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  • Colombia revisará el precio del petróleo

    Pet WorkersColombia abrió la posibilidad de revisar a la baja las proyecciones del precio del crudo para el 2015 y el 2016, dijo el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, alimentando los temores de que el país enfrentaría un mayor impacto fiscal por una caída de la renta petrolera.
     
    "Hoy estamos con un precio en 86 dólares por barril (...)sabiendo el actual nivel, no sería descabellado pensar en que vamos a tener que bajar un poco los precios, no solo para 2015 sino para 2016", dijo Cárdenas durante un debate sobre el presupuesto de las regalías petroleras, en el Congreso.
     
    "Nosotros obviamente esperamos que los precios tengan un piso del orden de 80 dólares, que es lo que hoy cuesta producir petróleo en las zonas mas remotas, en las zonas de frontera. Eso le pone en cierta medida un punto mínimo donde ya es difícil que baje el precio del petróleo", agregó a periodistas. El funcionario no reveló de inmediato cómo se cubriría el faltante de recursos por la menor renta proveniente de los ingresos petroleros.
     
    Colombia tiene como meta producir alrededor de 980.000 barriles en promedio diarios este año (bpd), aumentado a 1,029 millones bpd en el 2015 y a 1,094 millones bpd en el 2016.
     
    La cuarta mayor economía de América Latina tramita actualmente una reforma tributaria para recaudar unos 26.000 millones de dólares adicionales entre el 2015 y el 2018, prolongando unos impuestos que expiraban a finales de este año y agregando sobretasas a otros tributos.
     
    Pero analistas ya vaticinan que la iniciativa se quedará corta y el país tendrá que buscar otras fuentes de financiación para los próximos años, en medio del declive de la producción y de los precios del petróleo, el mayor generador de divisas de la nación.
     
    Cárdenas minimizó los temores.
     
    "La reducción del precio del petróleo no nos toma por sorpresa, el país sabe lo volátiles y lo cíclicos que son los precios de los productos básicos, estamos preparados, tenemos una regla fiscal que nos permite atender esa necesidad", puntualizó.
     
     
    Reuters/D.com
  • Colombia sigue explorando y eso no se ve en otros país: GE

    Patricia Vega General Electric 0La colombiana Patricia Vega dirige la línea de negocios de hidrocarburos de General Electric, y explica por qué el país es pieza clave para las metas de la compañía. Dice que la necesidad de aumentar reservas aumenta la exploración costa afuera y eso representa una ventaja frente a otros países.

    Patricia Vega es la colombiana que lleva las riendas del negocio petrolero de GE (General Electric) en América Latina.

    Desde hace 20 años, Vega inició un recorrido que la llevó desde desarrollar su proyecto de grado en el Instituto Colombiano del Petróleo de Ecopetrol, en Bucaramanga, hasta convertirse hace un año en presidenta y CEO de la división de Oil & Gas de GE en la región.

    La semana pasada, la ejecutiva estuvo en el país como parte de su objetivo de mantener a la alta gerencia de la compañía conectada con los mercados donde operan.

    Vega considera que este ciclo de precios bajos es una oportunidad para empresas como GE: “en un mundo de 40 dólares el barril la eficiencia es increíblemente importante”, señaló. Y esta es precisamente su apuesta para crecer.

    ¿Qué tan importante es Colombia para la división de petróleo y gas de GE?

    Mucho. Hoy en día tenemos un objetivo de duplicar el tamaño de negocios en América Latina y para lograrlo necesitamos consolidar nuestra presencia a través de toda la geografía.

    En Colombia tenemos el negocio de surface, que es un portafolio compuesto por todos los sistemas de levantamiento artificial (equipos para facilitar que el petróleo suba a la superficie), bombas electrosumergibles mecánicas, sistemas de monitoreo y control para pozos, y tenemos también soluciones de industrial internet, también llamado el internet de las cosas, que permite monitorear cualquier sistema y optimizar la vida útil de los equipos.

    Hoy las petroleras buscan mejorar la eficiencia, pero tienen menores presupuestos, ¿cómo navegan ustedes en esa paradoja?

    Hay que expandir la evaluación del retorno de la inversión más allá del costo unitario de un producto, es decir, evaluar cuáles serán los resultados en materia de eficiencia, ahorros y reducción de fallas. Cuando incluyo esto en la ecuación, me doy cuenta de que una inversión más inteligente es la de mejor retorno, no la de menor precio. Los clientes tienden a ser más conscientes de esto.

    Pero la realidad es que tienen menos presupuesto...

    Sí, los clientes se han visto sorprendidos con estos recortes. Ahí entramos nosotros a operar a través de nuestras alianzas, buscamos modelos comerciales que les permita hacer proyectos que de otra manera tal vez hubieran tenido que posponer.

    Parte de lo que pasa hoy con los precios tiene que ver con la evolución tecnológica del sector.

    ¿Qué tan determinante cree que será este factor en la formación de los precios del crudo?

    Se produjo un desbalance en el mercado, pero creo que lo que ganamos en general, como sociedad, en términos de seguridad energética es mucho mayor que el desequilibrio que se ha originado entre el suministro y la demanda.

    A largo plazo, la demanda por energía va a seguir creciendo. Lo que vemos hoy es parte del costo del desarrollo, pero no puedes pararlo, porque las siguientes generaciones y el crecimiento económico dependen de la energía.

    Como industria hemos aprendido en estos ciclos a ser eficientes, innovadores, es una industria que no se marchita fácilmente.

    ¿Cómo ha visto la reacción de la industria en los distintos países de la región?

    Todas las empresas están priorizando las inversiones, eficiencia y reducción de costos.

    Las diferencias dependen de lo que pasa en cada país. Por ejemplo, en México, con la reforma energética y la apertura se ha creado una dinámica interesante. En el caso de Venezuela, hay un interés muy fuerte en aumentar la producción, en otros países se ve una disminución de la actividad, no allí. En Brasil, el desarrollo de los yacimientos en aguas profundas es complejo y empieza a abrirse el debate de si puede entrar otra operadora distinta a la estatal a hacer parte de estos campos.

    ¿Y en Colombia?

    El país ha disfrutado un aumento de producción y ha sido capaz de mantener. El enfoque en la generación de valor se ha hecho más importante, y también hay un énfasis en exploración, que no estamos viendo en otros países, donde esta actividad ha bajado más. Aquí vemos una campaña interesante en costa afuera, en la zona norte del país, y tiene que ver con el interés que hay para aumentar reservas.

    ¿Cuáles son las mayores oportunidades de negocios en el país?

    Lo resumiría en tres áreas importantes: los sistemas para optimización de la eficiencia en la producción de campos de petróleo y de gas, que incluyen uso de la energía, sistemas de levantamiento confiables y el tema de manejo y disposición de agua. El segundo, la exploración y hallazgos en aguas profundas, en Colombia la industria costa afuera ha sido pequeña, y se necesitan recursos (tecnología e infraestructura) para atender este desafío. Y el tercero tiene que ver con temas de eficiencias en refinación y transporte, tenemos una plataforma muy interesante de monitoreo inteligente de tuberías para esta área.

    ¿Atienden otros mercados desde Colombia?

    Sí, tenemos algunos hubs por áreas de experiencia. Colombia es importante en temas de producción, nos ayuda apalancar la operación en Ecuador y otros países. De la misma manera somos apalancados por operaciones de otros países en otras áreas donde no hay la masa crítica, por ejemplo en el área de Subsea (costa afuera) Colombia se apoya en la operación en México y Brasil.

    ¿Cuáles son las expectati-vas de crecimiento en Colombia?

    Hemos estado enfocados a fortalecer la relación con nuestros clientes y escuchar sus prioridades. Eso es clave porque a veces llegas con lo que crees que es la solución tratando de forzarla, nosotros lo que tratamos de hacer son alianzas estratégicas de desarrollo tecnológico, empezar a hablar de soluciones y no necesariamente productos concretos. De ahí vendrá parte de nuestro crecimiento en 2015 y 2016.

    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

  • Colombia: cerca de 500 millones de barriles de petróleo tendría la cuenca del Magdalena

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

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

    Barriles 1El recorte del crudo deja en pérdidas a la mayoría de los valores del sector. El nivel actual del petróleo aún no es negativo para Repsol.

    Las recientes turbulencias en el crudo han devuelto protagonismo a las petroleras en Bolsa. El barril de Brent se ha dejado un 8,3% en cinco días, hasta 51 dólares, su nivel más bajo desde el 30 de noviembre (ver información adjunta).

    Los inversores están ajustando sus posiciones ante la posibilidad de que el escenario para el mercado del crudo varíe respecto a lo previsto para 2017, debido a que los mayores inventarios en EEUU generan dudas sobre la capacidad de la OPEP para mantener su pacto de reducción de la producción. Kuwait hizo ayer un llamamiento a extender el acuerdo más allá de junio, convirtiéndose en el primer país del cártel en hacer declaraciones de este tipo. El crudo sólo reaccionó al alza de forma puntual.

    Las grandes petroleras bajaron ayer, con la británica BP a la cabeza, ya que se dejó el 1,53%. La francesa Total cedió el 0,35%; y Repsol, el 0,14%. Eni avanzó un leve 0,14% y sólo Royal Dutch Shell escapó a las caídas con un alza del 1,14%. Los descensos de los últimos días han pasado factura a la evolución de estos valores en el año, donde sólo Repsol está en verde con un alza del 7,34% (ver gráfico adjunto).

    Respecto a la española, el actual contexto en el mercado petrolero aún no es dañino para sus cuentas. En la presentación de los resultados anuales afirmó que su negocio llega a ser rentable con una cotización del crudo en 40 dólares: aún cuenta con un colchón de 11 dólares frente a los 51 actuales del oro negro.

    La petrolera cuenta con el reciente hallazgo del mayor pozo en EEUU en 30 años como catalizador a largo plazo, pues podría aumentar en 120.000 barriles diarios su producción, frente a los 690.000 de media de 2016. Sin embargo, algunos analistas ven con cautela el nuevo pozo en EEUU. Felipe López-Gálvez, de SelfBank, opina que es una gran noticia, pero matiza que tardará tiempo en convertirse en ingresos.

    "En primer lugar, porque de los 1.200 millones de barriles de petróleo potencialmente extraíbles, gran parte pertenecen a su socio en el proyecto, Armstrong Energy", explica el analista. A este factor se suma que las extracciones no se producirían hasta 2021.

    De fondo, los resultados de 2016 y las previsiones para 2017 dejaron un buen sabor de boca. En Citi subrayan la capacidad de la compañía para reducir su deuda en casi un tercio, hasta situar la ratio deuda /ebitda (resultado bruto de explotación) en 1,6 veces, fundamental para que las agencias de ráting mantengan su nota en grado de inversión.

    En Renta 4 destacan que la compañía ha generado sinergias y eficiencias de 1.600 millones de euros en 2016 y esperan que adelante a este año la meta fijada para 2018. En Bankinter han mejorado la recomendación de vender a comprar, y el precio objetivo a 15,38 euros, frente a los 14,4 a los que cerró ayer.

    El consenso muestra división respecto a Repsol. El 50% de las firmas del consenso de Bloomberg aconseja mantener, con un potencial alcista medio del 1%.

    Fuente: expansion.com

  • Compañía británica BP afirma que el petróleo se acabará en 2067 en el planeta

    PlataformasEn un estudio reciente de la firma británica se vaticinó el final de la producción en 53 años
     
    La compañia britanica British Petroleum (BP) afirmó en un estudio reciente que las reservas de petróleo probadas del planeta suman 1,68 billones de barriles y que al ritmo de producción actual durarán sólo 53 años.
     
    La compañía británica expuso en el reporte Statistical Review of World Energy 2014 que los futuros descubrimientos sólo lograrán extender la producción unos 10 o 15 años más. Al respecto, Estados Unidos fue uno de los países que más incrementó sus reservas durante 2013 gracias a las explotaciones horizontales, las que le permitieron subir sus reservas probadas a 44.200 millones de barriles, un 26% más del estimado por la Administración de Energía norteamericana.
     
    En Latinoamérica existen reservas de petróleo de 350.000 millones de barriles, aproximadamente. De esta cifra, Venezuela se lleva la mayor tajada con 316.000 millones de barriles en su haber, superando a Arabia Saudita, hasta ahora el mayor productor de crudo del mundo con reservas por 265.000 millones de barriles.
     
    Otros que tienen reservas acumuladas en su haber son México (33.00 millones de barriles), Brasil (13.150 millones), Argentina (3.000 millones), Colombia (2.500 millones) y Ecuador (1.400 millones).
    De acuerdo a una investigaciones de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), Argentina por ahora cuenta con reservas para 11 años, mientras que Brasil tiene petróleo para 18 años, Ecuador para 34, México para 11, Colombia para 8 años y Venezuela para 201 años.
     
    autor: ANLatam.com
     
  • Compañía china comprará yacimientos petrolíferos en Texas en acuerdo de US$1.300 millones

    Petroleo ExtLos yacimientos se encuentran en los condados de Howard y Borden (Texas), según un comunicado enviado el sábado por Xinchao Shiye a la Bolsa de Valores de Shanghai.’'
     
    Jinan. Xinchao Shiye, una compañía pública con sede en la provincia oriental china de Shandong, planea comprar yacimientos petrolíferos en Estados Unidos en una transacción por valor de 8.300 millones de yuanes (unos US$1.300 millones).
     
    Los yacimientos se encuentran en los condados de Howard y Borden (Texas), según un comunicado enviado el sábado por Xinchao Shiye a la Bolsa de Valores de Shanghai.
     
    Xinchao Shiye suscribió una carta de intenciones con Ningbo Dingliang Huitong Equity Investment Center, una sociedad de responsabilidad limitada, y sus socios individuales.
     
    Según el comunicado, el Ningbo Dingliang Huitong Equity Investment Center comprará, a través de su filial Moss Greek Resources, LLC, los yacimientos a Tall City Exploration y Plymouth Petroleum, dos compañías de responsabilidad limitada registradas en Nevada.
     
    La transacción ha sido aprobada por el Comité de Inversiones Extranjeras de Estados Unidos, según el boletín.
     
    Xinchao Shiye compraría después Ningbo Dingliang Huitong Equity Investment Center mediante ciertas gestiones, agrega el comunicado.
     
    Este año, Xinchao Shiye anunció que compraría yacimientos petrolíferos en el condado de Crosby, en Texas, en una transacción por valor de 2.210 millones de yuanes.
     
     
     
    Fuente: americaeconomia.com / Xinhua
  • Comunicado: Asociación Colombiana de Hidrogeólogos

    Logo ACHLa Junta Directiva de la Asociación Colombiana de Hidrogeólogos (ACH) se permite dar aclaraciones debidas a la opinión pública sobre afirmaciones erróneas que se han difundido en los medios de comunicación en la última semana sobre supuestas perdidas de volúmenes de agua de ríos y acuíferos por las actividades propias de la industria de hidrocarburos. Esta información se ha basado en conceptos erróneos emitidos por fuentes no oficiales. En este sentido, la ACH se manifiesta para hacer aclaraciones pertinentes que corresponden a su responsabilidad ética y técnica de acompañar a las entidades y medios de comunicación aclarando conceptos, que son propios de la disciplina hidrogeológica, soportados en el conocimiento y la experiencia que tienen los profesionales de esta agremiación.

    De manera concreta se ha aseverado a los medios de comunicación y ha trascendido a la comunidad en general que la actividad de exploración y producción de hidrocarburos trae consecuencias desastrosas e irreparables tanto para acuíferos como para ríos pues supuestamente quedan espacios vacíos con la extracción de los hidrocarburos por donde fluyen volúmenes de agua provenientes de estos cuerpos de agua. Esta afirmación carece de base técnico científica y refleja un desconocimiento de los procesos hidráulicos que suceden en el subsuelo. En los yacimientos convencionales, el petróleo se encuentra mezclado con gas y agua (usualmente más salada) a grandes presiones y profundidades por debajo de 1.5 km. Esto quiere decir que las formaciones rocosas de donde se extrae el petróleo no tienen conexión hidráulica con cuerpos superficiales, sean estos ríos o humedales y tampoco con los sistemas acuíferos que normalmente están por encima de estas cotas de perforación pero que además se encuentran separados de las formaciones productoras por cientos de metros de rocas impermeables que restringen el flujo de cuerpos de agua dulce a las formaciones más profundas.

