHS +1.07%  Además, muchos de los mayores hallazgos están muy lejos de viviendas y empresas que pueden consumir el combustible.
     
    El proyecto en Mozambique, que ha representado unos US$1.000 millones en costos para Anadarko hasta ahora, está entre las iniciativas más extremas para convertir esos descubrimientos tan grandes en energía que se pueda vender en el mercado. Como los clientes están tan lejos, Anadarko planea construir plantas que enfrían el gas a temperaturas que lo convierten a un estado líquido, para que pueda ser cargado en tanques refrigerados y ser trasladado por mar como el petróleo.
     
    Exportar este combustible puede brindarles a las empresas una fuente de ingresos más prolongada y estable que bombear petróleo, aunque sin el alto margen de ganancias que deja el crudo.
     
    Otras energéticas trabajan en proyectos similares. La italiana Eni ENI.MI +0.28%  SpA, por ejemplo, planea uno cerca del de Anadarko. Compañías como la británica BG Group BG.LN +0.04%  y la noruega Statoil AS STL.OS +0.23%  A planean otro emprendimiento de este tipo para comercializar el gas que han hallado cerca de la costa de Tanzania, al norte de Mozambique.
     
    Analistas estiman que la demanda global de gas natural licuado, o GNL, se duplicará en 20 años, impulsada por economías de rápido crecimiento en Asia. La demanda europea de gas transportado por mar también podría aumentar conforme los países buscan alternativas al combustible que llega por gasoductos desde Rusia.

    "Nunca en la historia de la industria hemos visto esta cantidad de capacidad planeada", dice Chris Holmes, director sénior de IHS, en referencia a los proyectos de exportación de gas licuado.
     
    De todos modos, los proyectos en el este de África deberán competir contra muchos otros, incluidos algunos en regiones similarmente remotas pero políticamente menos problemáticas, como Australia y Alaska. El gas de Mozambique también deberá competir con el gas de esquisto en Estados Unidos, donde la infraestructura existente reduce el costo de exportación.
     
    La apuesta de Anadarko en Mozambique es audaz. Con un valor de mercado de US$54.900 millones, se convertiría en la primera firma estadounidense de su tamaño en extraer, licuar y exportar gas. Hasta ahora, ese tipo de proyectos habían quedado reservados para gigantes como Exxon Mobil Corp. XOM -0.24%  y Royal Dutch Shell RDSA.LN +0.04%  PLC, que tienen ingresos 30 veces mayores.
     
    El costo previsto de perforar los pozos y construir las dos primeras plantas de enfriamiento en Palma es de US$16.000 millones, una cifra superior al Producto Interno Bruto del país en 2013, de US$15.300 millones. Con una participación de 26,5%, Anadarko afrontaría alrededor de US$4.200 millones en costos.
     
    La empresa tiene planes aún más ambiciosos, como construir hasta 14 plantas de licuación en Mozambique en las próximas décadas. Pero el costo podría subir: desde 2000, el gasto en la construcción de proyectos de GNL se ha más que triplicado, según la consultora Merlin Advisors LLC. Ejecutivos de Anadarko confían en que podrán controlar los costos.
     
    De todas maneras, producir GNL es tan costoso que Anadarko y sus socios —entre ellos empresas de Japón y Tailandia y la energética estatal de Mozambique— no se comprometerán con el proyecto sin alguna garantía de que podrán obtener una ganancia. El consorcio busca compradores asiáticos para cerca de 60% del GNL, aunque por ahora sólo reveló acuerdos tentativos. El 40% restante sería vendido en el mercado.
     
    Anadarko planeaba tomar una decisión final sobre si avanzar con el proyecto este año, pero ahora señala que podría definirlo en 2015.
     
    En tanto, no cesan las complicaciones en tierra. Palma es una de las zonas menos desarrolladas de esta ex colonia portuguesa. Incluso hoy, las mujeres llevan baldes de agua sobre sus cabezas y los pescadores trabajan desde pequeños botes de madera. Pero el descubrimiento de gas en 2010 comenzó a cambiar la vida aquí. Hombres en bicicletas comparten las calles con pickups con el logo de Anadarko.
     
    "El gas es una promesa de desarrollo", afirma Abdul Razak Noormahomed, viceministro de recursos minerales del país.
     
    La zona de 6.900 hectáreas que pretende explotar Anadarko incluye varios pueblos y un total de 3.000 habitantes deberán ser reubicados. La petrolera trabaja en un plan para compensarlos que incluye nuevas viviendas, pero la mudanza ha generado resistencia.
     
    Además, pocos habitantes de Palma tienen las destrezas necesarias para conseguir trabajo en el proyecto. Y los pobladores locales se preguntan qué pasará si el emprendimiento se detiene y las empresas se marchan. "Ellos seguirán adelante", dice Ali Mequit, un pescador de 30 años, "pero nuestras vidas habrán sido alteradas". 
     
    Por Devon Maylie y Daniel Gilbert
     
    Fuente; WSJournal.com
  • La hora del 'offshore'

    Off ShoreEl desarrollo de la industria offshore (costa afuera) en el Caribe colombiano será un eje fundamental para el futuro crecimiento económico de la región, y a largo plazo permitirá la consolidación de los centros logísticos para atender los requerimientos de las empresas que realizarán millonarias inversiones en el sector.
     
    sumados al de Kronos, comprueban la existencia de una provincia gasífera en el mar Caribe, frente a las costas de Córdoba, y además demuestran el gran potencial que hay en la región para costa afuera, especialmente de gas. Este desarrollo está asociado con la ubicación de bases en el continente desde las que se manejen las gigantescas operaciones que moverán inversiones calculadas en más de 1.400 millones de dólares.
     
    Expertos aseguran que los hallazgos son apenas un primer paso en el camino que se debe recorrer hacia la meta final, que es extraer y comercializar los hidrocarburos que se encuentran en los yacimientos, lo que a su vez, depende de la viabilidad técnica y financiera de estas operaciones. Se trata de un proceso que tomará entre siete u ocho años.
     
    Datos del Ministerio de Minas indican que de 35 pozos de exploración en Colombia, 13 tienen vocación de gas, y de esos 5 están costa afuera.
     
    “Si la campaña exploratoria sigue confirmando el potencial de recursos del Caribe, esto podría cambiar la historia de la industria petrolera colombiana, de la región y de Barranquilla”, señala el ministro de Minas y Energía, Germán Arce.
     
    Con la visión de lo que viene, en Barranquilla y Atlántico desde hace cuatro años comenzó a gestarse una alianza entre los sectores público y privado de la ciudad representados en la Alcaldía Distrital, la Gobernación, la Asociación Nacional de Empresarios (ANDI) seccional Atlántico, la Cámara de Comercio de Barranquilla (CCB) y ProBarranquilla, con el respaldo del Ministerio Minas. Este trabajo ya ha comenzado a dar frutos para la cuidad, pues Repsol ubicó en la Zona Franca Palermo su base en tierra para la exploración del pozo Sirulo, al tiempo que Ecopetrol y Anadarko también anunciaban que tendrían sus centros logísticos en esta zona para sus actividades exploratorias costa afuera.
     
