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  • ¿Suficiente oferta de gas para Colombia?

    Gas1Gobierno y empresarios buscan alternativas para prever fuentes de suministro para la demanda nacional


    El Gobierno y empresarios del sector minero energético evalúan constantemente la oferta y la cantidad de reservas de los recursos nacionales explotados por empresas nacionales e internacionales en el país, con el objetivo de prever la autosuficiencia nacional, o en dado caso formular ideas de prevención.

    Según Ángela Inés Cadena, Directora General de la UPME, es importante analizar desde ya si en 2022 el sector contará con la cantidad de gas suficiente para que los generadores térmicos puedan respaldar sus compromisos de suministro al Sistema Interconectado Nacional, porque de lo contrario será necesario mirar otras alternativas.

    Para la funcionaria, algunas de las alternativas con las cuales se podría mitigar el impacto podrían ser como por ejemplo la ampliación de la planta de regasificación que se está construyendo en el Caribe colombiano, o la creación de una nueva en otro lugar del territorio nacional.

    Teniendo en cuenta que la demanda de gas no solo se da en el Sector Eléctrico y que según Eduardo Pizano, presidente de NATURGAS, ha incrementado en los últimos años en otros sectores como el residencial, el de movilidad con el gas vehicular, entre otros, los proyectos de exploración continúan para descubrir nuevos yacimientos. Además se concentran los esfuerzos en campos pequeños del país que sumados entre sí podrían constituir un aporte significativo.


    Sin embargo, Amylkar Acosta, ex ministro de Minas y Energía, el sistema no se puede quedar en una zona de confort y debe complementar la eficiencia con la eficacia, preparándose para responder a las demandas y retos del país, en otras palabras, ir más allá de un sistema eficiente.

    De igual manera, debe sumarse a la demanda la exportación que se hace del recurso a países vecinos como Venezuela, frente a lo que Ángela Montoya de ACOLGEN y Alejandro Castañeda de ANDEG están de acuerdo en que el Sector ve con buenos ojos esa actividad porque permite que los inversionistas extranjeros aporten sus capitales para nuevos proyectos de exploración que finalmente benefician al país.

    El problema…

    De acuerdo con Luis Alejandro Camargo Suan, Gerente General de Expertos del Mercado (XM), filial de ISA, la sostenibilidad del sector depende de contar con los recursos necesarios para atender de forma eficiente, limpia, confiable y segura a los usuarios, y armonizar mecanismos de corto y largo plazo que permitan la formación de precios eficientes, promuevan la competencia, ofrezcan liquidez y cuenten con instrumentos de cobertura para una eficiente gestión de los riesgos.

    Desde ya los diferentes actores del Sector Eléctrico colombiano tienen la mirada puesta en los retos que vienen y se están preparando para asumirlos, potenciando la experiencia alcanzada en 20 años de operación después de la puesta en marcha de la Ley Eléctrica que ha brindado seguridad, confiabilidad y eficiencia, garantizando la confiabilidad en el suministro de energía para todos los colombianos.

    El debate de los expertos se generó en el marco del 20 Congreso del Mercado de Energía Mayorista (MEM), celebrado recientemente en la ciudad de Cartagena.


    Fuente: Dinero.com

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  • Cifras récord en volúmenes de venta y en flujo de caja de Pacific

    •  
      El Flujo De Caja Aumentó 33% Comparado Con El Mismo Periodo De 2013.
       
      Las Volúmenes De Venta Se Incrementaron 32% Comparados Con El Tercer Trimestre De 2013
       
      La Producción Neta Creció Un 13% En Comparación Con El Mismo Periodo Del Año Pasado. La Producción Bruta Aumentó Un 10% Comparada Con El Tercer Trimestre De 2013
       
      Pacific Reportó Ingresos Por $4.000 Millones De Dólares En Los Primeros Nueve Meses De 2014.
       
    • Pacific RubialesPacific Rubiales anunció los resultados del tercer trimestre de 2014, reportando cifras récord en volúmenes de venta y en el flujo de caja (flujo de fondos procedentes de operaciones).
     
    Según el CEO de la compañía, Ronald Pantin: "A pesar del débil entorno de precios de los commodities y las difíciles condiciones para operar durante el trimestre, nuestro foco en crecimiento y excelencia operacional nos permitió, una vez más, entregar resultados sólidos".
     
    El flujo de caja (flujo de fondos procedentes de operaciones) alcanzó la cifra récord de $606 millones de dólares en el trimestre, un incremento del 33% comparado con el mismo periodo de 2013, y de 14% con respecto al periodo anterior, y sumó $1.600 millones de dólares en los primeros nueve meses del año.
     
    De la misma manera, los volúmenes de venta alcanzaron la cifra récord de 164 mil barriles de petróleo equivalente por día (Mbpe/d), representando un aumento del 32% en comparación con el mismo periodo de 2013, y del 6% con el periodo anterior.
     
    Los ingresos para el trimestre fueron de $1.300 millones de dólares, un incremento del 20% comparado con el mismo periodo del año pasado, y ascendieron a la cifra récord de $4.000 millones de dólares en los primeros nueve meses de 2014. 
     
    El EBITDA ajustado del trimestre fue de $635 millones de dólares, un aumento del 4% comparado con el tercer trimestre de 2013, y representando un margen del 48% sobre los ingresos totales del período. Para los primeros nueve meses del año, el EBITDA ajustado fue de $2.100 millones de dólares, representando un margen del 52% sobre los ingresos totales del periodo.
     
    La producción neta de 145 Mbpe/d durante el trimestre significó un crecimiento del 13% comparado con el mismo periodo del 2013. Por su parte, la producción bruta (antes de regalías) para el trimestre fue de 174 Mbpe/d, un incremento del 10% comparado con el mismo periodo del año pasado.
     
    Tanto el netback operativo combinado del trimestre de $55,08 bpe como el del año corrido a septiembre de $60,44/bpe, se mantuvieron fuertes, a pesar de la reducción de $7,68/bpe registrada respecto al trimestre inmediatamente anterior, la cual es directamente atribuible a la caída de los precios internaciones del petróleo.  
     
    Con respecto a la campaña en los bloques CPE-6 y Rio Ariari, el CEO de la compañía afirmó: "Actualmente la compañía cuenta con siete pozos en CPE-6 produciendo 1.000 barriles por día (bbl/d), y tres pozos en Rio Ariari produciendo aproximadamente 550 bbl/d".
     
    En este momento campo Rubiales representa un porcentaje menor de la producción de la compañía, contribuyendo con el 40% a la producción neta en el tercer trimestre de 2014, disminuyendo de 56% y 59% en el mismo periodo de 2013 y 2012, respectivamente. Sin embargo, es importante anotar que la producción del campo se vio impactada este año por la limitada capacidad de disposición de agua.
     
    En consecuencia, se espera aumentar la capacidad una vez se reciban las aprobaciones finales para iniciar la operación del proyecto Agrocascada, que permitirá disponer una mayor cantidad de agua y significará un aumento en la producción total del campo de aproximadamente 20.000 bbl/d.
     
    Adicionalmente, Pacific le ha hecho una propuesta formal a Ecopetrol y al gobierno colombiano para aplicar la tecnología de recobro mejorado (STAR) en el campo, a cambio de un nuevo contrato que se extienda más allá de 2016. "Creemos que esta propuesta representa un beneficio neto sustancial para todos los stakeholders y socios en campo Rubiales", declaró el CEO de Pacific.
     
    La compañía redujo de $2.500 a $2.300 millones de dólares sus expectativas de gastos de capital en exploración y producción para el año, con el fin de compensar la producción que se encuentra en el rango bajo de la meta establecida para 2014 y la disminución de los precios internacionales del petróleo en el segundo semestre.
     
    Por otro lado, la junta directiva del Banco Mundial aprobó que la International Finance Corporation (IFC) adquiriera el 43% de participación en Pacific Midstream por un total de $320 millones de dólares. Se espera terminar la transacción este mes.
     
    Igualmente, durante el trimestre se emitieron exitosamente $750 millones de dólares de nuevos bonos senior, y se inició una oferta de intercambio de los bonos con vencimiento en el 2021 por los nuevos bonos con vencimiento en 2025, oferta que se cerró a comienzos de octubre. A través de estas transacciones la compañía podrá pagar sus obligaciones a corto plazo, reducir las tasas de interés y extender el vencimiento de la deuda a largo plazo.
     
    "Mirando hacia el futuro, continuaremos buscando oportunidades de crecimiento y de diversificación centrados en Latinoamérica. En octubre de este año nos convertimos en una de las primeras compañías productoras de petróleo y gas independientes en firmar un acuerdo con Pemex tras la reforma energética integral aprobada en México. Esperamos que ese país sea un importante motor de crecimiento futuro de la compañía al tiempo que continuamos construyendo la empresa independiente líder de petróleo y gas en Latinomaérica", concluyó Pantin.
     
     
     
     
  • Compañías petroleras piden poner precio a carbono

    Emisiones Co2En un hecho impensable hace unos años, las mayores compañías de gas y petróleo pidieron a Naciones Unidas impulsar un acuerdo para poner valor al principal gas de efecto invernadero.

    BG Group, BP, Eni, Royal Dutch Shell, Statoil y Total, consideradas las mayores empresas de hidrocarburos a nivel global, enviaron una carta conjunta a la Secretaría Ejecutiva Convención Marco de la ONU sobre Cambio Climático pidiendo que se introduzca un precio al carbono en la economía global.
     
    La noticia era impensable hace unos años cuando muchos líderes del sector de hidrocarburos eran el principal obstáculo para lograr un acuerdo climático. De hecho, en el pasado algunas de las compañías petroleras fueron señaladas de difundir información falsa sobre el cambio climático, financiar investigaciones fraudulentas y sabotear los intentos de llegar a un acuerdo climático global. La carta no significa que sigan siendo un actor en contra de muchas de las medidas, pero al menos dan una señal positiva y tácitamente aceptan el problema global.
     
    Las seis compañías han pedido “introducir un sistema de precios de carbono y crear un marco político claro, estable y ambicioso que eventualmente permita conectar los sistemas nacionales”. El anuncio ocurre seis meses antes de que se reúnan en París delegados de 192 naciones para intentar una vez más pactar un acuerdo para frenar el cambio climático.
     
    Para las seis compañías un acuerdo en este sentido reduciría la incertidumbre económica y sería una de las vías más costo efectivas para reducir las emisiones de carbono a nivel global.
     
    Christiana Figueres, Secretaria Ejecutiva de la Convención Marco de la ONU sobre Cambio Climático comentó que que las industrias del petróleo y el gas deben estar entre las grandes soluciones al cambio climático utilizando su poder y conocimiento para reducir las emisiones más rápidamente.
     
    Entretanto, el presidente del Banco Mundial, Jim Yong Kim emitió una declaración respondiendo a la carta: “Doy la bienvenida a la llamada hoy para un precio del carbono hecho por seis de las empresas de petróleo y gas más importantes del mundo. Este es un paso importante en los esfuerzos globales para conducir a la economía mundial hacia un futuro bajo en carbono, resistente y con menores riesgos climáticos”.
     
    Poner un precio al carbono ha sido visto como una solución que obligaría a los mayores consumidores de combustibles fósiles a pagar por su mayor contribución al problema al mismo tiempo que se reduciría el estímulo a la demanda. Pero hasta ahora no ha sido fácil traducir este deseo en una realidad.
     
    Esta es la carta completa enviada por las compañías:
     
    El cambio climático es uno de los grandes desafíos de nuestro tiempo. Nosotros, grandes empresas petrolíferas y de gas, reconocemos la importancia de este desafío y de la energía para el bienestar de las poblaciones mundiales. Reconocemos que la tendencia actual de la emisiones de gas de efecto invernadero es superior de lo que el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC, por sus siglas en inglés) dice que necesita limitarse por debajo de 2 grados centígrados con respecto a la era pre-industrial. El reto es cómo responder a una demanda creciente de energía que sea menos emisora de CO2. Estamos listos para poner de nuestra parte.
     
    Nuestras empresas ya han llevado a cabo una serie de acciones para contribuir a limitar las emisiones: aumentar la parte de gas de nuestras producciones, mejorar la eficiencia energética de nuestras operaciones y nuestros productos, desarrollar la producción de energías renovables, invertir en la captura y almacenamiento de CO2 y explorar nuevas tecnologías y nuevos modelos de negocios bajos en carbono. Estas acciones son una parte clave de nuestra misión de proveer el acceso a una energía sostenible y segura al mayor número de personas.    
     
    Para ir más allá todavía, necesitamos que los estados de todo el mundo nos proporcionen marcos reglamentarios transparentes, estables, ambiciosos y de larga duración. Esto reduciría las incertidumbres y ayudaría a estimular tanto las inversiones en tecnologías bajas en carbono apropiadas como los recursos más pertinentes a un ritmo adecuado.
     
    Pensamos que el precio del carbono debe ser un elemento clave de estos marcos reglamentarios. Actuando sobre el precio del carbono, los gobiernos disuadirían las opciones fuertemente emisoras y al contrario animarían opciones más eficaces para disminuir las emisiones de CO2 en todo el mundo, sobre todo la reducción de la demanda de las energías fósiles, la mejora de la eficiencia energética, la substitución del carbón por el gas natural, el aumento de inversiones en la captura y almacenamiento de carbono, las energías renovables, los edificios y redes inteligentes, el acceso a la energía desconectada de la red, los vehículos limpios así como nuevos modelos de negocio y comportamientos en materia de movilidad.
     
    Nuestras empresas ya están sometidas a una tarificación de emisiones ya que operan en los mercados de carbono existentes y aplican internamente los precios del CO2 a sus propias actividades para determinar si sus inversiones son viables en un mundo donde las emisiones de carbono serán más caras.
     
    Aún así, nuestros esfuerzos, sean los que sean, para instaurar una tarificación del carbono no serían suficientes o comercialmente sostenibles sin una acción de los estados apuntando a la introducción en todo el mundo de sistemas de tarificación y la vinculación entre sí de los diferentes sistemas nacionales. Algunos países todavía no han dado ese paso, generando un desequilibrio que es a su vez un factor de incertidumbre sobre las inversiones y disparidades en el impacto de las políticas sobre la economía.
     
    Esta es la razón por la cual llamamos a los estados, principalmente de cara a las negociaciones de la COP 21 en París, y después de esa fecha, a:
     
    • instalar sistemas de tarificación de carbono donde todavía no existan a nivel nacional o regional; y
    • crear un marco internacional capaz de armonizar estos sistemas.
     
    Para contribuir a la realización de estos objetivos, nuestras empresas desearían empezar un intercambio directo con las Naciones Unidas y los estados dispuestos a comprometerse.Tenemos interés es este ámbito y podemos contribuir a crear e implementar un enfoque viable para la tarificación del carbono, incluyendo:
     
    1. Experiencia: hace más de un siglo que abastecemos de energía al mundo. Nuestras empresas cubren el planeta entero, conocen perfectamente la gestión de grandes proyectos, los riesgos de todo tipo y tienen experiencia en comercio y logística. Como nosotros somos ya usuarios de sistemas de tarificación de carbono alrededor del mundo, el intercambio de información a escala internacional puede ayudar a identificar las mejores soluciones.
     
    2. Motivación: queremos ser parte de la solución y proveer energía a la sociedad de manera sostenible durante las próximas décadas. Como nuestros homólogos de otros sectores industriales, jugaremos un papel clave en la puesta en marcha de medidas y el despliegue de tecnología que conducirá a un mundo con menores emisiones de carbono. Estos modelos de actividad y estas soluciones serán frágiles hasta que no alcancen su talla crítica, pero con la armonización de diferentes sistemas de tarificación alrededor del mundo, las incertidumbres se reducirán y estas soluciones empezarán a crear valor para la economía más rápidamente.
     
    3. Pragmatismo: estamos convencidos de que nuestra presencia puede ser valiosa para definir un acercamiento a una tarificación del carbono práctica y factible a la vez que ambiciosa, eficaz y eficiente.
     
    4. Un foro de discusión: nuestras empresas y otras ya se han reunido auspiciadas por el Foro Económico Mundial para formar la Oil & Gas Climate Initiative, o son miembros de la Asociación Internacional para el Intercambio de Derechos de Emisión o de las iniciativas de Tarificación de Carbono del Banco Mundial o el Pacto Mundial de la ONU. Pensamos que estos foros podrían proveer un terreno adecuado para un diálogo público-privado sobre la mejor manera de atribuir un precio al carbono en la producción de energía.
     
    Desde un punto de vista práctico, nosotros, directores generales y nuestros colaboradores más cercanos, nos esforzaremos en compartir convicciones sobre el papel del precio del carbono en diferentes marcos importantes:
     
    • en nuestros encuentros con ministros y representantes del Ejecutivo,
    • en conferencias en las que participamos o intervenimos,
    • en encuentros con los inversores,
    • en encuentros con otras partes interesadas tales como socios, proveedores y profesionales de la educación superior y la investigación, y
    • en el marco de reuniones destinadas a la dirección y a los colaboradores de nuestras propias empresas.
     
    El precio del carbono comportará naturalmente un sobrecoste para nuestras operaciones y nuestros productos, pero los marcos reglamentarios en todo el mundo darán a nuestras empresas y a sus numerosas partes interesadas una visibilidad clara para sus futuras inversiones y un rol bien definido para construir un futuro más sostenible.
     
    Somos conscientes de que el desafío es a largo plazo y sabemos que supone una transformación del sector de la energía. Desde hace numerosas décadas ya, nuestra industria ha sido innovadora y se sitúa en la primeras línea del cambio. Estamos seguros de que sabremos construir esta trayectoria de innovación para responder a los retos del futuro.
     
    Cada uno de nosotros enviará personalmente una copia de la presente (carta) a sus principales contactos, entre ellos, inversores, poderes públicos, sociedad civil y sus propios colaboradores.
     
    Firmantes:
     
    BG Group plc - Sr. Helge Lund
    BP plc - Sr. Bob Dudley
    Eni S.p.A. - Sr. Claudio Descalzi
    Royal Dutch Shell plc - Sr. Ben van Beurden
    Statoil ASA - Sr. Eldar Saetre
    Total S.A. - Sr. Patrick Pouyanné


    Fuente: Elespectador.com

  • Petroleras se reacomodan en el Llano

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Elespectador.com

  • SOS de la industria petrolera al Gobierno

    La industria petrolera colombiana está atravesando una de las peores crisis por la grave coyuntura actual.
     
    Fransisco Lloreda

    El presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo habla sobre la grave crisis del sector.

     
    El exministro Francisco Lloreda preside actualmente la Asociación Colombiana del Petróleo, que agrupa a las 50 compañías petroleras que operan en el país. Lloreda lanza un dramático SOS al Gobierno para que no castigue tributariamente a la industria, y propone emprender ya la explotación de yacimientos con sistemas no convencionales y en el mar.
     
    Lloreda fue ministro de Educación del expresidente Andrés Pastrana y consejero de seguridad del presidente Santos. Se educó en Oxford.
     
    “El impacto de la decisión de la Opep –mantener la producción de petróleo a pesar de la baja del precio del barril– es negativo para el país y para la industria. Abrirá un hueco en las finanzas, ya que cada dólar que baje el barril equivale a 300.000 millones de pesos menos que le ingresan al Estado en un año, descontado el efecto positivo de un dólar alto. La decisión de la Opep obliga a las empresas a ajustar sus costos y a ser más selectivas en la inversión”, dice Lloreda.
     
    ¿Cómo son esas cuentas?
     
    El marco fiscal de mediano plazo se definió sobre un precio por barril de 98 dólares promedio. Si el promedio del precio del barril durante un año fuera de 70 dólares, los 28 dólares menos en el precio significarían 300.000 millones de pesos, es decir, un hueco de alrededor de 8,4 billones de pesos. Nuestra preocupación son tres factores perversos: precios bajos, costos altos de operación y más impuestos.
     
    ¿Costos de operación altos por la inseguridad?
     
    Operar es costoso por tres razones: demoras en licenciamiento ambiental, por seguridad, pese a que los atentados han disminuido; por las consultas previas prolongadas que frenan las operaciones, y por los bloqueos.
     
    ¿Bloqueos de las comunidades?
     
    Hay bloqueos propiciados por las comunidades, pero cada día son más las vías de hecho que tienen detrás a personas o grupos con intereses particulares. Una industria del chantaje.
     
    ¿De chantaje en qué sentido?
     
    Que la empresa contrate con alguien en particular el transporte, que contrate laboralmente a unos, o que pague una obra que le corresponde al Estado.
     
    ¿Qué tiene de malo que pidan una obra pública?
     
    Lo malo no es que lo pidan sino que se apele a las vías de hecho, y que pretendan que la industria reemplace al Estado. En el 2013, además de 8 billones de pesos en regalías, invirtió 35 billones en bienes y servicios, 700.000 millones en proyectos sociales, 300.000 millones de pesos en vías y en 120.000 empleos. Sin contar 24 billones de pesos para el Gobierno central.
     
    ¿La producción en yacimientos no convencionales utilizando ‘fracking’ le permitirá a EE. UU. ser autosuficiente?
     
    Ya le permitió ser autosuficiente en gas. Ahora aspira a serlo con el petróleo. Es lo que la Opep quiere impedir con precios bajos, pues el fracking es más costoso. La apuesta es a que no les sea rentable producir y que no lleguen a ser autosuficientes.
     
    ¿Esa es la causa primordial del desplome del precio?
     
    En parte. Lo que no quieren es que otros países se vuelvan productores importantes. México, con los cambios en materia regulatoria, le está apostando a incrementar de nuevo su producción. Algo similar ocurre con Perú, Brasil y Colombia. Es potencialmente interesante en no convencionales, además de costa afuera.
     
    ¿En qué estado nos encontramos en Colombia en materia de exploración?
     
    Se ha avanzado, pero debemos hacer más. Las reservas de petróleo son muy precarias, 2.450 millones de barriles; a millón de barriles día, alcanza para 6,6 años. De ahí, la urgencia de explorar más. Este año vamos a perforar 110 pozos, cifra interesante, pero aún baja. Necesitamos 200 o 230 al año.
     
    ¿Cuánto tendríamos de reservas no convencionales?
     
    Entre 3.000 y 10.000 millones de barriles.
     
    ¿Qué son yacimientos convencionales, en lenguaje sencillo?
     
    Cuando el petróleo o el gas está concentrado en un sitio. Un hidrocarburo que se acumuló ahí durante millones de años. Digo que se acumuló porque no se originó ahí, se originó a más profundidad, donde está la roca generadora. Como esa roca era porosa logró migrar hacia arriba y poco a poco se fue acomodando en un sitio.
     
    ¿Y los no convencionales?
     
    Es ir directamente a la roca, que al no ser porosa no facilitó que el petróleo o el gas saliera. Para sacarlo se estimula la roca, pues el hidrocarburo está atrapado.
     
    ¿Cuántos campos de exploración hay hoy en no convencionales?
     
    Siete bloques.
     
    ¿Ya hay actividad exploratoria en no convencionales?
     
    No. El Gobierno ya elaboró los términos de referencia en lo técnico y lo ambiental para la labor exploratoria. Algunas empresas están empezando el trámite de licencia ambiental. La perspectiva es realizar pozos exploratorios entre 3 y 4 años.
     
    ¿Qué quiere decir eso?
     
    Vamos a verificar si contamos con el potencial.
     
    Hay quienes han pedido una moratoria…
     
    Así es, y es absurdo. Más, cuando lo que se va a realizar es actividad exploratoria, que en el mejor de los casos nos llevará a perforar 20 pozos. En Estados Unidos se perforan 30.000 al año. Y a decir verdad, Colombia ya estuvo en moratoria pues los primeros bloques se asignaron en el 2012 y hasta ahora tenemos términos de referencia. Fueron dos años donde el Gobierno hizo la tarea, con asesoría de expertos internacionales.
     
    Un ejemplo de un campo no convencional en Estados Unidos…
     
    Eagle Ford, en Texas, un millón de barriles día. Igual a la producción de Colombia.
     
    ¿Entonces, el futuro de Colombia está en los no convencionales?
     
    Colombia necesita de los no convencionales e incrementar el recobro en los campos existentes, buscar más petróleo en convencionales y en costa afuera.
     
    ¿Si la explotación en no convencional resulta exitosa, será nuestra salvación?
     
    En no convencionales puede estar parte de la solución al problema de reservas.
     
    ¿Cuándo podría comenzar la exploración de no convencionales?
     
    Depende de lo que tarde la autoridad ambiental en otorgar licencias.
     
    ¿Y si en la exploración de uno convencional se encuentra un no convencional?
     
    Freno de mano. Revisar el contrato con la ANH (Agencia Nacional de Hidrocarburos) y pedir licencia. El lío es que ese proceso puede tardar mucho tiempo y hay yacimientos mixtos. La normatividad colombiana es un poco rígida.
     
    ¿Qué pasa si no incrementamos las reservas?
     
    Sería imposible sostener una producción de un millón de barriles al día, nos veríamos abocados a volver a importar petróleo, y seguramente estaríamos en unos años en una crisis fiscal sin precedentes.
     
    ¿Por qué considera la reforma tributaria “inequitativa”?
     
    En momentos en que los precios del petróleo se han desplomado y operar es difícil y costoso, llega una propuesta de reforma tributaria que además golpea a la industria petrolera de manera desproporcionada. Al paso que vamos terminará pagando el 20 por ciento de la reforma, 2,6 billones de pesos al año, el costo de una campaña exploratoria al año.
     
    ¿Pero qué artículo de la reforma grava la industria petrolera?
     
    Toda la reforma. No es deliberado del Gobierno lastimar a la industria petrolera, y es consciente de su importancia, pero el hecho real es que esta industria va a terminar siendo particularmente golpeada, entre otros, por el impuesto a la riqueza, el Cree y el cuatro por mil, que afecta en especial a los distribuidores mayoristas.
     
    ¿Pero de qué manera?
     
    La exploración requiere inversiones muy altas. Un pozo cuesta entre 6 y 10 millones de dólares, y si es costa afuera, entre 100 y 200 millones de dólares. La probabilidad de que un pozo exploratorio termine siendo productor es de entre el 0 y el 20 por ciento. Es decir, un 80 por ciento de esa inversión no va a ser productiva, no va a generar riqueza, pero va a pagar un impuesto a la riqueza. En el caso del Cree, la tarifa de 9 puntos es onerosa; las empresas tendrán que pagar impuestos en vez de invertir en exploración y en producción.
     
    Una de las solicitudes que le hemos hecho al Gobierno es que no grave los activos en período improductivo. No se acepta.
     
    ¿Con qué argumentos?
     
    Temen que se abra un boquete en otros sectores, que en periodos improductivos terminen pasando por activos los que no lo son. En el caso de la industria petrolera es muy fácil determinarlos y cuantificarlos.
     
    ¿Cuánto paga hoy la industria petrolera en impuestos?
     
    Por cada dólar que le ingresa, 70 por ciento va para el Estado. No creo que exista una industria más gravada. Con la reforma llegaría a 75 por ciento.
     
    ¿Por qué dice que con la reforma Colombia puede perder competitividad?
     
    Porque es la verdad. No solo porque un government take del 75 por ciento es alto, sino porque la sumatoria de renta y Cree llegaría hasta el 43 por ciento. En México es el 30 por ciento; en Perú, 26 por ciento; en Brasil, 35 por ciento; en Estados Unidos, entre 15 y 35 por ciento, y en Canadá, 15 por ciento.
     
    ¿El riesgo es que los inversionistas emigren hacia allá?
     
    Ya está pasando. En la medida en que México abre sus puertas, Colombia las cierra. Si esa reforma tributaria se aprueba, Colombia perdería competitividad en la región, dejaría de ser atractiva para muchas empresas. Sobre eso no tengamos duda alguna. La reforma tributaria impacta de manera severa el desarrollo del petróleo.
     
    ¿Pero no le parece justo que las empresas que explotan nuestro petróleo y que se lo llevan paguen por lo que ganan?
     
    Como le dije, de cada peso que le ingresa a la industria, el 70 por ciento va para el Estado. El verdadero dueño de ese petróleo es el Estado. La idea de unos extranjeros explotadores que llegan y se llevan todo es una falacia.
     
    El Presidente ha dicho que la reforma lucha para combatir la desigualdad…
     
    La industria está en total acuerdo con los tres pilares del Gobierno. Tan es así que el desarrollo económico y social del país en los últimos años se ha dado en gran parte gracias a esta industria. En lo que disentimos con Hacienda es en que por captar unos recursos de corto plazo, que se necesitan, se pueda poner en riesgo la sostenibilidad fiscal en el mediano y largo plazos, porque si no exploramos ahora, nos fregamos. La intención del Gobierno, con el que tenemos una excelente relación de trabajo, no es esa, pero es el riesgo. Mal haríamos si desde la industria no lo advertimos a tiempo.
     
    ¿Qué propone la industria?
     
    El mejor negocio fiscal es apostarle a la industria petrolera. Por cada 100.000 barriles diarios, el Estado recibe 3 billones de pesos. Es decir, si a esta industria le va bien, le va bien al país. Si le va mal, le va mal al país; lo estamos viendo. Y en especial, a los colombianos, porque peso que no produzca esta industria se convierte en impuestos.
     
    Las exigencias al Ministro de Trabajo
    Escuché que hay problemas con el Ministerio de Trabajo...
     
    No. El Ministerio desea organizar la intermediación laboral en las regiones, y estamos de acuerdo. Para ello impulsa el servicio público de empleo. Donde tenemos algunas diferencias es en que a esta industria se le exijan condiciones que a ningún otro sector se le piden, como porcentajes de contratación de mano de obra calificada y no calificada. Lo anterior, pese al compromiso de la industria petrolera con el empleo local. El 97 por ciento de la mano de obra no calificada es local, y el 53 por ciento de la mano de obra calificada. Y tuvimos unas diferencias en la implementación, porque cada región es distinta. Hay regiones donde hay más mano de obra calificada; en otras no. La búsqueda en espiral en los municipios circundantes es compleja, pues no existen sistemas de información y se retrasan las operaciones. Pero estamos de acuerdo en organizar la intermediación laboral en cabeza del Estado.
     
    YAMID AMAT
    Especial para EL TIEMPO
  • ¡Adiós al boom petrolero!

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

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

    Que el petróleo vuelva a caer de precio o alzas en tasas de la FED mayores a las esperadas, principales temores.
     
    Mansarovar EnerguySi bien el derrumbe de los precios del petróleo llevó a que el país dependiera menos del oro negro (pasó de representar 53% de las exportaciones totales en 2014 a 33% en 2016), la posibilidad de que su valor vuelva a caer sigue siendo la peor amenaza para la economía colombiana.
     
    Aunque entidades como la Agencia de Energía de Estados Unidos pronostican que los precios promedio estarían este año en US$53 por barril de Brent y en US$52 para el WTI, hay factores que podrían provocar una nueva baja como, por ejemplo, una mayor producción global, empujada por una recuperación de los productores no convencionales de Estados Unidos.
     
    Igualmente, en ese país está la segunda mayor preocupación para la economía nacional y es la posibilidad de que la Reserva Federal (FED) suba sus tasas de interés más rápido de lo previsto o en una mayor proporción a la esperada. Se estima que este año habría tres incrementos originados en la inflación provocada por las políticas prometidas por Trump (reducir impuestos e invertir en infraestructura). Además, si llega a desatar una guerra comercial con China, los importados se encarecerían demasiado, aumentando el costo de vida y llevando a la FED a subir más sus tasas.
     