    Una vez se extrae el petróleo, los espacios intersticiales que han sido desocupados son ocupados de manera inmediata por volúmenes equivalentes de agua, normalmente salada, de la misma formación pues es natural su condición de saturación. Por otro lado es importante aclarar que el volumen extraído de hidrocarburos es ínfimo en relación con la reserva acumulada de agua en el subsuelo.

    Por otro lado, los pozos son estructuras que en su diseño se aíslan de las capas superiores que contienen cuerpos de agua dulce (sean ríos o acuíferos), con concreto hidráulico estructural y sellos sanitarios impermeables. En los campos de pozos donde se requieren altas presiones para extraer los hidrocarburos, es usual reinyectar agua salada de formación, que se ha extraído con anterioridad del subsuelo, para empujar los hidrocarburos y facilitar su explotación.

    En consecuencia, es erróneo asegurar, que un pozo de producción de hidrocarburos secará acuíferos superficiales o ríos. Además, los volúmenes de agua subterránea son inmensamente superiores a los que puede bombearse de un pozo o lo que circula por un río, hecho que hace mucho más improbable un desecamiento de un cuerpo de agua superficial por la actividad petrolera.

    Aprovechamos este comunicado para manifestar nuestra total disponibilidad para acompañar a las entidades, sectores y medios de comunicación como ente consultivo aportando conocimiento y experiencia en la protección, manejo y aprovechamiento de aguas subterráneas con la idoneidad y los soportes técnico científicos que corresponden a nuestra especialidad.

    Prof. Leonardo David Donado Garzón, IC, MSc, PhD Presidente ACH

    Geo. Jamer Zúñiga, MSc 

    Vicepresidente ACH

    Fuente: http://asociacioncolombianadehidrogeologos.org/

  • Con 17 pozos, Ecopetrol buscará aumentar reservas

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

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

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

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

    Petrolera 11La máxima autoridad petrolera del país estudia los detalles legales del Acuerdo 03: una nueva norma que incluiría, entre otras cosas, medidas de flexibilización de las garantías que presentan las empresas.

    El estreno de Mauricio de la Mora en su nuevo rol de funcionario público, como presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, se dio en medio de uno de los entornos más complejos en la historia de la entidad.

    No solo por la caída de los precios del petróleo y el consecuente recorte en el presupuesto de la organización estatal, sino por los escándalos en los que se ha visto envuelta la autoridad.

    De la Mora advierte que estos fueron casos aislados y que la entidad está haciendo todo un ‘revolcón’ interno para evitar que vuelvan a ocurrir.

    Anunció además que alista un nuevo paquete de medidas para ayudar a las petroleras, que sería la segunda fase del Acuerdo 02.

    ¿Ya saben si los discos duros que se perdieron se los robaron o se embolataron?

    Los discos no están en la Agencia, están embolatados, no fueron extraídos de las instalaciones de la Agencia.

    Pero el Ministro de Minas dijo que a nadie le sirve esta información entonces, ¿a quién le interesa robársela?

    Realmente la información off shore es importante para la compañía que lo hace, estas son empresas muy grandes que no se prestan para comprar ese tipo de información. De hecho, la mayoría de las veces, cuando se necesita, entre ellos mismos hacen acuerdos para que puedan compartir algunos datos. Así que, aparte del daño que le hacen a la ANH, no es mucho lo que puedan hacer con estos datos de sísmica.

    Pero si alguien lo robó fue porque pensó que le iba a sacar dinero…

    De pronto sí, no me atrevo a decirle, pero le garantizo que estas compañías son tan serias que si alguien se les acercara a hacer este tipo de maromas los primeros en denunciar serían ellos, no se prestarían para algo así.

    ¿Eso quiere decir que alguien de la Agencia sí se prestó para sacar la información?

    Ahí está el problema, la pregunta es si fue alguien de la Agencia, si fue alguien externo. Tengo que ser muy honesto, los controles que se hacían sobre el Banco de Información Petrolera no eran los más adecuados, hoy en día son muy diferentes.

    ¿Qué cambios hizo?

    En el Banco entraba y salía cualquier persona, no había cámaras, no había controles. El mismo día en que nos dimos cuenta del robo, mandamos a instalar cámaras, mientras se aclaraban las cosas con la Fiscalía fueron dos funcionarios de la Agencia quienes se encargaron de manejarlo; también instalamos controles de entrada y estamos trabajando con una compañía experta en seguridad e informática para que nos haga una auditoría en seguridad informática y física.

    En cuanto a las pólizas, ¿qué ha pasado?

    Eso reposa en la Fiscalía. Nosotros cumplimos con nuestro deber, estamos con los procesos administrativos con las empresas.

    ¿Siguen vigentes los contratos involucrados en las pólizas?

    Están en proceso administrativo, en este las compañías tienen el derecho a replicar lo que nosotros les pedimos. Ahora sigue decidir si habrá restitución de la garantía o terminación del contrato. Hasta que no se surta todo el proceso no se puede decir, así que los contratos siguen ahí.

    ¿Y la empresa que revisaba las garantías tiene alguna responsabilidad?

    Eso lo determinará la Fiscalía. Si la empresa estaba cumpliendo con los requerimientos que la Agencia exigía, pues no hay ningún problema.

    ¿Qué cambios hicieron para evitar que esto vuelva a suceder?

    Estamos pensando devolver a la Agencia este tipo de contratación que es tan susceptible, esa es la solución que yo quiero.

    ¿Usted cree que la ANH puede retomar la confianza resquebrajada por estos episodios?

    Por supuesto. Este par de lunares son cosas aisladas. La Agencia es una entidad del Estado muy respetada, con muy buena reputación. Creo que estamos dinamizando la entidad para convertirnos en socios de nuestros operadoras.

    ¿Internamente hay un sacudón en la Agencia?

    Claro, estamos revisando tanto procesos legales administrativos, como de adjudicación. Yo quisiera que todo fuera más rápido, pero es tanto lo que tenemos que revisar... No obstante, considero que la ANH tiene personal idóneo y responsable y, con estos procesos, va a poder trabajar mucho mejor.

    Ya tienen claro hacia dónde irán las nuevas medidas para la industria petrolera

    Además del Acuerdo 02 estamos buscando salir con un Acuerdo 03, que buscará, por ejemplo, flexibilizar las garantías. No quiere decir que vayamos a ser laxos para exigir las garantías, sino que vamos a exigirlas de otra manera.

    ¿Se cambiarán las cartas de crédito por pólizas?

    Eso es algo que consideramos y no vemos que sea viable.

    Entonces, ¿cómo sería la flexibilización?

    Se exigirían garantías para cubrir una fase y no todas las fases de la operación. Pero, todo eso lo estamos estructurando aún.

    ¿Y qué más trae el Acuerdo 03?

    No le puedo contar mucho, hasta que no tenga cubierta toda la parte legal de lo que queremos sacar.

    Por último, ¿usted esperaba que fuera así de complicada esta tarea que asumió en la ANH?

    La cuestión era de retos y dicen que entre más bravo el toro mejor la corrida, simplemente yo considero que con la experiencia y el equipo que estamos poniendo vamos a hacer un muy buen papel.

    Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

  • Consejo de Ministros aprueba venta de Polipropileno del Caribe S.A.

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

    Exploracion CcnaLos futuros sobre petróleo registraron mínimos de varios meses este lunes, pues la preocupación suscitada en torno a la superabundancia de reservas hacía abajar los precios.
     
    En el ICE Futures Exchange de Londres, el petróleo Brent para entrega en septiembre se negoció a 51,11 USD por barril, mínimos de la sesión y su cota más baja desde el 30 de enero, para después situarse en 51,27 USD durante la mañana de la jornada de negociación en Europa, con un retroceso del 1,8% o 94 centavos.
     
    Los precios del Brent que se negocian en Londres cerraron la jornada del viernes con un retroceso del 2,06% o 1,10 USD. Los futuros sobre Brent descendieron un 4,41% o 2,24 USD la semana pasada, su quinta caída semanal consecutiva.
     
    Los precios se han desplomado en julio un 18,6% u 11,39 USD, ante las preocupaciones suscitadas en torno a la reanudación de las exportaciones de petróleo de Irán, lo que podría contribuir a la superabundancia global de reservas.
     
    Irán y seis potencias mundiales alcanzaron un muy esperado pacto nuclear que pondrá fin a las sanciones impuestas sobre Teherán a cambio de ciertas restricciones en su polémico programa nuclear. Irán alberga en sus reservas 30 millones de barriles de petróleo listos para su exportación.
     
    Los informes que indicaban que las exportaciones de petróleo de Irán registraron máximos históricos y el fortalecimiento de la producción de Arabia Saudí también contribuyeron a las pérdidas.
     
    La producción global de petróleo está dejando atrás la demanda tras el boom de producción de petróleo de esquisto de Estados Unidos y después de que la Organización de Países Exportadores de Petróleo decidiera el año pasado no frenar los niveles de producción.
     
    Por otra parte, los futuros sobre petróleo estadounidense registraron mínimos de más de cuatro meses, lastrados por las preocupaciones en torno a la elevada producción interna de petróleo de Estados Unidos.
     
    En el New York Mercantile Exchange, el petróleo para entrega en septiembre se situó en 46,38 USD por barril, mínimos de la sesión y su cota más baja desde el 23 de marzo, para después cerrar con un retroceso del 1,4% o 66 centavos y un precio de liquidación de 46,45 USD.
     
    Los futuros del Nymex si desplomaron el viernes un 2,89% o 1,40 USD hasta situarse en 47,12 USD. Los precios del petróleo que se negocian en Nueva York se desplomaron la semana pasada un 2,12% u 88 centavos, su séptima semana consecutiva de pérdidas.
     
    Los precios del Nymex se han desplomado en julio un 21,24% o 12,22 USD, su mayor caída mensual desde octubre de 2008.
     
    Según el grupo de investigación industrial Baker Hughes (NYSE:BHI), el número de perforaciones de petróleo de Estados Unidos aumentó en 5 la semana pasada hasta un total de 664, su segunda subida semanal consecutiva.
     
    Mientras, el diferencial entre los contratos de Brent y crudo del WTI se situó en 4,82 USD por barril, frente a los 5,09 USD registrados al cierre del viernes.
     
    Un par de informes sobre el sector manufacturero chino alimentaba las preocupaciones suscitadas en torno al estado de dicho sector.
     
    La lectura del índice de gestores de compras sobre el sector manufacturero que elabora Caixin/Markit publicado este lunes descendió hasta 47,8 puntos frente a la lectura preliminar, que ascendía a 48,2.Ésta ha sido su lectura más baja desde julio de 2013.
     
    Mientras, la lectura oficial del índice de gestores de compras del sector manufacturero de China publicado este sábado indicaba una bajada hasta 50,0 puntos el mes pasado frente a los 50,2 de julio, pues disminuyeron los nuevos pedidos.
     
    China es el segundo consumidor de petróleo del mundo y las cifras de su sector manufacturero se consideran indicadores del crecimiento de la demanda de petróleo.
     
    Los inversores aguardaban la publicación de datos clave previstos para el transcurso de la jornada, para conocer más indicios sobre el estado de la economía y acerca de cuándo comenzarán a subir los tipos de interés de Estados Unidos.
     
    A lo largo de esta jornada, el Instituto de Gestión de Suministros publicará los datos sobre la actividad del sector manufacturero de mayo. Los actores del mercado estarán también pendientes del informe sobre empleo no agrícola que se publica el viernes.
     
    El índice dólar, que sigue la evolución de esta moneda con respecto a una cesta de otras seis divisas principales, se situó en 97,34.
     
    El billete verde se ha visto bien respaldado durante las últimas semanas ante los rumores de que la Reserva Federal está dispuesta a subir los tipos de interés este septiembre
     
     
    Fuente:  Investing.com
  • Corredoras de materias primas desplazan a petroleras y grandes bancos de Wall Street

    Un nuevo poder agita el mercado de commodities
     
    Hágase a un lado, Wall Street.
     
    CommodittiesUn puñado de grandes operadoras de materias primas como la holandesa Trafigura Beheer BV y Vitol Group, con sede en Suiza, están adoptando un papel cada vez más central en los mercados globales de commodities.
     
    Estas firmas, antes poco conocidas, no sólo están apostando a los precios o gestionando cargamentos de productos. Se están enfrentando a petroleras, mineras y grandes bancos de Wall Street al invertir miles de millones de dólares en refinerías, plantas eléctricas, puertos y otros activos.
     
    Las cuatro mayores corredoras —Vitol, Glencore GLNCY -0.08%  PLC, Cargill Inc. y Trafigura— generan ingresos anuales de más de US$100.000 millones cada una, lo que las ubica al nivel de gigantes como Apple Inc. AAPL +0.26%  y Chevron Corp. CVX -0.87%
     
    Un análisis de The Wall Street Journal halló que los ingresos de estos cuatro operadores casi se duplicaron en los últimos cinco años, a US$816.400 millones. En el mismo lapso, la facturación por corretaje de materias primas en los cuatro principales bancos estadounidenses involucrados en el sector cayó 56%, a US$3.800 millones, debido a una desaceleración en las operaciones y una retirada de algunos negocios ante la implementación de regulaciones más estrictas.
     
    "Los operadores de commodities se han vuelto más visibles y más difíciles de ignorar", sostiene Craig Pirrong, profesor de finanzas de la Universidad de Houston.
     
    Solamente este año, Cargill, operador de materias primas agrícolas fundado en 1865, firmó un acuerdo con la brasileña Copersucar SA para formar la mayor operación de corretaje de azúcar del mundo. Mercuria Energy Group Ltd., una corredora enfocada en energía que no existía hace 10 años, acordó comprar la división de commodities físicos de J.P. Morgan Chase JPM -0.82%  & Co. por US$3.500 millones.

    El operador agrícola Archer Daniels Midland Co. ADM +2.60%  (ADM) procesa suficiente maíz por día como para despachar 99 millones de cajas de cereales. El titán de metales y minería Glencore en junio usó su influencia para gestionar un préstamo de US$1.300 millones al gobierno de Chad para ayudarlo a comprar los activos petroleros de Chevron en el país africano.
     
    Los inversionistas están prestando atención. En su primera ronda de resultados trimestrales, Trafigura divulgó el año pasado ganancias anuales récord de US$2.180 millones y delineó un plan de crecimiento que busca aprovechar el auge petrolero de Estados Unidos. Una filial de almacenamiento de crudo de Vitol llamada VTTI Energy Partners LP presentó el mes pasado documentos para cotizar sus acciones en la Bolsa de Nueva York y recaudar US$420 millones.
     
    A través de una serie de adquisiciones e inversiones, las corredoras han logrado posicionarse en el centro de los mercados de materias primas clave como el azúcar, el cobre y el petróleo.
     
    "Siempre están dispuestas a hacer negocios por un precio", sostiene Dario Scaffardi, vicepresidente ejecutivo y gerente general de la refinería italiana Saras SRS.MI 0.00% SpA.
     
    Después de que el desastre de Fukushima provocó la clausura de plantas de energía nuclear en Japón en 2011, los precios del gas natural se dispararon debido al alza en la demanda de combustibles. Gunvor Group, corredora de energía con sede en Ginebra, envió 23 cargamentos de gas natural licuado a Japón, más de cinco veces la cantidad que envió en 2010.
     
    El año pasado, Glencore y Vitol le prestaron US$10.000 millones a la petrolera estatal rusa OAO Rosneft a cambio de cinco años de entregas de petróleo.
     
    El auge de los grandes operadores de commodities también ha captado la atención de los reguladores. La Autoridad de Conducta Financiera (FCA, por sus siglas en inglés) de Gran Bretaña dijo en febrero que estas empresas representan un "conocido desconocido", puesto que operan en gran parte más allá de la jurisdicción de los reguladores.
     
    La FCA busca un diálogo más estrecho con las corredoras. "Estas firmas están desempeñando un papel cada vez más crítico en el funcionamiento de un mercado global cada vez más complejo", señaló la FCA en un informe de febrero.
     
    Al mismo tiempo, estas compañías deben afrontar una intensa competencia y márgenes de ganancias muy reducidos en todo el sector. La empresa de corretaje agrícola Louis Dreyfus Commodities BV indicó que sus utilidades descendieron 27%, a US$640 millones, el año pasado debido a una severa sequía que socavó su negocio de trigo. El presidente ejecutivo de Vitol, Ian Taylor, calificó las condiciones del mercado en 2013 de "muy difíciles" y "extremadamente competitivas".
     