    El gerente seccional de la ANDI, Alberto Vives, asegura que la apuesta de este trabajo conjunto es que la ciudad y el departamento se convierta en un centro energético, atrayendo inversiones no solo de empresas del sector de hidrocarburos sino también de energía y otros relacionados.
     
    Afirma que desde la perspectiva país, es importante contar con un marco regulatorio claro, eficiente y visionario, y destaca que Colombia ha venido preparándose desde sus instituciones para hacer frente a este reto.
     
    “Se viene trabajado de una forma abierta y en las instituciones se encuentra receptividad frente a la búsqueda de soluciones. Sin embargo, por la falta de un mayor conocimiento sobre las operaciones offshore de oil and gas, persiste la respuesta reactiva en materia regulatoria, reconociendo que se dan procesos de respuesta positivos debemos superar la tendencia y trabajar proactivamente”, señala el ejecutivo.
     
    Los gremios de la ciudad consideran necesario que se generen los espacios para entender y dimensionar el reto que tiene Colombia como país con el fin de generar un marco de trabajo que facilite e incentive el desarrollo de esta industria.
     
    En cuanto a la instalación de la cadena de abastecimiento requerida para dar soporte a esta nueva industria Vives dice que se deben considerar los requerimientos logísticos, tanto en la etapa exploratoria como en caso de éxito en la etapa de desarrollo.
     
    “Debemos entender que la competencia no está entre nosotros, es decir, entre Cartagena, Riohacha, Santa Marta o Montería. Nuestra verdadera competencia está en México, Estados Unidos, Brasil, África, entre otros. Debemos ofrecer un territorio competitivo, para poder competir por esos recursos, que tienen las compañías operadoras, que son limitados, con el fin de mantener esas inversiones y desarrollos en el país”, analiza el dirigente gremial.
     
    La preparación debe seguir. La presidenta de la Cámara de Comercio de Barranquilla, María José Vengoechea, señala por su parte que el hecho de que las grandes petroleras hayan elegido a Barranquilla para sus operaciones es “fruto de las acciones y el trabajo que se ha realizado en la ciudad”.
     
    Precisa que la labor no ha terminado, pues sigue la preparación de la ciudad para lo que viene que es la etapa de extracción.
     
    Fuente: elheraldo.co
  • La operación de taladros en la industria petrolera creció 76% durante agosto

    Petroleo PeruCampetrol contó 87 taladros en funcionamiento de los 114 contratados en el octavo mes del año.
     
    Aunque el desempeño del sector petrolero sigue sin recuperarse del choque de los bajos precios internacionales, este año tiene mejores perspectivas que en 2016, que permitirían anticipar una mayor inversión en el corto plazo.
     
    Uno de los indicadores más importantes para la industria y sus perspectivas de producción tiene que ver con el número de los taladros activos por parte de las empresas, que creció 76% en agosto, de acuerdo con los datos de Campetrol.
     
    En agosto, el gremio de servicios petroleros reportó que 87 taladros estuvieron en funcionamiento en el octavo mes del año (de los 114 que fueron contratados), mientras que en el mismo mes del año pasado apenas se contaron 24 funcionando.
     
    Germán Espinosa, presidente ejecutivo de Campetrol, dijo que esto se traduce en una situación alentadora, pues “la actividad de los taladros constituye un indicador que permite avizorar un mejor panorama en materia de incorporación de reservas”.
     
    De acuerdo con Espinosa, esta perforación de pozos exploratorios, así como por los pozos de desarrollo “permiten mantener los niveles de producción”.
     
    De hecho, si bien la producción de crudo ha sufrido una fuerte contracción, los últimos meses se ha recuperado y está por encima de 856.377 barriles diarios, según el Ministerio de Minas y Energía, y está por encima de la meta del Gobierno Nacional, de una extracción de 840.000 barriles al día.
     
    Este panorama de estabilidad para la industria petrolera permite, según Sergio Olarte, director de estudios económicos de BTG Pactual, “ver un aumento en la inversión que tiene como destino la exploración de nuevos hidrocarburos”.
     
    El informe de Campetrol destacó que hay 39 taladros de perforación operando, mientras que en agosto de 2016 se registraron nueve, lo que se traduce en un crecimiento de 387,5% frente al año pasado.
     
    Frente a los taladros dedicados a la producción y trabajos al interior de los pozos, se registraron 48 activos, dato relevante si se tiene en cuenta que en total fueron contados 100 pozos de este tipo, con un crecimiento de 200% frente a los taladros activos en agosto pasado.
     
    Esta actividad se refleja en el crecimiento de los pozos activos en 2017. En el caso de los exploratorios, se cerró agosto en 33 pozos, lo que constituye 66% de la meta fijada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de 50 pozos este año.
     
    Estos indicadores son el reflejo del crecimiento de 3,8% en la producción de crudo en el país, hecho que no se ve reflejado en la producción de gas, que en agosto llegó hasta los 861 millones de pies cúbicos, con una contracción de 12,2% y una disminución continua que completa ya nueve meses.
     
    Espinosa concluyó que “el aumento de la actividad, sin duda redundará en un mejor desempeño del sector que podrá realizar aportes más sobresalientes a la economía nacional y regional que los observados en 2016”.
     
    Este es uno de los principales retos del sector, si se tiene en cuenta que el PIB de minas y canteras para el segundo trimestre se contrajo 6%, jalonado por un decrecimiento de 5,4% la actividad petrolera en este periodo, la cual, según los expertos, podría mejorar en lo que queda de 2017.
     
    ¿Cómo van las ventas externas de petróleo?
     
    De acuerdo con el informe de Campetrol, las ventas de petróleo al resto del mundo “continuaron desacelerándose hasta presentar una variación negativa anual de 3,5%”, según los datos del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (Dane). Para el gremio, esto es una señal de que “aunque la producción aumentó en el último mes, una mayor proporción del crudo se estaría quedando en Colombia”. Por su parte, la IED del sector tuvo una contracción de 47%, en el primer trimestre del año.
     
    Fuente: Larepublica.co
  • Las reglas que tiene la exploración offshore

    Plataforma PetEs una actividad de alto riesgo y costo, pero con mayor potencial de producción que las ‘onshore’.

    La exploración costa afuera es una actividad de alto riesgo y costo, pero con mucho mayor potencial de producción que las onshore.

    Cualquier persona que vaya a laborar o visitar una plataforma petrolera en alta mar, debe contar con una certificación en entrenamiento de supervivencia personal o de lo contrario no es admitida en estos sitios por normas internacionales.