    Peligros globales 
     
    Los analistas de Goldman Sachs son optimistas con respecto al desempeño de la economía global en 2017, pues consideran que las condiciones financieras mejoraron en muchos mercados al cierre del año pasado, lo que da pie a un mayor crecimiento. No obstante, en un informe publicado por Business Insider, advierten que su positivismo se puede ver opacado por tres amenazas particulares:
     
    1. El proteccionismo comercial. Está asociado con el ascenso de Donald Trump como nuevo presidente de Estados Unidos. Se sabe que busca fomentar la producción local a costa de la internacional.
     
    2. La política europea. Aunque la economía del Viejo Continente ha venido mejorando, aún tiene graves problemas en los mercados laborales. Esto puede traer complicaciones, si se tiene en cuenta que se esperan ocho elecciones este año, en las cuales es probable que ganen los candidatos populistas.
     
    3. China. Este país registra un rápido crecimiento de su deuda total y como porcentaje del PIB, lo que podría espantar los flujos de capital que van a Asia y a todos los emergentes.
     
    ¿Cuál será la principal amenaza para la economía colombiana en 2017?
     
    1. Que se vuelva a debilitar el precio del petróleo.
     
    2. Un incremento acelerado de las tasas de interés en Estados Unidos (que suban más de 75 p.b. en el año).
     
    3. Que Trump cumpla sus promesas de campaña en materia de comercio exterior.
     
    4. Que no arranquen las obras de 4G.
     
    5. Una crisis financiera en China. 
     
    6. Que suba el desempleo y se afecte el consumo. 
     
    7. Que no repunte la inversión en Colombia. 
     
    8. Inestabilidad financiera en la Zona Euro.
     
    9. Que se paralice el crédito.
     
    10. Que no suban las exportaciones. 
     
    11. Que empeore la situación de Venezuela. 
     
    Dinero.com
  • ¿Cómo atraer más inversión petrolera?

    Petroleo SuministroLos próximos días serán cruciales para definir el rumbo del sector petrolero de Colombia, que afronta una compleja situación por los atentados a su infraestructura, la disminución en la producción y la protesta de algunas comunidades en varias regiones productoras. 
     
    El próximo 23 de julio se sabrá cuáles empresas nacionales o extranjeras están dispuestas a realizar millonarias inversiones para encontrar más crudo, un recurso que se está agotando y que alcanza para menos de siete años.
     
    Las compañías interesadas destaparán sus cartas en la ‘Ronda Colombia 2014’, un plan de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en el que se subastarán 95 bloques o áreas, ubicadas en las costas Atlántica y Pacífica, los Llanos Orientales y el departamento del Putumayo, entre otros. 
     
    El gobierno espera el ingreso o fortalecimiento de grandes jugadores dispuestos a desembolsar 2.600 millones de dólares para explorar nuevos pozos. Pero solo ese día se sabrá qué tan alto es el interés de las multinacionales y si están dispuestas a meterse de lleno a buscar crudo en otras fronteras que no han sido suficientemente explotadas, como los yacimientos costa afuera (off shore) y los no convencionales, hidrocarburos que por estar a una mayor profundidad son más difíciles y costosos de extraer. 
     
    Hasta el momento cerca de 40 empresas presentaron documentación para participar en la subasta de esos bloques. Entre ellas están las estadounidenses Shell, Exxon, Crevron y Anadarko; las canadienses Talisman, Canacol y Meta Petroleum (subordinada de Pacific Rubiales); la española Repsol, la noruega Statoil, la brasileña Petrobras, la francesa Total, y Ecopetrol, entre otras.

     


    El director de la ANH, Javier Betancourt, es optimista frente a los resultados de la subasta porque Colombia es uno de los países más atractivos de América Latina para invertir en el sector. Un estudio de la consultora Arthur D. Little destaca las buenas condiciones fiscales y contractuales que ofrece el país para las compañías petroleras. 

    Además, si bien en Colombia no se han hecho grandes descubrimientos de hidrocarburos en las últimas dos décadas, hay un gran potencial para ser explotado. La Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) señala que en no convencionales se podría multiplicar por seis las reservas, en off shore por tres y en campos maduros se podrían duplicar sus recursos. Las reservas del país llegan hoy a los 2.447 millones de barriles.
     
    Sin embargo, el panorama para esta industria  se ha oscurecido en los últimos meses por una seguidilla de hechos que podrían tener un impacto en la Ronda Colombia. Es el caso de los atentados a la infraestructura petrolera. Un informe de la comisionista Acciones y Valores señala que en lo corrido del año se han registrado 64 ataques – Caño Limón estuvo paralizado más de dos meses–.
     
    Por estos atentados la producción está en retroceso. Luego de que el país superó la barrera del millón de barriles diarios el año pasado, en los últimos meses bajó a 964.000. Ecopetrol, que responde por el 65 por ciento de la producción, es la más afectada, lo que se ha traducido en una fuerte caída en el precio de su acción.
     
    En lo que va corrido del año el valor del título de la compañía ha descendido en cerca de 15 por ciento –el jueves pasado llegó a 3.160 pesos, el nivel más bajo de los últimos cuatro años–. Otros hechos que han incidido en ese comportamiento negativo son las bajas expectativas frente a los próximos resultados financieros de la compañía y los crecientes rumores sobre el cambio de su presidente, Javier Gutiérrez.
     
    Pero la situación también se ha complicado por las demoras en el otorgamiento de las licencias ambientales y por las protestas de algunas comunidades que están en contra de actividades exploratorias en sus regiones.
     
    “Colombia tiene que superar los cuellos de botella que no le permiten aumentar sus niveles de producción. Pero estamos a tiempo para tomar las medidas que se necesitan y evitar perder competitividad frente a países como Argentina, Brasil o México que están haciendo grandes esfuerzos para buscar petróleo y atraer inversión”, dice el presidente de la ACP, Alejandro Martínez.
     
    El país no puede correr el riesgo de dejarse coger ventaja de estos problemas porque buena parte de sus ingresos dependen del sector petrolero. Para dimensionar el impacto del crudo en la economía basta decir que el 55 por ciento de las exportaciones totales son hidrocarburos, que al sector llega el 35 por ciento de toda la inversión extranjera que ingresa al país y que entre dividendos, regalías e impuestos, la Nación recibe anualmente cerca de 34 billones de pesos, una tercera parte de sus ingresos totales. 
     
    La preocupación por el tema llevó al ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta, a convocar a todos los sectores involucrados para encontrarles salidas a estos cuellos de botella que frenan al sector.

    El rival azteca

     
    Pero la Ronda Colombia no solo debe enfrentar problemas internos sino también a un competidor de peso pesado. Se trata de México, país que por primera vez en 76 años abre sus puertas al capital privado, nacional y extranjero, y acaba con el monopolio de Pemex.
     
    La nacionalización del petróleo fue un motivo de orgullo para los mexicanos que la esgrimían como una bandera de su soberanía. En 1938 el  presidente Lázaro Cárdenas expulsó a 17 multinacionales y creó la estatal Pemex, que durante casi ocho décadas mantuvo el control de la exploración y explotación del crudo. Pero esa hegemonía se acabó cuando el actual presidente Enrique Peña Nieto, del Partido Revolucionario Institucional (PRI), presentó la reforma energética, catalogada por los analistas como la propuesta más revolucionaria del gobierno en 80 años. Actualmente el Congreso mexicano discute más de 20 leyes que le darán viabilidad a la reforma. 
     
    En los próximos meses el país azteca realizará la Ronda Uno en la que las empresas nacionales y extranjeras podrán ofertar por los campos en los que estén interesados. México, al igual que Colombia, está en la afanosa búsqueda de más petróleo ya que sus reservas de 10,5 millones de barriles solo alcanzan para seis años. La producción diaria, de 2,5 millones de barriles, más del doble de la colombiana, también ha estado en declive. En la última década cayó en 20 por ciento ante la pérdida de competitividad de Pemex. 
     
    Algunos analistas afirman que si las condiciones económicas y fiscales que otorga México en los nuevos contratos son más favorables podría desplazar buena parte de la inversión que Colombia tiene prevista. Pero otros, por el contrario, consideran que esta es una gran oportunidad para el país. Ecopetrol, por ejemplo, está a la espera de los bloques que ofertará el gobierno mexicano. Además, la petrolera colombiana lleva varios años explorando en la parte estadounidense del Golfo de México. A través de Ecopetrol América, su filial en Estados Unidos, participa en proyectos de aguas profundas – tiene más de 140 bloques– junto con varias multinacionales como BP y Statoil. 
     
    Pacific Rubiales, por su parte, anunció la creación de una filial en México (la sociedad Pacific Rubiales E &P México). Bajo este panorama, Colombia se alista para la nueva dinámica de su sector petrolero y espera que se despejen algunos nubarrones.
     
     
    Fuente: Semana.com
     
  • ¿Cómo duplicar reservas de crudo sin nuevos hallazgos?

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

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

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

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

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

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

    Figura 1

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

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

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

    Tabla 1

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

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

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

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

    Tabla 3

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    Fuente: Dinero.com 

  • ¿Descuadre en las finanzas colombianas?

    El precio del crudo se encuentra más de US$20 por debajo de la proyección con la que el Gobierno hizo sus cuentas fiscales.
     
    Ecopetrol CampoLa profecía de Morgan Stanley de que el petróleo llegaría a los US$20 se acerca cada vez más a ser una realidad. Tanto el referente del crudo ligero de Texas (WTI) como el indicativo del mar del Norte (Brent), ese con el que el Gobierno colombiano hace las cuentas fiscales, cerraron durante la jornada de este viernes por debajo de los US$30. Lo que a su vez llevó al dólar en Colombia a cerrar en $3.301.
     
    El bajonazo de más 6 % que el petróleo registró ayer fue el resultado de la incertidumbre sobre la posibilidad de que el próximo lunes se levanten las sanciones internacionales a Irán, lo que le daría luz verde a este país para que vuelva a exportar crudo.
     
    Por el momento la coyuntura económica no parece tener una pronta recuperación. De acuerdo con Juan David Ballén, de Casa de Bolsa, “la tendencia bajista del petróleo y alcista del dólar se mantendría por lo menos hasta el segundo semestre de 2016”. Una situación que tiene a las acciones petroleras del mercado colombiano en su peor momento”. Por ejemplo, el título de Pacific cayó este viernes 48 %.
     
    Con la caída de ayer, el petróleo ya registra una desvalorización de casi US$10 en tan solo un mes, lo cual está presionando cada vez más las finanzas públicas colombianas. Esto se debe a que el presupuesto general de la Nación, que el Congreso aprobó el pasado mes de octubre, se hizo con un supuesto de un Brent promediando los US$64,6 en 2016. Y aunque hace una par de semanas el Ministerio de Hacienda actualizó su precio base y lo bajó a US$50, todavía existe una brecha de más de US$20 entre la cotización actual del hidrocarburo y lo que espera el Gobierno. Una brecha que se da a un par de meses de que comience el debate de la reforma tributaria estructural.
     
    Catalina Guevara, analista macro de Alianza Valores, explicó que “no se espera que el petróleo dure en estos niveles todo el año, pero el hecho de que estemos ya en los US$29 hace poco probable que el crudo promedie US$50 en 2016. Ello implica riesgos de un descuadre en las cuentas fiscales, lo que aumenta la presión en la siguiente reforma tributaria.
     
    Por su parte Marc Hofstetter, macroeconomista y profesor de la Universidad de los Andes, señaló que “el Gobierno ya es consciente de que este año solo podrá obtener una renta petrolera de $3 billones. Por lo que aun sí el petróleo se sitúa por debajo de sus supuestos, y este recaudo se reduce aún, no quiere decir que la reforma tributaria será aún más aguda. Además, hay que considerar que el alza del dólar también ayuda a suavizar el impacto de la caída de la cotización del crudo”.
     
    El dólar fue otro de los supuestos que se han venido descuadrando, solo que en este caso representa un tanque de oxígeno para las finanzas públicas. En el PGN se estimó que la tasa de cambio promediaría los $2.500 en 2016, una estimación que el Gobierno actualizó a $3.000 durante la presentación del plan financiero de este año.
     
    Sin embargo, este alivió no alcanza a compensar el daño provocado por el petróleo, pues según el Marco Fiscal de Mediano Plazo lo que se gana con tasa de cambio es tan sólo la cuarta parte de lo que se pierde por cada dólar que el crudo se desajusta de su estimación.
     
     
    Por: Camilo Vega Barbosa - ElEspectador.com
     
     
     
    Fuente. ElEspectador.com
  • ¿Ecopetrol soportaría más atentados?

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

    Opep1309x630El aumento de la producción de crudo en Estados Unidos, menor crecimiento de la demanda de grandes consumidores como India y China, y las expectativas potenciales de producción en el medio oriente, influyeron en la disminución de precios del primer semestre frente a un año atrás. ¿Qué significa ello para el cartel de la OPEP?
     
    Estados Unidos se convirtió en el productor más grande del mundo con 9 millones de barriles diarios (mbd) gracias a avances tecnológicos sobrepasando a Arabia Saudita tradicionalmente el productor más grande.
     
    Al mismo tiempo, A finales del año pasado, Aramco, empresa nacional de Arabia Saudita productora de crudo que hasta el año pasado, era el primer productor de petróleo del mundo, “aumentó su capacidad potencial de producción pasando de 120 taladros en perforación a 420 lo que significó futuras proyecciones de incrementar la producción”, explica el exingeniero de perforación de Aramco, Fernando Guerrero. 
     
    Guerrero le contó a Dinero que esto fue en respuesta a una expansión en la producción de la compañía a finales de 2014 y comenta que “la expectativa del aumento de la capacidad potencial de producción de Arabia Saudita necesariamente afectó al mercado, porque ahora se sabe que Arabia Saudita puede producir mucho más de lo que está produciendo”.
     
    A su vez, Iraq volvió a establecer sus volúmenes de petróleo habituales produciendo entre 3 y 4 millones de barriles diarios (mbd) que había dejado de producir hace 3 años.
     
    Durante el último año, dos de los grandes países consumidores de petróleo, India y China, han reducido el crecimiento de su demanda debido a una disminución del crecimiento de su economía. 
     
    Por lo tanto, mayor producción y expectativa de producción y menor demanda explicarían la reducción desde casi US$110 hasta  más o menos US$60 en el precio del barril.
     
    El  incremento y la expectativa de mayor oferta, como también la disminución de la demanda han tenido consecuencias en los costos de la producción del petróleo pues las empresas productoras concentran esfuerzos en ser más eficientes, para sopesar la caída de las utilidades de las empresas de perforación y extracción.  
     
    Esto se refleja en las reducciones de tarifas para las actividades de perforación las cuales se redujeron un 19,6% según la Administración de Información de Energía de los Estados Unidos (EIA). Una débil demanda y una mayor competencia de la industria para mantener la cuota de mercado han sido responsables de la disminución en las actividades de perforación y en  los costos.
     
    De nada sirvió que en 2015 la demanda mundial alcanzara un nuevo máximo histórico de 93,8 millones de barriles diarios (mbd). El mercado de petróleo sigue estando sobre abastecido. 
     
    Un repunte en la demanda ha ayudado a los precios del petróleo a recuperarse de sus mínimos en el inicio del año, la abundante oferta que anteriormente era regulada por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) ha influido más. Los líderes de ésta organización fundada en Iraq, se reunieron hace 5 meses para discutir el control sobre la producción pero como se ha visto en los aumentos de oferta han decidido no hacer nada, lo que representa el fin del cartel del petróleo.  
     
    Un reciente acuerdo que permitiría el levantamiento de sanciones de la ONU a Irán, que incluían restricciones a las exportaciones de petróleo, aumentan aún más las expectativas de incrementar el flujo del crudo por lo menos en 1 millón de barriles diarios (mbd) a partir del próximo año.
     
    En conclusión, las fuerzas del mercado en 2015 han ganado protagonismo en detrimento del cartel. Por lo mismo, se  podrá mantener una presión a la baja sobre los precios. “Los costos de producción en el Medio Oriente no superan los US$10 por barril y en Colombia están entre US$10 y US$12, siendo aproximadamente US$ 40 el precio natural del petróleo”. Explica el exingeniero de Aramco. 
     
     
    Fuente: Dinero.com
  • ¿Injusticia con Ecopetrol?

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

    Fuente: dinero.com

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

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

    Pantin ArataEl grupo de empresarios venezolanos, O'Hara, declaró que empezaría a considerar la oferta de Alfa y Harbour Energy si el precio sube hasta 9 dólares canadienses (US$7,11).
     
    “La oferta inicial de 6,50 dólares canadienses (C$) subestima al mayor productor independiente de petróleo de América Latina”, dijo Orlando Alvarado, vocero de O'Hara, que lidera un grupo propietario de casi el 20 por ciento de acciones de la petrolera canadiense.
     
    Según las declaraciones del empresario venezolano, este grupo inversor está casi seguro "de que los accionistas de Pacific Rubiales votarán para bloquear la oferta actual en la reunión del 28 de julio”.
     
    La asamblea de accionistas se fijó inicialmente para el 7 de julio, pero el grupo mexicano Alfa y Harbour Energy solicitaron más tiempo para ganarse a los accionistas con la oferta actual que valora la compañía en $1.700 millones.
     
    “Un dólar o dos no va a hacer la diferencia", dijo Alvarado en una entrevista en Nueva York el domingo anterior.
     
    “La oferta tiene que estar por encima de 9 dólares canadienses. Los compradores probablemente elevaran su oferta a 7,50 dólares", agregó.
     
    Portafolio.co había publicado que Alfa y Harbour Energy estarían pensando en ampliar la oferta de compra del acuerdo y que el pago por acción pasaría de 6,50 a 7,50 dólares canadienses. (Lea también: ¿Alfa y Harbour Energy mejorarán la oferta de compra?)
     
    ¿Por qué O’Hara espera un aumento?
     
    Los empresarios venezolanos quieren retener su participación porque suponen que la compañía, que cotiza en las bolsas de Toronto y Bogotá, tendrá un mayor valor en tres años.
     
    No obstante, el grupo inversor, con sede en Panamá, consideraría una oferta por encima de C$9.
     
    Camilo Silva, socio y analista de Valora Inversiones, sugirió que "O’Hara espera que la oferta aumente hasta C$7,50. A partir de allí, los socios venezolanos podrían empezar a negociar con el grupo mexicano".
     
    “Este anuncio de O’Hara indica que la venta de Pacific Rubiales podría llevarse a cabo. Seguramente, el grupo venezolano sabe que Alfa y Harbour pueden atraer más votos a favor si suben la oferta inicial”, dijo Silva.
     
    Por su parte, los posibles compradores (Alfa y Harbour) dijeron el mes pasado que su oferta conjunta era "justa" dadas las dificultades de Pacific Rubiales en medio de una caída en la producción y de las bajas cotizaciones del crudo.
     
    También destacaron la elevada deuda de la compañía y la expiración de un contrato para operar en su campo petrolero más grande.
     
    Pacific Rubiales tiene US$4.500 millones de deuda neta y un valor de mercado de US$1.300 millones, según datos compilados por Bloomberg.
     
    Al respecto, Alvarado expresó que la idea de "vender o la empresa va a ir a la quiebra” es poco ética.
     
    Cabe recordar que O'Hara dijo en un comunicado que casi el 60 por ciento de los votos de los accionistas emitidos por poderes estaban en contra del acuerdo.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • ¿Qué persigue Ecopetrol en México?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Refinería está enfocada en la demanda

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

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

     

    La opinión

    Juan Carlos Echeverry

    Presidente de Ecopetrol

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

     

    Fuente: Larepublica.co 

  • ¿Revive el fantasma de las importaciones de petróleo?

    El país disminuirá este año la exploración. Basados en que, ‘el que no busca no encuentra’ expertos temen que se paralice la acumulación de reservas, e incluso, que empiecen a bajar.
    ‘El que busca encuentra’. Esa fue la frase con la que Colombia logró la meta de producir un millón de barriles diarios de crudo, recuperar las reservas y sacar al país de la amenaza de las importaciones que rondaba a este sector 12 años atrás.
     
    Pero hay quienes afirman que en las condiciones actuales, Colombia pueda perder la autosuficiencia petrolera. Bajos precios, aumento de la oferta mundial, reducción de la exploración, altos costos de producción interna y de transporte, pocas perspectivas de grandes hallazgos y mayor demanda de energías alternativas hacen parte de la lista de factores que juegan en contra de la producción.
     
    “Si no buscamos nuevos recursos petroleros, vendrá una situación difícil en materia de reservas”, dijo recientemente el presidente de Anif, Sergio Clavijo.
     
    Sin embargo, Alejandro Martínez, experto en el tema, dijo que es evidente que hay que aumentar las inversiones en exploración del país, pero indicó que “este no es el momento para preocuparse por las reservas”.
     
    El Ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, dice que es hora de trabajar en la reducción de costos de producción. De hecho, el ajuste ya empezó. Ecopetrol planea reducir este año sus costos y gastos operacionales en 3.565 millones de dólares.
     
    NUEVO PANORAMA
     
    Luego de más de una década de auge, el negocio petrolero se desinfló. Ahora, las noticias del sector están relacionadas con la salida de inversionistas, y ajustes profundos en las empresas, incluyendo la renuncia a proyectos de exploración, perforación y explotación que estaban en camino. Entre enero y febrero de este año, la exploración sísmica cayó 95 por ciento. Solo se realizó actividad en 160 kilómetros, frente a 4.000 que se exploraron en el mismo periodo del 2014.
     
    De la misma manera, en el primer bimestre del 2015 fueron perforados 6 pozos frente a 20 del mismo lapso de un año atrás. En 2014, la meta era hacer trabajos de exploración en 213 pozos, pero finalmente solo hubo actividad en 113. Este año se espera explorar 96, aunque debería hacerse en 230 pozos.
     
    Lo anterior implica que la frase “el que busca encuentra” dejó de aplicarse y será reemplazada por otra diametralmente opuesta: “el que no busca no encuentra”. Ese es el principal argumento de quienes consideran que el fantasma de las importaciones de petróleo está de regreso.
     
    Según el presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo, Francisco Lloreda, “era previsible una reducción en la actividad exploratoria este año, pero no una caída tan pronunciada. De no tomarse medidas que incentiven la exploración, en pocos años tendremos una crisis de reservas de petróleo y gas. Y el fantasma de la importación de hidrocarburos volverá a presentarse. No es alarmismo, es la realidad”.
     
    La alerta sobre la sombra de las importaciones de crudo la lanzó el exministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta, quien en el Foro “El Estado de la Nación” realizado la semana pasada, indicó que las reservas petroleras del país son muy pequeñas, con el agravante de que si se deja de buscar crudo, se corre el riesgo de requerir petróleo del exterior.
     
    En el mismo evento, Leonardo Villar, director de Fedesarrollo, dijo que la caída de la producción petrolera puede ser más rápida que la pronosticada, debido a la falta de estímulos para exploración y explotación.
     
    De acuerdo con las proyecciones de Fedesarrollo, la producción petrolera nacional sería este año de 960.000 barriles diarios, en 2016 bajaría a 920.000, en el 2017 a 880.000 y en el 2018 descendería a 840.000 barriles diarios.
     
    Expertos consideran que estas cifras confirman que el país no podrá mantener el actual nivel de producción y, lógicamente, que esta reducción tendrá un impacto sobre las cuentas fiscales y la inversión social en las regiones, debido a que no solo habrá menos producción de crudo, sino que se venderá a menor precio.
     
    La ACP cree que este año habrá una caída de al menos 100.000 barriles diarios, es decir, que no se llegará al promedio de 988.1000 barriles al día de 2014, sino un volumen apenas cercano a los 800.000 barriles.
     
    En medio de este panorama, hay quienes creen que los factores sociales que afectaron la producción en el 2014, no se darían este año, especialmente las relacionadas con paros y las protestas de las comunidades, pues ya se han registrado situaciones en las que los habitantes de las áreas de influencia petrolera les están pidiendo a las empresas en crisis que no se vayan, pues necesitan mantener el empleo y la inversión social que les genera el negocio petrolero. Esto flexibilizaría los costos de producción y mejoraría la competitividad.
     
    Y QUÉ HACER
     
    ExplotacionHay consenso en que la única alternativa que tiene el país para enfrentar la crisis petrolera, es reducir los costos de producción y diseñar un plan de incentivos para evitar una salida de la inversión en este sector y la descolgada de las reservas.
     
    Francisco Lloreda, presidente de la ACP, dice que el gremio le presentó al Gobierno un plan de choque que incluye once medidas que ya están siendo adoptadas por los ministerios de Minas y Hacienda y por Agencia Nacional de Hidrocarburos. “Lo que está en juego no es solo el futuro de una industria sino, uno de los principales estandartes del desarrollo económico y social del país”, dice Lloreda.
     
    Por su parte, el exministro de Minas, Amylkar Acosta, coincide en la necesidad de otorgar incentivos a la inversión por parte de la industria para que Colombia sea más competitiva. Sin embargo, advierte que eso no es suficiente.
     
    “El año pasado se dejaron de producir 75.000 barriles/día, en promedio, de los cuales 42.962 se atribuyen a causas sociales tales (bloqueos y protestas), y ambientales (demoras en la aprobación de las licencias). Por ello, además de los estímulos es indispensable trabajar en una estrategia de gestión territorial de desarrollo humano y sostenible de la actividad extractiva”.
     
    EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS
     
    Según el último dato conocido, al cierre del 2013 el país tenía reservas petroleras por 2.445 millones de barriles que equivalen a 6,6 años de consumo. Sin embargo, no se puede afirmar que estas durarán apenas ese periodo de tiempo, pues esto solo sucedería si el país no produjera ni un solo barril al día durante ese periodo, es decir, que las reservas actuales podrían durar alrededor de una década. También se sabe que Ecopetrol aumentó el año pasado sus reservas probadas en 355 millones de barriles, con esta cifra la petrolera de participación estatal llegó a los 2.084 millones de barriles equivalentes (gas y petróleo) en reservas probadas. Esto significa que, con respecto a la cifra reportada para el 2013, la compañía incrementó en 5,7 por ciento sus recursos. Además, las directivas de la petrolera consideran que esto equivale a un aumento a 8,6 años, de la vida de sus reservas.
     
    edmtov@
     
    portafolio.co
  • ¿Tocó fondo el precio del petróleo? analistas responden

    PlataformaSon muchos los pronósticos sobre la recuperación de los precios internacionales del petróleo para este año. Los analistas hacen sus apuestas para predecir en qué niveles podría estabilizarse el precio del oro negro.

    Nadie coincide en el margen, pero en lo que sí están de acuerdo es en que ni en el corto ni en el mediano plazos se volverán a ver precios de US$100 por barril.

    Aunque a finales del 2014 y comienzo de año, algunos expertos estimaban que los precios del petróleo iban a continuar en caída libre, la tendencia empieza a evidenciar un comportamiento diferente. Desde el 30 de enero hasta el pasado viernes, el precio del crudo ha tenido un ascenso de 9,4%, en el caso del WTI, y una subida de 16%, en el caso del Brent.

    Mientras el 30 de enero el WTI se cotizó a US$48,24 el barril, el viernes cerró la semana en US$52,78; y el Brent, por su parte, estuvo a US$52,9 el 30 de enero y el 13 de febrero alcanzó los US$61,41.

    Ante la dinámica que está presentando el precio del crudo Colprensa consultó a varios analistas y les preguntó... ¿será que ya tocó fondo y ahora seguirá subiendo?

    Algunos consideran que podría descender para luego tener un repunte y estabilizarse en el segundo semestre del año.

    El ingeniero de petróleos y exdirector de Hidrocarburos del Ministerio de Minas, Julio César Vera, afirma que “va a haber una recuperación a un nivel entre US$55 y US$60 el barril, porque a ese precio es sostenible tanto la producción de Estados Unidos, de los yacimientos no convencionales, tanto la producción de los países árabes. Sobre ese nivel creería que se va a estabilizar el precio en el corto y mediano plazo”.

    Ese rango de entre US$55 y US$60 el barril se daría, de acuerdo con Vera, en lo que resta de este trimestre y se mantendría así durante el resto del año.

    Por su parte, el gerente y analista financiero de Fénix Valor, Orlando Santiago Jácome, asegura que el petróleo podría situarse este año entre US$65 y US$75 el barril. “No lo vemos por mucho tiempo en niveles bajos”, afirmó.

    De acuerdo con el experto, esta recuperación se daría después de mitad de año, aunque irá buscando estos niveles durante los primeros trimestres del 2015.

    En contraste, el jefe de Estudios Económicos de CitiBank, Munir Jalil, asegura que el precio podría caer aún más en lo que queda del primer y segundo trimestre, para poder repuntar y ver un incremento en los precios al cierre del año, según lo analizó el grupo de estudio de commodities de la entidad.

    “Tenemos como precio promedio para WTI este año US$46, sin embargo, la dinámica nos muestra un segundo trimestre, -abril, mayo, junio-, en donde el precio promedio lo estamos viendo en US$35 dólares para el WTI, y no nos sorprenderíamos que pudiéramos ver, por un tiempo muy corto, algo inclusive por debajo de US$35 en algún momento del segundo trimestre”, explicó el experto.

    Para el tercer trimestre el precio sería de US$45, y de US$51 para el cuarto, comenzando así un proceso de recuperación para luego estabilizarse entre US$60 y US$70 el barril hacia el año 2016, según Jalil.

    El profesor de la Facultad de Economía de la Universidad del Rosario, Gonzalo Palau, coincide en que la estabilización del precio del petróleo se dará entre los US$60 y US$70 por barril. Sin embargo, a diferencia de Jalil, advierte que esa recuperación se daría este mismo año, a partir del segundo semestre. “No puede quedarse en niveles por debajo de los US$50, las empresas no lo soportan”, dijo.

    ¿De qué depende que suba?

    Tal y como se había advertido a finales del año pasado, una de las mayores incógnitas del 2015 giraría en torno al precio del crudo.
    Los expertos coinciden en que la presión al alza o a la baja del precio está dada principalmente por un tema de oferta y demanda, como ya se ha dicho. Un exceso de producción, que podría darse tanto por parte de Estados Unidos y los países árabes, así como por otros productores como Rusia, México y Canadá presionarían a la baja el precio.

    Así mismo, según el experto Julio César Vera, si se produjera una crisis económica en las principales economías mundiales, como China, India, Japón o Estados Unidos, generaría caída en demanda, lo que a los niveles actuales de oferta generaría un bajonazo en precio. En contraste, un aumento en la demanda impulsado por un crecimiento de los países generaría una subida en la cotización.

    Esta es una de las mayores preocupaciones, por el lado de la demanda, pues como lo afirma el Banco de la República en su monitoreo de enero, el crecimiento mundial continúa débil y desigual. Mientras la recuperación de los Estados Unidos continúa y se consolida, el crecimiento de la zona euro y Japón sigue débil, además los países emergentes se expanden a un menor ritmo o a tasas bajas.

    Entre tanto, la Asociación Nacional de Instituciones Financieras (Anif) considera que, producto del desplome en los precios desde la segunda mitad de 2014, que conllevó a las empresas del sector a reducir sus inversiones, principalmente en exploración, habrá desaceleraciones en la oferta petrolera global, lo que repuntaría el precio.

    ¿Por qué el altibajo?

    Como en cualquier mercado, el precio del petróleo responde a un 'juego' de oferta y demanda.

    De esta manera, en el largo plazo, el precio del oro negro dependerá de factores coyunturales, de nueva oferta de producción y nuevos choques de demanda que se generen producto del crecimiento o decrecimiento de las principales economías del mundo.

    Por: Sharon Henrnández

    Fuente: Colprensa -elpais.com

  • 'Colombia va a tener que adoptar el fracking'

    MauriciodelamoraUn auténtico vuelco en la política colombiana en materia de exploración de yacimientos de gas y petróleo, incluyendo el uso de la técnica fracking, anuncia el nuevo presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), el ingeniero de petróleos Mauricio De La Mora Rodríguez. Estuvo a cargo de la gerencia general de Transocean Colombia, una compañía internacional líder de servicios de perforación costa afuera.
     