    Para algunos, la creciente influencia de las corredoras de commodities plantea problemas. El año pasado, Australia bloqueó una oferta de ADM de US$3.000 millones por el procesador de granos GrainCorp Ltd. GNC.AU -1.41%  , argumentando que la fusión pondría en riesgo intereses nacionales. Los reguladores estadounidenses están escudriñando congestionamientos en los depósitos de aluminio de Glencore y Trafigura, entre otros. Louis Dreyfus, una de las mayores corredoras de algodón del mundo, enfrenta una demanda en EE.UU. bajo acusaciones de manipular el mercado de algodón en 2011.
     
    Los detractores también señalan que Glencore fue fundada por el multimillonario operador de petróleo Marc Rich, que durante muchos años fue un fugitivo buscado en EE.UU. por presunta evasión de impuestos. Gennady Timchenko, cofundador de Gunvor, fue colocado en una lista de personas sancionadas por el Departamento del Tesoro de EE.UU. en marzo; la empresa anunció rápidamente que ya había vendido su participación al presidente ejecutivo, Torbjorn Tornqvist.
     
    "Son operadores, son productores, son distribuidores", dice Diego Valiante, director de investigación de mercados capitales en el Centro para Estudios de Política Europea. "El problema es: ¿crea esto un conflicto?"
     
    Aun así, muchos dicen que las oportunidades de crecimiento no son difíciles de ver. En toda Kenia, el famoso logotipo amarillo y rojo de Royal Dutch Shell RDSB.LN +1.02% adorna 123 gasolineras, ofreciendo una fuente fiable de combustible para su creciente población de propietarios de autos de clase media.
     
    Sin embargo, aunque mantiene el logotipo, Shell vendió su interés en la empresa a una operación conjunta en la que Vitol, operador de energía conocido por concretar acuerdos tras bambalinas en regiones aisladas y devastadas por guerras, posee una participación de 40%. Y muchos consumidores no están al tanto.
     
    "Yo normalmente voy directamente a la estación de Shell", cuenta Jeremy Wyatt, un gerente de desarrollo comercial sostenible que vive en Nairobi. "El personal no ha cambiado, el servicio no ha cambiado".
     
    —Christian Berthelsen contribuyó a este artículo.
     
    Por Tatyana Shumsky y Sarah Kent
     
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Cotización del crudo golpeará reservas de Ecopetrol

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

    Bolsa De LondresLos indicadores para Colombia están en niveles que no se veían desde el 2011.
    La desvalorización de las acciones y de la deuda pública colombiana y el aumento en el precio del dólar, son un reflejo de que han aumentado los niveles de riesgo país.
     
    Más allá de una percepción, es posible ver en dos indicadores cómo los inversionistas están notando más riesgos.
     
    Uno de ellos es el Embi+ de JP Morgan, dedicado a mercados emergentes, el cual es una muestra de cuánto están exigiendo los inversionistas como sobrecosto para comprar la deuda de un país.
     
    Allí, el riesgo país de Colombia está en 227 puntos, nivel que si bien no es alto en comparación con los que traía entre 2000 y 2011, representa un aumento de 52 puntos en un año.
     
    De hecho, Colombia es de los países que más ha visto un deterioro en dicha percepción. Por ejemplo, si bien el indicador de Brasil es más alto (287 puntos), el aumento ha sido de 42 puntos, mientras que en México ha subido 39 puntos para ubicarse en 206, y el de Perú está en 200, que son 36 puntos más que en enero del 2014.
     
    El otro indicador son los CDS, que además permite hacer la comparación con más países. Mientras que Colombia ha subido más de 40 puntos y está sobre los 220, Estados Unidos y los países más desarrollados de Europa han mostrado disminuciones, y la mayoría están por debajo de los 50 puntos.
     
    Juan David Ballén, analista de la firma comisionista Casa de Bolsa, explica que estos niveles son prácticamente los mismos que se produjeron en el 2011, cuando se desató la crisis de la deuda en Europa, pero la razón ahora tiene que ver con el impacto negativo que puede tener en países como Colombia la caída en los precios de las materias primas, en particular del petróleo por el alto grado de dependencia de este producto.
     
    Como se sabe, gran parte de las exportaciones, los ingresos fiscales y la inversión extranjera dependen del crudo.
     
    Fuente: portafolio.co
  • Deloitte sugiere buscar nuevas fuentes de energía en minería

    Mineria Sub(1)Bogotá- Durante el año pasado Colombia tuvo un crecimiento de 9,3% en lo que se refiere a la explotación en minas y canteras. El sector generó 124 millones de toneladas de carbón y otras 72 de oro.
     
    Sin embargo, la minería parece estar diezmada frente a la creciente informalidad en el sector, razón por la que la firma consultora Deloitte prevé que el modelo de negocio debe transformarse y sacarle más provecho a las nuevas tecnologías en generación de energía.
     
    Según analistas de Deloitte, el punto esencial está en la implementación de nuevas fuentes de energía. No solamente se puede pensar en las ya tradicionales plantas solares y eólicas. La energía geotérmica y la generación de electricidad a través de agua son las recomendaciones más sobresalientes para el sector.
     
    Para la firma, los mayores gastos en las canteras provienen del suministro energético. Es importante entonces buscar, principalmente, recursos hídricos. Con la instalación de fuentes renovables de energía, aunque se incrementarían los costos operacionales, ayudarán considerablemente a rebajar los precios finales hasta en 60%.
     
    Fuente: Larepublica.co
  • Descubrimientos de grandes yacimientos, nueva apuesta de Ecopetrol

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

    OA BC494 Wsjamd NS 20141214192316Desde la década del 70, Nigeria ha provisto un suministro constante de petróleo de alta calidad a las refinerías en América del Norte, hasta llegar a un millón de barriles diarios en 2010.
     
    Luego, se produjo el auge de la energía de esquisto y en julio de este año Estados Unidos dejó de importar petróleo nigeriano.
     
    Desplazados por la explosión de la producción petrolera estadounidense, millones de barriles de crudo nigeriano ahora se dirigen a India, Indonesia y China. No obstante, los productores de Medio Oriente compiten por los mismos compradores. Esto ha sentado las bases para una batalla por participación de mercado que podría reconfigurar la Organización de Países Exportadores de Petróleo y revolucionar el mercado global de petróleo.
     
    Los precios del crudo cayeron el viernes a su nivel más bajo en cinco años después de que la Agencia Internacional de Energía (AIE) recortó su pronóstico de demanda global por quinta vez en seis meses. El mensaje que recibieron los inversionistas fue que la economía mundial pasará apuros el próximo año, lo que precipitó un derrumbe de 315,51 puntos, o 1,8%, del Promedio Industrial Dow Jones, que cerró la jornada en 17.280,83 unidades. Se trató de la mayor caída porcentual semanal del Dow en tres años.
     
    La AIE ha recortado desde junio en 800.000 barriles a día su previsión de demanda para 2015, al tiempo que proyecta que la producción de EE.UU. aumente en 1,3 millones de barriles diarios.
     
    El descenso de los precios globales del crudo, desde más de US$110 hasta menos de US$62 el barril el viernes, ha sido caracterizado como una confrontación entre Arabia Saudita y EE.UU., dos de los mayores productores del mundo. La realidad, sin embargo, es más compleja y los rebeldes libios y los taxistas de Indonesia juegan un papel importante, junto a emprendedores texanos y los ministros petroleros de Medio Oriente. Es un reflejo tanto del creciente suministro de crudo como del desplome de la demanda.
     
    La situación no tiene visos de revertirse. Bank of America Merrill Lynch predice que los precios del crudo en EE.UU. pueden caer a US$50 el próximo año.
     
    El descenso de los precios globales del crudo ha sido caracterizado como una confrontación entre Arabia Saudita y EE.UU. Associated Press
    Las raíces del desplome se remontan a 2008, cerca de Cotulla, una diminuta localidad de Texas entre San Antonio y la frontera con México. Ahí se perforó el primer yacimiento de la formación de esquisto Eagle Ford. En ese entonces, EE.UU. extraía alrededor de 4,7 millones de barriles de crudo diarios.
     
    En 2009 y 2010, cuando la economía global mostraba signos de una mejoría, la demanda repuntó y subieron los precios, lo que ofreció un gran incentivo para encontrar nuevas fuentes. Las empresas estadounidenses empezaron a excavar, tanto en Cotulla como en otros lugares. “Hubo, a falta de una mejor palabra, una carrera armamentista por crudo y encontramos un montón”, recuerda Dean Hazelcorn, un corredor de petróleo de la firma Coquest en Dallas. En la actualidad, unas 200 plataformas de perforación cubren el sur de Texas y EE.UU. produce 8,9 millones de barriles al día, gracias a Eagle Ford y otros nuevos campos.
     
    Los estadounidenses, no obstante, no están consumiendo todo ese nuevo crudo y, debido a leyes que datan de los años 70, exportarlo es casi imposible. Por ello, las refinerías del país han reemplazado el crudo proveniente de Nigeria, Argelia, Angola, Brasil y prácticamente cualquier otro país productor con la excepción de Canadá, con petróleo de Texas y Dakota del Norte.
     
    La OPEP exportó a EE.UU. 180,6 millones de barriles en agosto de 2008, un mes antes del primer pozo de Eagle Ford. En septiembre de 2014, envió casi la mitad: 87 millones de barriles. La diferencia equivale a cerca de 100 buques cisterna de crudo menos que llegan a los puertos de EE.UU. y que se fueron a otros países.
     
    Durante mucho tiempo, parecía que el creciente apetito global de crudo absorbería todo ese petróleo. Para 2011, los precios empezaron a oscilar entre US$90 y US$100 el barril y se estabilizaron en esa banda.
     
    Una nueva tendencia, sin embargo, tomó por sorpresa a los observadores del mercado. Muchos analistas vaticinaron en marzo que la demanda global de crudo crecería en 1,4 millones de barriles en 2014 para alcanzar 92,7 millones de barriles al día.
     
    La proyección, sin embargo, resultó ser excesivamente optimista. Vikas Dwivedi, estratega de energía de Macquarie Research, estima que una marcada desaceleración global eliminó parte de la demanda. Al mismo tiempo, varias monedas asiáticas se debilitaron frente al dólar.
     
    El costo de llenar el tanque de gasolina en Indonesia, Tailandia, India y Malasia aumentó en los momentos en que estos países reducían paulatinamente los subsidios al combustible. La gente empezó a conducir menos. “La demanda cayó por un precipicio”, dice Dwivedi.
     
    El alza del suministro y la caída de la demanda ejercieron presión sobre los precios. Sin embargo, la violencia en Irak mantuvo alta la cotización del crudo ante los temores de que Estado Islámico pudiera recortar la producción del país.
     
    Luego, dos eventos sacudieron el mercado. A fines de junio, The Wall Street Journal informó que Washington había autorizado la exportación de crudo por primera vez en una generación. Si bien la medida era limitada, los precios empezaron a caer desde sus máximos de mediados de año.
     
    El 1 de julio, los rebeldes libios decidieron abrir Es Sider y Ras Lanuf, dos terminales de exportación clave que habían estado cerrados por un año, y su crudo empezó a llegar a Europa. El petróleo nigeriano, que ya había sido desplazado de EE.UU. y Canadá, también fue reemplazado en Europa. Nigeria empezó a exportar a China.
     
    Los precios empezaron a ceder. A fines de julio, el barril de crudo de EE.UU. cayó por debajo de US$100. A principios de septiembre, la AIE subrayó la perspectiva de una “desaceleración pronunciada en el crecimiento de la demanda”. Un mes después, los precios estaban en menos de US$90 el barril.
     
    Para mediados de septiembre, Petroleum Intelligence Weekly, un boletín muy seguido por la industria, dijo que ambos lados del Atlántico estaban “inundados de crudo”. Nigeria, sostuvo, “necesita encontrar clientes (...) en Asia”.
     
    Arabia Saudita, no obstante, no quería que Nigeria forjara relaciones de largo plazo con refinerías en Asia. Para fines de septiembre, los sauditas recortaron su precio de crudo oficial en Asia en US$1 el barril. En una semana, Irán y Kuwait siguieron el ejemplo.
     
    Dos semanas después, la AIE volvió a reducir su proyección de crecimiento de la demanda en 2014 en 200.000 barriles diarios a un aumento anual de 700.000 barriles, casi la mitad de lo que había previsto a principios de año. La noticia produjo una caída de casi US$4 por barril.
     
    Para ese entonces, el mercado parecía estar en caída libre. El precio perdió más de US$1 el barril en ocho de las 23 jornadas de octubre. La atención de los corredores se posó sobre la OPEP, que a menudo ha estabilizado el mercado con recortes de la producción cuando los precios caían y con incrementos cuando subían. Muchos miembros de la OPEP, dependientes del dinero que generan del petróleo para financiar programas sociales, se rehusaron a reducir su producción.
     
    Arabia Saudita, el principal productor de la OPEP, también sentía la competencia de otros países, dice Abudi Zein, director de operaciones de la firma de investigación de mercado ClipperData. Colombia, por ejemplo, que habitualmente ha enviado la mayor parte de su crudo a EE.UU., está encontrando su mayor comprador este año en China, un mercado crucial para la OPEP, indica el analista. “Para los sauditas, Asia es su mercado de crecimiento”, explica. “Los nigerianos y colombianos están siendo expulsados de sus mercados naturales en América del Norte. Arabia Saudita tenía que hacer algo”.
     
    En su reunión en Viena a fines de noviembre, la OPEP mantuvo su producción intacta. Los precios del crudo en EE.UU. y Europa cayeron otros US$7 el barril. El miércoles, cuando se le consultó a Ali al-Naimi, el ministro de petróleo de Arabia Saudita, si la OPEP recortaría pronto sus exportaciones, respondió: “¿Por qué deberíamos reducir la producción? ¿Por qué?”.
     
    Por Russell Gold
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Detrás del meme: Lo que no le han dicho del petróleo en La Macarena

    La indignación digital tumbó una licencia, pero hay un problema: 28 bloques petroleros y más de US$100 millones invertidos en el limbo.
     
    MacarenaCaño Cristales es apenas un punto dentro de una zona de más de dos millones de hectáreas donde hoy no se sabe si va a permitirse o no la explotación de hidrocarburos. Las preguntas sin resolver son claves para la protección ambiental y también para el futuro de la industria petrolera en la región.   
     
    Cuando los memes “del río más lindo del mundo” empezaron a inundar las redes, pocos se resistieron al impulso de compartirlos. La sola hipótesis de perder ese tesoro a manos de una petrolera fue suficiente para generar el escándalo. De nada sirvió la salida de Hupecol explicando que el bloque Serranía está a 68km de distancia porque la furia colectiva seguía creciendo. Para calmar las aguas el gobierno recurrió a un método poco ortodoxo: Pedir la revocatoria de la licencia ambiental por Twitter.
     
    Posteriormente el argumento para justificar la reversión fue que el Plan de Manejo Integral del Río Losada y Caño Perdido prohibía la actividad petrolera en el bloque Serranía, de Hupecol. El documento fue expedido a finales de 2015 por Cormacarena.
     
    ¿Qué hay en La Macarena?
     
    Caño Cristales está dentro del Área de Manejo Especial de la Macarena (Amem), una zona de 3,9 millones de hectáreas para la protección ambiental creada en 1.989. Incluye cuatro parques nacionales naturales: Tinigua, Macarena, Los Picahos y Sumapaz. En los últimos años la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) ha firmado varios contratos con petroleras en esa zona. 
     
    “Revocaron una licencia, pero aún quedan 25 bloques petroleros en el Área de Manejo Especial”, dice una leyenda que acompaña este mapa de la región que hizo la Mesa Hídrica del Piedemonte Llanero. Ese colectivo asegura que esa región tiene gran importancia ecológica pues fue la primera parte del país en salir del océano cuando nacieron las cordilleras, entonces allí está ‘guardado’ un gran potencial genético y de biodiversidad que no soportaría actividades de alto impacto.
     
    Cormacarena, a través del trabajo conjunto con la ANH, tiene conocimiento de la existencia de 28 bloques susceptibles al desarrollo de alguna fase de la exploración de hidrocarburos en el Área de Manejo Especial de la Macarena, según dijo la entidad a Dinero.  
     