    Tales protocolos han sido expedidos por la Organización Marítima Internacional (OMI) que regula los temas relacionados con el trabajo de la gente en el mar, señala el ingeniero Sergio Sánchez, encargado del proyecto offshore en el Instituto Técnico del Petróleo. 

    En diálogo con EL TIEMPO destacó, entre otros aspectos, que estas reglas las deben cumplir cualquier persona que vaya a una plataforma, un taladro o una planta de producción offshore. 
    ¿Qué son las exploraciones petroleras ‘offshore’?

    En términos sencillos es sacar el petróleo que pueda haber en el fondo marino. Este recurso está allí, porque se formó hace millones de años por la descomposición de los restos de animales y plantas que existieron.
    ¿Cómo se extrae?

    El proceso básico para sacar este recurso de las profundidades del océano, es el mismo que se utiliza en las operaciones que se llevan a cabo en tierra firme que se conocen en inglés con el término onshore (Costa Adentro). Se bajan unas tuberías por medio de un proceso denominado perforación, hasta llegar a las formaciones geológicas ubicadas por debajo del lecho marino en donde está el crudo y el gas depositados. Luego de que se hallen, son transportados hasta la superficie. 
    ¿Qué ventajas tiene el ‘offshore’ del ‘onshore’?

    En realidad no se debe hablar de ventajas o desventajas puesto que las dos actividades son muy diferentes. La exploración petrolera offshore es un proceso más complejo, de más alto riesgo y mucho más costosa que la onshore. Lo que sí podría decir, es que se espera que la gran cantidad de reservas próximas y futuras en Colombia estén en el mar.

    ¿Qué entidades controlan la actividad ‘offshore’?

    Hay varias que regulan el trabajo en costa afuera. Está la Dirección General Marítima (Dimar) que se encarga de la protección del mar. La Fundación Omacha, que vigila que el daño ambiental y de las especies que hay allí sea menor. La Armada Nacional la cual tiene que estar enterada del proyecto y avalarlo para que se pueda llevar a cabo. Aunque no vamos a tener problemas con las comunidades, igualmente habrá unos parámetros que respetar, por tanto, las entidades de control van a sumir su labor.

    ¿Qué controles hay en estas plataformas?

    La Organización Marítima Internacional (OMI) que regula los temas relacionados con el trabajo de la gente en el mar tiene unos protocolos que debe cumplir cualquier persona que vaya a visitar o laborar en una plataforma, un taladro o una planta de producción offshore. Sumado a esto, viene el control estipulado en el Convenio Internacional para la Seguridad de la Vida en el Mar (Solas), que regula los aspectos de seguridad de los equipos. Es importante recordar, que a pesar de estar en mar abierto este es un ambiente confinado, porque existen muchos riesgos, ya que se están manipulando presiones altísimas y no es un lugar agradable ni adecuado para que los seres humanos habitemos, por eso, hay varias reglas que se deben cumplir para proteger la vida de las personas que van a estar en estos sitios.

    ¿Cuál es ese entrenamiento?

    Internacionalmente se conoce la necesidad de certificarse en un curso denominado escape de helicópteros en emergencia, porque la mayoría de las operaciones se hacen helicoportadas. El otro es supervivencia personal en el mar, porque si alguien queda a la deriva debe saber qué hacer para prolongar su existencia.

    ¿Qué riesgos hay en estas plataformas? 

    Las operaciones offshore implican las mismas dificultades que se enfrentan en tierra, más otras adicionales que van desde el ambiente inhóspito en que se trabaja hasta el riesgo sicosocial, porque el operario debe estar preparado sicológicamente para estar 28 días fuera del hogar, sin un lugar a donde ir solo viendo hierro y agua. Además debe tener presente que pueden ocurrir explosiones, problemas mecánicos en los pozos y fallas en los equipos, aspectos que pueden ser peligrosos para la existencia humana.

    Datos de la actividad

    Las actividades costa afuera generan más costos y son de mayor riesgo, aunque conllevan enormes potenciales de producción que las que se realizan en tierra firme. 

    Mientras que un pozo en la práctica onshore puede costar en promedio entre 5 y 15 millones de dólares, uno costa afuera a profundidades similares puede valer entre 50 y 150 millones de dólares. Desde el punto de vista de producción, los de offshore son mejores productores que los de tierra firme y su vida útil puede estar entre 20 y 40 años.

    Además, son altamente sensibles y de alto impacto sobre la naturaleza, por el potencial de ocasionar derrames y contaminaciones a gran escala que pueden afectar la vida y los ecosistemas en el mar. Por eso, las regulaciones son mucho más estrictas y de permanente vigilancia por las agencias reguladoras internacionales y locales en materia ambiental.

     

    Fuente: Eltiempo.com

     

  • Los mejores salarios en Colombia se pagan en la minería, energía e hidrocarburos

    Geologo1ACRIP estimó que el incremento del salario mínimo para el próximo años podría ser del 5.54%.

    Los empleados públicos en el país fueron los que presentaron el mayor incremento en sus salarios en el presente año que fue en promedio del 6.75%.

    El director de la Investigación Nacional de Salarios y Beneficios ACRIP, Lorenzo Ruiz, manifestó que las empresas que pagan los salarios más altos en Colombia están en primer lugar las empresas de servicios públicos, la minería, energía e hidrocarburos.

    Sin embargo, reconoció que los sueldos más bajos se presentan en hotelería, turismo, temporales, outsourcing, textiles, confecciones y calzado entre otros.

    A nivel nacional los salarios en todos los sectores aumentaron en promedio un 6,65%. En Bogotá, Cali y Medellín son las ciudades con los mayores aumentos y los más bajos en Chocó y en los antiguos territorios nacionales.

    También estimó que sí la inflación en el presente año cierra por el orden del 4,35% el ajuste salarial en el 2018 estaría muy cercano al 5,54% y los empresarios deben comenzar a tener en cuenta en sus proyecciones económicas un aumento del 5,23%.

     

    Fuente: caracol.com.co/

     

  • No se han recibido solicitudes de licencia para 'fracking'

    Gas ShaleEl director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, Fernando Iregui Mejía, confirmó que a su entidad aún no han llegado peticiones para iniciar el proceso de exploración de gas y petróleo esquisto, para el que se utiliza la técnica de estimulación hidráulica (fracking).
     
    En una rueda de prensa en la que se explicaron los alcances del borrador de modificaciones para el decreto 2820 del 2010, que cambia el proceso de licenciamiento ambiental para reducir los tiempos de respuesta de la autoridad, el directivo precisó que para solicitar una licencia se debe hacer un estudio de impacto ambiental, un proceso que puede tardar entre seis y ocho meses.
     
    Portafolio pudo establecer que las empresas como Ecopetrol y Exxon Mobil ya conformaron equipos internos para estudiar las normas para no convencionales e iniciar la recolección de información para los estudios de impacto ambiental.
     