    Colombia tiene reservas de petróleo para siete años, lo que representa más o menos 2.500 millones de barriles de reservas probadas, por lo que resulta angustiosamente urgente hallar nuevos yacimientos.
     
    ¿Nos va bien en materia de nuevos descubrimientos?
     
    Desafortunadamente, no tan bien como quisiéramos. Hay muchos aspectos de orden público, ambiental, social que impactan la ejecución de la actividad exploratoria. Y, obviamente, también la crisis mundial provocada por la caída del precio. Estábamos esperando una actividad mucho más alta frente a la que tenemos hoy. No se está perforando ni siquiera el 20 por ciento de los pozos exploratorios planeados.
     
    ¿La situación no es ni siquiera promisoria?
     
    No. Por este mismo defecto que le acabo de decir. Uno, precios; dos, parte social; tres, parte ambiental, y cuatro, alguna parte de seguridad.
     
    Pero si el descenso en el precio del petróleo es una de las causas de la caída de la inversión exploratoria, ¿por qué fracasó la ronda Colombia en el año 2014 cuando todavía los precios estaban altísimos?
     
    Creo que los requisitos en materia de producción, reservas e inversión en la ronda 2014 estuvieron muy altos frente al apetito de la inversión extranjera. Pero se explica por la alta cotización del barril de petróleo en esa oportunidad.
     
    En el 2014 se ofertaron más o menos 90 bloques y se asignaron un poco más de 20. ¿Usted proyecta seguir ofreciendo una ronda cada dos años, como ocurre hoy?
     
    No. Lo que tenemos planeado es un proceso continuo y dinámico de asignación de áreas. Estamos trabajando con el Ministerio de Minas en calentar las áreas de tal manera que cualquier empresa, a través de una negociación directa con un marco jurídico que estamos estructurando, tenga la oportunidad de ofertar.
     
    ¿Quiere decir que habrá nuevas reglas del juego?
     
    Exactamente. Queremos volvernos atractivos para nuevos inversionistas.
     
    ¿Cómo lo harán?
     
    El Acuerdo 02, recientemente expedido por la ANH, permite extender los plazos del periodo exploratorio y trasladar la inversión de un bloque a otro, siempre que no se reduzca el monto de inversión pactado.
     
    Si la parte tributaria influyó mucho en el fracaso de la pasada ronda, ¿qué harán?
     
    Estamos trabajando con los ministerios de Hacienda y Minas, con el propósito de establecer incentivos en impuestos.
     
    ¿Qué tipo de incentivos?
     
    La creación de zonas libres de impuestos. En lo que concierne a la Agencia, hemos identificado la necesidad de modificar los derechos económicos del contrato, con el propósito de incentivar la inversión.
     
    ¿Hoy cómo aplica la cláusula de precios altos estipulada en el contrato?
     
    El derecho económico por precios altos aplica cuando un campo alcanza un volumen determinado de producción acumulada bajo unas condiciones de precio establecidas contractualmente. Lo que estamos revisando es la posibilidad de adecuar las condiciones a las circunstancias del mercado.
     
    ¿Es decir, actualizando precios a la realidad del mercado?
     
    Correcto.
     
    ¿Han pensado modificar el régimen de regalías?
     
    Con el Ministerio de Hacienda, estamos revisando la posibilidad de establecer una regalía escalonada por inversión.
     
    ¿En qué consiste esa idea de la regalía escalonada?
     
    Se podría pensar en crear una regalía variable sujeta a la inversión, por ejemplo. A mayor inversión exploratoria, una disminución en la escala de regalía.
     
    ¿Usted está anunciando, realmente, que habrá nuevas reglas en Colombia para la exploración de petróleo?
     
    Definitivamente, tenemos que escuchar el mercado nacional e internacional.
     
    ¿Nuevas reglas de acuerdo con el mercado?
     
    Totalmente. El mercado de hoy no es el mismo de hace un año. Por eso, en la ANH estamos trabajando en la expedición de nuevas medidas
     
    ¿En qué consisten?
     
    Primero, un proceso de asignación de áreas permanente y dinámico; segundo, revisión de las condiciones económicas del contrato –puntualmente, derechos económicos por concepto de precios altos y participación en producción–; tercero, negociación directa de bloques; cuarto, estímulo tributario.
     
    ¿En qué consiste la participación en producción?
     
    Es un derecho económico estipulado en el contrato, que corresponde al ofrecimiento realizado por el proponente de un porcentaje de participación sobre la producción, una vez descontadas las regalías. ¿Qué estamos buscando? Trabajar en un esquema que sea viable económicamente, con el ajuste al porcentaje de participación.
     
    ¿De ninguna manera eliminarlo?
     
    Se podría considerar para los nuevos contratos. Sin embargo, las medidas que estamos evaluando implican un ajuste del porcentaje de participación de los contratos ya suscritos. No se trata de eliminarlo, simplemente, ajustarlo para viabilizar otros proyectos de exploración y producción de hidrocarburos.
     
    ¿Estas medidas no favorecen excesivamente a las multinacionales en detrimento del país?
     
    No. Definitivamente, el interés nacional prima sobre el interés particular. El interés del país es incorporar más reservas de petróleo y gas, para garantizar la suficiencia energética, e incrementar la producción, para viabilizar los proyectos de inversión social e infraestructura. Todo lo anterior, sobre la base de aumentar la actividad exploratoria, que además es fuente de empleo e inversión para el país.
     
    ¿Es un poco lo que ha ocurrido con México, que se abrió a la inversión extranjera?
     
    Correcto. Nosotros estamos abiertos a la inversión extranjera hace mucho tiempo, pero tenemos que redireccionar el barco.
     
    ¿Quitarle las barreras jurídicas a la inversión extranjera?
     
    Buscar flexibilidad para hacer más atractiva la inversión extranjera.
     
    ¿Cuándo se expiden las nuevas medidas?
     
    Estamos trabajando muy fuertemente en su preparación. Espero que en uno o dos meses podamos presentarlas a la industria.
     
    ¿Están ustedes consultando a las compañías extranjeras?
     
    Estamos trabajando de la mano de los gremios, la Asociación Colombiana del Petróleo y Campetrol. Este mismo ejercicio se realizó para la elaboración del Acuerdo 02 de 2015.
     
    ¿Cuál es la principal petición que hacen los operadores?
     
    Piden incentivos tributarios.
     
    ¿Y se va a atender?
     
    Espero que podamos atenderlos. No es un asunto de competencia de la Agencia, sino del Ministerio de Hacienda.
     
    ¿Qué tanto nos está afectando la decisión de México de abrirse a la inversión del capital privado?
     
    No podemos ser ajenos al impacto de la apertura del mercado mexicano. Existe un interés notable de la inversión privada hacia México. Además, no se puede desconocer que, a diferencia de Colombia, México cuenta con cuencas productoras con potencial identificado, de mayor tamaño y con una infraestructura idónea ya existente. Indudablemente, estas condiciones atraen la atención internacional, razón por la cual Colombia debe implementar medidas para mantener y atraer la inversión extranjera, y no perder nuestro papel como foco principal de inversión en América Latina.
     
    Hace unos días se anunció que cerca de 50 compañías contratistas petroleras estaban en riesgo financiero…
     
    Sí. Son compañías prestadoras de servicios a la industria del petróleo. Hay muchísimas compañías que tuvieron que suspender actividades; sus deudas y sus compromisos no dan espera. Es por ello por lo que, junto a Campetrol, estamos diseñando estrategias para minimizar el impacto –minimizarlo definitivamente– y que estas compañías tengan la oportunidad de reactivarse lo antes posible.
     
    ¿Cuál es el futuro de compañías como Pacific Rubiales en Colombia?
     
    Pacific Rubiales es la compañía más grande del país y tiene muchos bloques a raíz de muchas adquisiciones que ha hecho, como Petrominerales, SAR Energy. Pacific ha comprado muchas compañías, que le han dado mucho potencial exploratorio.
     
    Ecopetrol ha pedido operar el campo Rubiales. ¿Usted es partidario de eso?
     
    Ecopetrol cuenta con los técnicos y la capacidad técnica y financiera para tomar la operación. Ecopetrol puede llegar a operar sin ningún problema.
     
    ¿Qué opina de la técnica ‘fracking’ que ha propuesto Pacific para recobrar más crudo en los pozos?
     
    El fracking es el boom de las arenas con gas y las arenas con crudo en países como Canadá y Estados Unidos. Colombia necesita el fracking. Nuestro futuro está en los yacimientos no convencionales y el off shore. Lo que hay que tener es una regulación ambiental, social y técnica clara. No podemos seguir viviendo de los yacimientos convencionales. Los grandes descubrimientos del país están enfocados hacia los yacimientos no convencionales y costa afuera.
     
    Cuando usted dice que Colombia necesita el ‘fracking’, ¿qué quiere decir?
     
    Que si realmente queremos salir de la dependencia de los yacimientos convencionales, necesitamos traer tecnología como el fracking, que puedan ser manejadas ambiental y socialmente.
     
    ¿Por qué los ambientalistas atacan tanto el sistema?
     
    El sistema es una técnica de recuperación o de recobro secundario, en el cual se va a unas arenas más profundas, que están muy apretadas, que son rocas, y, por medio de presión y agua, se rompe la formación a profundidad, se fractura la roca. Eso permite el flujo de líquidos hidrocarburos hacia el orificio, hasta la superficie. Los ambientalistas se oponen por desconocimiento de la técnica; creen que se atacan los mantos de agua superficialmente. Las formaciones que estamos fracturando están por debajo de los 8.000, 10.000 y 12.000 pies, o sea, muy lejos del agua superficial.
     
    ¿Pero sí se requiere un proyecto ambiental?
     
    Sí. Esta técnica se debe aplicar con una legislación ambiental correspondiente a nuestras necesidades.
     
    ¿Ya hay ofertas para aplicar esa técnica?
     
    Sí. La autorización la solicitó la compañía ExxonMobil en Magdalena Medio. Vamos a mejorar el factor de recobro, o sea, el porcentaje de crudo que usted puede extraer de la roca.
     
    ¿Qué porcentaje puede tener Colombia de ese factor de recobro?
     
    Entre el 17 y el 19 por ciento. Pero, mire: el factor de recobro en Noruega es del 47 por ciento, es decir, sacan tres veces más de la roca que lo que sacamos nosotros. Hay que ir hacia allá, tenemos que meter más técnicas para poder aumentar.
     
    YAMID AMAT
    Especial para EL TIEMPO
     
  • 'La caída del precio del petróleo está causando pánico'

    Canacol PozoEl presidente de Acipet, Carlos Leal, asegura que el desplome de los precios debe incentivar la eficiencia. Lleva un mes en la presidencia de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo, Acipet, pero en el gremio ya tiene historia: Carlos Leal hace parte de este colectivo desde que era estudiante de ingeniería de la Universidad Industrial de Santander, por los años 80. Así que la actual, no es ni la única, ni la más severa crisis en los precios del crudo que ha visto en los últimos años. 
     
    Por eso, el dirigente gremial califica a la reacción de las empresas ante la caída de los precios del crudo de los últimos meses como de pánico. “Es una industria que tiene ciclos, siempre los ha tenido, pero realmente hubo pánico porque el valor del barril se cayó de precios muy altos a bajos. 
     
    Sin embargo, hay que recordar que hemos tenido coyunturas de precios de diez dólares el barril”, explicó Leal. Señaló que parte del problema tiene que ver con que las industrias se han burocratizado, y tendrían que estar buscando caminos para hacer sus procesos más eficientes y no cargándole todo el recorte presupuestal a las firmas contratistas y de servicios. 
    “Se han presentado casos en los que la petrolera dice (a la de servicios) ‘baje 40 por ciento, baje el 30 por ciento a la tarifa’, entonces las empresas entran en pánico, empiezan a echar gente porque no tienen otras maneras de producir al costo que les exigen”, aseguró el ingeniero Leal. 
     
    EL IMPACTO LOCAL 
     
    Esta coyuntura, dice, está golpeando fuertemente a los ingenieros colombianos. Son 8.000 ingenieros de petróleo registrados en el país, y los que más han tenido dificultades para encontrar trabajo son los recién egresados. Una encuesta de Acipet indica que el 43 por ciento de ellos está desempleado. 
     
    A esta situación del sector se le suma lo que, para Acipet, es una situación de competencia desleal entre profesionales del país y del extranjero. “Es realmente preocupante que en un momento en el que se necesita proteger la mano de obra colombiana no tengamos unas herramientas de control adecuadas. 
     
    Hemos visto que gente que ni siquiera tiene las calidades para desempeñarse en puestos que deben ocupar ingenieros de petróleos, por ejemplo, chinos y mexicanos que están haciendo actividades de perforación direccional y de administradores de pozos, que eran licenciados en artes o filosofía. Y es probable que haya muchos casos como estos”, explica el líder gremial. 
     
    De acuerdo con Leal, el país necesita una política migratoria robusta que proteja la mano de obra colombiana. 
     
    REVIVIR UNA COMISIÓN
     
    Una de las propuestas que planteará Acipet ante el Ministerio de Minas y Energía es la de revivir la Comisión de Protección a la Ingeniería y a la Industria Colombiana en el Área de Hidrocarburos y sus Derivados, que fue creada mediante el decreto 0566 de 1985. 
     
    Esta comisión estaba conformada por cinco gremios de profesionales y su primer objetivo era “formular los mecanismos a seguir para que en todo contrato de exploración, explotación, transporte, refinación, manufactura, beneficio, transformación y distribución de hidrocarburos y sus derivados se prefiera, en lo posible, la producción industrial, la ingeniería, el trabajo y la oferta de servicios nacionales”. 
     
    En esa época, explica Carlos Leal, la creación de esta comisión estaba justificada por el reciente descubrimiento de Caño Limón y la necesidad de que este nuevo complejo estimulara el empleo de la mano de obra local. Esta propuesta está en estudio por parte del Ministerio de Minas y Energía. 
     
    Fuente: Portafolio.co
  • 'Petróleo seguirá siendo motor de la economía colombiana'

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

    Lograr costos de transporte competitivos acordes con la realidad y la viabilidad de los oleoductos, agilizar la devolución de anticipos de impuestos y definir estímulos tributarios a la exploración y producción son medidas que requiere el sector para seguir contribuyendo a las finanzas públicas del país indicó la ACP.
     
    Foto de ExxonFoto de ExxonUn llamado urgente hizo la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, al Gobierno Nacional para complementar y profundizar las medidas adoptadas para que la industria continúe siendo la que más recursos aporta a las finanzas públicas del país y siga contribuyendo al desarrollo económico y social de Colombia.
     
    Durante su intervención en Colombia Genera, el presidente de la ACP, Francisco José Lloreda Mera, propuso la implementación de cinco medidas de corto plazo y cinco estructurales para incentivar al sector. Algunas ya están siendo analizadas con el Gobierno Nacional.
     
    MEDIDAS INMEDIATAS
     
    1. Afinar y complementar las medidas contractuales de la ANH, en flexibilización de tiempos, tablas de precios, condiciones económicas, entre otras.
     
    2. Lograr una estructura de costos de transporte que sea acorde con la nueva realidad de precios que afrontan las empresas operadoras, pero que también tenga en cuenta la necesidad de que los sistemas de oleoductos sean viables.
     
    3. Agilizar la devolución de anticipos de impuestos por parte de la Dian, que hoy superan los 2,8 billones de pesos.
     
    4. Retomar la iniciativa de crear un certificado tributario o definir nuevos estímulos tributarios a la exploración y producción, para incorporar recursos adicionales a las reservas de crudo y mantener la producción por encima del millón de barriles.
     
    5. Adoptar una política de cero tolerancia frente a los bloqueos y vías de hecho, dado que en el 2015 se registraron más de 470 de estas alteraciones al orden público, que obstaculizaron la actividad de la industria y produjeron altos costos para las empresas.
     
    MEDIDAS ESTRUCTURALES
     
    1. Reducir el ‘Government Take’ (la participación del estado sobre los ingresos de las empresas a través de impuestos, regalías y derechos económicos), tanto en su monto, que hoy supera el 70 %, como en sus tipologías, pues es la industria más gravada del país.
     
    “Es un sistema claramente regresivo y no competitivo frente a los estándares regionales y mundiales”, señaló el líder gremial.
     
    2. Simplificar, unificar y organizar mejor los trámites de licencias ambientales, consultas previas y demás permisos, sin reducir el rigor ambiental, pues la industria hoy día realizar trámites ante más de 17 instancias de orden nacional y territorial. Lloreda Mera reconoció, sin embargo, los avances importantes bajo el nuevo régimen de licenciamiento ambiental.
     
    3. Complementar la infraestructura de transporte del sector, pues hoy en día se direcciona principalmente para exportar a través del norte del país, cuando la demanda creciente está en el Asia y podría transportarse por el Pacífico.
     
    4. Revisar la participación de las regiones en la renta petrolera, pues sin desconocer muchas bondades del nuevo régimen de regalías, las regiones productoras fueron despojadas de recursos muy importantes, que serán aún más necesarios en una eventual etapa de post-acuerdos con los grupos armados ilegales.
     
    5. Garantizar la seguridad jurídica, en razón a la importancia de la estabilidad en las reglas del juego para una industria intensiva en capital y con inversiones a largo plazo. Esta estabilidad está en riesgo, en especial por el abuso de la tutela, que amenaza la firmeza de actos administrativos y de derechos adquiridos.
     
    El dirigente gremial destacó las medidas que ha tomado el Gobierno Nacional, a través del Plan Nacional de Desarrollo y la Agencia Nacional de Hidrocarburos, y la clara disposición del Ministerio de Minas y Energía y de otras entidades de gobierno, en la búsqueda de medidas para superar la crisis y recuperar la competitividad del país.
     
    “Ningún sector está en capacidad de generar los recursos al país que genera la industria petrolera; en los últimos diez años este sector le ha generado al país ingresos por 200 billones de pesos. La pregunta que nos hacemos es: ¿será que vamos a renunciar a estos aportes a futuro?, ¿será que no tiene sentido darle el impulso que esta industria requiere?: Sería no solo equivocado, sino irresponsable no darle esta industria el impulso que requiere, para superarla crisis y prepararse para competir”, concluyó Francisco José Lloreda Mera.
     
    Fuente: portafolio.co
  • 'Reforma tributaria debe buscar reactivar la actividad petrolera': ACP

    El Presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo propone fórmulas para aumentar la inversión en el sector.El Presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo propone fórmulas para aumentar la inversión en el sector.Artlculos elaborados por la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) indican que, de continuar la disminución sostenida de la actividad petrolera, los campos activos caerían a un ritmo de 15 por ciento promedio anual hasta el 2022.
     
    Para el presidente de la ACP, Francisco José Lloreda Mera, con el fin de evitar esta desaceleración se deben trazar planes para reactivar las inversiones en exploración y explotación. “Colombia requiere inversiones por US$ 7.000 millones anuales durante los próximos 10 años”, dice. (Lea: 'Reforma tributaria, una posible amenaza para los fondos de empleados': Analfe)
     
    Por esta razón, el gremio que reúne a las empresas de la actividad petrolera del país solicita al Gobierno Nacional que en la próxima reforma tributaria estructural se creen las condiciones competitivas justas que impulsen la inversión para el sector.
     
    “La financiación de las inversiones de los próximos años requiere mayores ingresos, para lo cual es ineludible una reforma tributaria que aumente el recaudo en al menos el 2 por ciento del PIB”, afirma el Presidente de la ACP.
     
    Entre las propuestas de la ACP están la de crear un incentivo fiscal para la inversión en exploración y producción permanente y contracíclico. Es decir, un descuento en el impuesto de renta por la inversión realizada; del 50 por ciento por exploración y un porcentaje de la inversión en producción variable en función del precio internacional.
    Otra de las propuestas es la devolución inmediata del IVA por inversiones tangibles e intangibles para exploración y desarrollo, ya sea en la declaración de renta del año fiscal en que se incurre, o en la declaración de ventas, o creando una declaración especial para este caso.
     
    La ACP también sugiere permitir la depreciación acelerada en el año en que se adquieren los activos para liberar entre el 20 y 30 por ciento la caja de proyectos exploratorios, con beneficios fiscales otorgados solo si la inversión se realiza, y así mejora el “Goverment Take” en cerca de 10 puntos porcentuales, acercándolo al de sus principales competidores. Así el costo fiscal para el Gobierno es recuperado con el recaudo del proyecto que se ejecuta.
     
    “Así se garantiza la seguridad energética con un marco competitivo”, asegura el Presidente de la ACP.
     
    Indica además que se requiere garantizar la estabilidad jurídica del país con reglas claras que generen confianza y certidumbre.
     
    “Hay que relanzar a Colombia como destino atractivo para las inversiones que aseguren la autosuficiencia energética y las requeridas en el país a mediano plazo. Esto se logra con un marco fiscal competitivo que, en vez de aumentar la carga la reduzca”, indica el estudio económico de la ACP.
     
    La ACP insiste que sus propuestas son pertinentes porque el Gobierno tiene la necesidad de aumentar el recaudo y que al final son un buen negocio para el país. 
     
    Portafolio.co
     
  • 'Se puede perder el atractivo para invertir en el sector petrolero'

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

    Fransisco LloredaLas petroleras sostienen que están en capacidad de aumentar la producción, pero los problemas de orden público, con comunidades y ambientales frenan el crecimiento.
    Por estos días Francisco Lloreda está celebrando sus primeros cien días al frente de la Asociación Colombiana de Petróleos, ACP, la principal agremiación del sector en el país.
     
    Aunque el entorno en el que le tocó ‘inaugurarse’ en el sector no es el mejor para la industria, Lloreda, califica el balance de su gestión como positivo: “Mientras más conozco el sector, más creo en él, más creo en el compromiso y la seriedad de las empresas que integran esta industria y en el trabajo que estamos adelantando con el Gobierno”, señala.
     
    Sin embargo, también reconoce cuáles son los temas que le impiden a las empresas de hidrocarburos aumentar su producción, en una coyuntura de precios bajos en la que, para ser sostenibles, las petroleras tienen que producir más.
     
    Para el sector la situación es compleja, ¿cuáles cree que deben ser las medidas del Gobierno para impulsarlo?
     
    Hay que tener claro es que el mejor negocio fiscal que puede hacer Colombia es apostarle a la industria de hidrocarburos, que está en la capacidad, como ninguna otra, de generar el grueso de los recursos que requiere el Estado para impulsar el desarrollo económico y social del país. Y por eso hemos trabajado con el Gobierno identificando los factores internos y externos que afectan la competitividad del sector para darle el impulso que requiere.
     
    ¿A qué factores se refiere?
     
    Son bien conocidos: la caída en el precio internacional del petróleo, la decisión de otros países de la región de ser más competitivos, lo que enciende alarmas en Colombia, y el ingreso de los Estados Unidos al mercado como productor.
     
    Y los internos…
     
    Hay cuatro factores que afectan la competitividad y que estamos revisando con el Gobierno: el primero son los bloqueos y la gobernabilidad a nivel regional que dificulta la operatividad. El segundo, las reglas de juego en materia fiscal, a la industria le preocupa las implicaciones de la reforma tributaria. Lo tercero, las demoras en licenciamientos y permisos ambientales, aunque este es un aspecto en el que se viene trabajando. Y el cuarto, tiene que ver con el mercado ilícito de lubricantes.
     
    Cuando habla de bloqueos y gobernabilidad, ¿qué incluye?
     
    Me refiero a los bloqueos, atentados a la infraestructura, especialmente transporte, aunque en el último año en ambos casos ha habido una disminución, por distintos factores, la posibilidad de operar en el territorio es difícil. En ello incide, la sensación de despojo por parte de las autoridades en materia de regalías, las expectativas laborales en los municipios y la precaria presencia de del Estado donde más se le requiere.
     
    Para solucionar ese problema se han planteado varias propuestas: primero se formó un grupo élite para el sector. ¿Ha dado resultados?
     
    Los resultados indican que esa labor ha servido, no obstante los desafíos de la industria son gigantescos porque el país necesita no solo regresar al millón de barriles diarios, lo cual no tengo dudas que es factible, sino que necesita que esa producción sea sostenible.
     
    Usted dice que es factible mantener el millón de barriles, pero los mismos cálculos de la ACP son inferiores a esta meta…
     
    Es que depende de la celeridad con la que se superen los cuellos de botella. Si a la industria se le garantiza su operación el regreso al millón de barriles es de corto plazo. Si la industria tiene dificultades para operar la sostenibilidad del millón de barriles tardará más.
     
    Otra de las propuestas, tiene que ver con el decreto que obliga a las empresas a contratar localmente la mano de otra. ¿Qué opina de esa medida?
     
    El propósito del Gobierno es organizar mejor la contratación laboral en las regiones. Es un propósito loable y que la industria comparte, no obstante, nos parece fundamental que la organización del mercado laboral sea pertinente y transparente. Le hemos manifestado al Gobierno las dificultades que existen de implementación del decreto y por eso la necesidad de precisar su alcance y la forma de ser implementado.
     
    La otra propuesta tiene que ver con las regalías, ¿tienen una posición sobre los proyectos que cursan trámite en el Congreso?
     
    Las estamos estudiando. Es claro que el régimen de regalías (sin desconocer sus bondades) golpeó a las regiones productoras, el Gobierno es consciente de ello y por eso en el presupuesto bianual de las regalías han identificado alrededor de 1 billón de pesos para los municipios productores. Si la medida será suficiente, no lo sé, porque el tema de fondo no son las regalías, es el desarrollo de regiones que han estado marginadas del desarrollo.
     
    ¿Le preocupa que las inversiones del sector en Colombia se vayan a México, cuando esté en firme la reforma?
     
    Es cierto que este no es el mejor momento para la industria, pero eso no significa ni que el auge petrolero y de gas haya llegado a su fin, ni que esta industria no esté en capacidad de proporcionar al país las rentas que en el pasado le ha proporcionado.
     
    Tampoco significa que la industria no esté en capacidad porque sí lo está, pero es necesario mantener a Colombia como un país competitivo, ahí es donde es fundamental superar los escollos de carácter interno y externo y de ello es consiente el Gobierno y en todos estos temas estamos trabajando con ellos.
     
    PLAN DE DESARROLLO PARA EL SECTOR
     
    Uno de los temas en los que trabaja por estos días el gremio es en la construcción de un plan de desarrollo para el sector en el que se defina una línea de acción clara para solucionar cada uno de los cuellos de botella diagnosticados.
     
    “Estamos construyendo un plan de trabajo a cuatro años, se trata de un gran acuerdo Gobierno-Industria, que nos permita apostarle a decisiones estratégicas que nos permita hacerle un seguimiento gerencial”, señaló Lloreda.
     
    La iniciativa integra a personal de varios ministerios (entre ellos Minas y Energía) y a Presidencia. La idea es hacerle un seguimiento a cada meta con una periodicidad semestral.
     
    Aunque no precisó cuáles serán los ejes de este nuevo plan, Lloreda explicó que algunos de los puntos claves podrían quedar dentro de la ley del Plan de Desarrollo 2014-2018.
     
    Se espera que en cuestión de semanas hagan un lanzamiento de esta estrategia público-privada.
     
    Fuente: Portafolio.co
     
  • ‘El país necesita el petróleo de los no convencionales’

    Javier Betancourt Valle, presidente de la ANH, asegura que, con las tasas de éxito exploratorio actuales, se necesita ampliar la frontera petrolera. Estima que en menos de tres años no habrá todavía explotación con estimulación hidráulica.
     
    Javier  BLa polémica sobre la técnica de estimulación hidráulica o fracking, que recién empieza en Colombia, llegó para la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, un poco antes de lo previsto.
     
    Dicha técnica es necesaria para poder explotar yacimientos no convencionales y causa gran preocupación entre comunidades y grupos ambientalistas por los impactos que puede tener en el agua y la sismicidad.
     
    Para el presidente de la Agencia, Javier Betancourt Valle, cada uno de los riesgos asociados con esta práctica fueron analizados con cuidado en la reglamentación. El funcionario aseguró que faltan aún tres o cuatro años para que el país empiece a producir petróleo utilizando esta técnica.
     
    Hace tres años, la Contraloría les envió un control de advertencia previniendo sobre los riesgos del ‘fracking’. ¿La reglamentación cumple con estos parámetros?
     
    Hay tres tipos de reglamentación: una es la contractual, que la hicimos nosotros; otra, la técnica, que estuvo a cargo del Ministerio de Minas y Energía, y otra es la ambiental, que hizo el Ministerio correspondiente. Nosotros hemos estado pendientes de todo y ha sido un trabajo conjunto.
     
    Se identificaron los principales riesgos que son: el agua subterránea, la microsismicidad inducida, el uso del agua y la disposición de aguas residuales, a cada uno se le dio un manejo en la normatividad para prevenirlos y mitigarlos. Le puedo decir que la reglamentación nuestra va a ser la más estricta del mundo.
     
    Pero hay muchas dudas, el mismo Ministro de Vivienda manifestó públicamente su “miedo al ‘fracking’”...
     
    Yo creo que tenemos que aproximarlo, explicarle todo lo que hemos hecho y vamos a tener la posibilidad de hacerlo.
     
    Pero esto evidencia un problema muy serio de comunicación dentro del Gobierno para este tema...
     
    Sí, tenemos un plan de comunicaciones contemplado, pero nos tocó salir más temprano de lo previsto a hablar del tema, porque todavía no hay actividad en Colombia en no convencionales.
     
    Pero, ¿ya hay solicitudes de licencias?
     
    No. Había una de Nexen para unos contratos, pero no se les podía dar hasta que no saliera la reglamentación; ellos estaban esperando, pero al final renunciaron a esos contratos y se fueron para otra parte.
     
    Ahora, nosotros no vemos que se vaya a dar explotación en no convencionales en los próximos tres años. Hasta entonces, habrá algo de actividad.
     
    Para aclarar: explotación, dentro de tres años, pero el Gobierno ya proyectó una meta de veinte pozos de exploración en dos años...
     
    Sí, pero 20 pozos no es gran cosa. Tienen que solicitar una licencia, que se demora entre un año y 18 meses, seis meses después de aprobada podrían estar iniciando la exploración, entonces en los próximos dos años sería razonable pensar que va a haber esa actividad.
     
    Ahora, esos 20 pozos que vamos a hacer van a evaluar la roca madre, o la roca fuente, de esa evaluación que se hace sale una decisión de si la roca puede ser productiva o no, entonces ese pozo puede que sea estimulado o no. Porque hay zonas que no tienen las condiciones geológicas para hacer estimulación.
     
    Mientras la industria pide celeridad en las licencias, otros sectores piden moratoria para el ‘fracking’. ¿Qué piensa hacer para conciliar estas dos posturas?
     
    Trabajar con apertura. Aquí nosotros confiamos en lo que estamos haciendo y estamos dispuestos a mostrarles a todos los que tengan preocupaciones sobre esto. Queremos hacer un trabajo responsable.
     
    Ahora, miremos quienes tienen moratoria: el Reino Unido tenía y la levantó, lo mismo Sudáfrica; Alemania tenía algunas restricciones particulares y ya no; el estado de Nueva York, todo el mundo dice que tiene moratoria y no, solo parcialmente. Los franceses la prohibieron, pero es que la formación está debajo de París, si nosotros tuviéramos la formación debajo de Bogotá, técnicamente con el reglamento existente no lo podríamos hacer. En Colombia estudiamos todos esos casos y, si se analiza con cuidado, desde que se dio la ley del Plan Nacional de Desarrollo hasta ahora han pasado tres años, esa fue nuestra moratoria, el tiempo que nos tomamos para organizar la reglamentación.
     
    ¿Por qué la urgencia?
     