    No todo el Amem es responsabilidad de Cormacarena, esa corporación tiene jurisdicción solamente en 2,26 millones de hectáreas. Ya emitió los planes integrales de manejo para 524.873 hectáreas y quedan pendientes 1,75 millones de hectáreas, aproximadamente, la mayoría de ellas en el DMI Ariari-Guayabero.
     
    En el Amem hay un bloque en producción: Ombú de Emerald. También hay millones de dólares en inversión. Según cálculos de Campetrol 6 de los contratos de exploración suman más de US$100 millones en inversión, lo que incluye sísmica 2D y perforaciones.
     
    Las visiones: ¿Qué hacer con la Macarena?
     
    Como ya lo había contado Dinero, los movimientos sociales de la región están capitalizando el escándalo de Hupecol para hacer presión en contra de otras petroleras en la zona.
     
    “No deberíamos estar en esto porque la ley ya lo está prohibiendo. La ley que reglamenta todo el sistema nacional ambiental determina que en áreas protegidas no deberían estar otorgándose títulos, sacando subastas u ofreciéndose en las rondas”, dijo Julian Villa, de la Mesa Hídrica del Piedemonte Llanero.  “El gobierno nacional, no sé, se hace el ciego hasta ese tipo de situaciones”, agregó.
     
    Las petroleras por su parte están entre molestas y preocupadas. Una fuente de la industria, que habló con la condición de no revelar su nombre, dijo que Canacol intentó vender a otras compañías un proyecto que tiene en la zona a los pocos días del problema.
     
    “Yo lo invito a mi casa bajo unas reglas de juego y ¿luego las cambio y lo cojo a patadas? Así no funciona, por eso este tema es tan grave”, dijo el presidente de la Asociación Colombiana de Petróleos, Francisco Lloreda, en una entrevista para esta nota el 8 de junio.   
     
    La visión de las petroleras es que existen derechos adquiridos para algunas compañías y que el plan de manejo ambiental debe tener efectos sobre las licencias futuras y no sobre lo que ya se entregó.
     
    “En un país con una mínima dosis de seguridad jurídica y seguridad ambiental es de esperar que no se vaya a cometer el exabrupto de pretender aplicar de manera retroactiva el plan de manejo ambiental de la zona sur de la Macarena al resto de la actividad económica que existe la zona. Eso lo debe definir el gobierno nacional y en particular la Anla”, agregó el directivo gremial.
     
    Dinero intentó contactar a la Agencia Nacional de Hidrocarburos para conocer su posición pero no fue posible obtener comentarios luego de varios intentos.   
     
    ¿Y ahora qué sigue?
     
    La Mesa Hídrica de San Juan de Arama ya comenzó una campaña de presión contra un bloque de Hocol en la región, según Villa ya está en marcha una solicitud de cabildo abierto a la que seguirá probablemente una audiencia pública ambiental. Sin embargo, no se descarta que posteriormente acudan a otros mecanismos legales como tutelas y acciones populares.
     
    Entre tanto aún están pendientes planes de manejo integral la región. Sólo en el caso de Cormacarena terminar la tarea puede costar unos $20.000 millones.
     
    “Cormacarena no puede en este momento establecer una fecha límite que defina el momento exacto en que se van a tener formulados y adoptados los Planes Integrales de Manejo de los Distritos de Manejo Integrado que conforman el Amem, teniendo en cuenta que si bien el proceso de formulación de estos instrumentos de planificación se encuentra en cabeza de la corporación, depende también de la consecución de los recursos económicos con otros actores estratégicos que tengan algún tipo de injerencia en la jurisdicción”, señaló un vocero de la entidad a Dinero.
     
    El escándalo de Caño Cristales terminó costándole el puesto a Fernando Iregui, el director de la Anla. Hasta el cierre de esta nota la Anla no tiene un director en propiedad, como tampoco lo tiene la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Quienes asuman esos cargos deberán llegar a enfrentar esta problemática.
     
    Hay otro tema adicional en el Amem que está por definirse en los acuerdos de La Habana y es el establecimiento de zonas de concentración de la guerrilla de las Farc. Esta infografía de Semana muestra el posible establecimiento de un campamento en el sector de Losada y de una zona de concentración veredal en el municipio de La Macarena. Aunque ‘nada está acordado aunque todo esté acordado’ las partes de las negociaciones han dicho que están cerca de la firma final.
     
    Todo este panorama está generando confusión en la industria del petróleo. Campetrol asegura que algunas inversionistas están reconsiderando si entran o no a nuevas zonas petroleras en el país.
     
    “No estoy autorizado para dar los nombres pero sé que ha ocurrido y además sé que ha habido otras que están aquí, que se han frenado esperando qué va a pasar con la firma de los acuerdos de paz y cómo se va a armonizar la actividad en los próximos años, pues nadie está dispuesto a enterrar plata”, concluyó Lizarralde.  
     
     
    Fuente: dinero.com
  • Devaluación amortiguó golpe de la caída del precio del crudo

    Según el director de Fedesarrollo, a la disminución en la cotización del crudo se le atribuye una reducción de $10 billones en la renta petrolera que recibe el Estado.
     
    PetrleooLuego de que el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas Santamaría, advirtiera que entre el 2013 y finales de este año el país habría dejado de recibir cerca de $14,5 billones derivados de la renta petrolera (dividendos de Ecopetrol e impuesto de renta que pagan las compañías del sector), el director de Fedesarrollo, Leonardo Villar, aseguró que esa caída sería de $18 billones bajo el supuesto de cuentas realizadas con una tasa de cambio estable.
     
    Sin embargo, el director del centro de pensamiento señaló que la devaluación del peso (que durante el último año es cercana al 30 por ciento) influyó en ese cálculo ya que ha funcionado como un colchón para el Gobierno al permitir “compensar cerca de la mitad de la caída en el precio del petróleo y los ingresos fiscales”.
     
    Teniendo en cuenta los efectos derivados de la depreciación que ha impactado al peso, Villar dijo que los cálculos de Fedesarrollo muestran que por cuenta de la caída del petróleo la disminución de la renta petrolera que recibe el Gobierno oscila entre $8 y $10 billones.
     
    “El Gobierno dijo que si el barril WTI caía en US$1, esto representaba $420.000 millones en pérdidas”, manifestó Villar quien reiteró que esto trae un efecto gigantesco para las finanzas del sector público. “Es indispensable una reforma tributaria que compense una parte de esto. Hay que aumentar el recaudo tributario en 1 por ciento del Producto Interno Bruto”.
     
    Por el lado de la depreciación del peso, el Marco Fiscal de Mediano Plazo del Ministerio de Hacienda y Crédito Público, señala que durante este año un aumento de $10 en la tasa de cambio beneficia al Gobierno en la medida que “posibilita el recaudo de $339.000 millones por la vía de mayores ingresos tributarios y minero-energéticos”.
     
    Sin embargo, el gerente de Investigaciones Económicas de la firma Credicorp Capital, Daniel Velandia Ocampo, sostiene que para el 2015 el hueco que tendrá el Gobierno por cuenta de la caída de la renta petrolera será de $16 billones.
     
    Aun así, cree que la tasa de cambio ayuda a equilibrar las cuentas del Gobierno ya que las ventas de petróleo realizadas las recibe la Nación en pesos.
     
    Agregó que con la reforma tributaria que entró en vigencia este año el Gobierno compensará $12,5 billones del faltante de $16 billones. El monto restante ($3,5 billones), señaló Velandia, se suplirá con un mayor endeudamiento y con un déficit fiscal más elevado.
     
    Por lo pronto, las cuentas del Gobierno apuntan a que en los próximos años el país ya no recibirá una renta petrolera de $24 billones (como en el 2013), sino de una cuarta parte de esa suma ($6 billones). Por ello, el ministro Cárdenas dejó claro que será necesario un aumento en la tributación para compensar la renta petrolera que no entrará a las arcas de la Nación.
     
    EL MARGEN DE MANIOBRA DE LA REGLA FISCAL 
     
    Ante la caída de los ingresos petroleros de la Nación, el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, aseguró que la Regla Fiscal que tiene el país está bien diseñada ya que permite, ante este choque externo, “un déficit un poco mayor durante un tiempo. Esta le da al Gobierno un margen de maniobra”.
     
    Recordó que el Gobierno no va a tener de manera permanente un déficit fiscal y añadió que se hará más adelante un ajuste.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Día ‘D’ para que Ecopetrol se decida por la tecnología Star

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

    Para domar la iguana el exministro Juan Carlos Echeverry deberá hacer gala de no pocos atributos como nuevo presidente de Ecopetrol.
     
    Echeverry EcopetrolA partir de esta semana Ecopetrol tiene nuevo timonel. Ocupará la silla del presidente Juan Carlos Echeverry, reconocido economista curtido en el sector público como jefe de Planeación Nacional y ministro de Hacienda y con prestigio en los círculos internacionales. El relevo en la cabeza de la petrolera es una noticia importante porque es la mayor empresa del país –donde tienen acciones más de 400.000 colombianos– y la principal fuente de ingresos fiscales, pues con sus utilidades el gobierno financia buena parte del gasto social.
     
    Echeverry recibe una vara muy alta tras los ocho años de la era de Javier Gutiérrez, un exitoso capitán que llevó a buen puerto a Ecopetrol y transformó la compañía. Pero ese no es su único reto. El nuevo comandante se echa al hombro un trasatlantico cuando la tormenta y el oleaje rugen con más fuerza. Ecopetrol atraviesa dificultades por la caída mundial del precio del crudo que ha golpeado sus ingresos y la acción, por los recientes escándalos de corrupción, por el malestar laboral que empieza a sentirse y que ha venido capitalizando la Unión Sindical Obrera (USO) y por la urgencia de encontrar petróleo para elevar las reservas.
     
    Juan Carlos Echeverry tiene todos los pergaminos y la trayectoria, pero en esta difícil coyuntura se van a necesitar muchos atributos personales y profesionales para liderar la empresa más grande de Colombia.
     
    1. Credibilidad:
     
    Echeverry trabajará en uno de los sectores más técnicos y especializados de la economía, por lo que tendrá que ganarse la confianza y credibilidad de todos en esta área. Además de ser un gran economista, deberá mostrar que rápidamente se pone a tono con la complejidad de la industria petrolera. Quienes lo conocen señalan que Echeverry ha seguido de cerca a Ecopetrol, pues fue miembro de su junta directiva –como ministro de Hacienda– entre 2010 y 2012. Muchos de sus colegas afirman que es bueno tanto en lo macro como en lo micro y no le quedará grande el tema. Conoce como pocos al país y los entornos internacionales, y eso es una ventaja en esta industria.
     
    2. Independencia:
     
    Para alguien tan cercano al gobierno –fue el primer ministro de Hacienda de Santos I y el jefe programático en la campaña 2010– este es un doble desafío. Juan Carlos Echeverry tendrá que demostrar –como dice un analista– que no llegó un “yes-man” a la hora de traspasar utilidades al gobierno o, como señala otro colega suyo, deberá asegurar que Ecopetrol no será una “iguana lechera” para solventar los líos fiscales del gobierno. Aunque la empresa es del Estado en un 85 por ciento, el nuevo presidente tendrá que seguir manejando la empresa de manera autónoma e independiente. Los socios minoritarios esperan que haga valer sus derechos frente a los intereses del socio mayoritario. Por su parte, el mercado confía en que las decisiones se tomen sin presiones del Ministerio de Hacienda porque una cosa es Ecopetrol y otra el manejo fiscal del país. También es cierto que su cercanía con la Casa de Nariño puede convertirse en un elemento clave en ciertas coyunturas. Su profundo conocimiento de los temas fiscales también es una fortaleza.
     
    3. Carácter:
     
    Juan Carlos Echeverry llega a manejar unos temas sensibles. Los recientes escándalos de corrupción han lastimado la imagen de la petrolera; por lo tanto, se espera que no tenga ninguna consideración con quienes participaron en actuaciones irregulares. Quienes conocen a Echeverry afirman que no le temblará la mano para hacer los cambios necesarios. Pero le implicará asesorarse bien y rodearse de un equipo de su confianza. Echeverry también tendrá que hacerle frente al malestar laboral que empieza a sentirse en la compañía. La reducción de las inversiones y el aplazamiento de proyectos han generado descontento en muchas regiones petroleras, lo que la USO ha venido capitalizando. Los recortes en la nómina de la cadena de contratistas de las petroleras, en general, han generado un mal ambiente laboral que podría complicarse. La USO ya había desactivado la posibilidad de un paro, tras negociaciones con el ministro de Trabajo, Luis Eduardo Garzón, pero volvió a hablar de esa posibilidad. Una huelga en este momento sería muy perjudicial para Ecopetrol. Echeverry tendrá que respetar el derecho sindical pero hacer menos concesiones absurdas. Mostrar que es un presidente conciliador, pero también que tiene temple porque en las relaciones con las comunidades –donde hay mucha presión– se necesita combinar muy bien carácter y tolerancia.
     
    4. Austeridad:
     
    El nuevo timonel de Ecopetrol tendrá que liderar el plan de ajuste aprobado por la junta directiva para enfrentar la caída del precio del petróleo. Manejar la compañía con máxima austeridad dada la reducción en costos e inversiones. Cabe recordar que los costos bajaron en 3.565 millones de dólares. A Echeverry le tocará ejecutar en este 2015 un plan de inversiones de 7.860 millones de dólares, un 25 por ciento menos que el año pasado. Llegar a la compañía en un momento no tan boyante le impone un gran reto. Analistas esperan que si es necesario adelgazar la estructura de Ecopetrol para volverla más liviana y sin burocracia, Echeverry lo tendrá que hacer. Al fin y al cabo tiene una nómina gigante con unos 8.000 empleados directos y más de 30.000 contratistas. No se pueden tomar decisiones de tipo político que se expresan en empleos y contratos, y menos en un año electoral. 
     
    5. Saberse rodear:
     
    Echeverry tendrá que armar su propio equipo directivo y asesorarse bien. En esta nueva etapa estará acompañado por Camilo Marulanda, quien acaba de ser nombrado como vicepresidente ejecutivo. Lleva 12 años en la empresa y ha pasado por las posiciones más relevantes, por lo que se espera que haga buena llave con Echeverry. Quienes conocen al nuevo presidente afirman que sabe rodearse muy bien. Mencionan que cuando aceptó trabajar para la campaña de Juan Manuel Santos conformó un equipo de lujo. Se llevó a varios exdirectores y exsubdirectores de Planeación Nacional, los cargos técnicos más importantes del Estado.
     
    6. Liderazgo:
     
    Después de un extenso estudio de planeación, Ecopetrol ha establecido nuevas estrategias y prioridades; Echeverry deberá liderar su implementación. Como él mismo señaló, las nuevas líneas de acción permitirán fortalecer a Ecopetrol para que siga creando valor para sus accionistas y para Colombia. Como nuevo timonel tendrá que trabajar duro en invertir más en exploración, el corazón y rentabilidad de este negocio. Analistas advierten que si Ecopetrol quiere mantener su liderazgo y su valor accionario debe garantizar un aumento de las reservas. Hoy están en 2.084 millones de barriles que alcanzan para casi ocho años. Conocida la decisión sobre Campo Rubiales –que vuelve a manos de la empresa–, la visión gerencial será muy importante y Echeverry tendrá que saber dónde explorar y cruzar los dedos para encontrar buenos yacimientos.
     
    7. Gerencia:
     
    En la agenda del nuevo presidente de Ecopetrol lo urgente es tan crítico como lo importante. Echeverry tendrá que pensar en el corto, mediano y largo plazo. Entre los temas que pronto tendrá que atender está la venta de activos no estratégicos como la participación en la EEB; en Interconexión Eléctrica S. A. (ISA) y en Invercolsa. Otro tema de suma importancia es presionar la entrada en operación de la Refinería de Cartagena, de la cual ya se han recibido 29 de las 31 plantas del complejo. Esto es muy importante para Ecopetrol pues le dará caja en el negocio de la refinación. Cada día que se demore su entrada representa mayores costos para la petrolera. Además, tendrá que decidir con tiempo qué hacer con más de 20 contratos de asociación que se vencen en los próximos seis años, de los cuales depende una tercera parte de la producción. Menudos retos.
     