    Por su parte, el Ministro de Ambiente, Gabriel Vallejo, aseguró que el nuevo decreto que regulará las licencias ambientales no reducirá el rigor para analizar las solicitudes y no necesariamente implicará que se aumente el número de licencias aprobadas.
     
    CAMBIOS EN EL PROCESO
     
    El Ministro de Ambiente sostuvo que serán dos cambios básicos que se darán en el proceso de licenciamiento ambiental, en cuanto entre en vigencia el decreto: por un lado se eliminará la solicitud de información a cuenta gotas a las empresas, de tal forma que todo lo deban presentar en un solo trámite.
     
    Por otro lado, se rechazarán los estudios de impacto ambiental que no sean de buena calidad. Esto teniendo en cuenta que 48 por ciento de estos documentos deben ser devueltos por que no cumplen con los requerimientos que exige la norma.
     
    Actualmente, hay 100 licencias en trámite para proyectos de hidrocarburos y 8 para proyectos mineros.
    Entre enero y septiembre se han radicado 73 peticiones para proyectos de minería, infraestructura, hidrocarburos y energía.
     
    La modificación al decreto sigue en discusión y ya ha recibido 800 comentarios de 71 entidades, gremios y personas. Aún se desconoce cuándo vaya a ser firmada dicha norma.​
     
     
    Fuente:portafolio.co
  • Operación de gas aumentará en el Valle Inferior del Magdalena

    Gas MetanoCuatro petroleras buscan intensificar la actividad en los próximos nueve meses para incorporar más reservas del hidrocarburo.
     
    En los próximos nueve meses la operación de gas on shore en el país se concentrará en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena, donde cuatro empresas intensificarán sus tareas para llegar a aumentar la producción de este hidrocarburo en el corto o mediano plazo.
     
    Las petroleras Hocol (filial de Ecopetrol), Canacol, Lewis Energy y Petróleos de Sudamérica (Petrosud) han desarrollado actividades de exploración de algunos de sus pozos y están trazando la estrategia para comenzar los trabajos de extracción de gas desde los yacimientos.
     
    La cuenca del Valle Inferior del Magdalena (área comprendida por zonas de Magdalena, Bolíva, Sucre y Córdoba) se considera como una de las de mayor prospectiva de reservas de gas en el subsuelo.
     
    Un estudio del Departamento de Geociencias de la Universidad Nacional, al que tuvo acceso Portafolio, indica que en el escenario más optimista los yacimientos de este combustible estarían en un 6,65 TcF (trillones de pies cúbicos).
     
    Así mismo, que en un panorama medianamente optimista los depósitos de gas se calcularían en 0,46 TcF. Y en el peor de los escenarios en 0,008 TcF.
     
    “La cuenca del Valle Inferior del Magdalena históricamente posee un alto potencial hidrocarburífero en el subsuelo”, indicó Rutty Paola Ortiz, viceministra de Hidrocarburos y Energía.
     
    Explica la funcionaria de la cartera minero-energética que a la fecha se han perforado 48 pozos exploratorios en esta cuenca, de los cuales 22 han presentado Aviso de Descubrimiento.
     
    Esto, “ubica el factor de éxito del anuncio con respecto a los pozos perforados en un valor de 46%, el cual es uno de los mayores en el país”, precisó la viceministra Ortiz.
     
    DESARROLLO DE LA OPERACIÓN 
     
    La empresa que más actividad ha reportado en el primer semestre para la operación de gas en el Valle Inferior del Magdalena es Canacol, multinacional canadiense y cuya tarea la desarrollará a través de su filial Geoproduction Oil & Gas.
     
    En lo corrido del 2017, de los pozos explorados por esta petrolera en este lugar, los más conocidos son Cañahuate-1 y Toronja, correspondientes a los contratos Esperanza y VIM-21 (respectivamente) presentaron importantes hallazgos.
     
    “Ambos probaron estructuras de gas y se encuentran a tiempo para presentar los Avisos de Descubrimiento correspondientes, esperamos que estos nuevos pozos continúen con la dinámica que se ha presentado a la fecha en esta cuenca”, afirmó la funcionaria del Ministerio de Minas y Energía.
     
    A través de un comunicado, Canacol anunció las dos novedades en su operación, al precisar que el pozo Cañahuate es el séptimo descubrimiento de gas en la citada cuenca.
     
    “Nos complace haber añadido otro éxito a nuestro historial de gas en Colombia”, indicó Mark Teare, vicepresidente de Exploración de la petrolera canadiense, quien explicó que “con dos pozos de exploración de gas adicionales con alto potencial para perforar este año, y el excelente resultado en Cañahuate, seguimos avanzando hacia la consecución de nuestro objetivo de producir 230 millones de pies cúbicos en diciembre de 2018”.
     
    Por su parte Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol, explicó que “nuestros esfuerzos de consolidación a lo largo de los últimos cuatro años han sido tanto de bajo costo como exitosos, con nuestros esfuerzos de exploración en esos bloques, generando seis descubrimientos comerciales de gas que contienen 318.000 millones de pies cúbicos en reservas 3p, las cuales han sido incluidas por los auditores en las certificaciones de reservas de la corporación desde el 2014”.
     
    BÚSQUEDA DE NUEVOS DESCUBRIMIENTOS
     
    Las compañías Hocol, Lewis Energy y Petrosud, también intensificarán su operación, con el fin de incrementar su producción de gas.
     
    En el caso de las dos primeras, que van en asocio, en diciembre pasado anunciaron el descubrimiento del hidrocarburo en el pozo Bullerengue-1, el cual se perforó entre el 18 de noviembre y el 7 de diciembre, “dentro del cronograma y por debajo del costo esperado”.
     
    “El pozo comprobó la presencia de gas en la extensión sur de la estructura perforada en el 2015 con el pozo Bullerengue-1”, dice un comunicado de Ecopetrol, el cual indica más adelante: “Las dos compañías, Hocol y Lewis, analizan la información obtenida para definir el plan de pruebas que se ejecutará”.
     
    El presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, afirmó que el hallazgo va en línea con la visión de la petrolera de tener un mayor equilibrio entre la producción de crudo y gas”.
    Echeverry agregó que Bullerengue “se suma a los éxitos que hemos tenido en Orca y Kronos en los últimos dos años en el Caribe Colombiano, en donde actualmente realizamos la perforación de otros dos pozos junto a Anadarko”.
     
    Por su parte, Guillermo Fonseca, presidente de Hocol, indicó que “se hizo una apuesta importante en el valle inferior del Magdalena considerada una zona prospectiva de gas. La mezcla de producción, que prácticamente es de 100% crudo, se está moviendo hacia una mezcla más balanceada entre gas y crudo”.
     
    Se estima que, con Bullerengue, las reservas contingentes de la petrolera filial de Ecopetrol se amplíen en la costa norte de Colombia a 4,3 millones de barriles de petróleo equivalentes. Finalmente, la petrolera argentina Petrosud intensificará sus tareas de exploración y producción en Magdalena.
     