    Fue un lineamiento del plan de desarrollo y tenemos que cumplirlo. Pero, además, no es caprichoso: de cada diez pozos exploratorios de cuencas maduras, dos son exitosas, y esos dos producen ocho millones de barriles de reserva que equivalen a ocho días de producción.
     
    Como vamos, perforando 130 pozos, vamos a encontrar 23 pozos productivos, por año, que nos darán catorce días de producción y la verdad es que Colombia hoy depende de los hidrocarburos para sus ingresos. Si seguimos haciendo lo mismo vamos a encontrar lo mismo.
     
    Entonces qué tenemos que hacer: ir a cuencas diferentes, en nuestro caso, offshore y no convencionales. El reto es generar los recursos para el marco fiscal de mediano plazo porque eso nos afecta a todos como sociedad, sino no vamos a poder financiar los planes sociales del país, lo necesitamos.
     
    Si somos exitosos en no convencionales vamos a tener otro país, una generación de conocimiento alrededor de esto y cadenas productivas alrededor de esta industrias que van a generar más empleo.
     
    ‘REGULACIÓN PREVENTIVA’
     
    De acuerdo con el presidente de la ANH, ante cualquier indicio de falla deberá detenerse la perforación.
     
    La norma ambiental para el desarrollo del fracking dejó contemplado que no se podrá hacer estimulación si hay una vivienda a 100 metros de la zona, o si hay un acuífero a 500 metros o menos.
     
    Además, según Betancourt Valle, las normas dejan claro que si hay el menor indicio de que haya una falla en un pozo se debe parar la perforación.
     
    “Es una regulación supremamente preventiva, vimos que las principales fallas en los acuíferos en Estados Unidos fueron por problemas en la integralidad de los pozos: queremos evitarlo”, señaló.
     
    Las empresas también deberán hacer público el contenido de los químicos usados para la estimulación.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • ‘El sector petrolero puede impulsar el agro en las regiones’

    El presidente ejecutivo de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros habla de su nuevo rol y de sus retos a la cabeza del gremio. La entidad busca fortalecer su interlocución política.
     
    Ruben LizarraldeLa Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros, Campetrol, anunció un giro en su estructura directiva.
     
    El gremio creó en su organigrama el cargo de presidente ejecutivo y asignó en esta posición al exministro de Agricultura, Rubén Darío Lizarralde.
     
    La actual directora ejecutiva de la Cámara, Margarita Villate, se mantiene en su cargo y Lizarralde entra a fortalecer las relaciones del gremio con el Gobierno y otros sectores económicos.
     
    “Son tres los sectores fundamentales para Colombia en estos momentos de coyuntura: el extractivo, en el que está Campetrol, el agrícola y el ambiental; si logramos articular estas tres agendas, podremos andar un camino más seguro hacia la prosperidad y el desarrollo de nuestras regiones”, señaló el dirigente gremial al tomar posesión de su cargo.
     
    ¿Por qué decide la Junta Directiva crear este cargo de presidente ejecutivo en el gremio?
     
    Se crea este nuevo cargo porque las situaciones que se han venido presentando (como la reducción de la exploración sísmica, la demora en la expedición de licencias ambientales, los conflictos sociales, los problemas de seguridad) han limitado la dinámica del sector. Hay muchas empresas que han inmigrado del país, algunas de ellas atraídas por lo que está pasando en México y, en Colombia, hay una cantidad de equipos parados. Entonces la junta directiva de Campetrol vio que no era el momento de bajar la guardia.
     
    ¿Cuál es su misión entonces?
     
    Lo que quiere la junta es que no nos quedemos solamente en el ambiente de la queja, sino abrirnos al sector de los productores y al Gobierno para decirles que trabajemos juntos, que enfrentemos los problemas que se están presentando de una manera dinámica y proactiva.
     
    En esta nueva estructura, ¿cuál será el rol de la directora de Campetrol y en qué se diferenciará con su papel como presidente ejecutivo?
     
    Ella sigue cumpliendo su papel, yo la estaré acompañando.
     
    Lo que haremos es escalar el proceso frente a otros sectores, es decir, no solamente se va a trabajar como se venía haciendo con toda la seriedad y la técnica del caso, pero con un bajo perfil, sino que también participaremos de una manera muy activa en todos los comités establecidos con el Gobierno y en los escenarios en los que participan los subsectores de esta actividad económica. Queremos mostrarle al país la importancia de este sector. Creemos que el gremio ha llegado a su mayoría de edad.
     
    ¿A qué se refiere con ‘escalar el proceso frente a otros sectores’?
     
    Tenemos clarísimo que no se puede trabajar solamente pensando en este sector, hay que mirarlo de una manera mucho más completa.
     
    Por supuesto, tenemos en cuenta el impacto que tiene el sector en la economía, pero también en el sector agrícola, ambiental, en la seguridad (...) De modo que también quisiéramos mirar más allá: el sector petrolero en las regiones, puede impulsar el desarrollo agrícola de las mismas y darles una mayor estabilidad a esas regiones, para que no suceda que cuando la actividad se acabe lo único que quede en esas zonas sea pobreza. Si logramos esto, vamos a contribuir de una manera más efectiva al desarrollo del país.
     
    Hay unos retos muy puntuales que enfrenta hoy el sector y usted ya los mencionó. ¿Cuál es el plan de acción de Campetrol para enfrentarlos?
     
    Ya hemos venido trabajando en estos temas. Ahora queremos entrar en contacto con los ministerios de Ambiente, de Minas y Energía, Defensa y Trabajo, para armonizarnos y poner prioridades. Mostrar que no son unas empresas, en este caso prestadoras de servicios, las que se benefician o perjudican, sino que es toda la economía. Queremos darle la seguridad al país, a las regiones, de que se va a hacer un trabajo integral que no solamente tiene que ver con la explotación del petróleo, sino con dejar toda una economía dinámica y fortalecer otras actividades.
     
    En ese sentido, su experiencia como exministro y su vínculo con el Gobierno será clave en la gestión...
     
    Precisamente me da una mirada integral. Como Ministro da Agricultura, varias veces les planteé a mis compañeros de gabinete el hacer un trabajo conjunto, como he venido comentando.Cuando me invitaron al Consejo Nacional de Competitividad, manifesté que el sector mineroenergético debía volcarse a apoyar el desarrollo productivo agrícola, que no solamente contribuya a acabar con la pobreza extrema, sino que apoye económicamente a territorios que han sido abandonados en el país.
     
    HOJA DE VIDA 
     
    Rubén Darío Lizarralde fue Ministro de Agricultura desde septiembre de 2013 hasta agosto de este año, bajo la administración del presidente Juan Manuel Santos. 
     
    En su cargo debió enfrentar una de las mayores movilizaciones agrarias de la historia reciente del país.
     
    Antes de ser ministro, Lizarralde se desempeñó como gerente general de Indupalma S.A, fue Secretario de Hacienda de Bogotá, Asistente por Colombia y Perú en el Banco Interamericano de Desarrollo y en la Corporación Financiera Interamericana, en Washington.
     
    “Nos da la garantía de que bajo su gestión este gremio se consolidará y afrontará los retos que tiene de cara al futuro”, señaló Rose Marie Saab, presidente de la junta directiva de Campetrol.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • ‘Hay que incentivar la inversión para aumentar las reservas’

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

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

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

    ¿Cómo interpreta la actual caída del precio del crudo?

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

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

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

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

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

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

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

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

    ¿Cómo ve el desarrollo del sector en Colombia?

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

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

    Pero hoy hay problemas para pasar de ese umbral…

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

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

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

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

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

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



    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

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  • ‘México necesita de los servicios petroleros colombianos’

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    OPORTUNIDADES PARA LA INDUSTRIA, EN LA MIRA

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co

  • ‘No nos vamos del Putumayo’: Vetra Group

    El presidente de la empresa desmiente los rumores sobre la suspensión de las actividades en el sur del país. Dice que allí está la cuenca del futuro.
     
    Vera GroupDesde mediados de este año empezó a circular por los pasillos de los principales foros y congresos petroleros el rumor de una estampida de empresas del sector, con operación en el Putumayo.
     
    A voz baja se comentaba que era insostenible la actividad de las principales petroleras en la zona: los atentados de las Farc, la resistencia de las comunidades al desarrollo de las operaciones y los obstáculos para transportar los barriles a los puertos llevaron a algunas empresas a suspender sus operaciones.
     
    Pero no es este el caso de Vetra Group, según lo afirmó el presidente de la empresa, el exministro venezolano Humberto Calderón Berti.
     
    “No nos hemos planteado la opción de salir de la zona, hay compañías que se están yendo, los valores de las empresas en la bolsa de Canadá han disminuido por lo menos un tercio y si a eso le sumas los precios la situación es muy complicada, pero nosotros no nos hemos planteado salir”, señaló el ejecutivo.
     
    Esto no quiere decir que la empresa sea ajena a las dificultades operativas que enfrenta el sector en ciertas zonas del país.
     
    Este año la empresa debería estar produciendo 23 mil barriles diarios de petróleo, en cambio produce 15 mil barriles en promedio. Aunque los datos consolidados de este año aún no han sido publicados, el presidente de la empresa asegura que en lo que va del ejercicio el Ebitda (ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortizaciones) es menor en un tercio.
     
    LA APUESTA POR EL SUR
     
    De acuerdo con Calderón Berti, la razón que los lleva a resistir es sencilla: “el Putumayo es la cuenca del futuro en Colombia”.
     
    “Me parece bien hablar de no convencionales, de plataformas continentales, pero estamos hablando de mediano y largo plazo, y Colombia vive una situación muy crítica ahora: la relación entre reservas y producción es baja, y con un millón de barriles diarios no se puede mantener en el tiempo porque las reservas son muy precarias”, afirma Calderón Berti.
     
    En pocas palabras, para el empresario, en este momento, y con la actual coyuntura de precios, las plataformas continentales y no convencionales ‘son humo’, y el Putumayo ‘lo tenemos a la mano’.
     
    La esperanza que posa la empresa sobre esta cuenca amazónica radica en que, en los últimos años, los hallazgos reportados en esta zona del país han sido más importantes que en otras áreas como los Llanos Orientales, donde los campos existentes están en declinación y las perspectivas son más bien bajas.
     
    “Es una cuenca que prácticamente no ha sido tocada y tiene un potencial muy alto, va desde el alto de la Macarena y pasa por Ecuador y Perú”, explica el experto.
     
    Actualmente en esta zona trabajan seis operadoras, incluidas Ecopetrol, Amerisur y Vetra y se movilizan diariamente cerca de 250 tractomulas que transportan el crudo, porque los atentados al oleoducto Trasandino, por el que se saca el hidrocarburo, son pan de cada día.
     
    En lo que va del año se han producido 137 afectaciones a la infraestructura, por cuenta de los atentados y los bloqueos de las comunidades y, aunque con respecto al año pasado han disminuido 50 por ciento, el problema sigue siendo un gran obstáculo para las operaciones.
     
    “Las compañías petroleras aspiramos a que haya normalidad operativa, porque hay un escenario de semianarquía (...) Si nos dejan trabajar podríamos producir mucho más que eso”, señaló Calderón Berti.
     
    Aunque aún no se ha definido el plan de inversiones del 2015, es prácticamente un hecho que la empresa va a disminuir su presupuesto para el próximo año.
     
    Esto afectará particularmente la inversión en el Putumayo, donde Vetra mantiene el 75 por ciento de su operación.
     
    SE NECESITA PLAN DE CHOQUE PARA LA REGIÓN
     
    Una reforma al esquema de regalías y una gran inversión social podrían frenar los bloqueos a los campos petroleros.
     
    En un día normal seis personas se pueden parar en la mitad de una carretera y frenar el acceso de los trabajadores a un campo petrolero. Con estas situaciones son con las que se tienen que enfrentar todos los días las petroleras que operan en el sur del país.
     
    “Si yo fuera del Putumayo, también protestaría”, dice Calderón Berti, “es una zona apartada, con inmensos problemas sociales, en la que hay agua pero no acueducto, hay posibilidades de electrificación, pero no hay luz, no hay un núcleo universitario, las instalaciones de salud son precarias, todo esto, aunado a la presencia de la guerrilla y el narcotráfico, hace una situación compleja”, señaló.
     
    No obstante, asegura que es injusto que estos problemas se los achaquen a las petroleras, porque es responsabilidad del Estado solucionarlos.
     
    Dice que devolver las regalías a las zonas productoras podría contribuir a frenar el descontento. Pero, además, sugiere que haya una inversión estatal integral en el sector, para ello la empresa le presentó a la Presidencia de la República un estudio que muestra una guía de ruta que podría mejorar las condiciones de vida en Puerto Asís, Putumayo.
     
    Nohora Celedón
     
    Fuente: Portafolio.co
  • ‘Pacific es una empresa sólida’: Ronald Pantin

    Ronald PantinEl CEO y director ejecutivo de la empresa dice que con la venta de activos y la caja tendrán US$1.200 millones para cumplir con los acreedores. A largo plazo, confía en elevar la producción.
     
    Antes de que se anunciara la oferta de compra del grupo mexicano Alfa y el fondo estadounidense Harbour Energy sobre Pacific Rubiales, la gran pregunta en el mercado, con respecto a la petrolera era ¿cuánto tiempo podrá resistir la caja?
     
    La razón del pesimismo tenía que ver, principalmente, con el entorno de bajos precios del barril de petróleo, cuyo precio se desplomó rápidamente de 100 a 50 dólares por barril, lo que de inmediato redujo a la mitad el flujo de caja de la compañía, como el de muchas otras petroleras.
     
    Sin embargo, en particular los analistas han mostrado mayor pesimismo con respecto a Pacific Rubiales por una razón: el alto nivel de deuda de la compañía.
     
    Básicamente la empresa tiene en caja US$ 600 millones y una deuda acumulada de US$5.200 millones (aunque a corto plazo, según datos de Fitch Ratings, son solo US$ 18 millones).
     
    Por eso la esperanza en el mercado era que con la venta de Pacific a un conglomerado tan sólido financieramente como el grupo Alfa, la petrolera pudiera conseguir la inyección de capital que requería para mejorar sus indicadores financieros, pero también para apostarle a nuevos proyectos e incrementar la producción.
     
    “Esta potencial adquisición hubiera dado a la compañía unos nuevos dueños que podrían dotar a la empresa con el capital, tan necesitado para enfrentar las condiciones retadoras actuales para la industria. El nuevo grupo pudo también haber ayudado a Pacific Rubiales a disminuir el riesgo del negocio facilitando su entrada a México”, señaló Fitch Ratings con el anuncio de la disminución de la calificación de la deuda extranjera y local a largo plazo de Pacific de B+ a BB, con perspectiva negativa.
     
    En medio de toda esta incertidumbre, el director ejecutivo y CEO de la petrolera, Ronald Pantin, dice sentirse tranquilo y pide la misma calma a los accionistas por varias razones que se podrían resumir en una: “la empresa es sólida”, con o sin la venta de Alfa.
     
    El ejecutivo habló con Portafolio en exclusiva para responder, una a una, las dudas que rondan en el mercado sobre el futuro de Pacific Rubiales Energy.
     
    ¿Cuál es su interpretación sobre lo que pasó con Alfa y Harbour?
     
    Nosotros sabíamos que en el mercado petrolero todavía hay incertidumbre y que, por esto, para los accionistas era bueno tomar una oferta en efectivo.
     
    Lo que pasa es que la normativa de la Bolsa de Valores de Toronto dice que deben votar todos los accionistas, y deben tener las dos terceras partes de los votos a favor para poder continuar; si pasa, el que está ofreciendo, que en este caso era Alfa, tenía que retirarse y ganar con un 51 % de los votos restantes. Cuando empiezan a llegar los formularios de votación, sacan las cuentas y, aunque tuvieran mayoría, no se alcanzaba a cumplir con las dos terceras partes, ni con el voto minoritario (que es el que se hace sin el oferente). Entonces decidieron retirar la oferta.
     
    Desde el punto de vista de la gerencia, lo que hicimos fue llevar a nuestros accionistas la opción de tomar la oferta, pero Alfa y Harbour vieron que no iba a ganar su oferta y por eso ocurrió lo que ocurrió.
     
    ¿De qué manera afecta esto a la empresa en el día a día?
     
    Para nada, la empresa está mucho más fuerte que en el primer trimestre. No puedo dar los detalles de los resultados, porque somos una empresa pública, pero para la segunda semana de agosto ya los tendremos de manera oficial.
     
    Lógicamente, ya tenemos un cierre parcial y los resultados son mucho mejores, porque la producción del segundo trimestre marcará un récord, es la más alta que ha tenido la empresa en toda su historia. Los costos que habíamos reducido mucho a comienzos del año, los hemos reducido todavía un poco más y hemos aumentado significativamente las ganancias por barril.
     
    Sin embargo, con respecto a la deuda hay muchas dudas…
     
    Hoy en día tenemos una deuda de US$5.200 millones, pero en caja tenemos cerca de US$ 600 millones. También estamos vendiendo activos que no son del core (el negocio principal) de la empresa, como es el caso del 30 % de Pacific Midstream que ya está en proceso de venta, y esperamos que esta transacción se cierre en menos de un mes; la venta de nuestra participación en Puerto Bahía, que es un 42 %, y tenemos otras ventas, más o menos por unos US$ 600 millones.
     
    Así sumamos ya US$1.200 millones con lo cual podríamos reducir la deuda a US$ 4.000 millones. El ebitda que estamos proyectando, con los precios actuales, está por el orden de los US$ 1.500 millones con eso esperamos a final de este año tener una relación deuda - Ebitda muy buena por el orden del 2,8 veces el Ebitda. Esto se compara muy favorablemente a lo que piden los covenants (indicadores financieros exigidos por los bancos prestamistas) que son 4,5 veces deuda sobre Ebitda. Así que la empresa está sólida, no tiene problemas para pagar sus deudas, en la parte de capital de trabajo hemos venido pagando religiosamente a 60 días.
     
    ¿Esperan alguna nueva oferta, o consideran que este capítulo está cerrado?
     
    Nosotros estamos obligados a hacer la valoración si llega una oferta. Si la vemos válida, que tiene sentido, donde no hay riesgo financiero, nosotros estamos obligados a llevarla a la junta directiva y ellos son los que deciden si siguen o no con el proceso.
     
    O’Hara tiene casi el 20 por ciento de las acciones de la compañía, ¿cuál es el rol de este fondo en Pacific Rubiales a nivel de dirección?
     
    Todo eso es de considerarse. La forma como se eligen los directores, según los estatutos de Pacific, no es a través del porcentaje que tienen los accionistas. Hay una Asamblea donde se elige, por planchas, a la directiva de la empresa. Eso ocurrió recientemente y habría que esperar un año, a menos que se llame a una nueva Asamblea y en esta se llegue a un acuerdo en este sentido, con una votación mayor del 51 por ciento.
     
    De nuevo, yo no veo ningún problema con esto, la empresa siempre ha estado abriendo las puertas si es para el bien de nuestros accionistas.
     
    ¿Cómo afecta la caída del negocio en los planes que tenían en México con Alfa?
     
    Tenemos un joint venture con Alfa, eso no cambia para nada: ellos son nuestro socio favorito para México, igual dicen ellos, nosotros somos su socio favorito. Creemos que México es una muy buena oportunidad y hay que tomarla.
     
    ¿Qué implica en términos prácticos tomar esa oportunidad, participar en qué?
     
    En bloques que están saliendo a licitación. Hay bloques costa afuera de aguas profundas donde no entraríamos, hay otros de aguas someras en los que sí entraríamos. Tenemos una buena experiencia en este tipo de yacimientos, es parecido a lo que vivimos en nuestra otra vida en el lago de Maracaibo y también tierra adentro, donde se ven buenas perspectivas.
     
    Tenemos adelantados todos los estudios de campo, tenemos un grupo cuantioso de personas que tienen experiencia en México y vamos a participar en esos bloques con Alfa.
     
    ¿Cómo toma la reacción de los analistas, algunos bastante radicales, con respecto al precio de la acción?
     
    El mercado a veces sobrerreacciona, es cierto que la acción antes de la noticia estaba a un precio que la sujetaba a esta oferta de 6,5 dólares, al retirarse esta oferta lógicamente hubo una corrección hacia abajo. Pero después veremos una corrección hacia arriba cuando se vean especialmente los resultados que tenemos para el segundo trimestre, que yo considero que son muy buenos.
     
    ¿Qué hay de nuevos descubrimientos?
     
    Mantenemos una buena tasa de descubrimientos, lógicamente nos estamos yendo a (cuencas) frontera, donde se pueda incorporar rápidamente nueva producción. De hecho, este incremento en producción al que me referí, es fundamentado en una cantidad de pozos que tenemos en el pie de la cordillera que han sido muy importantes, de 5.000 y 1.000 barriles, y que son producto de la exploración.
     
    Además, tenemos el descubrimiento de Brasil, cuyo desarrollo va a llevar entre dos y tres años y podría ser de unos volúmenes muy cuantiosos en reservas, también estamos muy optimistas por lo que está pasando en Guyana, donde controlamos una empresa que se llama CGX Energy. Exxon tuvo un descubrimiento importante allí y nosotros tenemos unos bloques que están por fuera del área de disputa con Venezuela, pero con la misma geología que tiene el hallazgo de Exxon. Por otro lado, está México, con prospectos de muy buena calidad y de bajo riesgo y con muy buena infraestructura, cosa que hoy en día es muy difícil de conseguir en el mundo.
     
    Finalmente, ¿Puede asegurarles a los inversionistas que son una empresa viable, más allá de que en el futuro se concrete una transacción como la que no prosperó en esta ocasión?
     
    Totalmente. Y lo digo con toda la responsabilidad, la empresa pagará su deuda, mejorará los indicadores de solvencia. Pacific sigue siendo la petrolera privada más grande de Latinoamérica, con una producción del orden de los 153.000 barriles, que estamos sacando a bajos costos. En Colombia estamos viendo mejores oportunidades, nos ha ido muy bien en la parte exploratoria en Perú, Brasil y en Colombia, y tenemos en adelante posibilidades en México, que para nada cambian con esta transacción fallida.
     
     
     
    NEGOCIACIONES DE CAMPO RUBIALES
     
    A mediados del 2016 se acaba el contrato entre Pacific Rubiales y Ecopetrol para operar en conjunto campo Rubiales.
     
    Sin embargo, Ecopetrol no cerró la puerta para que la empresa pudiera seguir operando el campo después del vencimiento del contrato, que representa la tercera parte de la producción de Pacific Rubiales.
     
    De acuerdo con Pantin, ambas empresas siguen dialogando sobre la posibilidad de mantener un convenio de operación.
     
    “Lógicamente tiene que ser un negocio gana-gana para Ecopetrol y para nosotros”, dijo.
     
    Agregó que Pacific ha venido sustituyendo la producción que genera este campo, y que confía en que entre 2016 y 2017 habrán logrado sustituir completamente los barriles que les deja la operación del mismo.
     
    Añadió que, en materia de reservas, Rubiales representa menos del 9 %.
     
    ‘LA BANDA DEL ‘SHALE OIL’ DETERMINARÁ EL PRECIO DEL BARRIL’
     
    Al analizar la situación de los precios del crudo, el CEO y Director Ejecutivo de Pacific Rubiales asegura que las cotizaciones hoy fluctúan según lo que se llama “la banda del shale oil”.
     
    “Cuando veamos que el precio baja mucho, habrá una caída de los taladros que se usan para el shale oil. La semana pasada por primera vez desde el último trimestre del año pasado subieron un poco, y eso mandó una señal al mercado, por eso hubo una corrección”, explicó.
     
    El otro factor que juega un papel determinante en el precio, asegura, es la disminución de la demanda en China y el aumento de la oferta, si se llega a dar un acuerdo con Irán, lo que añadiría al mercado entre 400 y 500 mil barriles promedio diario.
     
    “Creo que vamos a durar un periodo viviendo dentro de una banda del shale oil que hoy día para el Brent es de entre 60 y 70 dólares, ahí estaremos por un tiempo hasta que lleguemos a tener una nueva dinámica dentro del sector petrolero”, señaló el ejecutivo.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / Ricardo Ávila Pinto - Director de Portafolio
     
  • ‘Si no se actúa, la crisis petrolera se verá en dos años'

    CISNEROS221El experto en hidrocarburos, Alberto Cisneros Lavaller, aseguró que la paralización de la exploración en el país está cocinando la próxima emergencia para el sector. La responsabilidad, dice, es del Gobierno y operadoras.Pocos analistas han sido tan contundentes como Alberto Cisneros Lavaller, a la hora de diagnosticar el sector petrolero colombiano ante la coyuntura actual.
     
    Y tiene todas las credenciales para hacerlo: Cisneros es hoy presidente de Global Business Consultants, una firma que asesora empresas petroleras en Suramérica, sirvió entre 1992 y 2003 como consejero en geopolítica y negocios internacionales de PDVSA y como académico ha trabajado, entre otras, con la Universidad de Illinois, la Universidad Central de Venezuela, las universidades colombianas Sergio Arboleda y Los Andes, en todas en niveles de máster y doctorado.
     
    En su última visita al país, Lavaller habló de Colombia y de cómo se está cocinando la próxima crisis petrolera nacional.
     
    ¿Cuál es su expectativa con Irán, como un nuevo jugador que entraría al mercado?
     
    En principio hay que señalar que no se trata de un nuevo jugador, sino de uno que había comenzado a cortar el suministro, principalmente, por las sanciones interpuestas. Ahora, hay una percepción importante con respecto al suministro extra que puede entrar al mercado, estaríamos hablando de un millón de barriles por día adicionales.
     
    Sin embargo, desde el punto de vista petrolero, hay que hacer una precisión: no es de la noche a la mañana que se va a invadir el mercado con este nuevo crudo. Aunque sí hay un gran optimismo con respecto a un aumento de la producción iraní en el mediano plazo, que puede hacer que se aflojen los precios.
     
    ¿A qué llama usted mediano plazo?
     
    Hay que hacer una distinción entre lo que es el mediano plazo político y el mediano plazo petrolero. El mediano plazo petrolero está en el orden de 5 a 7 años, que está vinculado al ciclo de inversión en la exploración, producción y refinación. Esto, en términos políticos y económicos, puede considerarse largo plazo.
     
    ¿Qué tiene que hacer Colombia en este nuevo entorno?
     
    Yendo a la coyuntura actual petrolera, yo creo que Colombia va a tener que cambiar la mentalidad de manera radical.
     
    Estamos en un proceso de recorte de inversiones operativas y de capital y, así como vamos, la verdadera crisis petrolera colombiana no será la actual, sino que la vamos a tener en dos o tres años.
     
    ¿Por qué lo dice?
     
    Es que se ha cortado el corazón de la supervivencia colombiana en materia petrolera, el error es cortar hasta el hueso, si me permite la expresión, incluso los capitales de inversión en exploración, esto es completamente dañino para los intereses colombianos.
     
    Necesitamos mejorar las reservas y la única manera que tenemos es a través de la actividad exploratoria. La cantidad de taladros que hemos perdido en los últimos meses es preocupante, y el ritmo de la actividad de ninguna manera debió sufrir de la manera en que ha sufrido en Colombia.
     
    ¿Pero esos recortes se han dado en otras partes también?
     
    Sí, pero hay ejemplos en América Latina donde muy ingeniosamente han generado otro tipo de alternativas. Aquí hay unas verdaderas culpas por parte de los operadores, por haber congelado la exploración, esta no es una culpa única, tiene una concurrencia también del Estado, de los entes regulatorios que dirigen la política petrolera del país, porque se necesitan incentivos que solamente ellos pueden dar. Me refiero a incentivos fiscales, de regalías y también desde el punto de vista de mejorar la ‘permisología’, si no se hace, esto va a llevar a que tengamos una declinación tremenda de la producción en dos o tres años.
     
    ¿Considera que estamos a tiempo para tomar esas acciones?
     
    Sí estamos a tiempo, pero es inmediata y perentoria la necesidad de que se tomen las decisiones por parte del Estado y se cambie la mentalidad por parte de los operadores. Y hay una reflexión histórica reciente que quiero hacer, para mí, como analista que estudia a América Latina, es completamente inexplicable que Colombia haya entrado en esta etapa de congelación con respecto a la crisis del petróleo, porque en la última crisis, la del 2009, se vio a un país que hizo exactamente lo contrario, no se amilanó, sino que logró hacer las reformas que necesitaba y pudo llegar a un pico de producción de un millón de barriles, a pesar de la crisis. Entonces ¿por qué estamos con las manos atadas ahora?, por parte y parte, el operador y el Estado.
     
    ¿No será porque en este momento es más difícil dar incentivos?
     
    Se han hecho comentarios en este respecto, me dicen que los incentivos no son algo que pueda sostenerse en el tiempo.
     
    Perfecto, pero nada quita que dentro de la potestad y los compromisos que pueda tener el Estado con los operadores petroleros del país puedan fijarse plazos, en el tema fiscal, por ejemplo, se pueden dar incentivos por cinco años o hasta que mejore a cierto punto el precio del petróleo. Pero además los permisos ambientales y la consulta previa, que son trámites muy loables, tardan unos tiempos asombrosos, un año, año y medio o ¡tres años! Entonces, si decimos que el ciclo de inversión es de 5 a 7 años, pero en Colombia inviertes hoy y solo en diez años ves los resultados, es una locura.
     
    ¿Qué han hecho en otros países de la región que usted destaque?
     
    El ejemplo de Argentina es interesante. Este país propuso hace casi un año un bono a la producción extra o a mantener la producción por parte de los operadores. Ese bono, de alrededor de 3 dólares por barril, es un suicidio fiscal si se mantiene de manera indefinida porque no hay bolsillo que alcance, pero en estos momentos las medidas están concluyendo, fue una reacción ágil que dio resultados. Es solo un ejemplo de una acción que se tomó rápidamente y de manera exitosa.
     
     
    Fuente: Portafolio.co /  Nohora Celedón
  • "Innovar Frente a las comunidades": Javier Betancourt

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

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

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

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

    Extraccin PetLas compañías petroleras del país lanzaron un mensaje de advertencia sobre lo que le puede pasar a la vuelta de unos años a Colombia si no se encuentran mayores reservas de hidrocarburos. El presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP); Francisco José Lloreda, afirmó que se presentarán serios problemas en las finanzas públicas teniendo en cuenta que el sector es el que más ingresos le reporta a la Nación.
     
    “A la vuelta de seis o siete años el país se vería abocado a una debacle fiscal si no se encuentra más petróleo y si se le dan largas a la exploración de no convencionales”, dijo el dirigente. Actualmente la industria petrolera le gira a la nación recursos por 32 billones de pesos anuales entre regalías, dividendos e impuestos. 
     
    Pero esta partida podría quedar en entredicho por la disminución de las reservas de crudo. En efecto, el país solo tiene reservas para menos de 7 años, que están actualmente en 2.400 millones de barriles. Al acabarse este inventario Colombia se convertiría en un importador de hidrocarburos.
     
    Una manera de aumentar estas reservas es buscar petróleo no convencional, es decir el que se encuentra a mayor profundidad (a más de un kilómetro) y está atrapado en rocas por lo que se necesitan utilizar técnicas como el fraccionamiento hidráulico para su extracción. Este consiste en introducir a través de pozos agua y diversos químicos para fracturar la roca, producir calor y hacer que el petróleo fluya a la superficie. 
     
    Pero esta técnica que no se ha puesto todavía en marcha en Colombia es objeto de fuertes cuestionamientos por los ambientalistas que advierten sobre los peligros para el medio ambiente. Dicen que no solo se utilizaría grandes cantidades de agua sino que se podrían afectar los acuíferos subterráneos. Además, señala que este método puede producir pequeños sismos que terminarían por impactar la superficie terrestre.
     