    A partir de esta semana Ecopetrol tiene nuevo timonel. Ocupará la silla del presidente Juan Carlos Echeverry, reconocido economista curtido en el sector público como jefe de Planeación Nacional y ministro de Hacienda y con prestigio en los círculos internacionales. El relevo en la cabeza de la petrolera es una noticia importante porque es la mayor empresa del país –donde tienen acciones más de 400.000 colombianos– y la principal fuente de ingresos fiscales, pues con sus utilidades el gobierno financia buena parte del gasto social.
     
    Echeverry recibe una vara muy alta tras los ocho años de la era de Javier Gutiérrez, un exitoso capitán que llevó a buen puerto a Ecopetrol y transformó la compañía. Pero ese no es su único reto. El nuevo comandante se echa al hombro un trasatlantico cuando la tormenta y el oleaje rugen con más fuerza. Ecopetrol atraviesa dificultades por la caída mundial del precio del crudo que ha golpeado sus ingresos y la acción, por los recientes escándalos de corrupción, por el malestar laboral que empieza a sentirse y que ha venido capitalizando la Unión Sindical Obrera (USO) y por la urgencia de encontrar petróleo para elevar las reservas.
     
    Juan Carlos Echeverry tiene todos los pergaminos y la trayectoria, pero en esta difícil coyuntura se van a necesitar muchos atributos personales y profesionales para liderar la empresa más grande de Colombia.
     
    1. Credibilidad:
     
    Echeverry trabajará en uno de los sectores más técnicos y especializados de la economía, por lo que tendrá que ganarse la confianza y credibilidad de todos en esta área. Además de ser un gran economista, deberá mostrar que rápidamente se pone a tono con la complejidad de la industria petrolera. Quienes lo conocen señalan que Echeverry ha seguido de cerca a Ecopetrol, pues fue miembro de su junta directiva –como ministro de Hacienda– entre 2010 y 2012. Muchos de sus colegas afirman que es bueno tanto en lo macro como en lo micro y no le quedará grande el tema. Conoce como pocos al país y los entornos internacionales, y eso es una ventaja en esta industria.
     
    2. Independencia:
     
    Para alguien tan cercano al gobierno –fue el primer ministro de Hacienda de Santos I y el jefe programático en la campaña 2010– este es un doble desafío. Juan Carlos Echeverry tendrá que demostrar –como dice un analista– que no llegó un “yes-man” a la hora de traspasar utilidades al gobierno o, como señala otro colega suyo, deberá asegurar que Ecopetrol no será una “iguana lechera” para solventar los líos fiscales del gobierno. Aunque la empresa es del Estado en un 85 por ciento, el nuevo presidente tendrá que seguir manejando la empresa de manera autónoma e independiente. Los socios minoritarios esperan que haga valer sus derechos frente a los intereses del socio mayoritario. Por su parte, el mercado confía en que las decisiones se tomen sin presiones del Ministerio de Hacienda porque una cosa es Ecopetrol y otra el manejo fiscal del país. También es cierto que su cercanía con la Casa de Nariño puede convertirse en un elemento clave en ciertas coyunturas. Su profundo conocimiento de los temas fiscales también es una fortaleza.
     
    3. Carácter:
     
    Juan Carlos Echeverry llega a manejar unos temas sensibles. Los recientes escándalos de corrupción han lastimado la imagen de la petrolera; por lo tanto, se espera que no tenga ninguna consideración con quienes participaron en actuaciones irregulares. Quienes conocen a Echeverry afirman que no le temblará la mano para hacer los cambios necesarios. Pero le implicará asesorarse bien y rodearse de un equipo de su confianza. Echeverry también tendrá que hacerle frente al malestar laboral que empieza a sentirse en la compañía. La reducción de las inversiones y el aplazamiento de proyectos han generado descontento en muchas regiones petroleras, lo que la USO ha venido capitalizando. Los recortes en la nómina de la cadena de contratistas de las petroleras, en general, han generado un mal ambiente laboral que podría complicarse. La USO ya había desactivado la posibilidad de un paro, tras negociaciones con el ministro de Trabajo, Luis Eduardo Garzón, pero volvió a hablar de esa posibilidad. Una huelga en este momento sería muy perjudicial para Ecopetrol. Echeverry tendrá que respetar el derecho sindical pero hacer menos concesiones absurdas. Mostrar que es un presidente conciliador, pero también que tiene temple porque en las relaciones con las comunidades –donde hay mucha presión– se necesita combinar muy bien carácter y tolerancia.
     
    4. Austeridad:
     
    El nuevo timonel de Ecopetrol tendrá que liderar el plan de ajuste aprobado por la junta directiva para enfrentar la caída del precio del petróleo. Manejar la compañía con máxima austeridad dada la reducción en costos e inversiones. Cabe recordar que los costos bajaron en 3.565 millones de dólares. A Echeverry le tocará ejecutar en este 2015 un plan de inversiones de 7.860 millones de dólares, un 25 por ciento menos que el año pasado. Llegar a la compañía en un momento no tan boyante le impone un gran reto. Analistas esperan que si es necesario adelgazar la estructura de Ecopetrol para volverla más liviana y sin burocracia, Echeverry lo tendrá que hacer. Al fin y al cabo tiene una nómina gigante con unos 8.000 empleados directos y más de 30.000 contratistas. No se pueden tomar decisiones de tipo político que se expresan en empleos y contratos, y menos en un año electoral. 
     
    5. Saberse rodear:
     
    Echeverry tendrá que armar su propio equipo directivo y asesorarse bien. En esta nueva etapa estará acompañado por Camilo Marulanda, quien acaba de ser nombrado como vicepresidente ejecutivo. Lleva 12 años en la empresa y ha pasado por las posiciones más relevantes, por lo que se espera que haga buena llave con Echeverry. Quienes conocen al nuevo presidente afirman que sabe rodearse muy bien. Mencionan que cuando aceptó trabajar para la campaña de Juan Manuel Santos conformó un equipo de lujo. Se llevó a varios exdirectores y exsubdirectores de Planeación Nacional, los cargos técnicos más importantes del Estado.
     
    6. Liderazgo:
     
    Después de un extenso estudio de planeación, Ecopetrol ha establecido nuevas estrategias y prioridades; Echeverry deberá liderar su implementación. Como él mismo señaló, las nuevas líneas de acción permitirán fortalecer a Ecopetrol para que siga creando valor para sus accionistas y para Colombia. Como nuevo timonel tendrá que trabajar duro en invertir más en exploración, el corazón y rentabilidad de este negocio. Analistas advierten que si Ecopetrol quiere mantener su liderazgo y su valor accionario debe garantizar un aumento de las reservas. Hoy están en 2.084 millones de barriles que alcanzan para casi ocho años. Conocida la decisión sobre Campo Rubiales –que vuelve a manos de la empresa–, la visión gerencial será muy importante y Echeverry tendrá que saber dónde explorar y cruzar los dedos para encontrar buenos yacimientos.
     
    7. Gerencia:
     
    En la agenda del nuevo presidente de Ecopetrol lo urgente es tan crítico como lo importante. Echeverry tendrá que pensar en el corto, mediano y largo plazo. Entre los temas que pronto tendrá que atender está la venta de activos no estratégicos como la participación en la EEB; en Interconexión Eléctrica S. A. (ISA) y en Invercolsa. Otro tema de suma importancia es presionar la entrada en operación de la Refinería de Cartagena, de la cual ya se han recibido 29 de las 31 plantas del complejo. Esto es muy importante para Ecopetrol pues le dará caja en el negocio de la refinación. Cada día que se demore su entrada representa mayores costos para la petrolera. Además, tendrá que decidir con tiempo qué hacer con más de 20 contratos de asociación que se vencen en los próximos seis años, de los cuales depende una tercera parte de la producción. Menudos retos.
     
    Fuente: Semana.com
  • Ecopetrol abre convocatoria laboral a para cubrir más de 250 oportunidades laborales

    Explotacion•Convocatoria laboral estará abierta hasta el 10 de agosto de 2017.
    •Se buscan profesionales con experiencia en perforación, yacimientos, recobro mejorado y proyectos de Oil & Gas. 
     
    La Empresa informa que abrió la Convocatoria Laboral 2017 con la cual busca vincular más de 250 profesionales con experiencia en perforación,  yacimientos, recobro mejorado y proyectos de Oil & Gas. 
     
    Ecopetrol busca personas íntegras, creativas y colaborativas, que actúen apasionadas por la excelencia y comprometidas con la vida y el entorno. Talentos que aporten al logro de sus desafíos empresariales y contribuyan con su trabajo al  fortalecimiento de la producción de petróleo en el país.  
     
    Este proceso de selección responde al compromiso de Ecopetrol de seguir aportando a la construcción de un mejor país, brindando oportunidades a profesionales colombianos y del mundo, que se destaquen por su experiencia, habilidades de liderazgo y conocimientos técnicos, para ponerlos al servicio de la compañía donde más colombianos desean trabajar.
     
    Los interesados podrán conocer los perfiles requeridos y postularse a la convocatoria que estará abierta del 28 de julio al 10 de agosto de 2017, ingresando a www.convocatoriaecopetrol2017.com 
     
    La Empresa recuerda que éste es el único canal autorizado para la recepción de hojas de vida.
     
    Por: Paisminero.co / CP- Ecopetrol
  • Ecopetrol admite que debería vender algunos sus campos petroleros

    Juan Carlos EcheveryEl presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, advierte que los atentados a la infraestructura petrolera no afectarán los estados financieros de Cenit, la única filial que generó utilidades en el primer trimestre. Asimismo afirma que la desinversión en activos no estratégicos incluye la venta de campos que no estén siendo explotados por la empresa y ceder otros en condiciones establecidas entre las partes.
     
    - ¿Cómo los han afectado los atentados contra la infraestructura?
     
    Hemos perdido más de 14.000 barriles diarios en los atentados de este año, que son 32. La afectación, más que por el número de barriles, es por el crudo que ha caído a dos ríos: el Rosario, en Nariño, y el Tibú, en Norte de Santander. El impacto es sobre todo medioambiental y social. Por hechos como estos perdimos más de US$427 millones en 2014.
     
    - ¿Qué tanto afectará a Cenit?
     
    Los meses en que sólo hubo cuatro atentados logramos facturar 10.000 barriles diarios más y eso, por supuesto, generó mayores utilidades. Preocupa que en un año de precios bajos pase esto.
     
    - ¿Eso se va a reflejar en los estados financieros de Cenit?
     
    No, hasta ahora es poco, porque buena parte del transporte se hace por Ocensa. Lo que sale de Caño Limón y va hasta Coveñas es una producción pequeña. Los 500.000 barriles que produce el Meta es lo que transporta Cenit.
     
    - ¿Qué esperan para el segundo trimestre?
     
    En el primer trimestre estuvimos muy apoyados en Cenit, pero para el segundo trimestre los otros segmentos (producción y refinación) empezarán a mostrar números verdes.
     
    - ¿Ve recuperación en la confianza de la empresa?
     
    Fitch nos ratificó la calificación BBB, que es grado de inversión, y nos ratificó el Outlook a estable. Eso es un voto de confianza. Estuve unos días en Los Ángeles, Chicago, Nueva York y Boston, y un grupo de inversionistas fue a Londres en un tour con compradores de bonos y acciones, presentándoles la nueva estrategia. La actitud es positiva, la gente demostró apetito por la empresa. Obviamente, muchos de los planes se tienen que materializar. Cuando hablamos de reducir los costos, hay que hacerlo; si nos comprometemos a ser exitosos en exploración off shore, también.
     
    - Ahora que los precios andan bajos, ¿cómo están haciendo para reducir costos?
     
    En buena medida analizamos lo que gastamos en los disolventes. Claro que lo estamos haciendo en todo, también renegociando contratos, pero, como tenemos crudo pesado, lo que más inversión requiere es el disolvente que se trae desde EE.UU. Hacemos investigación y logística para reducir la utilización de ese producto. Probablemente nos tome año y medio, pero si bajamos esos costos disminuiremos el costo por barril entre US$4 y US$5.
     
    - ¿Qué estimado tiene en ese ahorro de costos?
     
    Hemos bajado US$622 millones en costos anuales. Y la meta para este año es superar los US$1.000 millones.
     
    - Según el plan estratégico, la meta es llevar el factor de recobro de 18% a 23%, pero para el sector sigue siendo baja. ¿Por qué la fijaron?
     
    Los técnicos de producción me dicen que pueden producir más, pero tenemos que volver a bajar los costos, y con costos bajos podemos sacar más barriles, aunque sólo los que den utilidades. No me voy a pegar de la meta de un millón; nos pusimos la meta de 870.000 barriles, que sé que se puede lograr y la podemos superar. Con esa meta estoy bien. Prefiero ser conservador en mis estimaciones económicas, de manera que las sorpresas siempre sean positivas.
     
    - El nivel de inversión en exploración será muy bajo con respecto al de producción. ¿No es riesgoso?
     
    Esta es una empresa que estaba produciendo y no estaba explorando. Los éxitos de los últimos siete años han sido por producción. Debemos generar un círculo virtuoso entre producción y exploración. Porque la extracción da plata para exploración y ésta le da futuro a la producción. Este círculo estaba cortado y, aunque fue magnífico porque pasamos de 380.000 barriles a 780.000 en seis años, tenemos que sumarle un segundo piso a esa estrategia con una exploración exitosa.
     
    - ¿Por qué apostarle a la exploración costa afuera, si es más costosa y no hay certeza de lo que hay?
     
    Vamos a apostarle a todo. Hay una gran parte de territorio por explotar. Por ejemplo, vemos potencial en Caquetá y en Putumayo. Sin embargo, el problema es que en el país es complicada debido a que los campos están muy dispersos. Esa es una de las razones por las que el éxito exploratorio no es tan grande.
     
    - ¿Cuáles son sus pronósticos en “off shore”?
     
    Aunque ya existen algunas valoraciones de cuántas reservas podría representar la exploración costa afuera, es necesario hacer más perforaciones para calcular qué hay. Se espera que en siete años ya se esté produciendo.
     
    - ¿Qué pasará con la refinería de Barrancabermeja?
     
    Reconocimos públicamente que el plan maestro de la refinería de Barrancabermeja, que cuesta US$7.000 millones, no se puede hacer como está diseñado, pero eso no quiere decir que no se hará nada. Podemos incrementar las utilidades de la refinería por medio de innovación e investigación, y lo positivo es que contamos con el Instituto Colombiano de Petróleo, que desempeña un gran trabajo a la hora de diseñar nuevas tecnologías de producción.
     
    - ¿Cuánto dinero han invertido en el golfo de México?
     
    Estamos en la parte de EE.UU. del golfo de México, con Murphy, Noble, Shell y Anadarko. Por mandato de nuestra junta directiva, ellos operan y nosotros somos socios. La meta es que en tres años operemos. Eso tiene ventajas porque podemos decidir a qué apostarle, pero por ahora estamos en un proceso de aprendizaje. Hemos tenido tres hallazgos y sacado producción de 7.000 barriles al día. En 2016 pasaremos a 20.000 diarios. La meta es llegar en cinco años a unos 100.000 barriles al día.
     
    - Quieren desinvertir en activos no estratégicos. ¿Eso incluye revisar los campos que no se están aprovechando?
     
    Tenemos campos propios, otros con socios, y campos pequeños que están en desuso, pero no quiere decir que no sean buenos. Estamos siguiendo la estrategia de definir qué tan buenos son estos . Hay unos que deberíamos vender, otros que deberíamos ceder con unas condiciones, y seguir como estamos, focalizándonos en lo que tiene mucho potencial.
     
    ElEspectador.com
  • Ecopetrol anuncia significativo hallazgo de hidrocarburos en aguas ultra-profundas del Caribe colombiano

    buque Bolette Doplhin que perforó el pozobuque Bolette Doplhin que perforó el pozoEcopetrol S.A. (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC; TSX: ECP) informa que el pozo Kronos-1 verificó la presencia de hidrocarburos en aguas ultra profundas del sector sur del Caribe colombiano, a 3.720 metros de profundidad. Este hallazgo comprueba el modelo geológico propuesto para un área inexplorada con un alto potencial de hidrocarburos.
     
    Kronos-1 está ubicado 53 kilómetros costa afuera en el bloque de exploración y producción Fuerte Sur, del que son socios Anadarko, empresa operadora, y Ecopetrol, cada una con 50% de participación.
     