    Aunque Portafolio no pudo establecer contacto con sus voceros, determinó que ha desarrollado 36 pozos perforados, de los cuales 25 que se encontraban en abandono han sido retomados para realizar tareas de exploración.
     
    Los pozos se encuentran en el bloque Las Delicias, cuyas características del yacimiento es de un petróleo saturado de 47 grados API formando un anillo de crudo, el cual tiene asociado un casquete de gas de dimensiones relevantes. 
     
    La explotación del yacimiento se dividió en dos etapas, la primera estuvo enfocada en la producción del anillo de crudo y la segunda al casquete de gas anteriormente descrito.
     
    Fuente: Portafolio.co / Alfonso López Suárez
  • Opinión: El coletazo petrolero mexicano

    Extrayendo PetEs cierto que la inseguridad en Colombia pesa mucho a la hora de atraer más inversiones en el negocio de los hidrocarburos. Los atentados guerrilleros, los secuestros de ingenieros, las peticiones de las comunidades, las trabas ambientales y la demora en las licencias, solo son algunas cargas adicionales en el rosario de problemas que arrastra uno de los sectores menos competitivos en nuestro país. Pero más allá de esos lamentos crónicos, que solo son puntos de negociación por parte de las multinacionales petroleras, subyace el asunto de la competencia abierta en México que se está llevando a muchas empresas multinacionales a trabajar en su país, que recientemente abrió su economía del crudo a inversionistas de todo el mundo.
     
    El problema del orden público en Colombia ya está descontado en los modelos de negocios y en las cuentas de las mismas aseguradoras y hay muchas empresas que han trabajado en medio de esas vicisitudes por décadas. Es más, un barril de petróleo en Colombia siempre será más barato extraerlo que en países también ricos en hidrocarburos como Siria, Irak, Venezuela, Nigeria y Rusia. Si nos comparamos con petroleros emproblemados, nuestros asuntos subnormales serán ‘casi juegos’ si nos comparamos con situaciones de países altamente peligrosos. Colombia es un país con petróleo, más no es un país petrolero y eso hace la diferencia en términos de políticas públicas encaminadas al desarrollo del sector.
     
    Los últimos reportes de la producción industrial, que sorprenden hasta a los más incrédulos y pesimistas, nos muestran que la dinámica industrial está creciendo a ritmos sostenidos de 3% y 4%, eso sin contar con una dinámica petrolera elocuente. La Refinería de Cartagena no está en su operación óptima desde enero, dado que adelanta trabajos de puesta en marcha óptima y cuando este aparato industrial entre en operación el aporte del sector será enorme para la economía. Pero más allá de hacer las cuentas de la lechera debemos apuntar que el sector petrolero debe garantizar estabilidad jurídica a las empresas multinacionales que se hicieron con 29% de los bloques ofertados en la Ronda Colombia. No podemos estar cambiando las reglas de juego al ritmo de la política interna y nos debemos dar cuenta que la renta petrolera es una de las alarmas en naranja de la economía.
     
    Hay un claro coletazo de la liberalización del sector petrolero mexicano que lo debemos sumar a la innegable inseguridad de Colombia, pero también a los riegos en materia de seguridad jurídica. Este es el nuevo marco en el sector de los hidrocarburos que debemos potenciar y para ello no sobran las argumentaciones y explicaciones sobre el valor que esta industria representa para el país. Es clave que el Gobierno Nacional tenga una norte en este asunto.
     
    Fuente: LaRepublica.co/editorial.
  • Pacific ya terminó su proceso de financiación por US$ 500 millones

    Inversion Dolares Este paso hace parte de su proceso de reestructuración, el cual la firma espera reduzca su deuda, aumente su liquidez y la posicione mejor.
     
    Pacific Exploration & Production anunció el cierre exitoso del financiamiento deudor en posesión (DIP) por US$ 500 millones con un grupo de tenedores de bonos senior que apoyan la transacción y The Catalyst Capital Group.
     
    La compañía también suscribió una nueva facilidad de cartas de crédito de aproximadamente US$ 115 millones con los prestamistas y bonistas que apoyan la transacción, de conformidad con las facilidades de crédito preexistentes de la firma. (Lea también: Supersociedades escucha a los accionistas y acreedores de Pacific)
     
    El cierre del financiamiento DIP y la suscripción de la facilidad de cartas de crédito se realizan en el marco de la transacción de reestructuración integral que adelanta Pacific E&P y el cual reducirá la deuda significativamente, aumentará la liquidez y posicionará mejor a la compañía para enfrentar el ambiente actual del precio del crudo. (Vea detalles del proceso de insolvencia de la petrolera)
     
    La transacción de reestructuración recibió el apoyo de aproximadamente 79 % del monto total del capital de la deuda que tienen los bonistas y prestamistas de la compañía. (Lea qué piensan los accionistas minoritarios sobre la propuesta de Catalyst)
     
    “Estos son hitos significativos de la transacción de reestructuración. Continuamos trabajando de manera constructiva con los bonistas que apoyan la transacción, Catalyst y los demás grupos de interés para asegurar que Pacific emerja de los procesos de protección de acreedores como una compañía más sólida y eficiente”, comentó Dennis Mills, presidente del Comité Independiente. (Vea la explicación sobre la reestructuración de Pacific)
     
    “The Catalyst Capital Group está muy complacido de ser socio de los acreedores y de Pacific, y de suministrar el financiamiento para asegurar la viabilidad de la compañía en el largo plazo”, manifestó Gabriel de Alba, Director y Socio de Catalyst. “La filosofía de Catalyst es invertir en negocios que podamos construir. Una Pacific sólida jugará un rol clave en los países en los cuales opera, para el beneficio de todos sus grupos de interés. Creemos que podemos hacer grandes contribuciones para reconstruir esa fortaleza”, agregó. (¿Quiénes son los grandes perdedores del proceso?)
     
    Como parte del Financiamiento DIP, la compañía emitió 6.250.000 warrants (derechos convertibles en acciones) a los bonistas que apoyan la transacción y que son convertibles a un precio de ejercicio nominal en acciones ordinarias en el capital reorganizado de la compañía, al completar la transacción de reestructuración.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Petróleo cae por toma de ganancias de operadores luego de tres semanas de avances

    Brent LaterceraEl Brent se negocia a 44,60 dólares por barril. Por su parte, el barril en Estados Unidos cedía 63 centavos, a 43,10 dólares.

    Los precios del petróleo caían el lunes mientras los operadores tomaban ganancias luego de tres semanas al alza y los mercados de combustibles asimilaban la escalada del dólar la semana pasada. 

    El petróleo Brent a tres meses se negociaba a 44,60 dólares por barril, una caída de 51 centavos frente a su último precio de cierre. Entre tanto, el barril en Estados Unidos cedía 63 centavos, a 43,10 dólares.