    La ACP rechaza estos cuestionamientos y asegura que no solo las perforaciones son menor riesgosas que las de crudos tradicionales sino que, además, el país tiene una legislación muy rigurosa en la que se han controlado toda clase de riesgos.
     
    Por eso insiste en que no se puede perder más tiempo y que es hora de que se inicie el proceso en Colombia porque de lo contrario las consecuencias económicas serían muy complejas. Las regiones dejarían de recibir millonarios recursos y los colombianos se verían abocados a pagar más impuestos porque al gobierno no le quedaría otra alternativa que poner en marcha nuevas reformas tributaria para compensar lo que se dejaría de recaudar por esta vía.
     
    El debate se presenta en momentos en que los precios del petróleo en los mercados internacionales se han desplomado y cuando el nivel de producción del país sigue a la baja. En solo cuatro meses las cotizaciones del barril de crudo cayeron más de 20 %. Hoy el Brent (de referencia para Europa) se cotiza a 89 dólares, muy por debajo de los cerca de 120 dólares el barril de hace un año, mientras que el WTI (de referencia para Estados Unidos) está en 84 dólares. Adicionalmente el país lleva varios meses sin cumplir la meta de producción del millón de barriles. 
     
    Fuenbte: Semana.com
  • “La posibilidad de que se llegue a un acuerdo en la OPEP es altamente baja”

    Explotacion¿Qué puede pasar en la reunión de la Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP) este jueves?.
     
    El profesor de postgrado de petróleo de la Universidad Central de Venezuela, Mazhar Al-Shereidah, hizo un análisis sobre lo que puede pasar en la reunión de la Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP).
     
    Primero hay que mirar el ambiente político. Las negociaciones entre Irán y el G5+1 (Estados Unidos, Francia, el Reino Unido, China y Rusia, más Alemania) en torno al expediente nuclear iraní que tenía como fecha tope el martes 25 de noviembre, interpretando el ánimo de la extensión de las negociaciones, hace que se desprenda de ahí la voluntad política de continuar el diálogo con miras de llegar a un acuerdo, según el cual Irán dejará de enriquecer el uranio en más de 5% y Rusia tendrá en su cargo empobrecer el uranio enriquecido para convertirle en combustible para la generación de energía eléctrica.
     
    Irán pronto, quizás antes de finalizar el año, estaría libre de esas presiones. Se levantarían las sanciones impuestas sobre ese país que habían limitado las exportaciones petroleras iraníes en un millón doscientos mil barriles diarios. Según palabras textuales del ministro iraní de petróleo, las cifras son las siguientes: en el momento que se levantan las sanciones, ese país en un lapso de dos meses puede duplicar el volumen de sus exportaciones. Este anuncio difícilmente puede ser bien visto por parte de quienes en la OPEP quieren recortar su producción.
     
    Mi expectativa es que la sobreoferta va a continuar en el mercado, los precios no necesariamente colapsarían sino que su tendencia hacía la baja continuaría. Pero como hay muchos actores OPEP y no OPEP —donde hay países cuyo costo de producción está por debajo de los US$5 dólares el barril y hay otros cuyos costos están por encima de US$50 el barril—un pacto firmado entre ellos le pondría un piso a los precios del crudo.
     
    El precio del crudo puede quedar en US$60, US$62 o US$68 pero creo que va a quedar por debajo de US$70. Este valor afectaría inversionistas y estaríamos también en presencia de lo que comúnmente se llama que el pez grande se coma al más pequeño. Sobre todo en Estados Unidos donde hay centenares de pequeños productores de petróleo con alto costo de producción que al verse imposibilitado de continuar exitosamente extrayendo petróleo es probable que compañías financieramente más poderosas comprarían a las más débiles y con ello se daría un proceso de mayor concentración del negocio petrolero. La posibilidad de que se llegue a un acuerdo en la reunión de la OPEP es altamente bajo. En caso de que se diera, sería de bajo cumplimiento y de lenta aplicación en el mejor de los casos.
     
    La realidad de Venezuela en medio de la crisis en el precio internacional del petróleo
    El presupuesto nacional está elaborado sobre un precio de US$60 dólares el barril. En teoría no debería afectarle a Venezuela seriamente mientras el precio no descienda por debajo de ese valor. Sin embargo, lo habitual en los últimos años es que las diferencias entre el precio que se toma como base para la elaboración del presupuesto y el precio que realmente sostiene deja un margen de US$20 o US$30 el barril por encima de lo estimado. Este tanque de oxígeno enorme en dólares le ha facilitado al Estado venezolano cumplir con una serie de importantes misiones y proyectos sociales. Si este tanque de oxígeno se vuelve más pequeño o desaparece, entonces el efecto sería negativo para alcanzar las metas socioeconómicas del Estado.
     
    Sobre la reunión de los representantes de la OPEP de México, Rusia y Venezuela
    México no está en condiciones de recortar producción ya que ésta ha mermado lo cual lo ha conducido a que se olvide de una cuestión de honor nacional como la ley de nacionalización y haya entrado en un proceso de apertura petrolera similar al existente en Colombia donde el capital privado tiene acceso a esta actividad.
     
    Rusia confronta debido a las series de sanciones por parte de la Unión Europea y al lenguaje cada más belicoso de la OTAN. Ellos se encuentran en una situación, desde el punto de vista financiero, no muy holgada y además su moneda se ha devaluado durante los últimos meses. Por eso no creo que Moscú esté dispuesta a comprometerse seriamente a efectuar un recorte sustancial en su producción. Recortar 50 o 100 mil barriles diarios, por ejemplo, no afectaría al precio petrolero porque en el mercado mundial actualmente hay inventarios de los países consumidores de 8 mil millones de barriles. Hay una sobreoferta en el orden de los 2 millones de barriles diarios y no están quedando fríos sino comprados con descuentos pero no con la finalidad de ser destinados al consumo sino para ahorrarlo. Entonces esto dificulta que Rusia se embarque en reducir su producción a menos que vea un sería intención de la OPEP de reducirla.
     
    Estados Unidos, el mayor nuevo productor de petróleo
    Estados Unidos tiene un departamento de energía pero no produce ni un barril de petróleo. La producción de ellos está en manos de productores privados y mientras el precio les permita seguir implementando su producción lo harán. Entre tanto, Estados Unidos, no está en el juego y no puede decretar un recorte de su respectiva producción. Por eso los expertos en la materia consideran que en el peor de los casos el incremento de producción de petróleo de Estados Unidos para 2015 será de 700 mil barriles diarios en vez de un millón doscientos mil si el precio estuviera cerca de US$90 dólares el barril.
     
    Fuente: ElEspectador.com
  • “Tenemos que aprender a vivir sin la bonanza”

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

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

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

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

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

    Semana: ¿Hasta dónde cree que bajarán los precios?

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

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

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

    Semana: ¿Para 2016 el panorama será peor?

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

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

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

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

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

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

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

    Semana: ¿Qué hacer para enfrentar la coyuntura?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Semana.com

  • 1.034.500 barriles por día (BPD), fué la Producción en enero

    En enero de 2015 se produjeron 1.034.500 barriles por día (BPD), volumen que representó un incremento de 2,7% frente a la producción de diciembre de 2014.
     
    Oleoducto ColombianoEl Ministerio de Minas y Energía informa que la producción promedio de crudo en el mes de enero de 2015 fue de 1.034.500 barriles por día (BPD/información preliminar). Este volumen refleja un aumento de 2,7% frente a diciembre de 2014 (1.007.000 BPD).
     
    Con la producción de enero, el país completa cuatro meses en línea con una producción superior el millón de barriles. De la producción del mes pasado, 193.500 BPD correspondieron a contratos de la ANH, es decir, el 18,7%. Entre tanto, Ecopetrol y asociadas produjeron 841.000 barriles, lo que representó un incremento de 2,9% frente a diciembre de 2014, debido a mayores volúmenes de producción en los campos Castilla, Castilla Norte y Chichimene.
     
    Por otro lado, la cifra preliminar de producción de gas promedio durante enero alcanzó 1.059 millones de pies cúbicos por día (MPCD), aumentando en 1,58% con respecto a diciembre de 2014 (1.043 MPCD). El incremento refleja el comportamiento de la demanda para los campos Chuchupa, Ballena, Cusiana y Pauto.
     
    *Este reporte contiene datos de producción estimada que serán sometidos a procesos de validación.
  • 2016, oficialmente el año del fin del boom petrolero

    Oru Cao LimonAunque se prevé que el precio del oro negro se mantendrá bajo, el mayor temor es que descienda por debajo de US$20 el barril. ¿Qué implicaciones tiene?
     
    Tras 7 años de una bonanza minero-energética durante los cuales la producción de gas y petróleo se duplicó, el año pasado dicha tendencia empezó a cambiar y analistas como los de Larraín Vial prevén que 2016 será el año en que oficialmente termine el boom petrolero. Esto porque estiman que la producción empiece a disminuir en 5% respecto al año anterior. 
     
    Si a esto se suma la caída en el precio del crudo, el panorama pinta bastante espinoso, no solo para esta industria, sino para el país en general, que se acostumbró a vivir de las rentas petroleras.
     
    No obstante, y aunque se prevé que el precio del oro negro se mantendrá bajo, el mayor temor es que descienda por debajo de US$20 el barril, lo que podría llevar a la cotización del dólar en Colombia por encima de los $4.000, así como a un decrecimiento del PIB.
     
    Dinero.com
  • 26 Bloques se Ofertaron en Ronda Colombia 2014

    Ronda 2014 ANHCartagena, - Ayer  23 de julio de 2014 se realizó en Cartagena el depósito de ofertas de la Ronda Colombia 2014. La Ronda Colombia 2014 es un proceso competitivo donde se reciben ofertas de inversionistas tanto nacionales como internacionales sobre diferentes áreas en el país para la exploración y explotación de hidrocarburos. Para este año se ofrecieron 95 bloques, de los cuales 58 bloques tienen prospectividad para yacimientos convencionales, 18 para no convencionales y 19 para costa afuera.
     
    En el evento se recibieron ofertas para 26 áreas por parte de 19 empresas. Las principales características de los bloques ofertados son las siguientes:
     
    Por tipos de áreas se recibieron las siguientes ofertas:
     
    ·       11 áreas de Yacimientos Descubiertos No Desarrollados recibieron ofertas de 10 empresas.
     
    ·       9 áreas convencionales recibieron ofertas de 8 empresas.
     
    ·       1 área no convencional recibió ofertas de 2 empresas.
     
    ·       5 áreas costa afuera recibieron ofertas de 4 empresas.
     
     
    La inversión proyectada de la adjudicación de las áreas de la Ronda Colombia 2014 que esperamos recibir para los próximos años es de 1400 millones de dólares, la cual está compuesta por 1000 millones de dólares como Programa Exploratorio Mínimo y 400 millones de dólares como Programa Exploratorio Adicional. También es importante resaltar que el porcentaje de participación en producción propuesto por los oferentes estuvo entre el 1% y el 21%.
     
    Los resultados fueron positivos, ya que un 28% de los bloques ofrecidos recibieron ofertas. 
     
    ANH - Paisminero.co
     
    Los siguientes pasos son:
     
    ·       Publicación Lista Preliminar de Elegibilidad: 31 de Julio de 2014.
     
    ·       Publicación Lista Definitiva y Adjudicación o Declaratoria de Desierta de las Áreas: 11 de Agosto de 2014.
     
    ·       Etapa de celebración de contratos: A partir del 12 de Agosto de 2014.
     
     
  • 4000 Millones de Dólares en Exploración proyectada: Orlando Cabrales

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

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

    ·   Ataquesreducenrecursosparainversión en educación,salud, servicios públicos yvías.

    ·   Contaminaciónderíos,sembradosyhumedalesqueafectanacercade84mil personasen Putumayo,Nariño yelCatatumbo.

    ·   Derramesafectanespeciesanimalesenriesgodedesaparicióncomoladanta,el armadillo, el manatí yelvenado colablanca.

    ·   EcopetrolhaceunreconocimientoalaFuerzaPúblicaporlaceleridadenla respuestaparapermitirquelostécnicoshagan las  reparaciones.

            ·  La Empresaha puestoen marchaplanesdecontingencia paramitigarimpactos.

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

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

    Atentadosa infraestructurade Ecopetrolen 2015

    Fecha

    Infraestructuraafectada

    Lugar

     

    08-ene

    1

    Oleoducto Transandino

    Verede Piluales,municipio  Mallama, Nariño

    2

    Oleoducto Transandino

    Vereda El Chambu,municipioMallama, Nariño

    05-abr

    3

    Oleoducto Caño Limón-Coveñas

    Vereda Cañaguata,municipioCubara, Boyacá

     

    19-abr

     

    4

     

    Oleoducto Caño Limón-Coveñas

    Vereda Cubugon, municipioToledo, Norte de

    Santander

    27-may

    5

    Oleoducto Transandino

    Vereda El Pinde, municipioTumaco, Nariño

    28-may

    6

    Oleoducto Transandino

    Vereda Berlín, municipioBarbacoas,Nariño

     

    30-may

     

    7

     

    Oleoducto San miguel-Orito (OSO)

    Vereda  Juan  Cristóbal,  municipio  San  Miguel,

    Putumayo

     

     

    31-may

     

    8

     

    PozoLoro8

    Vereda  Loro  8,  municipio  Valle  del  Guamuez,

    Putumayo

     

    9

     

    PozoYurilla1

    VeredaNuevaArabia,municipioPuertoCaicedo,

    Putumayo

    10

    Oleoducto Churuyaco-Orito (Ocho)

    Vereda El Azul,municipiodeOrito, Putumayo

     

    04-jun

     

    11

     

    Línea de flujode pozosLoro

     

    Vereda La Cruz,MunicipioSan Miguel,Putumayo

     

    05-jun

     

    12

     

    Oleoducto San Miguel-Orito (OSO)

    VeredaVilladuarte,MunicipioValledelGuamuez,

    Putumayo

     

    06-jun

     

    13

     

    PozoLoro1

    Vereda  Loro  1,  municipio  Valle  del  Guamuez,

    Putumayo

     

     

    07-jun

     

    14

     

    PozoTibú-30

    Vereda   P-30,   municipio   de   Tibú,   Norte   de

    Santander

     

    15

     

    Oleoducto Transandino

     

    Vereda Kilómetro85,municipiodeTumaco, Nariño

     

     

     

     

    08-jun

    16

    Oleoducto Trasandino

    Vereda Pambil,municipiodeTumaco, Nariño

     

    17

     

    Oleoducto San Miguel-Orito (OSO)

     

    Vereda laRaya, municipioLaHormiga,Putumayo.

     

    18

    Detenciónilegalde23tractomulasy

    derramedecrudo

     

    Vereda La Cabaña, Puerto Asís,Putumayo(*)

     

    19

     

    QuemaEquipo Varilleo,campo Tibu

     

    Vereda Km17,Tibú,NortedeSantander(*)

    09-jun

    20

     

    Oleoducto Churuyaco-Orito (Ocho)

    Barrió  Los  Alpes,  inspección  Siberia,  municipio

    Orito, Putumayo

    (*)Accionescontraterceros,vehículosoequipos.

     

     

  • A julio inversión extranjera bajó el 6,7 por ciento

    Inv ExtranjeraLas cifras preliminares del Banco de la República indican que en los 7 primeros meses la inversión extranjera directa (IED) en Colombia bajó 6,7 por ciento, a cerca de 9.375 millones de dólares.
     
    Aunque el Gobierno maneja la proyección de que este año se alcanzará una IED (inversión de largo plazo) de 17.000 millones de dólares, lo que representaría un crecimiento de 4 por ciento respecto a 2013, hay quienes piensan que la meta no es posible.
     
    Uno es el economista Mauricio Reina quien dice que el boom de los comodities en el mercado mundial, que atrae cerca del 50 por ciento de la inversión extranjera directa en Colombia, está llegando a su fin, por lo que las inversiones que eran atractivas hace tres o cuatro años ya no lo son necesariamente.
     
    "También Colombia tiene sobrecostos en la exploración y explotación minero-energética -como las consultas previas o dificultades de las licencias ambientales-, que han hecho que sea un país menos atractivo para los capitales externos; y tampoco ha concretado mejoras de productividad y competitividad necesarias para compensar esa caída de precios de los comodities, y los sobrecostos en la exploración y producción minero-energética", agregó.
     
    Aunque no superaron los nuevos flujos de IED, los capitales golondrina (de cartera y/o corto plazo) ganaron protagonismo en los 7 primeros meses del año, al sumar 8.255 millones de dólares, y aumentar 148 por ciento respecto a igual periodo de 2013.
     
    Dicha cifra supera además en 3.563 millones de dólares los 4.692 millones de dólares que ingresaron al país el año pasado por esa vía, según el Banco de la República
     
    A Colombia continúa llegando un buen volumen de capitales extranjeros atraídos por las buenas perspectivas de la economía y la rentabilidad que ofrecen sus mercados.
     
    La inversión de portafolio está representada en deuda pública del gobierno (TES), bonos corporativos y acciones inscritas en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC), entre otros títulos.
     
    Los analistas coinciden en que parte de la explicación a ese mayor ingreso de capitales extranjeros de corto plazo se encuentra en el rebalanceo que llevó acabo JP Morgan de su índice, en el que recomendaba a los inversionistas tomar una mayor posición en deuda pública.
     
    La llegada masiva de capitales externos también ha provocado una caída en el precio del dólar que se negocia hoy sobre 1.877,40 pesos, que es la tasa representativa del mercado (TRM).
     
    Rolando Lozano Garzón
    Redacción Economía y Negocios.
    Fuente: ElTiempo.com
  • Acción de Ecopetrol cerró en 1.625 pesos. ¿Por qué?

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

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

    Ronald PantinBogotá –Cinco puntos sobre la mesa puso O’Hara, el accionista mayoritario de Pacific Exploration & Production Corporation, en el que se destaca la renuncia de la Gerencia de la petrolera canadiense y la solicitud a la Superintendencia de Sociedades para que actúe en el proceso de reestructuración.


     



     

     


     



     

    De hecho, O’Hara señala que para el bien del proceso, es necesario que se contrate una Gerencia profesional y que genere confianza.

    De acuerdo con un comunicado de O’Hara, los accionistas de Pacific E. & P. consideran que un resultado benéfico del proceso de reestructuración para todos los que hacen parte de la compañía y para el país que se invite a participar a los accionistas de Pacific E. & P. que quieran capitalizar la empresa a que lo hagan.

    En las peticiones también se resaltan que se respeten los derechos de los accionistas minoritarios y se le preserve un porcentaje significativo de su inversión.

    El accionista mayoritario también considera que las autoridades colombianas investiguen a fondo lo que sucedió en el proceso de Pacific. E. & P., incluyendo el “Comité Independiente” y la Gerencia de la compañía.

    El abogado Jaime Granados radicó el pasado lunes 16 de mayo, en representación de O´Hara, que es el accionista mayoritario de Pacific E. & P.,  un derecho de petición de información y la solicitud de reconocimiento como tercero interesado en cualquier trámite o actuación referente a la subsidiarias de Pacific E. & P y su proceso de reestructuración.

    El documento afirma que O´Hara tiene un interés individual, directo y cierto en la actuación administrativa de la compañía canadiense.

    De producirse cualquier actuación o decisión referente a la reorganización de Pacific E. & P. -con todos los derechos que ello implica- se afectaría su situación jurídica individual, al consolidarse en forma definitiva una práctica de parte de las subsidiarias de la compañía que atenta contra las sanas costumbres mercantiles, ocasionando un inmenso detrimento patrimonial a O´Hara”, señala el comunicado de la defensa del accionista mayoritario.

    El abogado representante acude a la Superintendencia de Sociedades ya que, como ha hecho público, este proceso ha estado caracterizado por una gran desinformación por parte de la Superintendencia Financiera: “Aunque su obligación como regulador es verificar que al mercado se le dé la información oportuna y adecuada, en este caso la respuesta de la Superintendencia Financiera ha sido inconsistente y contraria a la realidad”.

     

    Fuente: Larepublica.co

  • Accionistas de Pacific buscan detener oferta de Alfa

    Inversion CapitalesUn grupo grande de accionistas no está de acuerdo con la negociación que hizo Alfa y la firma Harbour Energy para obtener acciones de Pacific e invitaron a los socios minoritarios a votar en contra.

    El mayor grupo de accionistas de la petrolera Pacific Rubiales ha iniciado una lucha para bloquear la oferta de compra por 2,000 millones de dólares canadienses (1,600 millones de dólares estadounidenses) del conglomerado mexicano Alfa y la firma Harbour Energy.

    O'Hara Administration, que encabeza un grupo de accionistas que poseen el 20 por ciento de Pacific Rubiales, dijo el jueves que había presentado una circular y una carta instando a otros inversores minoritarios a votar en contra del acuerdo.

    El grupo agregó que por el momento su intención no es derrocar al directorio Pacific Rubiales.

    Un portavoz de Pacific Rubiales no quiso comentar inmediatamente el asunto, pero dijo que habrá una declaración pública pronto.

    Alfa y Harbour Energy, una asociación entre la asiática Noble Group y la firma estadounidense de capital privado EIG Global Energy Partners, propusieron comprar al mayor productor independiente de crudo y gas de América Latina en 6.50 dólares canadienses en efectivo por acción.

    Las acciones de Pacific Rubiales, que opera los mayores campos petroleros en Colombia, ganaron un 0.91 por ciento en la bolsa de Toronto a 5.56 dólares canadienses.

    O'Hara se ha opuesto desde hace tiempo al acuerdo, que considera que “subvalúa a la empresa y gestiona incentivos inapropiados para los accionistas minoritarios”.

    Por su parte, Pacific Rubiales ha dicho que el acuerdo en efectivo proporcionará seguridad y liquidez a la compañía en un periodo de volatilidad de los mercados petroleros y convocó a una asamblea para el 7 de julio donde se discutirá la oferta.


    Fuente: Portafolio.co / Reuters

  • Agosto registró una producción promedio de crudo de 966.000 barriles por día (BPD)

    Produccion CrudoEl Ministerio de Minas y Energía informa que en agosto se registró una producción promedio de crudo de 966.000 barriles por día (BPD), valor superior en 2,21% al alcanzado en el mes pasado donde se produjeron 945.000 BPD.

    “Se suspendieron las acciones terroristas y la industria paulatinamente reactiva su dinámica. Seguiremos buscando mantener una producción lo más cercana posible al millón de barriles. De esta forma mantendremos los recursos que financian los programas de educación, infraestructura e inclusión que tanto benefician a los colombianos”, afirmó el Ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada. "Acercarnos al millón de barriles promedio es acercarnos al billón de pesos para inversión social", enfatizó.

    El titular de la cartera minero energética destacó el restablecimiento de las operaciones en los campos de producción del departamento de Arauca, así como la entrada en producción de 24 pozos nuevos en los campos Rubiales y Pirirí.

    Por otro lado, la producción de gas durante el mes pasado fue de 951 millones de pies cúbicos por día (Mpcd), con una reducción de 1,59% con relación a la producción del mes de julio (966 Mpcd), variación que se genera fundamentalmente por el comportamiento de la demanda.

     *Este reporte contiene datos de producción estimada que serán sometidos a procesos de validación.

    MME- paisminero.co

     

     

  • AIE dice que en condiciones económicas normales los precios del petróleo repuntarán

    Petroleo Irak"Creemos que en condiciones normales, hacia el final de este año, en la segunda mitad de este año o más tardar en 2017, los mercados van a reequilibrarse", sostuvo el jefe de la Agencia Internacional de Energía (AIE), Fatih Birol.
     
    Kitakyushu, Japón. El jefe de la Agencia Internacional de Energía (AIE), Fatih Birol, dijo este domingo que los precios del petróleo podrían haber tocado fondo, siempre y cuando la salud de la economía global no represente una preocupación.
     
    Los precios del petróleo alcanzaron máximos de 2016 el viernes, cuando el referencial Brent llegó a los US$48,50 el barril por el optimismo de que un exceso en la oferta mundial de petróleo será solucionado.
     
    Eso, junto con la debilidad del dólar, ha ayudado a los futuros del crudo a subir más de US$20 el barril después de que los precios tocaran mínimos de 12 años, por debajo de los US$30, en el primer trimestre.
     
    Una caída de la producción de los países que no pertenecen a la OPEP que supera los 700.000 barriles por día durante este año, sumado a las interrupciones de la producción en países como Nigeria y Kuwait, han impulsado el repunte, dijo Birol a Reuters en el marco de la reunión de los ministros de Energía del G-7 en Kitakyushu, al suroeste de Japón.
     
    Consultado sobre si los precios del petróleo habían tocado fondo, Birol dijo: "Bien podría ser el caso, pero dependerá de cómo esté la economía global. En un entorno económico normal, veremos que la dirección de los precios será más bien hacia arriba que hacia abajo".
     
    Creemos que en condiciones normales, hacia el final de este año, en la segunda mitad de este año o más tardar en 2017, los mercados van a reequilibrarse", añadió.
     
    El jefe de la AIE destacó además que a pesar de la reciente subida de los precios del petróleo, tomará un tiempo cambiar la tendencia bajista de la producción de petróleo en Estados Unidos. "Esto dependerá de qué tanto se recupere el precio y por cuánto tiempo se mantenga el nivel de precios".
     
    Fuente: Americaeconomia.com / Reuters
     
  • AIE recorta la previsión de crecimiento de la demanda de petróleo

    Operadores Crudo1LONDRES (EFE Dow Jones)--La Agencia Internacional de la Energía anunció el martes una rebaja de las previsiones de crecimiento de la demanda de petróleo para 2014 hasta el nivel más bajo en cinco años, lo que envía al mercado una nueva señal bajista, mientras los precios siguen descendiendo.
     
    En su informe mensual, la agencia con sede en París rebajó las previsiones de crecimiento de la demanda para este año en 200.000 barriles diarios a 700.000 barriles al día.
     
    Los precios han bajado desde el mes de junio por las preocupaciones por una demanda renqueante en un contexto de floja economía y de robusto crecimiento de la oferta.
     
    Sin embargo, la AIE dijo que la debilidad de la demanda podría haber tocado fondo. La organización prevé que la demanda crecerá el próximo año en 1,1 millones de barriles diarios.
     
    La producción de crudo creció el mes pasado, en parte por un repunte significativo de la producción de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, que aumentó a un máximo de 13 meses de 30,7 millones de barriles diarios, según la agencia.
     
    El aumento de la producción de la OPEP y el creciente desacuerdo dentro del grupo sugiere que hay pocas probabilidades de alcanzar un acuerdo para recortar la producción cuando el grupo se reúna en Viena el mes próximo, lo que sigue presionando a los precios.
     
    En otras zonas, los precios tendrán que caer más antes de que los productores empiecen a considerar limitar su producción, dijo la AIE.
     
    Sarah Kent
     
    Fuente: WSJournal.com
  • América Latina, nueva frontera para inversión petrolera

    México, Brasil y Argentina concentran la atención por las reservas de sus yacimientos inexplotados y las posibilidades de desarrollo de los existentes.
     
     
    PetroleoLos países latinoamericanos apuestan fuerte a la inversión extranjera para desarrollar su industria de hidrocarburos, y para ello modifican marcos jurídicos para tentar a las multinacionales petroleras, sin renunciar a la preeminencia del Estado en el sector.
     
    México, Brasil y Argentina concentran la atención por las reservas de sus yacimientos inexplotados y las posibilidades de desarrollo de los existentes.
     
    El gobierno mexicano estima en 50.000 millones de dólares las inversiones que llegarán al país tras la reforma aprobada este año que reabre el sector petrolero tras casi ocho décadas de monopolio estatal. El foco está puesto en la incorporación de nuevas tecnologías para aguas profundas del Golfo de México, una frontera costosa.
     
    La reforma apunta a aumentar una producción que cayó de 3,4 millones de barriles diarios (mb) a 2,47 mb desde 2004.
     
    "Lo más importante de esta apertura es el poder comprar y extraer petrolero bajo condiciones de (...) certeza jurídica", explicó a la AFP Raymundo Tenorio Aguilar, director de la carrera de Economía en el Instituto Tecnológico de Monterrey.
     
    La limitante principal para los inversores será la carga fiscal. "(Si) no tuvieran un trato fiscal diferente al de Pemex, son muy altos los impuestos locales. Habrá que ver si a los inversionistas realmente les atrae".
     
    La estatal se aseguró el control de 83% de las reservas probadas y probables de crudo, un porcentaje que evidencia el peso de lo público en el sector.
     
    En Brasil, que posee enormes yacimientos a gran profundidad a lo largo de sus costas bajo una gruesa capa de sal (Presal), los inversores extranjeros deberán asociarse con Petrobras para tener una tajada del pastel. Como mínimo, la estatal tendrá 30% de participación en cada proyecto y el monopolio operativo de los campos petrolíferos.
     
    En noviembre, el país entregó en concesión el mayor de sus campos, Libra: Petrobras controla 40% del proyecto, para el cual se asoció con Total, Shell y dos empresas estatales chinas.
     
    Algunos analistas creen que una excesiva intervención pública en el sector reduce el interés de las grandes petroleras.
    El experto Adriano Pires dijo a la AFP que una derrota electoral de la presidenta Dilma Rousseff, muy estatista en materia energética, podría facilitar la llegada de nuevas empresas.
     
    Argentina, que busca recuperar el autoabastecimiento de gas, apuesta por su parte a los hidrocarburos no convencionales del megayacimiento "Vaca Muerta", en la Patagonia.
     
    Si bien el proyecto está en una etapa incipiente, las petroleras internacionales ya comenzaron a trabajar en prospección y muestreo de volúmenes a través de acuerdos con la estatal YPF. Las estadounidenses Chevron, Dawn Chemical y Exxon, la francesa Total, la alemana Winter Shale, o la angloholandesa Shell son algunas de las firmas presentes.
     
    Al igual que en México y Brasil, el Estado tiene un peso importante sobre este reservorio de 30.000 km2: de los 180 pozos en desarrollo, más de 70% son de YPF. Unos 12.000 km2 fueron entregados en concesión a la estatal.
     
    Horacio Lazarte, de la consultora Abeceb, señaló que la producción plena de Vaca Muerta podría alcanzarse en 2020.
    Venezuela, con las mayores reservas del mundo y problemas de infraestructura en su sector petrolero, es el paradigma del modelo nacionalista de control de producción: la Ley de Hidrocarburos determina que exploración, extracción y almacenamiento inicial son actividades reservadas al Estado. Los privados solo pueden integrar "empresas mixtas" con 50% de participación pública.
     
    - Petróleo e independencia energética -
     
    Otros países con posibilidades menores de extracción modificaron leyes para favorecer la captación de capitales para el sector de hidrocarburos. El peso del Estado es tan presente como en las grandes economías regionales.
     
    Así Ecuador, el socio más pequeño de la OPEP, modificó en 2010 los contratos petroleros para obtener mayor renta. Del 80% del petróleo que obtenían, los privados pasaron a un esquema en el que reciben un pago por barril extraído, y el país vende directamente. Algunas empresas como Petrobras dejaron el mercado ecuatoriano.
     
    El año pasado Ecuador asumió la explotación de su mayor reserva petrolera, ubicada en el parque ecológico del Yasuní (centroeste), y busca socios para explotar un potencial de 1.600 millones de barriles. La ley no impone a las empresas extranjeras asociarse con el Estado para operar.
     
    En Colombia, donde los hidrocarburos representan 5,6% del PIB, el gobierno apuesta fuerte a la inversión foránea. En julio comenzó a subastar bloques en un proceso con el que espera recaudar unos 1.400 millones de dólares. ExxonMobil, la noruega Statoil o la española Repsol participaron de la venta.
     