    Según el reporte de la operadora, después de atravesar una lámina de agua de 1.584 metros, el pozo alcanzó el objetivo a 3.720 metros de profundidad bajo el nivel medio del mar, donde se encontró un intervalo de arena neta gasífera de entre 40 a 70 metros (130 a 230 pies), cuyos parámetros técnicos están siendo evaluados por los equipos integrados de Anadarko y Ecopetrol. Actualmente se sigue perforando para alcanzar un objetivo más profundo con el fin de determinar posibles nuevos resultados.
    “Nos complace hacer este importante anuncio con nuestro socio Anadarko. El descubrimiento de Kronos se suma al realizado en diciembre pasado en el pozo Orca-1, localizado en aguas profundas del bloque Tayrona, frente a las costas de la Guajira, en donde somos socios de Petrobras, Repsol y Statoil. Estos resultados son de gran relevancia y confirman el potencial del sistema petrolífero del Caribe colombiano en una amplia extensión y están alineados con la nueva estrategia de Ecopetrol en la que uno de los focos es la exploración en cuencas marinas de alto potencial”, dijo Juan Carlos Echeverry, presidente de Ecopetrol.
     
    En 2012, el consorcio Ecopetrol-Anadarko emprendió la exploración del sector sur del Caribe colombiano en los bloques Fuerte Norte, Fuerte Sur, COL5, URA4 y Purple Angel. 
    Anadarko es una de las compañías más reconocidas en el mundo por su experiencia en la exploración de hidrocarburos y ejecución de proyectos en aguas profundas y ultra profundas. Actualmente desarrolla la campaña de sísmica más grande en la historia del Caribe colombiano con una extensión de más de 16 mil kilómetros cuadrados.
     
    Una vez concluyan las actividades en Kronos-1, el buque Bolette Dolphin, equipo de perforación de última tecnología empleado en esta operación, se desplazará al bloque Fuerte Norte para continuar la perforación del pozo Calasú-1, localizado 145 kilómetros al noreste de Kronos. 
     
    ecopetrol - paisminero.co
  • Ecopetrol busca sistematizar yacimientos

    ExplotacionLa estatal petrolera invertirá 2 millones de euros (5.140 millones de pesos) en actualizar la plataforma tecnológica en la que almacena la información de sus 3.200 pozos productores de hidrocarburos.
     
    Indra fue la empresa contratada para implementar el sistema que captura la información requerida para cada yacimiento, tal como las operaciones realizadas, informes de control, reportes corporativos y regulatorios, análisis de rendimiento o una planificación y evaluación comparativa con los pozos vecinos.
     
    De acuerdo con la firma de tecnología contratada, este tipo de sistemas permite una recopilación de datos rápida y un acceso inmediato a la información. Esto agiliza la toma de decisiones de la empresa en momentos críticos.
     
    Fuente: portafolio.co
  • Ecopetrol compra a proveedores nacionales

    Proveedores PetrolA septiembre la contratación gestionada por la petrolera de mayoría estatal superó los $13 billones. Tiene una red de 2.608 proveedores locales, lo que indica que el 93 % de compras es a proveedores nacionales.

    Ecopetrol informo a través de un comunicado que continúa comprometida con el desarrollo económico del país y de los diferentes actores de las regiones donde opera. Así lo reflejan las más recientes cifras de contratación, que muestran que de los $13,37 billones que la empresa contrató entre enero y septiembre del 2014, el 93% se realizó con proveedores nacionales.

    En los nueve primeros meses del año, se gestionaron contrataciones con 2.608 proveedores, de los cuales el 56% son del Centro-Oriente del país, el 10% de Magdalena Medio, el 9% de Occidente, el 7% de la región Caribe, el 7% del Sur del país, el 3% de Meta-Vichada y el 2% de la zona Casanare-Arauca.

    La contratación por regiones, en valor, fue la siguiente:

    Región Centro Oriente $6,6 billones

    Región Magdalena Medio $2,18 billones

    Región Meta - Vichada $2,93 billones

    Región Sur $735 mil millones

    Región Caribe $394 mil millones

    Región Casanare - Arauca $245 mil millones

    Región Occidente $125 mil millones

    La contratación local cuenta con 42 categorías de bienes y/o servicios que se contratan localmente, entre las que se destacan: alimentación, rocería, manejo de residuos sólidos, transporte, cargue y descargue de carrotanques, transporte fluvial de personal, obras civiles, obras eléctricas y redes eléctricas, entre otras.

    Durante este periodo, el 32% de la contratación local fue apalancada por categorías como el transporte terrestre de personal, el servicio de salud, obras civiles, cargue y descargue de carrotanques, servicio de salones y logística, entre otros.


    Por: Paisminero.co / CP - Ecopetrol

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  • Ecopetrol con control total de Oleoducto de Colombia S.A.

    Oleoducto EcopetrolA través de un comunicado, Ecopetrol indicó que terminó el proceso de reorganización del 100% de las acciones que esa empresa tenía en la sociedad Oleoducto de Colombia S.A. Este proceso se realizó a través de Equion Energia Limited.
     
    El inicio del proceso fue informado a través de la Superintendencia de Sociedades el pasado 28 de septiembre de 2015.
     
    “Como consecuencia de esta reorganización, Equion Energia Limited transfirió a Cenit S.A.S. el 100% de las acciones emitidas por su subordinada Sento S.A.S., correspondientes al 7.43% del capital social en circulación de ODC. Para el Grupo Ecopetrol, esta reorganización contribuye a la consolidación del segmento de transporte en CENIT S.A.S”.
     
    Por: Paisminero.co / CP-Ecopetrol. 
     
     
     
  • Ecopetrol definirá venta de campos menores este año

    Petroleo PeruEn el primer semestre del 2016 se concretaría la enajenación de estos activos.
     
    Aumentar la rentabilidad de los campos petroleros es uno de los nuevos mantras de Ecopetrol. Y en ese sentido, como lo anunciaron en abril de este año, los campos que no generan rentabilidad, o que incluso producen pérdidas, no tienen cabida y serán puestos en venta.
     
    Según lo confirmó el vicepresidente de Desarrollo y Producción de la petrolera, Héctor Manosalva, en estos momentos su equipo está haciendo una evaluación de los 292 campos productores que tiene Ecopetrol para identificar cuáles serán ofrecidos.
     
    Los detalles de cómo se realizará la enajenación de estos activos se están definiendo aún, pero antes de terminar el año se presentará una propuesta oficial a la Junta Directiva, que deberá dar su visto bueno.
     
    “Esto hace parte de la estrategia de transformación de Ecopetrol, y de acuerdo con el calendario prevemos que para el primero o segundo trimestre del próximo año estaremos saliendo con esta oferta al mercado. Ahora estamos construyendo los términos, los paquetes y las condiciones con las que vamos a salir”, precisó Manosalva.
     
    El ochenta por ciento de la producción de Ecopetrol proviene de un tercio de sus campos, lo que quiere decir que casi el 70 por ciento de las instalaciones de la compañía producen bajos volúmenes de crudo.
     
    Incluso, algunos de estos no son rentables con los actuales precios del petróleo.
     
    Según cifras de Campetrol y Wood Mackenzie, reveladas en la presentación del Vicepresidente de Desarrollo y Producción en la XXXII Conferencia Energética Colombiana, organizada por Aciem Cundinamarca, cerca del 17 por ciento de la producción petrolera del país se genera a costos superiores a los 40 dólares por barril.
     
    Es decir, son 170.000 barriles producidos en Colombia los que están al borde de no generar rentabilidad, si se mantienen las cotizaciones actuales.
     
    El objetivo de vender campos menores es concentrar las inversiones de la compañía en activos más productivos y rentables. Algunos proyectos de recuperación secundaria y terciaria están en la lista de los más atractivos.
     
    Además de la venta de activos no estratégicos, la petrolera contempla entre sus alternativas la incorporación de nuevos socios para viabilizar técnica y financieramente algunos proyectos, y la venta de participaciones en empresas que no están estrictamente relacionadas con la actividad principal de Ecopetrol, como es el caso de ISA y EEB.
     
    Producccion Crudo Costo
     
    ACIEM PROPONE VENTA DE CENIT
     
    De acuerdo con Ismael Arenas, presidente de la XXXII Conferencia Energética Colombiana, Enercol, que concluyó ayer en Bogotá, Ecopetrol debería considerar también la venta de una parte de Cenit (su filial de transporte) en su programa de enajenación de activos no estratégicos.
     
    El ingeniero asegura que esto le daría mayor independencia a Cenit, pero también le permitiría a Ecopetrol generar recursos cercanos a los mil millones de dólares, que podrían ser invertidos mejor en otro tipo de proyectos de exploración y producción.
     
    Para Arenas, esta venta se podría hacer a fondos de pensiones, o inversionistas institucionales que estarían interesados en la solidez y estabilidad de esta compañía dedicada al transporte de hidrocarburos.
     
    En anteriores presentaciones de resultados, Ecopetrol ha negado que esté estudiando vender parte de Cenit.
     
     
    Fuente: Portafolio.co / nohcel
  • Ecopetrol descubre nuevo yacimiento en el Golfo de México

    Según cálculos de la compañía se podrían producir aproximadamente 100 millones de barriles de crudo de los 122 metros que se registraron con presencia de crudo.
     
    Golfo Mexico(México). La petrolera colombiana Ecopetrol anunció el hallazgo de hidrocarburos en el Pozo Rydberg a 120 km de la costa, en las aguas profundas del Golfo de México.
     
    Según cálculos de la compañía se podrían producir aproximadamente 100 millones de barriles de crudo de los 122 metros que se registraron con presencia de crudo.
     
    La excavación del pozo tiene un total de 8 km y el descubrimiento se produjo a los 2 km de profundidad. El pozo se encuentra en el bloque 525, llamado Cañón del Misisipi.
     
    Ecopetrol compartirá los beneficios con sus asociadas en el pozo: Shell Offshore (57,2%) y Nexen Petroleum USA (14,3%) que es filial de la China National Offshore Oil Corporation.
     
    El Golfo de México es parte fundamental del proceso de internacionalización de Ecopetrol. Recientemente se encontró crudo en los pozos Dalmatian y Salmatian del Sur y se adquirieron cuatro nuevos bloques en la zona. Mientras tanto, la empresa continúa evaluando los resultados de este hallazgo y proyecta nuevas exploraciones en los siete bloques restantes.
     
    Ecopetrol es la primera compañía de petróleo de Colombia, de composición mixta, se encuentra en el puesto 128 entre las empresas más grandes del mundo y en el puesto 16 de las compañías petroleras con mayores ganancias según Forbes.
     
    autor
    ANLatam.com
  • Ecopetrol empieza a extraer 46% del crudo nacional con Cusiana y Rubiales

    Producc Petrol 2016Según las cifras de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en abril Ecopetrol logró extraer 375.900 barriles diarios de petróleo en promedio (bdp) del subsuelo nacional, en segundo lugar estaba Meta Petroleum (filial de Pacific E&P) que alcanzó 203.215 bdp, en tercero Occidental de Colombia con 57.292 bdp y el cuatro lugar lo ocupaba Equión con 52.938 bdp. Con estas cifras la petrolera estatal controlaba 39,9% de la producción de Colombia que en promedio está en 943.267 barriles durante este 2016.
     
    No obstante, hoy, con la reversión de Rubiales y Cusiana, que se dio el primero y el 3 de julio, Ecopetrol logra operar y extraer directamente un promedio de 439.323 barriles de los 943.000 que se están generando en promedio. Esto, más 33% de barriles de crudo que tenía Equión en el contrato Tauramena y 43% que tenía Pacific en Rubiales y Piriri, que completan 63.423 barriles de crudo, hace que la estatal produzca 46% del petróleo en Colombia. 
     
    Ahora, es necesario aclarar que el porcentaje aumentaría mucho más si se tuviera en cuenta en barriles equivalentes el gas que produce Cusiana, (44.000 barriles de crudo equivalente). No obstante, la ANH hace la distinción entre los dos hidrocarburos por lo que en petróleo por parte de este campo solo se sumarían 3.052 barriles, que es 98% de la producción que se tienen en los registros de la Agencia para abril. (Cifras de Ecopetrol a mayo muestran que podría llegar a 6.664 bdp)
     
    Frente al tema, y a pesar de las celebraciones que se dieron por el retorno de estos campos a las manos de la estatal, Francisco José Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo, ACP, señaló que “no se puede olvidar el aporte de Pacific y BP, no solo en términos económicos, sino en transferencia de conocimiento que permitió convertir a Rubiales y Cusiana en dos de los complejos petroleros más importantes de Colombia. Igualmente, no se puede olvidar la apuesta por Colombia que hicieron estas compañías, que vieron al país como un escenario atractivo para invertir sus recursos y aportar al desarrollo nacional y regional”. 
     
    Siendo así, Lloreda explicó que es necesario evaluar este modelo de contratos de asociación y “buscar nuevos mecanismos que impulsen nuevos proyectos e impulsen el sector petrolero en el país”.
     
    Contratos de Ecopetrol
    Ecopetrol tiene 42 contratos de asociación que vencen entre 2016 y 2041, y a pesar de que muchos son campos pequeños, la reversión de estos, que aún se está analizando, llevaría a la petrolera a sumar como mínimo 146.650 barriles; es decir 62% de la producción actual. 
     
    Frente al tema, Héctor Manosalva, vicepresidente de producción de Ecopetrol explicó que se está buscando diversificar el modelo de contratación para que este tipo de contratos sigan siendo un instrumento de inversión, más no el único. “Debe haber una diversidad para poder realizar inversiones de riesgo y desarrollo”, señaló a la ACP. 
     
    En la ceremonia de Rubiales Juan Carlos Echeverry, presidente de la compañía, explicó que esta estrategia lo único que busca es convertir a Ecopetrol en una empresa eficiente y eficaz.
     
    Ecopetrol suplirá gas licuado de Termoyopal
    El Ministerio de Minas pidió a la Superintendencia de Servicios claridad en los hechos de la salida de Termoyopal el pasado 20 de mayo, ya que la falta de la producción de Gas Licuado de Petróleo preocupa a varios usuarios que reciben el suministro de esta compañía. Según Germán Arce, la empresa no ha explicado si los hechos se originaron por acciones u omisiones que sean sujetos de investigación.  Por su parte, Ecopetrol incorporó una oferta adicional de 1.000 barriles que cubrirían el déficit que produjo la contingencia.
     
    Las opiniones
     
    Francisco José Lloreda
    Presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo
    “Colombia debe evaluar cómo potenciar el modelo que mantiene muchos contratos vigentes y buscar mecanismos que impulsen al sector”.
     
    Héctor Manosalva
    Vicepresidente de Producción de Ecopetrol
    “En Rubiales de cada 100 barriles que se produzcan, 32 serán de regalías y Ecopetrol recibirá 68. Esto es un incremento de 45% en términos de ingresos brutos para la firma”.
     
     
    Fuente: Larepublica.co / Lilian Mariño Espinosa
  • Ecopetrol espera producir un millón de barriles diarios

    Ecopetrol NeivaPara 2020, el objetivo de Ecopetrol es llegar a 1,3 millones de barriles diarios.
     
    La petrolera estatal colombiana Ecopetrol espera alcanzar en 2015 su meta de producción de un millón de barriles diarios mientras trabaja para llegar en 2020 a 1,3 millones de barriles por día, informó el presidente de la compañía, Javier Gutiérrez.
     
    "Seguimos con la expectativa de llegar al millón de barriles" en 2015, dijo Gutiérrez añadiendo que "hoy Ecopetrol está alrededor de los 800.000 barriles".
     
    "En la meta para 2020 ya hay que contar con los resultados de exploración y ahí vemos tres grandes cosas. Están las áreas tradicionales 'onshores' (continentales) (...) También hay algo que se está anticipando, que es el 'offshore' (costa afuera) colombiano, y la tercera parte es la de los no convencionales", agregó.
     
    Sobre los problemas de orden público en Colombia, un país azotado por un conflicto armado de más de 50 años, Gutiérrez apuntó que los ve como una situación "coyuntural" que en lo que va de este año ha afectado la producción diaria "en unos 27.000 barriles", pero que usualmente les afecta en 8.000 o 9.000 barriles.
     