    Analistas dijeron que la caída en los valores era resultado de una toma de ganancias luego de tres semanas de altos precios. 

    Operadores dijeron que el petróleo cayó por el avance del dólar frente a una canasta de importantes monedas el viernes, ante las expectativas de que Japón extienda su agresiva política de alivio monetario a través de tasas de interés negativas. 

    La firmeza del dólar, la moneda en que cotiza el petróleo, encarece el valor de las importaciones de combustible para países que utilizan otras monedas, afectando potencialmente la demanda. 

    El índice dólar se negociaba con una leve pérdida de 0,2 por ciento el lunes.

    Morgan Stanley dijo que la reciente escalada fue impulsada mayormente por la inversión de fondos de cobertura y que el alza de precios resultante de estos flujos no tenía base en los fundamentos, ya que la producción de la Opep aumentaría mientras que la desaceleración del crecimiento económico, como en los mercados emergentes, podría presionar la demanda petrolera.

    Por su parte, el gobernador de Indonesia en la Opep dijo el lunes que el petróleo a 45 dólares por barril “no era malo” y que no habría urgencia en congelar la producción si el crudo se mantiene en ese nivel.

    Fuente: Portafolio.co

  • Petróleo, en su nivel más bajo desde noviembre; 'stocks' en EU se disparan

    El aumento de la producción y las reservas de petróleo en Estados Unidos, están presionando a la baja el precio del crudo en las últimas sesiones y están debilitando los esfuerzos dirigidos por la OPEP de recortar la producción y apuntalar los precios.
     
    Plataforma ChevronPlataforma ChevronLos precios del petróleo cayeron al final de la jornada tras la publicación de los inventarios de crudo en Estados Unidos que subieron la semana pasada en cinco millones de barriles, un aumento mucho mayor a las estimaciones de los analistas.
     
    En este contexto, el crudo Brent de referencia en Londres bajó 0.51 por ciento, para quedar en 50.64 dólares por barril, su nivel de cierre más bajo desde el 30 de noviembre, el día que la OPEP acordó su histórico acuerdo de reducción de la producción.
     
    En operaciones intradía, el contrato con vencimiento para mayo, tocó un mínimo de sesión de 50.05 dólares por barril.
     
    Por su parte, los futuros del WTI de Estados Unidos en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex) para entrega en mayo, que a partir de hoy se toman como referencia, bajaron 0.41 por ciento, a 48.04 dólares.
     
    Los contratos perdieron posiciones después de conocerse que los inventarios de crudo subieron en 5 millones de barriles y se situaron en los 533.1 millones, según el informe de la Agencia Internacional de Energía (AIE), de tal manera que las existencias de crudo se encuentran en récord histórico para esta época del año.
     
    El total de existencias de crudo y productos refinados en Estados Unidos, incluida la Reserva Estratégica que se redujo en 600 mil barriles hasta los 693.4 millones, bajó en 700.000 barriles hasta los dos mil 033 millones de barriles.
     
    Las importaciones de crudo aumentaron en mil 069 millones de barriles por día en la última semana.
     
    Los inventarios de gasolina, en tanto, retrocedieron en 2.8 millones de barriles, lo que se compara con perspectivas del mercado de un declive de 2.0 millones de barriles.
     
    En tanto, las reservas de destilados, que incluyen combustible para calefacción y diésel, cayeron en 1.9 millones de barriles, frente a previsiones de una baja de 1.4 millones de barriles, dijo la AIE.
     
    Los datos de la AIE estuvieron muy cerca de las cifras publicadas el martes por el Instituto Americano del Petróleo (API) reportó que los inventarios de crudo escalaron en 4.5 millones de barriles, a 533.6 millones de barriles, la semana pasada, un alza mayor que los 2.8 millones de barriles proyectados por analistas.
     
    Las cifras presionaban más a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) para que amplíe recortes de producción más allá de junio.
     
    Fuentes han dicho que la OPEP se inclina a una extensión del acuerdo de reducción de bombeo, pero quiere el respaldo de productores fuera del cártel, incluyendo a Rusia, pese a que dichos países aún no cumplen por completo con los recortes ya existentes.
     
     
     
    Elfinanciero.com.mx
     
  • Rubén Darío Lizarralde, nuevo presidente de Campetrol

    Logo CampetrolEl exministro de Agricultura fue designado en el cargo por la junta directiva de la Cámara de Servicios Petroleros.
     
    Rubén Darío Lizarralde, quien fuera ministro de Agricultura durante la presidencia de Juan Manuel Santos, fue designado como nuevo presidente ejecutivo de la Cámara Colombiana de Servicios Petroleros (Campetrol).
     
    La decisión fue tomada por la junta directiva del gremio que de pasó ratificó a Margarita Villate como directora de Campetrol, cargo que ha ejercido por un lustro.
     
    “El doctor Rubén Darío Lizarralde, cuyas claras habilidades administrativas y gerenciales son conocidas por el público, nos dan la garantía de que bajo su gestión este gremio se consolidará y afrontará los retos que tiene de cara al futuro, continuando con su fortalecimiento que por más de 20 años ha forjado y le ha permitido convertirse en pilar fundamental de la industria de hidrocarburos en el país” aseguró Rose Marie Saab, Presidente de la junta directiva de Campetrol.
     
    Lizarralde señaló, por su parte, que acepta este reto ya que cree "firmemente en que el sector al que representa Campetrol es uno de los pilares fundamentales sobre los cuales se va a soportar el desarrollo económico y social de Colombia".
     
     
    Fuente: Portafolio.co / 
     
     
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  • Se avecinan cambios en la Upme y la ANH

    LogoAnhEmpezó a conocerse el sonajero de candidatos para las presidencias de ambas entidades adscritas al Minminas.
     
    Tanto la presidenta de la Unidad de Planeación Minero Energética, Upme, Ángela Cadena, como el presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Javier Betancourt, tienen en un aprieto al Ministro de Minas y Energía, Tomás González. Ambos presentaron su renuncia ante el Ministro, quien está en la tarea de buscar a los sucesores.
     
    La ingeniera Cadena, que tiene una muy buena imagen entre los empresarios del sector mineroenergético por el alto nivel técnico que le ha dado a la entidad, se retirará para dedicarse a la academia en la Universidad de los Andes.
     
    Entre los candidatos a reemplazarla suenan Jorge Valencia, quien fue Secretario Técnico del Comité Asesor de Comercialización y trabajó en XM y en ISA. También está en el sonajero el director de asuntos económicos del Departamento de Asuntos Económicos del Departamento Nacional de Planeación, Gabriel Piraquive Galeano.
     
    Por otra parte, el presidente de la ANH, Javier Betancourt, presentó su renuncia desde agosto, pero el Ministro le pidió que se quedara un tiempo más para hacer empalme y elegir a su reemplazo.
     