    La búsqueda de fuentes de energía es un denominador común en la región. Cuba ha firmado contratos de riesgo compartido con compañías de Noruega, España, India, Venezuela, o Rusia para buscar crudo en el Golfo de México. Uruguay hace prospección en su territorio y en alta mar, y apuesta a la instalación de parques eólicos, al igual que Chile que espera llegar en 2025 a 20% de su matriz energética constituida por energías renovables.
     
    Fuente:  AFP -  ElEspectador.com
     
     
  • Análisis - ¿En manos de quién está el precio del petróleo?

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

    EnernewsLas proyecciones son malas. De no aparecer nuevos descubrimientos, el país perderá la autosuficiencia de petróleo crudo en el año 2021 (CGR).
     
    Por: Alejandro Martínez Villegas
     
     
    Hace unos años titulé una de estas columnas con una pregunta: ‘¿Fin anticipado del auge petrolero?’ –basado en un estudio de Anif con ese título–, para señalar el hecho de que desde el el 2012 estaba marchitándose, injustificadamente, la actividad petrolera en el país. En el presente escrito me referiré a la crisis energética, en la que ya estamos sumidos, pero voy a enfatizar que los impactos serán mayores, dada la necesidad inminente de importar hidrocarburos para abastecer el mercado doméstico.
     
    En efecto, desde el 2012 se advertía que las empresas petroleras querían invertir, pero no lo lograban por factores de entorno: licenciamiento ambiental, ataques terroristas, consultas populares y bloqueos a las operaciones. En el 2014 se oían voces que, además, proponían gravar al sector petrolero para financiar, en parte, los 12,5 billones de pesos que faltaban para el presupuesto de la nación del 2015. De hecho, alcancé a afirmar que “gravar a un sector en declinación es disminuir los ingresos estatales en el inmediato futuro. De eso no puede caber duda”.
     
    Las empresas siguen sin poder operar y el impacto es profundo. Además, porque el precio internacional se desplomó. Esta caída tuvo dos efectos, que resalto porque solo con un buen diagnóstico podremos implementar soluciones efectivas: (1) profundizó la tendencia de la caída de las inversiones petroleras en el país, y (2) opacó el hecho de que los factores de la declinación eran otros, y los precios bajos atraparon al país cuando el sector ya se estaba marchitando.
     
    El costo ha sido alto. La Contraloría General de la República indica que el valor de las exportaciones petroleras cayó casi 69 por ciento del 2013 al 2016. El Ministerio de Hacienda y Crédito Público, en el Marco Fiscal de Mediano Plazo (MFMP), calculó en 23,6 billones de pesos la caída de los ingresos petroleros para el 2016, comparados con el 2013.
     
    ¿Ello que ha implicado? Aumento de los impuestos y de la deuda pública del país, sin que se pueda avizorar ningún otro sector que hoy pueda sustituir los aportes del ramo extractivo (minas e hidrocarburos). 
     
    Ojalá hubiera forma de reclamarle a quienes andan por las regiones desinformando sobre el impacto ambiental del petróleo y la minería, o a aquellos que han promovido consultas populares manipulando a los votantes. En fin.
     
    Pero el capítulo dos de la crisis por el marchitamiento del sector se está conformando y seguramente nos veremos abocados a importar. Las proyecciones son realmente malas. De no aparecer nuevos descubrimientos, el país perderá la autosuficiencia de petróleo crudo en el año 2021 (CGR); la de gas natural en el 2020 (UPME, escenario medio de demanda), y la de combustibles líquidos en el 2022 (CGR). 
     
    De hecho, para el GLP (‘gas propano’) estaremos importando el 12 por ciento de la demanda nacional, desde el segundo semestre del presente año. Este combustible tiene, además, la característica de que llega a los sectores más vulnerables de la sociedad (estratos 1 y 2), sin subsidios en la mayor parte del país, quienes serían gravemente afectados con el incremento en el precios, si el déficit de abastecimiento se profundiza.
     
    ¿Cuáles son las posibilidades que aparezcan nuevas reservas en Colombia? Muy bajas. En materia de pozos exploratorios, este año terminaremos con menos de la mitad de los perforados en el 2012; muchos de ellos porque en el 2015 la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) le permitió a las compañías posponer la perforación de pozos para aliviarles los problemas de caja por los precios bajos. 
     
    En cuanto a exploración sísmica, no se ha corrido ni un kilómetro al mes de mayo de este año, lo cual es grave porque sin ella no es posible perforar pozos exploratorios en los años venideros.
     
    ¿Qué se requiere, entonces, para que aumenten las reservas? Que el país tome la decisión de impulsar a la industria extractiva (minas e hidrocarburos), porque el problema grave es de inviabilidad de las operaciones y no tanto de competitividad fiscal o government take. ¿Cómo se logra esto? El Ministerio de Minas y Energía, la Upme, la Creg, la ANH y la ANM están haciendo la tarea, y el país debe agradecérselos. Pero sin el apoyo del resto del gobierno, las cortes y la opinión pública no podrán lograrlo. Ojalá nos demos cuenta pronto de que el problema y sus soluciones no son temas solamente del Ministro de Minas y Energía, sino de todos.
     
    Alejandro Martínez Villegas / Presidente de la Asociación Colombiana del GLP - Gasnova.
     
    Fuente: Portafolio.co
     
  • Análisis : El Petróleo en el 2015, entre Precios Bajos y Baja Inversión

    Introducción
     
    PerforacionEl 2015 fue un año de ajustes para el sector petrolero después de varios de precios altos del crudo en los mercados internacionales. El año cierra con el barril de petróleo por debajo de los 40 dólares y según analistas en la materia, no se vislumbra un alza significativa en el corto plazo.
     
    Esta situación obligó a la industria a hacer cambios en sus proyectos, pues se privilegió la producción sobre la exploración; debido a que el mantenimiento de la meta del millón de barriles diarios, significaba la obtención de recursos, mientras la exploración es gasto sin seguridad. Así, los estudios del subsuelo se vieron gravemente afectados.
     
    Las modalidades offshore y fracking, ganaron auge en este periodo, debido a que son oportunidades para el Estado de encontrar nuevos yacimientos que le permitan aumentar las reservas para mantener la suficiencia energética, además que el país es atractivo para la inversión en esta materia por su potencial. Se espera que para el 2016, estas inversiones crezcan y dinamicen la economía colombiana para enfrentar los embates de la situación internacional.
    Adicional a lo anterior es importante resaltar que los atentados contra la industria petrolera fueron protagonistas en el 2015. Los grupos armados no estatales continuaron su ofensiva en este tema, generando daños sociales, ambientales y económicos significativos, que hacen necesario que el proceso de paz llegue a feliz término para que estas organizaciones dejen de operar de manera violenta y no generen más impactos negativos.
     
    Crudo Transparente hace un balance del 2015 en la industria petrolera, su impacto en la economía del país y sus repercusiones en la población, con el fin de brindarle a la sociedad colombiana herramientas de análisis frente a este tema de importancia.
     
    Contexto internacional
     
    mundo balance 2015
     
    En junio de 2014, el precio internacional del petróleo alcanzó un máximo de US$107,26 por barril; generando preocupación entre los países no productores, pues según la tendencia, continuaría aumentando conforme el paso de los meses. Sin embargo, para finales de septiembre, sucedió lo inesperado: los precios empezaron a descender de forma abrupta, llegando a US$53,27 el barril al finalizar el año. La caída fue gracias a la desaceleración de la economía China –segundo consumidor del hidrocarburo a nivel mundial-, el aumento de la producción de crudo no convencional por parte de los Estados Unidos y el exceso de oferta en el mercado debido a la falta de acuerdos sobre la materia en el seno de la Organización de Países Exportadores de Petróleo -OPEP1.
     
    En el año 2015 se mantuvieron los precios bajos, oscilando entre 47 y 62 dólares por barril2. Son varias las causas que explican esto: primero, la disminución de la compra de crudo por parte de China al mantenerse la contracción de su economía. Segundo, Arabia Saudita, el primer exportador mundial y quien preside la OPEP, se negó a producir menos de 10 millones de barriles diarios, pues está interesado en que los países que están implementando fracking, les sea más caro utilizar este método que comprar el petróleo tradicional3. Por otra parte, el autoabastecimiento de Estados Unidos –primer comprador-, por medio de la extracción de petróleo no convencional. 
    Por último el levantamiento de las sanciones a la venta de petróleo iraní, luego de acordar un pacto en materia nuclear4.
    Impacto del contexto internacional en Colombia
     
    Más del 50% de las importaciones del país lo generan los hidrocarburos, cerca del 20% de la inversión extranjera se enfoca en el sector petrolero y la venta de crudo representa el 30% de los ingresos fiscales de la nación5. Frente a este panorama, es claro que los bajos precios del hidrocarburo tenían que repercutir de manera negativa en la economía colombiana para el periodo 2015.
     
    Según proyecciones del Gobierno, el PIB se expandiría 4.8% en el 2015, un punto porcentual más que el 2014; pues pese a que el precio del crudo en los mercados internacionales venía descendiendo, se esperaba que se generara un efecto rebote y se estabilizara sobre los 80 dólares por barril6. Sin embargo, esto no sucedió y según cifras oficiales, el crecimiento económico del país se ubicó en 3.2%7.
     
    La crisis petrolera producida por el bajo precio del barril de crudo, generó que en el 2015 el país dejara de percibir cerca de $10 billones de pesos y que Ecopetrol disminuyera –a tan solo 40 millones de dólares-, las inversiones para proyectos de hidrocarburos no convencionales8. Se redujo la inversión en el sector en un 30%, la perforación de pozos exploratorios cayó 82%, la sísmica disminuyó 20%9. También se debió aplicar un recorte presupuestal de 16 billones de pesos, que afectó principalmente la inversión y gastos de funcionamiento10.
     
    De acuerdo a diversos analistas la caída de los precios de petróleo motivó a que el Gobierno Nacional tramitara, a finales del 2014, una nueva reforma tributaria que le permitiera percibir mayores ingresos y, de continuar la tendencia a la baja de los precios internacionales del crudo, le ayudara a sortear una crisis económica en los años venideros11.
     
    Exploración
     
    Para el país es importante invertir en el hallazgo de nuevos yacimientos que mantengan su autosuficiencia energética y continuar como exportador. Los últimos grandes descubrimientos petroleros se produjeron en los años 80 y 90: Caño Limón, en Arauca; y Cusiana, en Casanare, campos que aún continúan produciendo, pero cuya vida útil decrece un 17% anualmente. De ahí en adelante, los hallazgos han sido de yacimientos con producción moderada.
     
    De acuerdo a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Colombia necesita explorar alrededor de 200 pozos por año para mantener las cifras de producción y aumentar las reservas que en el momento se calculan para 6.3 años12.
     
    Lo planteado anteriormente no fue posible para el año 2015 debido a la crisis internacional del petróleo, que generó una disminución en las inversiones para exploración. En este periodo de tiempo, se perforaron 30 pozos en diferentes zonas del país, 38 menos que el 201413; los proyectos de sísmica14 se ejecutaron sobre 1.000 km², 92% menos que el año pasado15 y se destinaron 730 millones de dólares para esta actividad16. Indicadores desalentadores para el sector y según representantes del gremio, deberían ser tenidos en cuenta por el Gobierno para implementar acciones encaminadas a buscar soluciones17, pues de continuar la producción diaria en un millón de barriles y no invertir en exploración, en menos de una década, el país deberá exportar hidrocarburos para abastecerse.
     
    Sin embargo, a finales del año se vislumbró una oportunidad importante en materia de exploración. En zona del Cerro La Teta, en el departamento de La Guajira, estudios realizados por geólogos de la Universidad Nacional, determinaron que existe la posibilidad de encontrar un nuevo yacimiento de magnitudes considerables, que sería la continuación de los campos del Magdalena Medio18. Se espera que en el año 2016 se hagan estudios más específicos que permitan corroborar las investigaciones preliminares de los expertos de la universidad pública.
     
    Producción
     
    anh
     
    Para el año 2015, el Gobierno Nacional planteó la necesidad de producir un millón de barriles por día; meta que logró cumplirse. De acuerdo al Sistema General de Regalías (SGR) y a la ANH, quienes emiten estadísticas oficiales sobre este tema, a corte de septiembre, se produjeron 332’954.964 barriles de crudo19, con un promedio de 1 millón 9 mil barriles diarios20.
     
    Durante 10 de los 12 meses del año, la producción se mantuvo en un millón o un poco más; sin embargo, para julio y agosto disminuyó a 947 y 968 mil barriles por día, respectivamente, debido al incremento de los ataques de los grupos armados no estatales21.
     
    La producción por regiones22 para el presente año, se divide de la siguiente manera:
     
    Región Llanera: 247’270.083 barriles. Meta, mayor productor con 170’223.433
    Región Centro – Oriente: 37’257.063 barriles. Departamento de Santander aportó 21’351.337
    Región Centro – Sur – Amazonía: 31’545.253 barriles. Putumayo contribuyó con 14’649.327
    Región Caribe: 7’852.089 barriles; siendo el departamento de Bolívar el mayor productor de la zona con 4’222.141
    Región eje cafetero: 8’595.572 barriles. Único departamento productor: Antioquia.
     
    Región Pacífico: 434.904 barriles. Cauca aportó 335.982
    Las cifras anteriores demuestran que la región de los Llanos, compuesta por los departamentos de Arauca, Casanare, Meta y Vichada, continúa manteniendo la hegemonía en esta materia.
     
    El campo Castilla, localizado entre los municipios de Cubarral y Apiay, Meta, fue el de mayor producción en el 2015, destronando a Rubiales. De acuerdo a la ANH, Castilla produjo en promedio 123.496 barriles diarios, mientras que Rubiales tuvo un promedio de producción de 122.400 barriles/días23.
     
    Regalías
     
    Según el SGR la extracción de crudo durante el 2015, originó a corte de septiembre, regalías por el orden de $3’397.964’813.677 de pesos24.
     
    El aporte por cada región, desde 2012 hasta 2015 es de:
     
    Región Caribe: comprendida por los departamentos de Cesar, Córdoba, Bolívar y Sucre, contribuyó con $127.241’116.459 millones de pesos.
    Región Centro – Oriente: conformada por Boyacá, Cundinamarca, Norte de Santander y Santander, generó $539.723’443.217 millones de pesos.
    Región Centro – Sur – Amazonía: incluye Huila, Putumayo y Tolima, aportó $548.053’983.250 millones de pesos.
    Región Llanera: integrada por Arauca, Casanare, Meta y Vichada, participó con $3’475.402’775.376 millones de pesos.
    Región Eje Cafetero: Conformada únicamente por Antioquia. Cooperó con $1’299.877’412.537 millones de pesos.
    Región Pacífica: contiene los departamentos de Cauca y Nariño, contribuyó con $7.864’623.509 millones de pesos.
     
    Offshore o producción costa afuera.
    Cuando se habla de petróleo, offshore hace referencia a la exploración y/o explotación del hidrocarburo en alta mar o fuera de costa. Para Colombia, esta oportunidad de negocio ha sido importante en los últimos años porque le permite al Estado explorar zonas de posibles yacimientos fuera del territorio nacional, generando utilidades al país y aumentar las reservas de crudo.
     
    En el año 2015 Ecopetrol destinó US$200 millones en esta materia; producto de lo cual se llevó a cabo tres descubrimientos: dos en aguas profundas del Mar Caribe colombiano, pozos Calasú y Kronos, explorados en asociación con Anadarko; y el Sea Eagle en aguas oceánicas del Golfo de México, en Estados Unidos25.
    En modalidad offshore, Colombia tiene disponibles 45 áreas: 12 en el Pacífico, 8’287.186 hectáreas; y 33 en el Caribe, con un total de 17’591.527 hectáreas. Según la 
     
    Agencia Nacional de Hidrocarburos, se espera que en los próximos 5 años se hagan inversiones de exploración y explotación con diversas empresas extranjeras expertas en el tema, ya que el país es atractivo para este tipo de negocio por su gran potencial y porque es imperioso que se busquen nuevos yacimientos, ya sea bien en tierra o en agua profundas, que le permitan al país incrementar sus reservas26.
     
    Fracking
     
    Es conocido formalmente como fraccionamiento hidráulico; un método por medio del cual se fracturan las rocas a través de la inyección de una mezcla compuesta, mayoritariamente, por agua y arena, junto con elementos químicos. La extracción de petróleo por medio de esta técnica, es conocida como producción secundaria y es considerada peligrosa debido a que se pueden contaminar las aguas subterráneas con los componentes químicos utilizados, además de presentarse un incremento en la actividad sísmica de las regiones donde se ejecuta27.
     
    Existen actualmente en el mundo cerca de 1 millón de pozos petroleros explotados bajo esta modalidad. En Colombia, aún no se implementa porque el Estado no había desarrollado fuertemente la legislación necesaria, sumado a que existía reserva sobre su utilización. Sin embargo, la baja de los precios del petróleo convencional y el mantenimiento de la producción por encima del millón de barriles diarios, han motivado a las autoridades competentes en la materia a considerarlo. En palabras de Mauricio de la Mora Rodríguez, presidente de la ANH, el futuro de la suficiencia energética del país está en los yacimientos no convencionales: fracking y offshore28.
     
    En la actualidad, la ANH tiene 7 contratos firmados para la explotación por medio de fracking: 5 de Ecopetrol, uno de Parex Resources y otro de Exxon Mobile. Todos se encuentran en etapa exploratoria y ninguna de las empresas ha obtenido la licencia ambiental. Se espera que los primeros barriles sean obtenidos dentro de una década29.
     
    Por otra parte, la estadounidense Conoco Phillips, solicitó a principios del mes de diciembre de 2015, la firma de un contrato adicional, pues ya posee uno para explotación convencional, en los departamentos de Cesar y Santander. La intención de la multinacional es aprovechar las reservas del hidrocarburo que se encuentra atrapado en capas más profundas de la tierra, en yacimientos donde ya están explorando30.
     
    En la rendición de cuentas del Ministerio de Minas y Energía realizada el 17 de diciembre, Tomás González, ministro de la cartera, argumentó que era imperioso que el país generara mayor exploración en los años venideros, razón por la cual se podría flexibilizar el tema de regalías. En materia de producción de fraccionamiento hidraúlico, las regalías serían escalonadas y menores a las de extracción convencional, para incentivar al sector que ha tenido que hacer ajustes y dejar de lado la exploración por el bajo precio del crudo.
     
    No es comprensible cómo un método que pone en riesgo el medio ambiente y las fuentes hídricas subterráneas, como lo hace fracking, sea incentivado por el Estado y que adicionalmente, se le exijan a las empresas que lo emplean, menores ganancias para la nación. La gran pregunta en esta materia es si vale la pena arriesgar el medio ambiente, ya degradado, para la generación de ganancias mínimas para el país.
     
    Reficar
     
    Reficar es una de las dos refinerías del Estado colombiano. Fue construida en Cartagena en 1957 por International Petrolium Co y en 1974 pasó a ser propiedad de Ecopetrol31. Para el año 2006 se tomó la decisión de ampliarla, ya que la meta del Gobierno era refinar más de 100.000 barriles de crudo por día y permitirle al país incursionar en el mercado de hidrocarburo transformado para diferentes industrias32.
     
    El presupuesto inicial para la ampliación de la planta, fue de US$3.700 millones, pero el proyecto terminó con un valor de US$8.015 millones; 4315 millones de dólares más de lo previsto, situación que generó la renuncia del director de la refinería, Orlando Cabrales en 201233. Valor que argumentan expertos es 10 veces el presupuesto de la ciudad de Cartagena para la vigencia 2015 y que genera un gran impacto para el departamento de Bolívar, pues se esperan mayores ganancias e inversión social cuando se logren refinar los 165.000 barriles por día que se presupuesta logrará la planta con la modernización34.
     
    La noticia de puesta en funcionamiento de la planta fue celebrada públicamente tanto por el presidente Juan Manuel Santos, como por el ministro de Minas y Energía Tomás González, pues según se estima, el próximo año Reficar ayudará a incrementar el PIB nacional en 0.6%. Sin embargo, la divulgación pública de los sobrecostos y la demora en la entrega de la obra, aún no se ha producido a profundidad.
     
    Crudo Transparente instauró un derecho de petición ante la Contraloría General de la Nación, pidiendo claridad sobre las fases para la ampliación de Reficar, informes financieros que detallen el sobrecosto de la obra y reportes detallados de la contratación; pues es imperioso que los colombianos tengan acceso público a esta información de interés nacional35.
     
    Devolución Campo Rubiales a Estado colombiano
     
    Este campo, ubicado en el municipio de Puerto Gaitán, produjo en el 2015, 75.000 barriles de crudo pesado por día y es considerado actualmente como una gran promesa para el sector petrolero colombiano, pues en estudios realizados en el 2015, se comprobó que tiene 500 millones de reservas comprobadas; aumentando su valor e importancia, pues se espera que en los próximos meses su producción ascienda a los 100 mil barriles diarios36.
     
    En el 2015, la canadiense Pacific, y Ecopetrol acordaron la no renovación del contrato que la empresa extranjera venía ejecutando. Desde el primero de enero del 2016, Pacific dejará en manos de la estatal colombiana la operación total del campo, luego de que Ecopetrol decidiera integrar Rubiales a los otros campos de la zona: chichimene y Castilla, ya que esto le permitía disminuir costos en materia de inversión social e infraestructura37.
     
    Atentados
     
    eln balance2015 DW
     
     
    Grupos armados atentan frecuentemente contra la infraestructura petrolera por varias razones: primero, les permite ganar visibilidad e influencia en las comunidades y en la opinión pública; segundo, ponen en aprietos a las multinacionales al producir ceses de actividades y obligarlas a invertir en el arreglo y mantenimiento; tercero, afriman su posición frente a la política de recursos naturales; cuarto, demuestran su capacidad de fuerza y de ataque; quinto, permite que los grupos armados negocien con las empresas la posibilidad de cuotas ilegales o vacunas, para no cometer estos crímenes.
     
    Es importante señalar que encontrar datos consolidados para esta actividad es complejo, ya que cada empresa consolida las cifras por medio de metodologías distintas o sólo se concentran en los que se relacionan directamente con sus actividades.
     
    Durante el 2015, según declaraciones del director de la Policía General, Rodolfo Palomino, las FARC y el ELN fueron los grupos que atentaron contra la infraestructura petrolera; concentrando sus actividades en la voladura de tramos de oleoductos o en el derrame de crudo en ríos y carreteras. Por su parte, las bandas criminales aportaron su cuota a este problema, mediante la instalación de cientos de válvulas ilegales en las tuberías que transportan el crudo desde los yacimientos hasta las plantas de acopio.
     
    Según cálculos realizados por Crudo Transparente en el 2015, se presentaron más de 150 ataques a la infraestructura petrolera en las diversas zonas del país, concentrándose en las regiones de Norte de Santander, Santander, Arauca y Putumayo. Las operaciones más afectadas fueron las de Caño Limón, y Caño Yarumal, en Arauca. Según el ministro de Minas y Energía, Tomás González Estrada, es la pérdida de 54 mil millones de pesos en impuestos, 37 mil millones en regalías y 32 mil millones en dividendos para el Estado38.
     
    Entre los hechos más sonados en el 2015, se presentó la muerte de dos contratistas de la estatal Ecopetrol en Norte de Santander a mano del ELN. El hecho se produjo mientras los trabajadores se encontraban realizando reparaciones al Oleoducto Caño Limón39.
    El daño medio ambiental producido por esos ataques perpetuados por los grupos no estatales, produjo el derrame de 20 mil barriles de crudo que contaminaron ríos, humedales y reservorios de agua; afectando directamente a la población civil40.
     
    Proyección 2016
     
    MinistroTomasGonzalez
     
    El panorama para el próximo año para la industria petrolera es bastante austero y más difícil que el año 2015, porque los precios bajos del petróleo no vislumbran una subida significativa y no se han producido hallazgos de nuevos yacimientos con importantes reservas.
     
    Según informe elaborado por el economista Mauricio Reina, para Fedesarrollo, es probable que en los próximos años y debido a que las reservas colombianas de crudo son solo para siete años máximo, la producción decaerá por debajo del millón de barriles diarios. Sumado a esto, el país está perdiendo atracción para las empresas petroleras internacionales por las disminuciones en la exploración y la sísmica y por el reajuste de la política petrolera mexicana, que permitió que se haga exploración y producción nuevamente con socios de grandes petroleras multinacionales41.
     
    Por otra parte, Tomás González Estrada, encargado de la cartera de Minas y Energía, argumentó en la rendición de cuentas del Ministerio, que es imperiosos que el sector petrolero se recomponga y que el Estado aporte su cuota en la revisión y ajuste de la legislación y carga fiscal; ya que este sector deberá generar recursos importantes para llevar a cabo la implementación de los acuerdos de paz, que se espera que se firmen en el primer semestre del 201642.
     
     
    Redactora: @yessica1128
    Compilador - editor: @avferro
    Coordinadora de investigación:  Esta dirección de correo electrónico está protegida contra spambots. Necesita activar JavaScript para visualizarla.
    CRUDO TRANSPARENTE 
  • Análisis, Petróleo: del cielo al infierno

    El petróleo, el activo que por más de seis años fue el niño consentido de los inversionistas internacionales y con el que más de un Estado hizo cuentas fiscales, se convirtió en el más desvalorizado y temido en los mercados mundiales.Petroleros26

    El mundo observó con sus propios ojos como la industria petrolera pasó del cielo al infierno en menos de cinco meses cuando la cotización de tanto el indicador de crudo ligero de Texas (WTI) como el referente del mar del norte (Brent) cambiaron de estar los dos por encima de los US$100 en julio de 2014, a caer por debajo de los US$50 durante enero de 2015.

    A pesar de la gran volatilidad y del nerviosismo que el desplome del precio del crudo generó en los mercados de todo el mundo, no se puede decir que fue una sorpresa. La mayoría de las materias primas empezaron a caer significativamente a partir de la crisis de 2008 y por la desaceleración de la economía china, la mayoría de los analistas consideraban que el petróleo tendría que alinearse a este comportamiento bajista. Sin embargo, tardó más de seis años y solo fue hasta el segundo semestre de 2014 que la profecía se cumplió.

    Felipe Campos, de Alianza Valores, explicó: “Durante más de seis años hubo cuestiones geopolíticas que impidieron que el petróleo cayera, sin embargo, en agosto de 2014 los anuncios de política monetaria cambiaron todo. La Reserva Federal (Fed) retirando estímulos económicos y el Banco Central Europeo (BCE) colocándolos , fortaleció el dólar, la moneda en la que está denominada el crudo.

    Además “mandó el mensaje de que los temas geopolíticos no son tan importantes para determinar el precio del petróleo, sino que otras cuestiones más estructurales como desaceleración del producto mundial y los factores de oferta pesaban más a la hora de valorar esta industria. Sin embargo esto solo es la mitad del efecto, el cambio en las políticas monetarias de la Fed y el BCE solo alcanzaban para explicar una caída hasta los US$70”, explicó Campos”.

    Los anuncios de las entidades internacionales, advirtiendo sobre el pobre crecimiento global, al igual que la intensificación del fracking en EE.UU provocando excesos en la oferta de petróleo, llevaron al precio del barril de crudo a bordear los US$70 a finales de noviembre de 2014.

    A partir de este momento el mundo centró sus miradas y esperanzas en la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Su estructura de cartel conformada por 12 de los principales productores le ha permitido llegar a concertar entre sus miembros estrategias para contraer o expandir la oferta del recurso, lo cual ha servido más de una vez para impulsar la cotización de crudo.

    Sin embargo Arabia Saudita, el principal productor de la OPEP y miembro con más influencia, se encuentra librando una batalla de precios con Estados Unidos con el fin de frenar la costosa industria del fracking que solo es rentable con un barril por encima de los US$70. Es por esto que con el fin de mantener participación el cartel optó por no recortar su producción, lo cual provocó que la cotización del oro negro mantuviera su caída.

    La intransigencia de la OPEP combinado con los persistentes reportes de exceso de oferta de crudo, provocaron que el precio del petróleo cayera por debajo de los US$50. Y a pesar de que en las últimas dos semanas la cotización del barril ha recuperado terreno, “los problemas que ocasionaron el daño inicial aún continúan”, advirtió Juan David Ballén, analista de Casa de Bolsa”.

    Colombia no ha sido ajena al desplome de la industria de hidrocarburos, de hecho el país podría estar herido. Hoy más que nunca está vigente el informe del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), titulado “Colombia frente a una destorcida en los precios del petróleo”, cuyo autor fue Hernando José Gómez, exdirector del DNP.

    El estudio que fue publicado el 6 de noviembre de 2014, cuando el WTI estaba en US$77, advertía sobre el escenario más pesimista, uno en el cual la cotización de crudo promediara US$60 en 2015. Frente a esta posibilidad el informe concluyó que “una caída en el precio del petróleo de esta magnitud aumentaría la tasa de desempleo en los años posteriores al choque con respecto al escenario base, retornando a tasas de desempleo de dos dígitos, hasta un máximo de 11,2% promedio para el 2016. Esta cifra no se observaba en el país desde 2010”

    El informe agregó que “en términos de pobreza, esta aumentaría de 29% que se observa en la actualidad, hasta máximos de 34% en los siguientes dos años y retornaría lentamente a niveles de 31% en el año 2020. Es decir, se perderían seis años en la lucha contra la pobreza”.

    Hay indicios que señalan que ya se podrían estar presenciando algunos de los efectos sobre los que advertía el PNUD. Durante el último año la acción de Ecopetrol, Pacific Rubiales y Canacol Energy, ha caído 35,10, 71,88 y 49,43%, respectivamente. Además, todas se han visto obligadas a implementar planes de restructuración y de ajustes con el fin de hacer frente a la coyuntura del crudo.

    La restructuración y los ajustes no solo se estarían dando en términos monetarios, sino también en humanos. Tanto así que el ministro de Trabajo Luis Eduardo Garzón, se pronunció: “Hagamos todo lo posible por que esto no repercuta en el mundo de los trabajadores, son 110 mil trabajadores de la industria del petróleo, y eso hay que cuidarlo hasta lo máximo posible”.

    Por: Camilo Vega Barbosa /

    ElEspectador.com

     

  • Análisis: Los números del petróleo

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

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

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

    Por : David Yanovich

    Fuente: Dinero.com

     

     

  • Análisis: Barril sin fondo ?

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

    Carbon WyomingHay un asunto en el cual hay unanimidad cuando se habla de desarrollos mineros en Colombia: la percepción de quienes alguna vez han pasado por su geología es que este país tiene uno de los más impresionantes potenciales mineros de la región. En medio de los bandazos que ha experimentado la actividad en el país, se sabe de la existencia de depósitos de aluminio, cobre, diamantes, hierro, plata platino, diamantes y barita.
     
    También se ha hecho referencia, por parte de las autoridades, de minerales de culombio y tantalio (coltan), además de los omnipresentes carbón, esmeraldas, níquel y oro. Dicho de otra manera, el requisito básico para mover el interés de la inversión, Colombia lo tiene y en abundancia
     
    En medio de las dificultades externas originadas en las conocidas condiciones del mercado de materias primas, donde los principales productos mineros colombianos, el oro y el carbón, se han visto agobiados por los precios en los mercados internacionales, se han venido registrando hechos significativos, como la del histórico nivel de producción de carbón, alcanzado en 2016 las 90,5 millones de toneladas métricas y aumentos en la producción legal de oro.
     
    Sin embargo, no todo ha sido miel sobre hojuelas, 2016 fue un año en extremo difícil desde el punto de vista regulatorio, merced de la proliferación de una serie de sentencias proferidas por la Honorable Corte Constitucional, que han levantado una serie de barreras inusitadas en aras de la defensa del derecho constitucional a un ambiente sano, en donde se han generado novísimas y controversiales sentencias alrededor de la participación ciudadana, la autonomía de las regiones, el desarrollo de los conceptos de consulta previa alrededor del Acuerdo 169 de la OIT y de las denominadas consultas populares.
     