    En el primer trimestre de 2014 los resultados de Ecopetrol sufrieron el impacto de 33 atentados contra la infraestructura petrolera, por los que -entre otros factores- la producción se situó en 765.700 barriles diarios (3,2 por ciento menos que el año anterior) y las ganancias netas en 1.700 millones de dólares (3,6 por ciento menos).
     
    Durante 2013, Colombia produjo en promedio más de un millón de barriles diarios de petróleo correspondientes a todas las empresas que operan en el país, e incrementó su producción de crudo 6,6 por ciento con respecto a 2012. 
     
     
    Fuente: Portafolio.co / AFP
     
     
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  • Ecopetrol hace su primera venta de crudo a Japón

    Ecopetrol REn agosto se embarcarán 2 millones de barriles con destino a ese país. El crudo Castilla llegará en octubre al Puerto Kiire, en el sur del país asiático.
    En tres semanas Ecopetrol despachará desde el puerto de Coveñas un cargamento de dos millones de crudo Castilla, que tendrá como destino el puerto Kiire, en el sur de Japón.
     
    Así, la petrolera confirmará su primera venta a ese país, gracias a un negocio cerrado con la firma JX Nippon, empresa perteneciente al grupo JX Holdings, que se dedica a refinar y comercializar petróleo y productos petroquímicos, principalmente en el mercado asiático.
     
    Esta empresa normalmente importa el crudo de proveedores en Rusia y en Oriente Medio. Cuenta con una capacidad de refinación de 1,25 millones de barriles por día en siete refinerías.
     
    Este negocio, que se cocinó durante el primer semestre de este año, hace parte de la estrategia de diversificación de mercados de la petrolera, que también dio origen a una venta de un millón de barriles a la surcoreana Hyundai Oilbank, que se despachó este mes.
     
    Hyundai tiene una capacidad de refinación de 390.000 barriles diarios de crudos pesados e intermedios.
     
    Asia es el principal mercado de exportación de Ecopetrol. En el primer trimestre del año se vendieron 143.000 barriles promedio diario a ese mercado. Sin embargo, los mejores precios de los productores de Medio Oriente y de África han hecho que la petrolera pierda cuota de mercado en ese destino con respecto a las cifras del año pasado.
     
    INICIAN PARADA EN PLANTA DE BARRANCA 
     
    La unidad 200 que procesa el 35 por ciento del crudo de la refinería de Barrancabermeja dejará de operar temporalmente a partir de mañana, por un proceso de mantenimiento, tras el cual podrá refinar crudos pesados.
     
    Para agilizar las obras se contrataron 600 trabajadores. El proceso implica cambiar 90 toneladas de tubería y cableado de la unidad.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Ecopetrol le apuesta al talento joven del país

    Talento Joven Del PaisLos seleccionados fueron 25 mujeres y 55 hombres egresados de 13 universidades del país. A la convocatoria que realizó la compañía petrolera se inscribieron más de 6 mil hojas de vida entre el 21 y 26 de mayo.
     
    De esta ‘avalancha’ de postulaciones, las más destacadas fueron 1.323 hojas de vida para 4 cupos de ingenieros industriales.
     
    Los jóvenes elegidos iniciarán dentro de la organización con un periodo de formación de cinco meses, pues este programa va de la mano de la iniciativa de la Universidad de Ecopetrol.
     
    Uno de los escogidos, Jorge Trujillo, ingeniero Químico de la UIS, aseguró que “estar en Ecopetrol es un sueño hecho realidad”.
     
    Así mismo, Vivian Galindo, tecnóloga en procesos de la Industria Química del Sena Barrancabermeja, esta oportunidad “me da la posibilidad de surgir como profesional y como persona”.
     
    En esta oportunidad, 77 de los 80 cupos que ofreció durante la convocatoria esta organización quedaron en manos de jóvenes que viven en municipios donde Ecopetrol tiene presencia u operación, como el área metropolitana de Bucaramanga y Barrancabermeja.
     
     
    Fuente: Vanguardialiberal.com
  • Ecopetrol logra nueva venta de un millón de barriles de crudo Castilla a Corea del Sur

    ·    EstenuevonegocioratificaelinterésdeEcopetrolpormantener supresenciaenel mercadoasiático.

    ·    Por segundavez,enmenosdeochomeses, lafirmasurcoreanaadquierecrudo colombiano.

    Memorando Corea Del Sur Jun 2015De esa forma, Hyundai Oilbank se convierte en un importante comprador de petróleo colombiano ya que por segunda vez, en menos de ocho meses, adquiere crudo de Ecopetrol.
     
    Hyundai es la tercera compañía refinadora de Corea de Sur. Cuenta con una refinería de 390 mil barriles/día de capacidad, apta para procesar crudos pesados e intermedios. Desde su refinería en Daesan, Corea del Sur, produce y distribuye productos derivados del petróleo y petroquímicos en el mercado local y exporta a China, Japón, el sudeste asiático, Australia y Nueva Zelanda.
     
    Las compras de crudo Castilla por Hyundai reflejan el continuo crecimiento de la demanda de crudos por  parte de los refinadores asiáticos  ante  expansiones  de  capacidad  de refinación y almacenamiento estratégico. De la misma forma, denotan el interés tanto de Europa como de Asia por diversificar fuentes de importación ante cierta inestabilidad en el suministro de Medio Oriente y Norte de África.
     
    Durante el primer trimestre del 2015 las exportaciones de Ecopetrol representaron el 64% de las ventas totales de la compañía, periodo en el cual la Empresa continuó orientando sus esfuerzos a desarrollar nuevos mercados diferentes a los tradicionales.
     
    Entre enero y marzo de este año, las exportaciones a destinos diferentes a la Costa del Golfo de E.U. se mantuvieron por encima del 70%, niveles similares a los del mismo período de 2014 y un avance significativo frente al 40% logrado en 2010. 

     

     

    Exportacionesde crudo por destinosúltimos dosaños

     

    2014

    2013

    Asia

    41%

    37%

    CostadelGolfo

    27%

    40%

    Europa

    15%

    9%

    Costa    Oeste    del

    GolfoEU

    7%

    7%

    Latinoamérica

    8%

    6%


    Endesarrollodesunuevaestrategiadesostenibilidad,Ecopetrol seguiráenlabúsqueda constante  de  nuevos  mercados  con  elfin  de  maximizar  el  valor  de  los  crudos  que produce.

     

    Ecopetrol

  • Ecopetrol necesita aumentar eficiencia en crudos pesados

    Campo ThxBogotá - Desde 2000 Colombia ha aumentado la producción de crudos pesados, al pasar de representar 10% del total a 53% en 2015. Sin embargo, según un estudio de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), las empresas requieren mayor especialización para mantener la competitividad ante el interés internacional en este tipo de petróleo, especialmente en Asia.

    En la actualidad los crudos pesados representan más de la mitad de la producción de petróleo del país y los datos de Ecopetrol muestran que la proporción de crudos convencionales (dulces o ligeros) disminuirá en los próximos 10 años de 15% a 10% y de 32% a 21%, mientras que el total de no convencionales (crudos pesados) aumentará de 52% a 69% del total de la producción.

    Por esto, según el gremio,  a pesar de que el potencial de explotación de estos recursos  es grande en el país, ya que se tienen reservas por 12.000 millones de barriles equivalentes, hay unos desafíos considerables en infraestructura, tecnología, talento humano e insumos.

    “La alta viscosidad y densidad de este crudo requiere tratamientos térmicos y químicos adicionales para su efectiva extracción que, a pesar de los avances tecnológicos que ya se han dado, deja aún un factor de recobro en promedio mundial de alrededor de 20%, cuando en pozos convencionales es de 35%”, señaló José Luis Langer, analista sectorial de Campetrol.

    Además, aunque en el pasado el uso de naftas consiguió que Ecopetrol mejorara la producción de crudos pesados como el Castilla Blend de 40.000 a 75.000 barriles diarios para el oleoducto Apiay-Porvenir, esta estrategia sigue resultando poco eficiente frente al potencial de explotación no convencional que se tiene.

    Este potencial, que según el estudio, se da tanto en las reservas concentradas en la cuenca de los Llanos, el Magdalena Medio y el Putumayo (especialmente en los campos de Rubiales, Apiay, Ombú, Castilla, San Fernando, Teca, Nare y Jazmín), como enlo s campos de empresas extranjeras que cuentan con la experiencia e innovación y están trabajando en tecnologías híbridas en el transporte por oleoductos, flujo lubricado y emulsiones.


    Fuente: Larepublica.co / Lilian Mariño Espinosa

  • Ecopetrol no va más con Pacific en Rubiales

    Con la salida de este campo a partir de julio de 2016, Pacific Energy , la producción de la canadiense será menor en 30 % y sus reservas se reducirán en un 11%.Con la salida de este campo a partir de julio de 2016, Pacific Energy , la producción de la canadiense será menor en 30 % y sus reservas se reducirán en un 11%.Así lo determinó la junta directiva de la empresa al anunciar que luego de un análisis técnico de varios meses se determinó que están preparados para asumir el reto y mantener la producción bruta de 160 mil barriles diarios, la mayor producción de un campo actualmente en el país. Ecopetrol tendrá la opción de buscar un operador o hacerlo directamente. En este ejercicio la petrolera colombiana tiene una participación del 60% y Pacific del 40%.

    Con la salida de este campo a partir de julio de 2016, Pacific Energy , la producción de la canadiense será menor en 30 % y sus reservas se reducirán en un 11 %. Rubiales produce alrededor de 160.000 barriles diarios. La petrolera colombiana produce muy cerca de sitio donde se encuentra este campo cerca de 210.000 barriles diarios de crudo en Castilla y Chichimene.

    "Ecopetrol y Pacific Rubiales Energy informan que han acordado la no extensión de los contratos de participación de Riesgo Rubiales y de Asociación Pirirí que expiran en junio de 2016. Ecopetrol evaluará diferentes alternativas para la operación del campo Rubiales. Por su parte, Pacific Rubiales Energy estudiará la posibilidad de presentar una propuesta para operar este activo. Las empresas manifiestan el interés de seguir desarrollando oportunidades de negocios en beneficio de ambas partes y del país".

    Por su parte Pacific Rubiales anunció que continuará realizando la operación de campo Rubiales hasta el 30 de junio del año 2016 como se tiene previsto en el contrato suscrito con Ecopetrol. "Teniendo en cuenta que el campo representa el 30% de su producción y el 11% del total de sus reservas, la compañía seguirá trabajando en la optimización de su producción en los 24 bloques que opera en Colombia, con el mismo compromiso que ha demostrado con las comunidades y con el país durante los 7 años de operación.

    Finalmente, Pacific comunicó que durante los 15 meses que le corresponde a la empresa operar campo, todas las actividades incluyendo operación, manejo ambiental y social que se están realizando en la región y se mantendrán sin ningún tipo de tropiezo.

    Dinero.com

  • Ecopetrol obtuvo US$1.200 millones en el exterior

    Bonos Dolares1Emitió bonos con plazo de 10 años y 4 meses, a una tasa de 4,2 por ciento.
     
    Como parte de su estrategia de financiamiento para fondear su megaplan de inversiones de los próximos años, este martes Ecopetrol se endeudó nuevamente en los mercados internacionales.
     
    La petrolera de mayoría estatal realizó una emisión de bonos en el exterior, en la que colocó 1.200 millones de dólares. En la jornada, los inversionistas demandaron títulos por un monto cercano a los 3.000 millones de dólares.
     
    Los recursos fueron colocados a una tasa de 4,246 por ciento y su plazo es de 10 años y 4 meses, es decir, que se pagarán en enero del 2025.
     
    Esta operación se suma a una emisión de bonos que realizó la compañía en mayo pasado, en la cual adjudicó 2.000 millones de dólares.
     
    El dinero obtenido con estos procesos se orientará a financiar los proyectos de los próximos meses.
     
    Como se sabe, Ecopetrol tiene un megaplan de inversiones que contempla alrededor de 68.500 millones de dólares entre 2014 y 2020.
     
    Para su financiamiento, ya ha señalado que se hará, en parte, con deuda en el mercado local y en el exterior.
     
    En el mercado inquieta el rápido crecimiento del endeudamiento de la compañía, el cual ya ronda los 30 billones de pesos, “lo cual exige aún más que tengan un hallazgo importante, de lo contrario obligaría a una emisión de acciones o alguna otra operación para acentuar el flujo de caja”, dice Camilo Silva, socio de la firma de análisis Valora Inversiones.
     
    De todas formas, la compañía considera que, de mantenerse las condiciones actuales, no necesitaría mayor deuda.
     
    Recientemente, la firma calificadora Fitch Ratings dijo que el apalancamiento de la compañía podría seguir aumentando, pero se espera “que se mantenga en niveles acordes a la categoría de riesgo asignada”.
     
    La firma advirtió que un apalancamiento por encima de las expectativas podría redundar en una baja de la calificación de la petrolera.
     
    LA INVERSIÓN DEBERÍA FINANCIARSE CON LAS UTILIDADES
     
    A juicio de los analistas, uno de los temas que genera preocupación no es solo el nivel de endeudamiento, sino los altos niveles de utilidades que reparte la compañía en dividendos, pues debería destinarse una parte de este dinero a los planes de inversión.
     
    Como se recuerda, cada año Ecopetrol distribuye el 80 por ciento de sus ganancias entre los accionistas (el mayoritario es la Nación, con 88,5 por ciento).
     
    Dicho monto es alto si se compara con compañías similares.
     
    Un estudio realizado por la firma de análisis Valora Inversiones señala que la brasileña Petrobras reparte alrededor del 60 por ciento de sus utilidades, en ConocoPhillips ronda el 50 por ciento, y en empresas como ExxonMobil, Statoil y Chevron la proporción está por debajo del 40 por ciento.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
     
     
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  • Ecopetrol ofrece 20 activos de producción a empresas de petróleo y gas

    Ronda 2016 El proceso de adjudicación a las mejores ofertas económicas se realizará el 30 septiembre mediante una subasta electrónica.

     Los campos tienen un interesante potencial de desarrollo para empresas pequeñas y medianas.
     
    Ecopetrol lanzó hoy en Bogotá la ‘Ronda Campos 2016’, un proceso público y competitivo, que tiene como objetivo ofrecer a las empresas de petróleo y gas la totalidad de la participación e intereses que tiene la Empresa en 20 activos de producción localizados en las regiones del Catatumbo, el Valle Medio y Superior del Magdalena, Llanos y Putumayo.
     
    La ‘Ronda Campos 2016’ se enmarca dentro de la nueva estrategia de Ecopetrol 2015-2020 que está sustentada en la creación de valor sostenible y la operación más eficiente de sus activos. Uno de los objetivos es la rotación del portafolio en busca de la mayor rentabilidad para sus accionistas.
     
    Las oportunidades de negocio ofrecidas tienen potencial de desarrollo en recobro primario y recobro mejorado. Los campos se encuentran cerca de facilidades logísticas, lo que se constituye en un atractivo adicional para empresas pequeñas y medianas de petróleo y gas.
     
    El proceso, que se presentó ante representantes de la industria, es una convocatoria pública dirigida a compañías nacionales e internacionales que deseen afianzar su posición en Colombia o que busquen expandir sus operaciones en el país, lo cual se traducirá en el fortalecimiento del sector de los hidrocarburos.
     
    Las empresas interesadas en aplicar al cuarto de datos, podrán encontrar la información y los documentos relacionados con la Ronda en la siguiente dirección electrónica:
    www.ecopetrol.com.co/rondacampos2016 El proceso de adjudicación a las mejores ofertas
    económicas se realizará el 30 septiembre mediante una subasta electrónica.
     
    Fuente: Paisminero.co / Ecopetrol
  • Ecopetrol pierde posiciones entre las 500 más grandes

    Trabajdores  EcopetrolAnte la caída de un 8 % en sus ingresos y del 46 % en sus utilidades, la petrolera estatal baja 45 escalones en el famosos ranking.
     
    La prestigiosa revista Fortune publicó su ya tradicional lista ‘Global 500’, que enlista a las compañías más grandes del mundo. Wallmart conserva el primer lugar seguida de la petrolera china Sinopec Group, Royal Dutch Shell, China National Petroleum y Exxon Mobil.
     
    Según la publicación, este año, las 500 elegidas emplean a 65 millones de personas.
     