    En el sonajero para este cargo están Jorge Martín Camargo, santandereano que se desempeña en el sector privado, y Julián Pertuz, quien fue contralor delegado para temas de petróleo y gas, y hay un tercer nombre en la lista, que no ha sido confirmado. Los tres candidatos tienen fuertes padrinos políticos del partido Liberal.
     
    Fuentes cercanas a la industria petrolera dijeron a Portafolio que hay preocupación en el sector por la posibilidad de que se llegue a tomar una decisión política y no técnica con respecto a este nombramiento.
     
    “En estos momentos en que hay dificultades en el sector la persona que ocupe el cargo de la presidencia en la ANH deberá tener el más alto perfil, y no solo estar ahí por una recomendación política”, señaló la fuente, que pidió no ser identificada.
     
    Portafolio consultó al Ministro de Minas y Energía sobre el tema, pero no fue posible obtener una declaración de su parte.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
     
     
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  • Shell avanza en rentabilidad gracias a su disciplina en el gasto

    ShellUn poco de desesperación no le vino mal a Royal Dutch Shell PLC. El precio del petróleo Brent ha caído a la mitad en los últimos dos años, lo que ha llevado el flujo de caja operativo de la empresa muy por debajo de lo que normalmente necesita para pagar dividendos a sus accionistas y financiar la exploración de nuevos yacimientos. En tanto, la compra de la compañía británica de gas BG Group PLC, cerrada en febrero, le dejó el tanque lleno de deudas.
     
    Algo tenía que cambiar. Los inversionistas se preparaban para un recorte de dividendos, pero Shell en cambio redujo el gasto en proyectos y vendió negocios de bajo rendimiento. El mes pasado, anunció un plan de capital hasta 2020 que incluye más ventas de activos y un límite al gasto de capital.
     
    En épocas de altos precios del crudo, las grandes petroleras utilizan sus ganancias para expandir sus reservas. El resultado es una caída de la rentabilidad sobre el capital empleado, que en última instancia el mercado castiga reduciendo el valor de sus acciones.
     
    Según Doug Terreson, analista de energía de Evercore ISI, las cinco mayores empresas del sector — Exxon Mobil Corp., Shell, BP PLC, Total SA y Chevron Corp.)— gastaron en la última década US$1,2 billones en inversiones de capital, casi el triple de lo que habían invertido durante la década anterior. En consecuencia, el retorno sobre el capital empleado cayó en 2015 cerca de 70% respecto de 2005.
     
    La severa caída del precio del crudo en 1997 y 1998 había impuesto en el sector un largo período de moderación del gasto y la inversión, lo que elevó los retornos de capital hacia 2005. Entonces comenzó una década de precios mayormente altos, a excepción del breve, aunque pronunciado, descenso en 2008 y el reciente derrumbe. Las grandes petroleras se descuidaron con el gasto, lo cual afectó la rentabilidad y las valoraciones de las acciones.
     
    El compromiso de Shell de priorizar la rentabilidad sobre el crecimiento, que según la empresa va a continuar aún si el precio del crudo aumenta, podría estar marcando un nuevo giro.
     
    Shell Transport and Trading, cuyo nombre previo era Tank Syndicate, comenzó en 1892 a transportar crudo desde Asia Central hacia el Reino Unido. El padre de los dos hermanos fundadores era un importador de conchas marinas para decoración, lo que originó el nombre. Royal Dutch Petroleum, por su parte, se remonta a una operación de perforación en la entonces colonia holandesa de Sumatra que comenzó en 1890. Las dos firmas se fusionaron en 1907 para competir mejor con la estadounidense Standard Oil. (Cuatro años después, esta fue disuelta por la Ley Antimonopolio Sherman en varias empresas, dos de las cuales se convertirían en Exxon y Mobil).
     
    A pesar de operar en conjunto, Royal Dutch y Shell mantuvieron por mucho tiempo identidades corporativas separadas en La Haya y Londres y participaciones de 60% y 40%, respectivamente, por casi un siglo. La compleja estructura no le permitió moverse rápido durante la ola de fusiones desatada por la caída del petróleo de 1998, cuando Exxon se unió con Mobil, BP compró Amoco y Arco, Total se quedó con PetroFina y Elf Aquitaine, y Chevron adquirió Texaco. Hoy en día, Royal Dutch Shell tiene su sede en Holanda pero está incorporada en el Reino Unido. Sus acciones primarias se cotizan en Londres y otras emisiones secundarias en Ámsterdam y Nueva York.
     
    En 2014, Shell ascendió a Ben van Beurden, jefe de refinación, a la presidencia ejecutiva. Van Beurden, de 58 años, lleva más de 30 años en la empresa y a él se le atribuye haber hecho rentable el negocio químico. Se espera que haga lo mismo con la empresa, que tiene retornos crónicamente bajos.
     
    En abril de 2015, con el barril de crudo en alrededor de US$60, Shell anunció una oferta de US$70.000 millones en acciones y efectivo por BG, una compañía de producción escindida de la ex British Gas. La oferta representaba una prima de 50% respecto del precio de BG antes del anuncio.
     
    Previendo el endurecimiento de las regulaciones ambientales, Shell ya había comenzado a reestructurar su producción dándole mayor importancia al gas natural. Al mismo tiempo, había empezado a hacer grandes inversiones en instalaciones para licuar y transportar gas de mercados de bajo costo como Estados Unidos a los de mayor costo. BG agregó 20% a la producción de Shell y 25% a sus reservas totales de energía, incluyendo sus codiciados depósitos submarinos frente la costa de Brasil.
     
    Con esta compra, valorada en US$53.000 millones al cierre, Shell se convirtió en el mayor productor de gas y de gas natural licuado (GNL) del mundo, y en el segundo productor de energía después de Exxon. En un año típico, casi tres cuartas partes de las ganancias de Shell provienen de la producción de energía. Gran parte del resto proviene en su mayor parte de sus refinerías, su cadena mundial de estaciones de servicio, otros productos de consumo, como el aceite de motor Pennzoil, y sus plantas petroquímicas.
     
    Los resultados financieros de 2015 dan una idea de los desafíos que enfrenta Shell. El flujo de caja operativo cayó de US$45.000 millones en 2014 a poco menos de US$30.000 millones. Esto puede parecer mucho, pero solamente el pago de dividendos le cuesta a Shell US$12.000 millones al año, y en 2014 tuvo gastos de capital de más de US$37.000 millones. El año pasado, redujo el gasto de capital a menos de US$30.000 millones, pagó US$2.600 millones de sus dividendos en acciones y vendió activos por US$5.500 millones. El retorno sobre el capital empleado se derrumbó de 7,1% a 1,9%.
     