    Todo ello ha devenido en una parálisis en términos de otorgamiento de títulos mineros, que se suma a la enorme conflictividad social vinculada a la explotación ilícita de minerales y los procesos de formalización asociados que, con empeño, trata de generar la autoridad minera.
     
    2017, al decir de la Asociación Colombiana de Minería, podría ser distinto y positivo. De una parte, las perspectivas internacionales y, en el frente interno, la acuciante necesidad de ingreso fiscal han movido al gobierno colombiano a lanzar una iniciativa económica llamada “Colombia Repunta”, centrada en mayores ingresos generados por los sectores de hidrocarburos y minero y en el impulso a sectores como la construcción, el agrícola y obras sociales asociadas al post conflicto y al consolidación de la paz, tareas éstas que demandan un esfuerzo económico considerable y que en su momento la Andi, el más representativo gremio económico de Colombia, llamaba la “re -CONSTRUCCION del país.”
     
    Esto de la paz en Colombia es determinante para el futuro del país y estamos seguros que el aporte de la minería será insustituible para obtener esa ansiada condición.
     
    Por Eduardo Chaparro
     
    Fuente: Latinominera.com
  • Análisis: Ecopetrol necesita un CEO que sepa

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

    Las cuentas públicas colombianas, no obstante la reforma tributaria reciente y el gran ajuste vía devaluación del peso, siguen desquiciadas. En particular, la cuenta corriente, que refleja la solvencia del país para adquirir lo que le viene de fuera, está desbarajustada. El déficit se ha financiado con el aumento de la deuda externa total (pública y privada) del 30 al 41,5 por ciento del PIB, pero eso no es sano, ni prolongable, al menos no sin que se encarezca sensiblemente el crédito externo y se resienta la inversión extranjera.
     
    Las cuentas muestran cómo el recorte del cartel de productores sostendrá los precios.Las cuentas muestran cómo el recorte del cartel de productores sostendrá los precios.No es mucho más lo que se puede esperar en reducción de las importaciones después de la severa contracción reciente. Como tampoco es probable una gran reacción de las exportaciones no tradicionales. La esperanza es una reacción del precio del petróleo. De ahí que lo acordado en diciembre último durante la reunión de los ministros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) en Viena impacte, aun sin estar presente, a Colombia.
     
    El objetivo de la Opep es obvio: un nuevo y rentable techo para el precio del petróleo, después de la debacle autoinfligida al abrir las llaves sin concierto, presumiblemente para conservar y aumentar su participación de mercado. Arabia Saudita y sus socios del golfo Pérsico –productores de más bajo costo en el mundo– aspiraban a frenar la nueva tecnología de hidrorruptura de los yacimientos de esquistos (‘fracking’) en Estados Unidos, que inundaba el mercado amparada por los altos precios vigentes. Lo lograron, pero sin descabezarla. En el camino, en varios de ellos las reservas acumuladas durante la bonanza flaquearon para financiar presupuestos, con riesgos para la estabilidad interna de regímenes totalitarios. El príncipe heredero saudita, Mohammad bin Salman, se arremangó para modificar el rumbo.
     
    Batalla campal
     
    Lo de Viena fue una batalla campal. Intereses geopolíticos, en particular la rivalidad regional entre iraníes y sauditas, entrababan en un de por sí complejo acuerdo comercial. Ya en Argel (Argelia) se había conseguido algún consenso en octubre sobre la necesidad de disminuir producción, y Rusia (no Opep) había dado muestras de sumarse a los esfuerzos, pero como de costumbre el orangután era el reparto de los recortes. La Arabia Saudita comprometió su diplomacia, con considerable gasto de capital político, pero en vísperas de la reunión de Austria reinaba el pesimismo. Unos días antes se había cancelado sin ceremonia, por ejemplo, la reunión con los exportadores no Opep para coordinar lo práctico. Se habían endurecido las posiciones, mientras Irán se rehusaba a considerar cuota alguna y los mismos sauditas hicieron saber que se retiraban de no llegarse a un acuerdo equitativo.
     
    En el último minuto, y después del caos como acostumbra el cartel, que no es exactamente el parlamento sueco, se llegó al consenso, pero no sin que Putin intercediera ante el presidente iraní, Roujani. Todo el mundo puso, y para sorpresa de los observadores, más de lo que se esperaba, en lo que se atisba la influencia de Arabia Saudita en búsqueda de resultados estratégicos de largo plazo.
     
    ¿Y cómo fue ese acuerdo? Los miembros de la Opep se comprometen a reducir 1,127 millones de barriles por día (BPD) con respecto a su producción de octubre de 2016. La parte del león le corresponde, por supuesto, a Arabia Saudita con el 42 por ciento, y sus aliados del golfo, con otro 16 por ciento. Con Irán se tienen consideraciones para darle tiempo a que se recupere de las sanciones a las cuales venía siendo sometida antes de su acuerdo nuclear. Puede llegar hasta casi 4 millones de BPD (aunque habrá que ver si los resoplidos de Trump se lo permiten). Libia y Nigeria quedan por fuera de cuota, dadas sus propias y muy penosas dificultades. Irak vuelve a entrar después de un largo período por fuera de restricciones. Los sauditas han hecho saber además que están dispuestos a bajar su cuota, como en efecto lo están haciendo.
     
    Por otra parte, Rusia se ha comprometido a reducir 300 mil BPD; México, 150 mil (lo que corresponde a su declinación natural) y Omán, 50 mil. Según ‘Reuters’, la producción Opep cayó un millón de barriles en enero. No todo el mundo lo cree. Omán redujo sus 50 mil. Rusia y México están bajando paulatinamente según su compromiso. Otros productores menores se han unido al propósito de reducir los excesivos inventarios de petróleo existentes, entre ellos Azerbaiyán. El objetivo es sacar del mercado 1’800.000 BPD en el primer semestre de 2017.
     
    Una notable innovación es que las cuotas se medirán, no contra información del productor –fuente de trampas–, sino contra cifras ciertas secundarias de mercado, referidas a un comité donde habrá miembros de fuera del cartel. La cosa va en serio. En estimación más pesimista de cumplimiento solo parcial, el inventario excesivo, o sea el que excede el promedio histórico normal histórico, quedará eliminado a mediados de este año.
     
    El precio del petróleo se ha afirmado, aunque falta trecho para que la reducción en los inventarios globales se haga palpable, en parte porque todavía están llegando al mercado barriles que partieron del Medio Oriente en diciembre, cuando los productores despacharon al máximo antes de que entraran los recortes (60 días de viaje). Y, además, porque resulta que los cuentabarriles de la AIE (Agencia Internacional de Energía), por ejemplo, son notoriamente lentos para producir sus estadísticas de inventarios implícitos, estadísticas que terminan por ser modificadas meses más tarde, sobre todo en materia de consumo.
     
    Se intuye que el panorama interno es más alentador. Durante el año pasado completo no hubo cambio de los inventarios comerciales. Estaban cayendo aun antes de las decisiones en Viena, pero los equilibrios eran muy precarios. Lo que el cartel busca ahora es una señal clara, cuyo beneficio esperado es salir del ‘contango’ que impera en el mercado.
     
    El movimiento de los inventarios previsto en 2017 es fruto de cuentas sencillas. Dada la robusta recuperación de la economía mundial –con o sin Trump–, el consumo aumentará muy probablemente en 1’500.000 BPD. Entre tanto, la producción de la Opep caerá en menos de 1’000.000 de BPD, efecto este compensado por un aumento no Opep de 600.000 BPD, provenientes sobre todo de Estados Unidos y Canadá. Así habrá que extraer de los inventarios reales aproximadamente 2’000.000 de BPD para satisfacer la demanda, o sea 700 millones de barriles en el año. Como los inventarios actuales están, según a quien se le pregunte, excedidos entre 300 a 600 millones, tendrán que comenzar a apartarse de los volúmenes normales y deseables para atender a una distribución adecuada de combustibles. De ahí que Arabia Saudita considere, como dijo su ministro, innecesario prologar la restricción más allá del primer semestre.
     
    Dos objetivos
     
    Estas consideraciones llevan a un segundo claro objetivo del cartel, aparte del básico de estimular los precios contrayendo la oferta. El otro, muy dañino elemento de crisis reciente, es la estructura misma del mercado: el pernicioso hecho que el precio futuro del petróleo, dígase a un año, sea más alto que el que se negocia de contado (‘spot’) al productor de más bajo costo. A esa estructura se la llama ‘contango’ y, como consecuencia, paga almacenar para vender más tarde. Además, y esto le duele a la Opep, permite a productores de más alto costo, p. e. los ‘frackers’, comprometer su producción futura (‘hedge’) con un ‘premium’ respecto al precio ‘spot’, y por ese medio asegurar financiación. Es un subsidio.
     
    Arabia Saudita tiene muy claro que el mercado hay que enderezarlo. El objetivo está a la vista, quizá tan pronto como a principios del segundo semestre de este año, si los inventarios comerciales, especialmente en Estados Unidos, que es donde son más significativos para los corredores, comienzan demostrablemente a caer.
     
    Cuando los barriles nuevos no van a incrementar inventarios sino a consumo, el petróleo de inmediato se valoriza. Se voltea la torta y ahora el petróleo futuro pasa a valer menos. Es lo que se conoce como ‘backwardation’ y es la copa Jules Rimet de la Opep, cuando el petróleo escaso se vende de inmediato para consumo, mientras los barriles futuros pasan a ser ahora más baratos. El objetivo muy específico del cartel, al reducir cuotas, es eliminar el exceso de inventarios y crear las condiciones necesarias para un mercado ‘backwardated’. Un feliz corolario es el regreso al mercado de capitales pasivos que se habían retirado en el poco rentable período de contango. Ahora reentrarán al mercado para aprovechar el poco riesgoso ‘roll over’, o sea la venta de futuros cuando casi se van a vencer (‘cuasispot’) y reemplazarlos por futuros descontados a más largo plazo. Su presencia refuerza la ‘backwardation’, así como su ausencia reforzaba el contango. Pierden los ‘frackers’, pero su resiliencia ya ha demostrado que a ellos no los para nadie.
     
    Los productores de petróleo con grandes reservas y bajos costos, liderados por Arabia Saudita, tienen además objetivos a más largo plazo que la reacción inmediata de los precios y la ‘backwardation’. Le apuntan a precios remunerativos que no contraigan la demanda y, al mismo tiempo, no estimulen excesivo crecimiento de ofertas de más alto costo. Accidentes geopolíticos podrían descarrilar un mercado prudentemente administrado, pero petróleo a 120 dólares no está en sus planes, como no está una pelea por participación de mercado. Será un arte, que implica precios de futuros por debajo de 60 dólares, el precio de ‘hedge’ para los ‘frackers’, para desestimular su crecimiento excesivo, al menos hasta cuando la Opep y sus aliados hayan copado sus excedentes. El precio spot en ‘backwardation’ será, como se ha visto, bastante más alto. El que le conviene a Colombia, que va en coche.
     
    Especular sobre lo que podría suceder en 2018 es más riesgoso, pero queda claro que no será la creciente producción en Estados Unidos la que le pondrá techo a los precios. Por el contrario, se necesita que aumente por lo menos en un millón de BPD para mantener precios que no destruyan demanda. Para entonces, el inventario de proyectos convencionales puestos en marcha cuando el barril estaba a 100 dólares habrá desaparecido. Y no hay nada nuevo, por la parálisis de la inversión en los últimos dos años, Ecopetrol incluido. Ese millón son muchos barriles a menos de 60 dólares, sobre todo cuando la renovada actividad haga subir los precios de taladros y suministros. Se necesitará más precio, y lo tendrán por oferta y demanda. Colombia sigue en coche.
     
    El país del Sagrado Corazón siempre sale a flote. Los vaqueros vienen al rescate, a menos de que a Trump le dé por aguar la fiesta. O a menos que ecoextremistas, comunidades chantajistas a remolque de magistrados ilusos y rezagos de una violencia apenas contenida hundan la chalupa.
     
    RODOLFO SEGOVIA
     
    ElTiempo.com
     
  • Análisis: La nueva era de Ecopetrol

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

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

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

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

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

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

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

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

    ¿Y LA DEUDA FINANCIERA?

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

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

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

    EL FIN DE UNA ERA

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

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

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


    Con información de Valora Inversiones

    Fuente: dinero.com

  • Anàlisis:"La disminución de la renta petrolera se sentirá con mayor impacto en el 2016"

    El debilitamiento de la demanda mundial y la mayor oferta de petróleo condujeron a una caída significativa de los precios del crudo, acelerando la devaluación y ésta, a su vez, aumentó la inflación.
     
    Banca De InversionLa caída de los precios del petróleo y la alta carga tributaria afectaron la inversión y el crecimiento económico. Terminaremos el año con un crecimiento del PIB cercano al 3%, una inflación alrededor del 6.7%, un déficit en la balanza comercial del orden de los US$15.000 millones y un déficit en la cuenta corriente entre el 6% y el 7% del PIB.
     
    Por la alta inflación el Banco de la República tomó la decisión de subir del 4.5% al 5.75% la tasa de interés. La inflación principalmente se está dando por factores de costos y por falta de oferta agrícola ante las condiciones climáticas adversas, por ello, consideramos que en el corto plazo, los aumentos en la tasa de interés afectarán más el consumo, la inversión y el crecimiento, que una reducción significativa de la inflación. lea también: El consumo podría definir el crecimiento del mundo en 2016
     
     Serían deseables, para contrarrestar el incremento de los precios, otras medidas como la anunciada por el gobierno de reducir los aranceles de importación de alimentos y una mayor intervención en el mercado cambiario, particularmente cuando caen más los precios del petróleo. La medida diseñada para ofrecer los US$500 millones parecería más enfocada a generar expectativas de intervención que a una efectiva participación en el mercado cambiario.
     
    Las perspectivas para el cuarto trimestre y para el 2016 no son las mejores. En efecto, la alta inflación y las mayores tasas de interés afectarán el consumo; la caída de los precios de los commodities, la alta tributación y el aumento en las tasas de interés, afectarán la inversión. 
     
    La disminución de la renta petrolera (de más de 20 billones en el 2014 a 3 billones) se sentirá con mayor impacto en el 2016.  Estas limitaciones fiscales conducirán a un mayor endeudamiento y/o a un mayor gasto público. Es de esperarse que la mayor devaluación estimule paulatinamente las exportaciones, baje la brecha en el déficit comercial y en el déficit de la cuenta corriente, y reoriente el consumo hacia productos nacionales. 
     
    Podría esperarse una mejoría en la industria por la devaluación y por la puesta en funcionamiento de la refinería de Cartagena, pero se daría un menor ritmo en las ventas del comercio minorista por el aumento en las tasas de interés y por la disminución de la oferta comercial ante las menores importaciones.
     
    • Análisis del director de Gestión Legislativa, Javier Hoyos.
     
    Ffuente: Dinero.com
  • Analítica de Datos, una Herramienta para la Industria Petrolera

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

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

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

    En aquellos momentos en que es necesario realizar cambios en los volúmenes de explotación, por una reducción en la demanda o porque el pozo está agotando sus reservas, estos sistemas modelan nuevos procesos para evitar caídas fuertes en las curvas de producción. Igualmente, ayudan a determinar los porcentajes de mejoramiento en la extracción para cada técnica que se utilice. 
     
    En cuanto al proceso de transporte de hidrocarburos, la aplicación de la analítica también apoya procesos tan simples como la optimización de las rutas de transporte, el manejo de riesgo de los oleoductos y demás medios empleados, la optimización del almacenamiento y el mantenimiento de los equipos o  activos empleados.
     
    Finalmente, cuando se llega a la parte final de la cadena, o downstream, que incluye la refinación, el  mercadeo y la distribución de los derivados, la analítica juega un papel fundamental en el manejo de riesgo de mercado, en la determinación óptima de la demanda y en la optimización y análisis de precios. 
     
    Con estas soluciones, las empresas petroleras pueden modelar diferentes escenarios teniendo en cuenta  tanto su información histórica como información externa con miras a crear una ventaja competitiva ante  sus competidores.
     
    Estos son solo algunos ejemplos, pero cada vez más la analítica adquiere mayor relevancia en el sector  petrolero, pues permite tomar decisiones adecuadas de negocios y crear estrategias efectivas que ayudan a incrementar la productividad y ganancias de quienes las implementan.
     
    SAS- paisminero.co
     
  • 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
  • ANH: 5,1 Años es el Horizonte Petrolero en el país

    El Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH, informan que al 31 de diciembre de 2016, las reservas probadas de crudo fueron de 1.665 millones de barriles.
     
    IMG 5984 JpgEntre tanto los recursos contingentes (cantidades de petróleo estimadas potencialmente recuperables bajo condiciones de mercado favorables) crecieron el 36% según las
    declaraciones que las operadoras realizan a la ANH. En 2015 las reservas probadas se evaluaron con un precio promedio WTI de USD 50,28 por barril, mientras que para 2016 se evaluaron con un precio promedio de USD 42,75 por barril, donde se tuvo un primer trimestre con precios menores a USD 30 por barril, reflejándose en el promedio final.
     
    Hoy se observa un precio para el primer trimestre de 2017 alrededor de USD 50 por barril, generando confianza en los operadores para la reactivación del desarrollo de los campos productores.
     
    Los pozos exploratorios que se han perforado hasta el 30 de abril de 2017 ya superan los perforados durante todo el 2016; esto refleja la reactivación en la inversión y confianza del sector.
     
    "Gracias a la recuperación de los precios internacionales, la actividad explotaría continúa recuperándose. Entre la actividad exploratoria y en desarrollo, se espera que en 2017 se perforen 503 pozos, cifra que representa más del 108% que lo registrado en 2016 (242). Es de destacar que en cuanto a la sola actividad exploratoria, en lo corrido de 2017 se han perforado 25 pozos, nivel que supera lo observado en todo 2016."
     
    Aseguro el Ministro de Minas y Energía, German Arce Zapata.
     
    La relación de Reservas – Producción (R/P) para crudo es de 5,1 años, con los niveles de producción del año 2016, niveles de producción que garantizan no solo la carga de las refinerías, sino además los excedentes de exportación que el país requiere.
     
    Con respecto a las reservas probadas de gas del país, se situaron al cierre de 2016 en 4,02 terapiés cúbicos (Tpc), lo cual supone una relación R/P de 11,17 años. 
    “La estabilización de los precios del crudo alrededor de los USD 50 por barril permitirán que la mayoría de las compañías acometan, en el transcurso de este año, las labores de exploración y desarrollo que nos garanticen incrementar reservas y mantener niveles de producción por encima de los 850.000 barriles diarios” afirmó Orlando Velandia, presidente de la ANH.
     
    ANH
  • Aprueban nueva clase de contratos petroleros

    ProveedoresANH autorizó la asignación directa con contraoferta de áreas con el fin de incrementar la exploración y explotación.
     
    El consejo directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) aprobó el nuevo procedimiento de asignación de áreas petroleras del país, cuyo principal cambio lo constituye la migración a un modelo mixto y permanente de adjudicación que incluye la asignación directa con contraoferta, un mecanismo que permite una expedita asignación de áreas petroleras.
     
    Con este procedimiento los inversionistas ya no tendrán que esperar dos años a las famosas rondas para que les sea adjudicado un área de su interés.
     
    Otra ventaja para los operadores es que este sistema será directo y se le eliminó el criterio de ‘excepcionalidad’, el cual se basaba en políticas macroeconómicas y energéticas para poder asignarlas. 
     
    La ANH estableció el procedimiento para otorgar este tipo de áreas: primero, la Agencia publica un mapa de tierras en el cual identifica áreas disponibles para adjudicación, el inversionista hace una solicitud de asignación directa sobre un área de su interés, la Agencia publica en su página de internet que sobre esa área se recibió una solicitud de asignación y otorga 30 días para que cualquier inversionista manifieste interés sobre la misma.
     
    Al final de esos 30 días y con los oferentes presentes se revisan aspectos como exploración, inversión y X de participación en la producción. Si ese oferente presentó un X mayor, se le otorga al primero la posibilidad de igualar o superar la contraoferta, si es positivo se procede de inmediato a firmar el contrato. 
     
    El proceso para designar áreas de asignación directa con contraoferta tiene que ver con criterios de índole técnica como si la Agencia adquiere nueva información sobre áreas, si los inversionistas perciben un especial interés sobre una zona específica y si existen áreas con poca información técnica pero una compañía pide asignación directa asumiendo los riesgos de exploración.
     
    El presidente de la Agencia, Mauricio De La Mora, asegura que los cambios se deben a que “a través de estos nuevos procesos de asignación de áreas generaremos más oportunidades para el país y la industria, las cuales se traducirán en un incremento de las reservas, una producción sostenible y mayores beneficios para Colombia”.
     
    En la ANH esperan que el nuevo acuerdo entre en vigor en la primera semana de abril después de cumplir requisitos de ley ante la Superintendencia de Industria y Comercio.
     
    El otro cambio fundamental en la nueva reglamentación tiene que ver con que la entidad permitirá que compañías con actividades diferentes a la exploración y producción de hidrocarburos puedan invertir en el sector.
     
    Estas empresas podrán participar siempre que estén asociadas con un operador especializado en el sector petrolero.
     
    La entidad permitirá que estas compañías puedan tener hasta un 70 por ciento de participación de capital, mientras que la operadora no podrá tener menos del 30 por ciento del mismo.
     
    “Estudiamos cada uno de los factores que inciden en la competitividad del país y los análisis demostraron que, para dinamizar el proceso de asignación de áreas en una coyuntura difícil y competida como la que estamos viviendo, uno de los factores críticos era garantizar la viabilidad financiera de los proyectos”, afirma De La Mora.
     
    La ANH cuenta con tres procedimientos de asignación de áreas: asignación directa con contraoferta, proceso competitivo abierto y proceso competitivo cerrado, los cuales están atados a los seis tipos de áreas que contempla la entidad.
     
    En el nuevo acuerdo también se modifican requisitos de habilitación por capacidad financiera y operacional, se elimina la referencia a precios unitarios para las obligaciones exploratorias, se permite que los planes exploratorios se cuantifiquen no en dinero sino en actividad y se segmentan y especializa las áreas a ofertar y las condiciones para acceder a ellas.
     
     
     
    Fuente: Portafolio.co / Pedro Vargas Núñez
     
  • Arranca la Ronda Colombia 2014

     La Ronda Colombia 2014, más que una subasta, es la puerta de acceso que tiene el Gobierno Nacional para acceder a  un sistema hidrocarburífero sostenible y eficiente”: Viceministro de Energía.

    Cabrales OrlandoMME. Cartagena, Bolívar, julio 23 de 2014.  El Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos dieron inicio esta mañana a la recepción de ofertas para los  bloques que serán subastados en la Ronda Colombia 2014.
     
    “Somos un país que brinda garantías, facilidad de entrada a las compañías y una regulación seria y comprometida para el desarrollo del sector hidrocarburífero. Pero más que eso, somos un país cada vez más competitivo que le da confianza al inversionista local y extranjero”, explicó el Viceministro de Energía Orlando Cabrales Segovia.
     
    La Ronda Colombia 2014 ofrece un total de 98 bloques, de los cuales 57 correspondes a bloques convencionales continentales, 14 costa afuera, 19 no convencionales de petróleo y gas de esquistos, y 8 bloques no convencionales de gas asociado a mantos de carbón.
     
    En el evento de esta subasta, el Viceministro de Energía enfatizó que el sector de hidrocarburos debe seguir apalancando el desarrollo del país y que la Ronda Colombia 2014 es la oportunidad para hacerlo, contando con inversión responsable en el país.
     
     El Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos han buscado motivar a las empresas y empresarios a que sigan apostándole a la búsqueda de petróleo en Colombia con mecanismos competitivos y transparentes que incentiven la oferta, como lo hacemos con la Ronda Colombia 2014.
     
     “El Gobierno colombiano ha hecho esfuerzos importantes para atraer la inversión en sector de hidrocarburos. Esto se ha visto reflejado en la buena dinámica del sector que se expandió a una tasa de 7,4% promedio anual durante los últimos cuatro años (…) Esta buena dinámica supera el desempeño de la economía global la cual se expandió 3,8%”, enfatizó Cabrales Segovia.
     
     
    MME
  • Así funciona la canasta de exportación de Ecopetrol

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

    Operadores CrudoTras la negativa de la Organización de Países Exportadores de Petróleo a reducir su volumen de producción, los precios internacionales se desplomaron este jueves. El Gobierno empieza a sacar cuentas.
    Pocas horas después de la reunión de los representantes de los países miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, Opep, en Colombia, al otro lado del planeta, se reunía el consejo directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, la entidad encargada de promover el aprovechamiento de este recurso en el país.
     
    La decisión de la Opep de mantener la producción en 30 millones de barriles en promedio diario, impulsó una caída en los precios internacionales del petróleo: el barril de WTI se negoció a US$ 67,75, perdiendo US$ 5,94 dólares en una jornada y el Brent, cayó US$ 6,5 hasta ubicarse en US$ 71,25.
     
    Evidentemente, este fue uno de los temas evaluados en el Consejo Directivo de la ANH.
     
    Al ser consultado por el impacto de estas nuevas cotizaciones sobre los proyectos de recobro secundario y de exploración en no convencionales y costa afuera, Javier Betancourt, presidente de la ANH respondió: “Es claro es que estos son proyectos a largo plazo y los compromisos contractuales se honrarán por las compañías. Hay que evaluar el impacto sobre la actividad adicional”.
     
    Y esta sería una de las amenazas que plantea este nuevo ciclo de precios bajos sobre la economía colombiana.
     
    Por su parte, el ministro de Minas y Energía, Tomás González dijo que el país debe concentrarse en sacar los proyectos adelante y mantener la competitividad del sector.
     
    Sin embargo, Francisco Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, dijo que “las empresas no tienen opción sino recortar sus gastos y ser aún más selectivos en sus inversiones. Es de prever que las empresas estén más interesadas en invertir en producción que en exploración, dado que en el primer caso aseguran caja y en el segundo son mayores los riesgos”.
     
    Fuentes del sector señalan que los proyectos de recuperación secundaria y la exploración off shore serían los primeros que evaluarían las petroleras por sus altos costos, lo que podría hacer que la ampliación de las reservas del país se dé a un ritmo más lento del esperado.
     
    Además, los precios también podrían desincentivar la inversión. A octubre del año pasado la industria mineroenergética aportó el 83 por ciento de la inversión extranjera directa que llegó al país.
     
    Por último, y probablemente la mayor preocupación para el Gobierno Nacional, será el impacto de esta caída en sus cuentas fiscales.
     
    En el Marco Fiscal a Mediano Plazo se explica que cada dólar que baje la cotización del WTI impacta en 420 mil millones de pesos el balance del Gobierno Central. Desde junio a la fecha el precio del barril ha caído US$ 34.
     
    Esta coyuntura también golpea las utilidades de las empresas y, por lo tanto, reduce los ingresos que llegan a la Nación por concepto de impuesto sobre la renta y por dividendos, en el caso de Ecopetrol.
     
    Dicho asunto no es de poca monta porque la carga fiscal del sector representa prácticamente un tercio de los ingresos del Gobierno.
     
    De acuerdo con el presidente de la ACP, lo más preocupante de la decisión de la Opep es que, más allá del desplome de la cotización, da a entender que “la caída de precios no es coyuntural y seguramente se extenderá hasta el primer semestre del próximo año”.
     
    EN EL PAÍS, LAS ACCIONES PETROLERAS SE RESINTIERON
     
    Canacol, Ecopetrol y Pacific Rubiales presionaron una caída en la bolsa local.
     
    Las acciones de las compañías petroleras que se negocian en Colombia tuvieron otra mala jornada, que incluso arrastró a todo el mercado.
     
    Este jueves, el índice Colcap de la Bolsa de Valores de Colombia (BVC), que mide el desempeño de los 20 títulos más representativos, perdió 1,23 por ciento, y más de la mitad de ellos terminó con números rojos.
     
    Con esto, su caída acumulada en lo que va del año ya suma 4,5 por ciento.
     
    Si bien la mayoría de las acciones mostraron caídas, lo cierto es que las desvalorizaciones más fuertes se produjeron en el sector petrolero.
     
    El mayor descenso se produjo en los títulos de Pacific Rubiales, que solo ayer cayeron 9,13 por ciento, a 24.080 pesos.
     
    Le sigue Canacol Energy, compañía cuya acción en Colombia cedió 8,72 por ciento ayer, al ubicarse en 5.760 pesos. Este es justamente el título que más se ha desvalorizado este año (55 por ciento).
     
    Entre tanto, las acciones de Ecopetrol tampoco la pasaron bien, pues el retroceso fue de 5,64 por ciento, hasta los 2.425 pesos. Visto de otra forma, en lo que va del 2014, el título de la petrolera estatal ha perdido un tercio de su valor, y está en los niveles más bajos desde el 19 de febrero del 2010.
     
    Fuente: portafolio.co
     
  • Así se repartieron $57 billones de la bonanza petrolera

    Transporte fue el sector que se quedó con la mayor tajada de los recursos frescos para inversión en contraste con salud y educación que recibieron mucho menos. Aquí están las cifras.
     
    Campo Ecopetrol WTras el desplome de los precios internacionales del crudo la pregunta de muchos colombianos es: ¿esa platica se perdió?
     
    Colombia recibió una enorme cantidad de recursos nuevos cuando el petróleo superaba los US$100 por barril. El Ministerio de Hacienda calcula que el gobierno central recibió 2,1% del PIB en renta petrolera entre 2011 y 2015, de ese total destinó 0,7% del PIB a pagar deudas, 0,3% del PIB a aumentar gastos de funcionamiento y 1,1% a nueva inversión.
     
    Eso quiere decir que la torta de la bonanza petrolera para la inversión llegó a medir unos $57 billones. Vale la pena aclarar que estos son los recursos adicionales que trajo el petróleo a las arcas públicas y que se sumaron a la inversión que ya venía haciendo el gobierno en los años previos a la bonanza.
     
     
    ¿A dónde fue a parar ese dinero?
     
    El principal receptor de la bonanza petrolera fue el de transporte, de acuerdo con el Marco Fiscal de Mediano Plazo. Se quedó con una tajada de $17,4 billones en inversión. Casi $13 billones se fueron en tres proyectos: Ruta del Sol, Transversal de las Américas y Autopista Bogotá-Villavicencio. El gobierno asegura que en esos cuatro años construyó unos 700 kilómetros nuevos de dobles calzadas y cerca de 15 kilómetros de túneles.
     
    La segunda tajada fue para el sector de la inclusión social con 12,8 billones.  Allí se contabilizan las indemnizaciones a las víctimas del conflicto y el incremento en los programas de subsidios de Familias en Acción y otros programas parecidos. También se incluye en esa cuenta la inversión en la primera infancia.
     
    El tercer lugar se lo llevó vivienda con $7,4 billones. Aquí están las viviendas gratis y diferentes programas de subsidio a la compra de vivienda a través de menores tasas de interés. También las inversiones en acueductos y alcantarillado.
     
     
    Adicionalmente se invirtieron $7,3 billones en la atención de la Ola Invernal de 2009 y 2010.  Esto incluye la atención humanitaria para las familias afectadas por el desastre y el despliegue de obras de reparación de vías, colegios y casas afectadas.
     
    La agricultura recibió $5,7 billones adicionales en la bonanza. De este pedazo, $1 billón corresponde a proyectos acordados en el marco del Pacto Agrario.  
     
    Por su parte educación recibió $2,9 billones en los años de la bonanza y salud tuvo un incremento de $1,9 billones. Sumados estos dos sectores representan menos del 10% del total de los recursos.
     