    Los analistas pueden estar en desacuerdo sobre el verdadero costo de capital de Shell, pero no hay duda de que sus ganancias están consistentemente muy por debajo de ese costo. Por eso es que los inversionistas aplaudieron el mes pasado el anuncio de un plan de crecimiento que más bien se parece a un plan de reducción de tamaño.
     
    Shell dice que entre 2017 y 2020 la inversión de capital de sus dos compañías combinadas totalizará entre US$25.000 millones y US$30.000 millones. Esto representa un recorte de por lo menos 36% respecto de 2014.
     
    Sin embargo, todavía puede hacer más ahorros. Shell espera que para 2018 la adquisición de BG le permita recortar US$4.500 millones de costos anuales, frente a una previsión inicial de US$3.500 millones. Van Beurden afirmó que el nuevo presupuesto es lo suficientemente grande como para financiar la expansión en las áreas donde cree que Shell tiene una ventaja competitiva. Sus prioridades son la perforación en aguas profundas, en particular frente a Brasil y en el Golfo de México, y los productos químicos. La financiación de estas inversiones provendrá de lo que Shell llama sus generadores de efectivo, entre ellos los pozos rentables, las operaciones de GNL, las estaciones de servicio y la minería de arenas bituminosas. Otros negocios, como el esquisto y las energías alternativas, son vistos como futuras oportunidades, lo que sugiere que Shell no piensa poner mucho efectivo allí por ahora.
     
    ¿Qué podría salir mal en este esquema? En primer lugar, que los precios del petróleo permanezcan débiles por varios años más. Al igual que muchas previsiones de analistas, el plan de Shell supone un barril de US$60 para 2018, basado en la reducción de la producción. El Departamento de Energía de EE.UU. estima que la producción en ese país, que en 2015 fue de 9,4 millones de barriles diarios, caerá a 8,6 millones este año y a 8,2 millones en 2017. China redujo también drásticamente su producción.
     
    No obstante, si los precios no suben, Shell podría quedar por debajo de su meta de flujo de caja libre o tener que conformarse con menos dinero al que espera por sus desinversiones. La ponderación del sector energético en el S&P 500 ha caído de 13% en 2008 a 7%. Aun así, Shell tiene más espacio para la autoayuda que sus rivales. Ahora también cuenta con las herramientas y, al parecer, la voluntad de cambio.
     
    Fuente: lat.wsj.com
  • Siete pozos que resolverían el déficit de gas natural del país

    Off ShoreLos proyectos Purple Angel, Gorgon, Kronos, Siluro, Molusco, Brahma y Orca tienen la llave para autoabastecer el consumo.

    Siete pozos con alta prospectividad de gas natural en el Caribe colombiano están en la mira del sector minero energético del país. Esto es debido a que de ellos depende, no solo la autosuficiencia de este combustible, sino de paso las reservas a corto y mediano plazo, además, de las ganancias por su comercialización.

    Los proyectos Purple Angel, Gorgon, Kronos, Siluro, Molusco, Brahma y Orca se ubican en las cuencas mar adentro de Guajira Offshore y Sinú Offshore, y según un estudio del Departamento de Geociencias de la Universidad Nacional, las reservas estimadas para ambas se calculan en 13,12 terapies cúbicos (Tpc) en un escenario optimista y 0,19 Tpc en el menos favorable. 

    La citada investigación, que ha servido de base a la ANH para establecer el potencial de reservas estimadas en hidrocarburos, y a la que tuvo acceso Portafolio, indica además, que en un escenario moderado Guajira Offshore puede ofrecer 0,94 Tpc y Sinú Offshore 0,63 Tpc.

    Cabe recordar que con respecto a las reservas probadas de gas natural del país, la ANH informó en días pasados a través de un comunicado de prensa, “que estas se situaron al cierre del 2016 en 4,02 Tpc, lo cual supone una relación R/P de 11,17 años”.


    “El desafío que tenemos para administrar y aprovechar estas potencialidades que se advierten en el mar Caribe exigen el trabajo articulado y decidido de muchas entidades del Estado y que la ANH está en la obligación de liderar”, señaló su presidente, Orlando Velandia, una vez se conoció la noticia del pozo Gorgon.

    Por su parte Francisco José Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo señaló que “las empresas del sector han mostrado gran interés en mantener y aumentar su actividad costa afuera; y este tipo de descubrimientos contribuyen a hacer más atractivo nuestro país en materia de hidrocarburos”.

    POTENCIAL DE LOS PROYECTOS

    Una vez terminada la fase de perforación del pozo exploratorio Gorgon con posible presencia de gas en aguas ultra profundas en el sur del Caribe colombiano (profundidad entre los 3.675 y los 4.415 metros bajo el nivel del mar) ratifica, como lo indicó el Ministerio de Minas y Energía en su momento, la alta prospectividad hidrocarburífera Costa afuera con la que cuenta el país. 

    El pozo Gorgon, que comparten las petroleras Ecopetrol y Anadarko, forma parte del bloque Purple Angel-1. 

    “Este hallazgo demuestra la confianza de los inversionistas extranjeros en Colombia. Anadarko es reconocida en el mundo por ser especialista en aguas profundas y ha seleccionado al país como uno de sus principales socios. Esta nueva situación nos permitirá garantizar la autosuficiencia gasífera dentro de las próximas décadas” comentó el ministro de Minas y Energía, Germán Arce Zapata.

    El hallazgo de gas de Gorgon que se une a los pozos descubridores Kronos y Purple Angel, los cuales según la cartera minero energética, indican la presencia de importantes recursos en esta cuenca.

    Otro de los pozos que para el segundo semestre también mostrará resultados en cuanto a su potencial de gas es Siluro, cuya operación está compartida entre Ecopetrol y Repsol.
    Ubicado a 45 kilómetros del Cabo de la Vela y 40 kilómetros del Municipio de Manaure, el pozo Siluro según indicó el ministro Arce Zapata dará resultados el próximo mes de junio. “Estamos muy expectantes pues está ubicado en la Cuenca Guajira, una zona en la cual ya hemos hecho importantes hallazgos”, aseguró. 

    El pozo Molusco, cuyo operador es Ecopetrol, y que está en asocio con la empresa india ONGC, solo comenzará su perforación en el 2018.

    “Se está programando los trabajos para establecer cuando se pueden informar resultados del hallazgo, pero por el momento es prematuro hablar de reservas sobre esta operación”, señaló un vocero de Ecopetrol a Portafolio.

    Finalmente, el país también estará esperando resultados en cuanto a potencial de reservas de los pozos Brahma y Orca, cuyo operador es la petrolera brasileña Petrobras, y del que también es socio Ecopetrol.

    “No cabe duda que en el Caribe Colombiano existen grandes yacimientos de gas que están por descubrir, sin embargo hay que ser cautos con sus hallazgos para establecer las verdaderas reservas”, señaló en día pasados a este diario, Orando Segovia Cabrales, presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas). 

     

    Fuente: Portafolio.co

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