     
    Dinero.com
  • Así terminó una ‘semana negra’ para Pacific Rubiales

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

    Mar 0El ministro de Minas y Energía Tomás González realizó la supervisión de una de las operaciones exploratorias más importantes del país y entregó un parte positivo acerca de los avances observados.

    “Pudimos confirmar, en el bloque fuerte sur, que el proyecto se adelanta de forma satisfactoria y que las inversiones pactadas se están realizando. Esto es un ejemplo de que las medidas adoptadas por el país en materia de ‘offshore’ le están dando confianza a los inversionistas”, explicó el jefe de la cartera minero energético.

    Durante su visita a la plataforma petrolera de la compañía Ecopetrol y Anadarko, resaltó que el futuro de Colombia en hidrocarburos está en la exploración y explotación costa afuera y que, gracias a las políticas del Gobierno Nacional, se están abriendo posibilidades para aprovechar los recursos energéticos de las áreas marítimas del Caribe.

    El Gobierno ha emprendido diferentes iniciativas para estimular la actividad: se realizó una modificación en la cláusula de precios altos, se crearon zonas francas offshore y, recientemente, se igualaron los términos de los contratos costa afuera previos a 2014, con los contratos de la Ronda 2014. Estos ajustes ubican a Colombia como una de las cuencas más competitivas en el mundo con lo cual esperamos un rápido desarrollo.

    “Seguiremos trabajando para que se repitan descubrimientos como el del pozo Orca 1, ubicado a 40 kilómetros de las costas de La Guajira, donde se encontraron reservas iniciales de hidrocarburos”, afirmó González Estrada.

    Según Ecopetrol, los resultados de Orca-1, que fue perforado en el bloque Tayrona,  prueban la existencia de un sistema petrolífero y confirman el potencial de hidrocarburos en esta cuenca frontera colombiana.


    Fuente: Portafolio.co

  • Autoridades hacen un llamado a la industria a trabajar conjuntamente para superar los desafíos del sector hidrocarburífero

    Colombia OilEn el primer panel de la sexta edición del evento más importante del sector petrolero y gasífero de Colombia, el VI Oil and Gas Coneference, Amylkar Acosta –ministro de Minas y Energía, Pablo Vieira Samper –viceministro de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible, Natalia Gutiérrez  -viceministra del Interior para la Participación e Igualdad de Derechos y Jorge Enrique Bedoya –Viceministro de Defensa para las Políticas y Asuntos Internacionales, coincidieron en que hay grandes desafíos que debe asumir el Gobierno nacional de manera articulada con la industria para garantizar las operaciones del sector hidrocarburífero. Las autoridades hicieron un llamado a los empresarios del sector para trabajar mancomunadamente en el fortalecimiento de la industria petrolera.
     
    El jefe de la cartera de Minas y Energía aseguró que el sector minero-energético es un sector neurálgico para la economía colombiana y, debe asumir los desafíos que representa la transformación en la geopolítica mundial del mercado hidrocarburífero, “la revolución de los hidrocarburos en Estados Unidos y la diversificación de su canasta energética obligan a Colombia a mirar hacia el Pacífico”, afirmó Acosta durante su intervención.
     
    Por su parte, la viceministra del Interior –Natalia Gutiérrez, hizo un llamado a las empresas del sector a elevar su perfil. Agregó que “la industria debería empezar a participar más activamente en la construcción de política pública e involucrarse más con las comunidades Las compañías y las comunidades tienen un matrimonio a largo plazo”.
     
    En lo que respecta a la seguridad, el viceministro de Defensa Jorge E. Bedoya aseguró que la cartera está invirtiendo cuantiosos recursos para proteger la infraestructura petrolera. Hizo un llamado para que las empresas se articulen también con sus contratistas en la prevención. Bedoya afirmó que “la mejor prevención que podemos hacer, es la conjunta”.
     
    En el marco de esta discusión, el viceministro de Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible, Pablo Vieira dio a conocer que la entrada de Colombia a la OCDE, en gran medida, depende de temas ambientales, por lo cual es necesario el compromiso de múltiples actores. Frente a esto se mostró preocupado por los múltiples ataques que han generado tragedias ambientales, en lo que va corrido del año “llevamos 41.800 barriles derramados. Es muy importante que enfoquemos los esfuerzos en prevenir estos eventos causados por terceros, y que busquemos de manera conjunta, métodos para prevenir estos desastres ambientales que dejan inmensos daños para nuestra flora y fauna”, aseguró Vieira.
     
    ANH - paisminero.co
  • Avanza la exploración de hidrocarburos no convencionales

    Según la ANH, cinco contratos están vigentes para este tipo de hidrocarburos. Solo en uno se inició la exploración cartográfica.
     
    No Convencionales“La cancha ya está rayada”, declaró el viceministro de energía, Orlando Cabrales Segovia, para referirse a la expedición de las normas ambientales y técnicas para el inicio de la exploración de yacimientos no convencionales en el país, que fueron expedidas entre finales del año pasado y principios del 2014.
     
    De acuerdo con información de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, (ANH) hay cinco contratos vigentes para exploración de hidrocarburos no convencionales, todos operados por Ecopetrol. Solo en uno de estos se inició la exploración.
     
    Tres de ellos están en áreas del Magdalena Medio, son los bloques VMM05, VMM16 y VMM29, uno en el Catatumbo, CAT3, y uno más en la Cordillera Oriental, COR62.
     
    Además, el viceministro señaló que hay 21 contratos vigentes en donde se estima que hay prospectividad para hidrocarburos no convencionales.
     
    De acuerdo con el presidente de la ANH, Javier Betancourt, la entidad tiene información de empresas que ya tienen planes para iniciar perforaciones.
     
    “La concreción de estos planes depende de la tramitología y del licenciamiento ambiental”, señaló el funcionario.
     
    El más reciente bloque de este tipo fue asignado a la firma canadiense Parex Resources en la Ronda Colombia 2014.
     
    Se trata del bloque VMM9, localizado en el Magdalena Medio, por el que la petrolera ofreció una inversión adicional de 54 millones de dólares.
     
    El presidente de la firma, Leo DiStefano, dice que las oportunidades en Colombia en este tipo de reservas son prometedoras. Según el Gobierno, con el potencial que tiene el país en no convencionales, Colombia podría multiplicar sus reservas de petróleo en un corto plazo.
     
    Sin embargo, el reto es materializar los proyectos existentes en un tiempo razonable, y para ello el gran paso será lograr eficiencia en los procesos de tramitación de permisos y consultas previas.
     
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Buscan evitar crisis laboral en el sector petrolero

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    EL MENOS AUTOSUFICIENTE

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

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

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

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

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

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

    GAS PARA 10 AÑOS

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

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

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

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

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

    LOS TRES QUE LLEVAN LA DELANTERA EN LA REGIÓN

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co / Ómar G. Ahumada Rojas

  • Caída de los precios del petróleo tiene en vilo a las regalías

    PetroleoLa Contraloría advirtió que el presupuesto del Sistema General de Regalías 2015-2016 se calculó con un precio promedio de US$85 por barril, condición económica que dista mucho de la realidad actual.
     
    El ente de control hizo un llamado al Gobierno Nacional a efectuar un ajuste al presupuesto del Sistema General de Regalías –SGR- 2015-2016 luego de que el precio del petróleo no cumpliera con las proyecciones estimadas en el plan de recursos que fundamenta la elaboración del mismo.
     
    De los $18,2 billones de recursos de regalías presupuestados para el periodo 2015-2016, se estima que $5 billones no se obtendrán con las condiciones de mercado actuales, aún teniendo en cuenta el repunte de la tasa de cambio que ha logrado mitigar esta diferencia en casi un billón y medio de pesos.
     
    Es importante recordar que el presupuesto bienal 2015-2016 ya suma un primer desahorro del Fondo de Ahorro y Estabilización -FAE por $353.000 millones y una distribución de rendimientos financieros de $400.000 millones, recursos que entraron a mitigar los efectos de la caída en los ingresos de las regalías, pero que no compensarán ni el 1% del hueco que se está abriendo en los ingresos del Sistema.
     
    Para el organismo de control, el faltante de recursos debe informarse oportunamente al país y especialmente a los órganos del sistema, debido a que se están aprobando en los Órganos Colegiados de Administración y Decisión –OCAD importantes proyectos de inversión bajo un presupuesto estimado que sólo logra ser real una vez se recaude.
     
    Si bien es cierto, la ley de presupuesto de Regalías estableció que durante el 2015 los OCAD aprobarían proyectos hasta por el 50% de la apropiación que les corresponda, también es cierto que ese porcentaje puede representar un monto mucho mayor frente al recaudo real, comprometiendo no solo los recursos del 2016, sino los proyectos que presenten los entrantes Gobernadores y Alcaldes los cuales podrían quedarse en ideas cuando se encuentren con que la mayor parte de sus recursos ya fueron aprobados en el primer año del bienio fiscal, alertó finalmente la Contraloría.
     
    Fuente: Dienro.com
  • Caída del precio del petróleo obliga a hacer reajustes en RSE

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    La opinión

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


    Fuente: Larepublica.com.co

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    Fuente: Elnuevodia.com.co

  • Caída prolongada del crudo impulsará a la economía mundial

    Pet WorkersLos precios del petróleo se mantendrán bajos en el futuro, circunstancia que ayudará a impulsar la economía mundial entre un 0,3 y un 0,7%, aseguraron dos economistas del Fondo Monetario Internacional (FMI).
     
    "Los precios del petróleo han bajado recientemente, afectando a todos: productores, exportadores, Gobiernos y consumidores. En general, vemos esto como una inyección de ánimo para la economía global", afirman los economistas Rabah Arezki y Olivier Blanchard.
     
    Según los dos firmantes del documento, esa situación puede provocar "un incremento del producto interior bruto (PIB) mundial de entre el 0,3 y el 0,7% en 2015".
     
    Ese avance se puede producir sobre la previsión del crecimiento económico global del 3,8% para el año próximo que el Fondo ya divulgó en octubre, cuando subrayó que, "pese a los reveses, la desigual recuperación global continúa".
     
    Con los precios actuales, que han caído casi un 50 desde el pasado junio y se sitúan en torno a los 55 dólares el barril, los expertos del FMI estiman que los niveles de producción petrolera "podrían bajar, pero sólo de forma moderada en menos del cuatro por ciento en 2015", de ahí que se beneficie la economía.
     
    El informe indica también cómo afectará el mantenimiento de los precios bajos del crudo a las dos principales economías del mundo: Estados Unidos y China.
     
    En EE.UU., los economistas del FMI esperan un impulso del PIB de entre el 0,2 y el 0,5% sobre la base del aumento del 3,1% que la institución multilateral planteó en octubre para ese país.
     
    En China, el abaratamiento del "oro negro" podría contribuir a un progreso del PIB de entre el 0,4 y el 0,7% sobre la base total del 7,1% pronosticado en octubre por el Fondo. 
     
    EFE/D.com
     
  • Campetrol advierte que patentes del sector petrolero bajaron 24% en 2015

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Elespectador.com

  • Campetrol pide políticas claras para el sector

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

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

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

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

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

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



    Fuente: Portafolio.co


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  • 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
  • Canacol Energy reporta resultados en pozo Clarinete 1

    Canacol PozoLa empresa además indicó que a través de un acuerdo y sujeto a la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, se tiene la posibilidad de que un ‘joint venture’ obtenga una participación de hasta 25 % de 100 % de la Corporación si cumple con todos los requisitos financieros.
     
    La petrolera Canacol Energy, por medio de la información relevante de la Superintendencia Financiera de Colombia, anunció que Clarinete 1, el primer pozo perforado en el contrato de exploración y producción VIM5, ha probado una tasa bruta final de 20,6 millones de pies cúbicos estándar por día (3,606 barriles de crudo equivalente por día “boepd”) de gas seco sin agua, durante la primera de dos pruebas de producción planeadas en dos distintos reservorios.
     
    La empresa además indicó que a través de un acuerdo y sujeto a la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, se tiene la posibilidad de que un ‘joint venture’ obtenga una participación de hasta 25 % de 100 % de la Corporación si cumple con absolutamente todos los requisitos financieros establecidos.
     
    El 8 de octubre del 2014 se inició la perforación del pozo exploración Clarinete 1 y el 7 de noviembre del 2014 llegó a una profundidad medida total de 8,068 pies. El principal objetivo de pozo fueron las arenas del Terciario Ciénaga de Oro (“CDO”), el principal reservorio productor en los campos Nelson y Palmer en el contrato adyacente Esperanza, en donde Canacol tiene una participación operativa del 100 %.
     
    Seguida la terminación del primer periodo de prueba de flujo, la Corporación tiene planeado perforar algunos intervalos seleccionados en la parte superior del reservorio en las arenas del Ciénaga de Oro y realizar una segunda prueba de flujo, la cual la Corporación espera iniciar dentro de una semana.
     
    Mientras tanto, la Corporación se está preparando para extender una línea de flujo para unir el pozo Clarinete 1 a las facilidades operativas de gas en la estación Jobo. La Corporación brindará actualizaciones cuando se tenga información relevante de la segunda prueba de flujo planeada esté disponible.
     
    Actualmente, la Corporación se encuentra negociando un nuevo contrato ‘take or pay’ de venta de gas asociado con el descubrimiento Clarinete y brindará detalles en el futuro cercano.
     
    En la actialidad Canacol vende aproximadamente 18 MMcfpd (3,158 barriles de crudo equivalente por día) de gas del Campo Nelson a un productor de ferroníquel bajo un contrato a 10 años que expira en el 2021.
     
    Ese contrato, a diferencia de los nuevos contratos, está atado al precio indicador Guajira, el cual cambió a partir del 29 de octubre del 2014, de US $3.97/MMbtu (US $22,63/boe) a US $5.08/MMbtu (US$28,96/boe).
     
    Fuente: Portafolio.co
     
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  • Canacol Energy se la vuelve a jugar por su estrategia ganadora: el gas

    Canacol 1El objetivo del programa de exploración es probar reservas nuevas para firmar acuerdos de venta ‘take or pay’ por 100 millones de pies cúbicos al día.
     
    Desde antes de que iniciara la crisis de los precios del petróleo, Canacol Energy le dio un giro a su negocio al decidir fortalecer el segmento de gas. La estrategia le ha salido bien y de las empresas de hidrocarburos es la más beneficiada, su título en la Bolsa de Valores de Colombia ha crecido un 83,7% en los últimos 12 meses.
     
    Ante ese panorama la compañía se enfocó en sus pozos de gas por encima de los petroleros, y en su calendario de exploración para lo que resta del 2016 está previsto un plan para incorporar a su portafolio reservas nuevas del hidrocarburo.
     
    Tiene presupuestados dos pozos de exploración de gas adicionales a Oboe-1, localizado en la cuenca del Magdalena inferior. Este pozo que inició su perforación en enero de 2016 probó una tasa combinada de 66 millones de pies cúbicos por día. Ahora planea explorar los pozos Níspero 1 y Nelson 6. 
     
    Los tres mencionados tienen como objetivo incorporar nuevas reservas combinadas estimadas por la empresa, sin aplicar factor de riesgo, en 100 billones de pies cúbicos. 
     
    El objetivo del programa de exploración de gas del 2016 es probar suficientes reservas nuevas para firmar contratos de venta de gas ‘take or pay’ (en el cual el comprador se compromete a pagar un porcentaje del gas contratado, independientemente de que éste sea consumido. El vendedor debe tener a disposición el 100% de la cantidad contratada) por 100 millones de pies cúbicos por día, los cuales iniciarán a partir del 2018 después de la construcción de un nuevo gasoducto. Canacol Energy planea iniciar la perforación del pozo de exploración Níspero 1 durante la próxima semana. Este tendrá como objetivo los mismos reservorios areniscos de Ciénaga de Oro que se producen en los campos de gas cercanos Nelson, Palmer y Clarinete. 
     
    Se prevé que la perforación y prueba de producción se tome aproximadamente siete semanas (hasta el cinco de septiembre). Una vez terminadas las operaciones en Níspero, el taladro será movilizado para perforar el pozo de exploración Nelson 6, del cual se estima iniciar su perforación a principios de octubre. 
     
    Lo proyectado en el pozo Nelson 6 será probar el reservorio arenisco superficial Porquero, el cual se ubica por encima de los reservorios areniscos Ciénaga de Oro en el campo Nelson. Los cuatro pozos Nelson perforados hasta la fecha han encontrado el reservorio arenisco Ciénaga de Oro con buenas muestras de gas durante la perforación, y hasta 50 pies de espesor interpretados en los registros de pozo abierto. Actualizará sus reservas en el campo antes de acabar julio.
     
    ESTIMACIONES DE VENTA DE GAS Y PETRÓLEO PARA TODO EL 2016
     
    La petrolera prevé que las ventas netas promedio de petróleo y gas antes de regalías 
    para el 2016 estén entre 16.000 y 17.000 barriles de petróleo equivalente por día. 
     
    Se estima que las ventas de gas contratado serán en promedio 75 millones de pies cúbicos diarios aproximadamente. Esto a un precio promedio de US$5,60 para el gas y de US$31,92 el crudo, con un ‘netback’ aproximado de US$4,56 en el primero y de US$26,00 el segundo, con lo cual habría recibos de efectivo por US$153 millones. Calcula un promedio de producción de petróleo en Colombia cercano a 2.300 barriles por día y en Ecuador de 1.300 barriles diarios para el año calendario 2016, ambos sin la perforación de pozos adicionales. Para el mismo periodo espera un Ebitdax de cerca de US$135 millones.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Canacol repunta y Pacific se desploma en BVC

    Canacol lideró los avances en el mercado accionario tras reportar un importante hallazgo en su pozo Clarinete 1, Pacific por su parte volvió a marcar un nuevo mínimo histórico, bajó más del 13%.
     
    Canacol CeoAl cierre de la sesión de este miércoles en la Bolsa de Valores de Colombia, BVC, se negociaron más de $140 mil millones, que dejaron al Colcap con una reducción de 1,13% a 1.407 unidades.
     
    Explica Valora Inversiones que la acción con mejor comportamiento durante la rueda accionaria fue la de Canacol Energy con 2,86% a $6.470, esto después de reportar un importante hallazgo en su pozo Clarinete 1. No obstante explica Valora que el aumento pudo ser mayor ya que en la mañana aumentaba más del 10%, sin embargo la caída del petróleo durante la jornada hizo que la acción redujera su ganancia.
     
    Añade la firma que el mercado espera conocer en las próximas dos semanas el plan de inversiones de Canacol Energy para el 2015. Destaca la firma el nivel de diversificación que está alcanzando la compañía lo que le permite no verse tan afectada por la caída del precio del petróleo.
     
    Por otra parte, destaca la firma la fuerte caída de la acción de Pacific Rubiales, 13,34% a $6.300, marcando así un nuevo mínimo histórico. Rumores de mercado aseguran que para garantizar el cumplimiento de su plan de inversiones reduciría de forma considerable sus gastos en publicidad.
     
    Además de la petrolera canadiense, las acciones que más se redujeron en la sesión de este miércoles fueron Corficolombiana con 3,29% a $37.620, Éxito, 3,07% a $26.520 y Grupo Argos 3,01% a $18.720. Ecopetrol perdió 2,71% a $1.975.
     
    Por otro lado, los principales ascensos fueron de Celsia con 2,27% a $5.440, el ETF Horizons Colombia Select 1,29% a $13.380 además del ya mencionado de Canacol Energy.
     
    Asegura la firma que la caída del precio del petróleo estuvo asociada al incremento de los inventarios de crudo en Estados Unidos, superiores a lo esperado por el mercado. Durante la semana anterior los inventarios subieron cerca de 8 millones de barriles y completan así 400 millones de barriles en inventarios, el nivel más alto en 80 años
     
     
    Fuente; Dinero.com
  • Caquetá y Putumayo, las regiones donde se concentrará la exploración petrolera

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    ESTRATEGIA PARA IMPULSAR LA TAREA EN HIDROCARBUROS 

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

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

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

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

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

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

    Fuente: Portafolio.co

  • Carga fiscal espantó las inversiones petroleras en el país

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

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

    Trabajdores  EcopetrolLa producción de crudo y gas de Ecopetrol del primer trimestre de 2015 alcanzó un acumulado de 722 mil barriles diarios equivalentes, 13 mil por encima de la meta prevista y 17 mil en relación con lo alcanzado al cierre del 2014.
     
    De esta cifra, 398 mil barriles equivalentes por día (kbped), es decir, el 55%, corresponde a producción directa de la Empresa, aquella que se extrae en los campos operados  directamente por personal de Ecopetrol. Este resultado es 12,6% superior al logrado en el mismo periodo de 2014.
     
    Este mejor desempeño se explica principalmente por la entrada de facilidades de producción en los campos Castilla y Chichimene, que también alcanzaron producciones récord. En  Castilla se alcanzó una cifra superior a 124 kbpd en el mes de febrero, mientras que en Chichimene se logró récord de producción de 85 kbpd en el mes de enero. También una mejor situación de nuestros entornos contribuyó con el buen desempeño.
     
    Con estos resultados, el complejo petrolero compuesto por los campos Castilla y Chichemene, ubicados en el Meta, se convierte en la principal área de producción de hidrocarburos del país. Allí se extrae cerca del 20% de la producción nacional de crudo.
     
    Los campos de operación directa que más han incrementado en porcentaje su producción frente al 2014 son:
     
    Campo Producción I trimestre 2015 Incremento Chichimene (Regional Orinoquía) 80,1 kbpd 69,3% Tibú (Regional Central) 2,5 kbpd 43,5%
     
    Castilla (Regional Orinoquía) 118 kbpd 13,7%
     
    Casabe (Regional Central) 23,9 kbpd 11,7%
     
    Respecto a la producción de activos operados por asociadas, donde Ecopetrol tiene  participación, se extrajeron 324 kbped, un 10,9% inferior a lo logrado en el primer trimestre  2014. La variación corresponde a la declinación natural de los campos y las restricciones  operacionales presentadas principalmente en la capacidad de disposición de agua en el  campo Rubiales.
     
    La producción del Grupo Empresarial, es decir, incluyendo el desempeño de empresas filiales y subsidiarias, fue de 773,4 kbped. 
     
    Se destaca el desempeño de Ecopetrol America, que incrementó en un 255,6% su producción con respecto al mismo periodo de 2014. Este resultado se explica con la producción del campo Dalmatian, en el Golfo de México (Estados Unidos), operado por Murphy.
     
    La producción del Grupo Empresarial aumentó 8.300 barriles por día en el primer trimestre de 2015 en comparación al cuarto trimestre de 2014.
     
    Ecopetrol
  • 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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  • CEO de Pacific Rubiales dijo que tienen US$1.000 millones para expansión

    Ronald PantinBogotá_Pacific Rubiales Energy Corp tiene más de US$1.000 millones listos para invertir en México con la esperanza de duplicar la producción de petróleo en 2020, según su presidente ejecutivo, Ronald Pantin.
     
    La producción petrolera de Pacific Rubiales se incrementaría a 700.000 barriles por día, con una producción actual de 330.000 barriles, “fácilmente” si la compañía entra en la recientemente abierta industria de energía en México, según Pantin. México aprobó una ley en 2013 que permite a las empresas privadas aprovechar 13.440 millones de barriles de reservas demostradas de petróleo del país, por primera vez desde 1938.
     
    “Nosotros queremos centrarnos en México y estamos pensando que México es nuestra próxima etapa”, dijo Pantin en una entrevista en el World Nacional Oil Companies Congress en Cancún. “Tenemos más de US$1.000 millones en espera para México y sin deuda a largo plazo. Todo está listo”. Pacific Rubiales está en conversaciones con “todo el mundo”, y busca asociarse con empresas mexicanas para desarrollar algunos de los 169 bloques de petróleo disponibles para licitación a empresas privadas el próximo año. La compañía con sede en Bogotá es la más interesada en el desarrollo ‘onshore’, en aguas poco profundas, y la producción de petróleo pesado y ligero en México , dijo en la entrevista.
     
    Bloomberg - LaRepublica.co
  • China, EEUU, el petróleo y… ¿y ahora?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

    Con infomración de Valora Inversiones
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    Fuente: Dinero.com

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  • Cifras Récord en varios Indicadores Reporto Pacific Rubiales

    §  La producción neta creció un 17% en comparación con el mismo periodo del año pasado

    §  Las ganancias netas se incrementaron en un 208% comparado con el mismo trimestre de 2013

    §  Los ingresos aumentaron 27% con respecto al mismo periodo del año anterior

     
    Pacific RubialesPacific Rubiales anunció los resultados del segundo trimestre de 2014, reportando cifras récord en sus indicadores operacionales y financieros.
     
    Según el CEO de la compañía, Ronald Pantin: “La producción neta por encima de 149 mil barriles de petróleo equivalente por día (Mbpe/d) y los volúmenes de venta de 155 Mbpe/d son un récord para Pacific, y representan un crecimiento del 17% y 22% respectivamente, comparado con el mismo periodo del año pasado”.
     
    El netback combinado para el trimestre fue de US $62.76/bpe en comparación con US $60.54/bpe en el mismo periodo de 2013 y US $63.80/bpe en el trimestre anterior, con márgenes que exceden el 66% en los precios concretados.
     
    “Esto se logró a pesar de los costos adicionales de transporte asociados a las continuas interrupciones que se presentaron en el oleoducto Bicentenario, que persistieron a lo largo de la mayor parte del trimestre”, aseguró Pantin, quien además agregó: “La compañía continúa transportando efectivamente su producción a través de medios alternos, evitando cualquier suspensión en la producción, y demostrando la flexibilidad y fortaleza de nuestro modelo de negocio”.
     
    En cuanto a los indicadores financieros, la compañía reportó que las ganancias netas para el trimestre fueron de US $229 millones, lo cual significó un aumento del 208% con respecto al segundo trimestre de 2013 y del 92% con el periodo anterior.
     
    Igualmente, los ingresos del trimestre fueron de US $1.344 millones, aumentando 27% con respecto al mismo periodo del año anterior. El EBITDA ajustado fue de US $722 millones, un incremento del 19% comparado con el segundo trimestre de 2013, y representando un margen del 54% sobre los ingresos totales para el período.
     
    Las ganancias operacionales fueron de US $338 millones, registrando un incremento del 24% en relación con el mismo periodo del año pasado.
     
    El flujo de caja (flujo de fondos procedentes de operaciones) para el trimestre fue de US $532 millones, con un aumento de 12% en comparación con el mismo trimestre de 2013 y con el periodo anterior.
     
    “El desempeño financiero de la compañía en el segundo trimestre fue sólido, con ingresos, EBITDA ajustado, flujo de caja y ganancias netas en niveles récord”, destacó Pantin.
     
    En cuanto a la actividad exploratoria, durante el segundo trimestre de 2014 se perforaron nueve pozos en Colombia, resultando en un nuevo descubrimiento en el bloque Cubiro en Casanare y en la confirmación de los descubrimientos en Canaguey, CPE-6 y Rio Ariari.                                                                                                                                             
    Igualmente, el CEO de la compañía informó que: “Continuamos avanzando en la diversificación de la producción más allá de campo Rubiales a través de la combinación de adquisiciones estratégicas y crecimiento orgánico”, y añadió: “Un objetivo clave del 2014 es desarrollar nuestros dos nuevos campos de crudo pesado en los bloques CPE-6 y Rio Ariari, así como la franja de crudos pesados de Colombia, al sur y al oeste de los campos Rubiales y Quifa”.
     
    Por su parte, el piloto de la tecnología STAR concluyó durante el segundo trimestre al lograr de manera exitosa sus objetivos operacionales y técnicos. Pacific y Ecopetrol están evaluando los resultados y el potencial de la aplicación de STAR en varios campos de crudos pesados en Colombia.
     
    “Incrementar el recobro y extender la vida productiva de los campos de crudo pesado a través de tecnología de avanzada, es claramente un gran generador de valor para Colombia”, afirmó Pantin.
     
    Por último, al referirse a los planes de la compañía en México, Ronald Pantin destacó que ya se estableció una oficina de Pacific y que “estamos muy entusiasmados con las oportunidades de exploración y desarrollo en ese país. Pacific tiene habilidades y conocimiento que pueden ser aplicados para producir crudos pesados en México, y de esta forma continuaremos construyendo la compañía de exploración y producción líder en Latinoamérica”.
     
     
  • Cinco meses consecutivos con producción por encima del millón de barriles en Colombia

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

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

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

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

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

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

     

  • Colombia mira a altamar como potencial para búsqueda de petróleo tras descubrimiento

    Los detalles sobre el tamaño del descubrimiento en el pozo Orca-1 a 40 kilómetros de la costa siguen siendo confidenciales, aseguró el jefe de exploración de la estatal Ecopetrol, Max Antonio Torres.
     
    Torres dijo que la exploración en el área continuará con otros tres o cuatro pozos que se prevén perforar el próximo año.Torres dijo que la exploración en el área continuará con otros tres o cuatro pozos que se prevén perforar el próximo año.Cartagena, Colombia. Un descubrimiento de petróleo en aguas profundas frente a las costas de Colombia en el Mar Caribe mostró el gran potencial de las reservas marítimas como una alternativa al agotamiento de los yacimientos en tierra, dijo el martes el jefe de exploración de la estatal Ecopetrol, Max Antonio Torres.
     
    Los detalles sobre el tamaño del descubrimiento en el pozo Orca-1 a 40 kilómetros de la costa siguen siendo confidenciales, aseguró el ejecutivo.
     
    "Creo que el hallazgo demuestra el potencial que existe. No es ningún secreto que la tierra no es simplemente 'onshore' y que en altamar estará el cambio de juego", sostuvo Torres durante una entrevista con Reuters en esta ciudad del caribe colombiano en donde se realiza una conferencia sobre petróleo y gas.
     
    Torres dijo que la exploración en el área continuará con otros tres o cuatro pozos que se prevén perforar el próximo año.
     
    Un gráfico de la privada Asociación Colombiana del Petróleo, (ACP) presentado durante la conferencia, mostró que los recursos en altamar podrían ser la fuente más grande de crudo para el país sudamericano en la próxima década.
     
    Orca-1, es el primer hallazgo de hidrocarburos en aguas profundas de Colombia dentro del bloque Tayrona que es operado por Petrobras de Brasil, empresa que posee una participación del 40%. Ecopetrol y Repsol de España poseen un 30% cada una.
     
    Colombia busca aumentar sus reservas, que a finales del 2013 sólo eran suficientes para mantener los niveles actuales de producción durante siete años.
     
    El presupuesto de exploración de Ecopetrol se redujo en dos tercios y la perforación exploratoria de todas las empresas casi se ha paralizado este año.
     
    La perforación en aguas profundas es mucho más compleja y costosa que la de tierra, en donde se ha enfocado el sector petrolero de Colombia hasta el momento.
     
    El vicepresidente de exploración para América Latina de Shell, Max Brouwers, dijo en la conferencia que sólo uno de cada 10 pozos en aguas profundas tiene éxito y generalmente demoran entre 10 y 15 años para lograr producción.
     
    Torres rechazó la tesis de que Colombia perderá su autosuficiencia en petróleo, ya que consume sólo la mitad de su producción de un millón de barriles por día y afirmó que Ecopetrol tiene como objetivo aumentar "poco a poco y de manera constante" su presupuesto de exploración de US$500 millones anuales.
     
    "Estábamos gastando un montón de dinero sin encontrar reservas y ahora con menos dinero estamos tratando de agregar más reservas, tratando de ser más eficientes", explicó.
     
    Colombia también intenta atraer a los inversionistas potenciales a áreas no convencionales o de esquisto, un objetivo difícil debido a que el método de extracción es más costoso y porque los precios del petróleo han caído a la mitad del nivel al que operaban el año pasado.
     
     
    Reuters - Americaeconomia.com
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