    Son 36 países que están representados por estas compañías en el ranking y Ecopetrol es la única colombiana enlistada, entrando por quinto año consecutivo en este top.
     
    Sin embargo, esta vez la petrolera estatal mereció una calificación más baja y luego de estar en el lugar 301, este año ocupa el 346.
     
    La colombiana es una de las 13 latinoamericanas en la lista. De estas empresas, siete son brasileñas. Chile, México y Venezuela son los demás países de la región con representación en el ranking.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Ecopetrol realiza seminario internacional de innovación y tecnología en petróleo y gas

    • Innova Ecopetrol Desde el sitio web de Ecopetrol habrá transmisión vía streaming para vincular a las Universidades del país y público en general.

    Expertos nacionales e internacionales presentarán las tendencias mundiales en materia de tecnologías en el sector del petróleo y el gas en exploración y producción.

    • Muestra técnica de los semilleros de investigación de las universidades.
     
    Con el fin de compartir el conocimiento alcanzado mediante alianzas estratégicas con universidades y centros de investigación de Colombia y el exterior, Ecopetrol realizará
    este 12 y 13 de agosto en Bogotá el encuentro de innovación y tecnología denominado ‘Innova 2015’.
     
    En este evento, en el que las universidades y sus estudiantes serán los invitados especiales, tanto Ecopetrol como su Grupo Empresarial darán a conocer los resultados
    de los 61 convenios de cooperación técnico científica para resolver los temas estratégicos de los diversos negocios.
     
    La instalación del seminario estará a cargo del presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry y contará con la participación de representantes de las universidades de
    Stanford, Houston, Texas, Leeds, La Florida, de Estados Unidos; Alberta, Canadá; Pernambuco y Sao Paulo, Brasil; los centros de investigación Heriot Watt, Alberta
    Innovation, Rose and Associates, y las universidades colombianas de América, de Antioquia, Los Andes, Nacional de Bogotá y Medellín y la Industrial de Santander.
    También participarán directivos de las compañías petroleras con operaciones en Colombia, así como delegados del Gobierno Nacional.
     
    Las áreas de conocimiento en las que se hace investigación están relacionadas con exploración y producción en temáticas como exploración offshore, anomalías sísmicas,
    geoquímica orgánica, producción, geo estadística aplicada, crudos pesados, energía y ambiente y modelado de sistemas petrolíferos.
     
    Mediante un esquema de paneles, conferencias magistrales de expertos y exposición técnica por parte de los semilleros de investigación, se socializará el conocimiento de los
    resultados alcanzados mediante estos acuerdos de cooperación, así como tendencias globales, y prospectiva mundial, como una forma de potenciar el beneficio de estos mecanismos de ciencia y tecnología en la generación de soluciones tecnológicas que permitan alcanzar las metas de Ecopetrol. Consulte la agenda aquí.
     
    El evento será transmitido vía streaming accesando www.ecopetrol.com.co
     
     
    Para mayor información, enviar correo a Esta dirección de correo electrónico está protegida contra spambots. Necesita activar JavaScript para visualizarla.
     
    Por : Paisminero.co
     
  • Ecopetrol responde a la contraloria general

    Ecopetrol RFrente al comunicado de prensa publicado por la Contraloría General de la República sobre presuntos hallazgos fiscales relacionados con inversiones efectuadas en los Llanos, y que fueron incluidos por esa entidad en el informe de resultados de la auditoría anual -Vigencia 2015-, la Empresa se permite realizar las siguientes precisiones:
     
    1. Dadas las condiciones geológicas del yacimiento del campo Rubiales en las que por cada 100 barriles de fluidos extraídos, 96 corresponden a agua y 4 a crudo, se requiere viabilizar diferentes mecanismos de disposición de agua de manera técnica y económicamente eficiente.
     
    2. En el marco del contrato de asociación Rubiales Pirirí se realizaron inversiones para el desarrollo del activo que incluyeron la construcción de paquetes de tratamiento de agua y líneas de conducción de fluidos que permiten manejar el agua producida por vertimientos a cuerpos de agua, reinyección al yacimiento o cualquier otra forma de disposición que se defina. Estos paquetes son propiedad de Ecopetrol, hacen parte de la operación del campo y permiten mantener los volúmenes actuales de producción.
     
    3. Basada en estudios técnicos, económicos, legales y ambientales, la asociación Rubiales–Pirirí (Ecopetrol–Pacific Rubiales) definió que se requería contar con otros mecanismos de disposición de agua y el uso agroindustrial resultó como la alternativa más eficiente y sostenible para el desarrollo del activo.
     
    4. Ecopetrol no destinó recursos para la construcción y operación de distritos de riego del proyecto Agrocascada. Las inversiones de la Compañía se enfocaron en la compra de activos para la reducción en los pagos futuros en el proyecto agroindustrial, con el fin de generar el mayor beneficio económico para la Empresa.
     
    5. Todas las inversiones realizadas en el marco del contrato de asociación se realizaron valorando las mejores alternativas técnicas, económicas y ambientales para la Empresa, la región del Meta y el país. Dichas inversiones se realizaron en conjunto por las empresas socias y revirtieron a Ecopetrol de manera gratuita luego de la terminación del contrato de asociación el 30 de junio de 2016.
     
    6. Ecopetrol ha aportado oportunamente la información requerida por la Contraloría con relación a las inversiones realizadas por la Empresa en el marco del contrato de asociación para la explotación del Campo Rubiales, lo que incluye la respuesta a más de 40 solicitudes de información, una visita al proyecto y la entrega de más de 133 mil archivos.
     
    7. Ecopetrol seguirá facilitando la información necesaria a los organismos de control para soportar los beneficios económicos de las inversiones realizadas, así como la buena gestión de sus recursos.
     
    Por: Paisminero.co / CP-Ecopetrol
  • Ecopetrol suscribió contratos para buscar nuevas reservas de hidrocarburos en México

    Mexico Contrato EcopetrolEl presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón Pardo, suscribió hoy en Ciudad de México los respectivos contratos de los bloques que le fueron adjudicados en junio pasado a la Empresa junto a sus socios Pemex y Petronas, para explorar y producir hidrocarburos en aguas someras de México en desarrollo de la Licitación CNH-R02-L01/2016.

    La firma de los contratos estuvo presidida por el Secretario de Energía de México Pedro Joaquín Codwell, el Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos Juan Carlos Zepeda Molina, y contó con la participación de los representantes de Pemex y Petronas.

    El primero de los contratos suscritos fue  el  del bloque denominado ‘Área 6’ (de 559 kilómetros cuadrados) en el cual es socio PC Carigali México (filial de Petronas) y el segundo fue  el del bloque ‘Área 8’ (de 586 kilómetros cuadrados) donde el socio es Pemex.

    “Estamos muy complacidos con la llegada a México, un nuevo hito en la historia de Ecopetrol, el cual se enmarca en nuestra estrategia de fortalecer y diversificar las actividades de exploración y producción en Colombia y en el exterior, con el objetivo de incrementar las reservas de hidrocarburos”, expresó Felipe Bayón Pardo, presidente de Ecopetrol S.A.

    Por: Paisminero.co / Ecopetrol

     

     

  • Ecopetrol y Pacific Rubiales, casos diferentes que confirman el crudo panorama del sector petrolero

    Petroleo 1Bogotá - Pese a que los precios del barril de petróleo ganaron cerca de 9% en la última semana y no caían por debajo de US$50, el panorama de las dos empresas de hidrocarburos más grandes del país ejemplifica el golpe que el crudo le ha dado al sector en el país.

    Aunque diferentes, tanto Ecopetrol como Pacific Rubiales atraviesan por un duro presente, enmarcado por investigaciones, proyecciones a la baja y otros enigmas. Hoy se conoció a través del diario El Tiempo que la firma estatal, que aún es presidida por Javier Gutiérrez Pemberthy, cuenta con una serie de problemas a raíz de sobornos a ejecutivos de la compañía para entregar contratos.

    Uno de los casos mostrados por el rotativo se trata del pago de unas supuestas consultorías que autorizó pagar Joseph Sigelman en 2010, cuando era el máximo jefe de Petrotiger Colombia, a  David Orlando Durán Flórez (ejecutivo de Ecopetrol) y su esposa, por un monto de US$335.000 para  favorecer a la compañía con un contrato de US$39 millones con la firma asiática Mansarovar.

    Para Álvaro Yunes, presidente de Fedispetrol, este es un tema novedoso que posiblemente no se percibía en el país. El directivo destacó que estos sobornos ejemplifican la corrupción que viven las esferas del Estado, y en este caso Ecopetrol, que es la compañía más vendedora del país, deberá afrontar desplomes en su acción a raíz de esta noticia.

    Cabe resaltar que el viernes pasado, la acción de Ecopetrol cerró a $2.215, con una variación negativa de 0,67%. Además, estuvo e el ranking de las acciones más transadas con un total de $28.338,35 millones, seguida de Pacific Rubiales Energy, con $20.471,78 millones.

    Precisamente esta última compañía es otra de las que está confirmando la dificultad del sector de hidrocarburos nacional. El diario El Espectador resaltó en un informe el futuro incierto que la empresa que cotiza en la Bolsa de Toronto afrontará mientras que los precios del barril de crudo no levanten cabeza y sigan por debajo de US$60 dólares.

    La publicación resaltó varios factores que demuestran que la firma dejó atrás su mejor momento. El primero es la decisión de la Bolsa de Valores de Colombia que ordenó aumentar las garantías para hacer operaciones con las acciones de la empresa; el segundo fue la ratificación de la Superintendencia Financiera de hacerle seguimiento al descenso del precio de la acción, y el tercero, el anuncio de la Superintendencia de Sociedades sobre un monitoreo financiero y jurídico.

    Así mismo se da cuenta del despido de 7.000 empleados, cancelación de contratos, replanteamiento de condiciones y demoras en pagos a proveedores. Aunque se destacó que los directivos han afirmado que la compañía es sólida y afrontarán la situación con medidas ya tomadas.

    José Manuel Restrepo, rector de la Universidad del Rosario, dijo que el momento del sector de hidrocarburos es difícil por que se presupuestan precios bajos del barril de petróleo durante el primer semestre. “Esta razón hace que las compañías tengan que ajustar costos, reduciendo la mano de obra; reorganizar; y también disminuir y cerrar la perforación y explotación de pozos”.

    Según indicó El Espectador, en el último tiempo, la Supersociedades recibió a más de diez empresas petroleras que decidieron ingresar a al ley de reorganización empresarial. Lo que da muestra de que el futuro de estas compañías petroleras será negro y el mercado bursátil y las empresas del sector estarán a al espera del desarrollo de su gestión durante las próximas semanas.




    Fuente: Larepublica.co / Gabriel Forero Oliveros
     

  • Ecopetrol y Talisman tienen un nuevo hallazgo

    Petroleo OxyEcopetrol y Talisman Colombia Oil & Gas Ltd., afiliada de TLM (“Talisman”), dieron a conocer que probaron la presencia de hidrocarburos en el pozo exploratorio (A2b) Nueva Esperanza-1, localizado en el Bloque CPO-9, en el departamento del Meta.
     
    La perforación del pozo Nueva Esperanza-1 inició el pasado 18 de julio, llegando a la profundidad final de 12.056 pies el 26 de septiembre de 2014. 
     
    Durante la prueba de flujo inicial, que tuvo una duración de 8 días, y utilizó un sistema de levantamiento artificial de bombeo electrosumergible, se registró una producción promedio durante el último día de la prueba de 910 barriles de petróleo.
     
    Ecopetrol y Talisman analizarán conjuntamente los resultados obtenidos, para lo cual solicitarán ante las autoridades colombianas el permiso para llevar a cabo pruebas extensas de producción en el pozo Nueva Esperanza-1.
    Eso se produce después del descubrimiento de hidrocarburos en la estructura Akacías, donde se están produciendo actualmente 9.500 barriles de petróleo por día.
     
    Así mismo, las partes recibieron aprobación para la perforación de dos pozos delimitadores más bajos en la estructura, siendo el primero de ellos el pozo Nueva Esperanza-2, cuya perforación inició el 16 de noviembre de 2014.
     
    Nueva Esperanza-1 es el segundo hallazgo de Ecopetrol y Talisman en el bloque CPO-09, después del descubrimiento de hidrocarburos realizado en la estructura Akacías en 2010. De conformidad con la regulación colombiana, los socios declararon comercialidad sobre el campo Akacías en diciembre de 2013 y actualmente se encuentran a la espera de la licencia ambiental de producción.
     
    La estructura Nueva Esperanza es adyacente y se encuentra dentro del mismo tren estructural del campo. Las partes han planeado la perforación de nuevos pozos exploratorios en la continuación de dicho tren en 2015 y 2016.
     
    Ecopetrol es el operador del contrato, con una participación del 55%, y Talismán Colombia Oil & Gas posee el restante 45%
     
    Fuente: Dinero.com
  • Ecopetrol, Drummond y EPM son los reyes en ingresos

    Estados FinancierosBogotá- El sector minero-energético, considerado una de las locomotoras del crecimiento nacional, fue la única actividad que reportó índices negativos en 2014, al presentar una contracción de 0,2%, cifra considerable, ya que solo en 2013 había crecido 5,5%, y en 2011 había aportado 14,5%, según estadísticas del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (Dane).
     
    Pese a este panorama, en los rubros de hidrocarburos, minas y energía hay empresas que lograron aumentar sus ingresos (aunque no sus utilidades) y se han ganado el título de reyes en facturación. Ellas son: Ecopetrol, en petróleo; Drummond, en minas; y EPM, en energía. 
     
    El logro es meritorio porque sumado a la contracción del sector en general, surgieron factores  que no ayudaron a mejorar la situación. 
     
    Uno de ellos fue la caída de los precios de los minerales , ya que en el período en el que el carbón, el oro y el níquel se cotizaban por lo alto, se iniciaron operaciones en varias minas nuevas en el mundo, particularmente en Australia e Indonesia, y las existentes ampliaron significativamente su producción, dando lugar a una sobreoferta, que junto con la demanda en caída de China y Estados Unidos (los mayores consumidores), llevó a disminuir los precios entre 40% y 50%.
     
    Esto ha dejado a las empresas de la industria extractiva en un lugar donde, si no aumentan su competitividad y disminuyen sus costos de producción, salen del mercado. 
     
    De hecho, según las últimas proyecciones de la Brújula Minera, 22% de las empresas del país disminuirán sus expansiones y 32% las reducirán, señalando, entre otros aspectos, que no sienten un gran apoyo del Gobierno, que los precios seguirán estando a la baja, y que hay grandes fallas de estabilidad jurídica, especialmente, por el continuo aumento de la tributación, lo que, para los expertos, ha llevado a que las grandes mineras hayan sentido una caída de la inversión extranjera y disminución de los giros de sus casas matrices. 
     
    Por otra parte, las empresas explican que la regalías e impuestos en Colombia son considerablemente altos al compararlos con los índices de la región, lo que frena la competitividad. 
     
    Prueba de esto es un estudio del exministro de Minas, Guillermo Perry, en el que señaló que en el caso del carbón, si una empresa produce más de tres millones de toneladas, paga 10% en regalías en el país, mientras que en Argentina se paga 3%, en Brasil  2%, en Chile entre 0,5% y 14% (dependiendo del volumen de ventas y no de producción) y en Perú de 1% a 12%.
     
    No obstante, dos de las empresas de las 2.000 que más facturaron el año pasado (y que además están dentro del grupo de las primeras 50 con mayores ingresos en 2014), pertenecen al sector minero. Estas son Drummond y Carbones del Cerrejón, ocupando los puestos 23 y 26, respectivamente. 
     
    Los ingresos operacionales de la primera  empresa fueron de $3,2 billones, con una variación negativa de 15,29%  en relación a 2013; mientras que los de la segunda fueron de $2,9 billones, presentando una variación negativa de 2,57%, respecto a 2013. 
     
    Después de que por cuatro años las petroleras gozaron de precios superiores a los US$100 por barril, 2014 fue un año agridulce ya que desde julio se empezó a ver cómo se desplomaban rápidamente los precios y no había manera de detenerlos. 
     
    Siendo así, y en solo seis meses, a las compañías de hidrocarburos les dejó de entrar la mitad de sus ingresos, por lo que las grandes ganancias que se habían tenido los primeros meses se borraron, dejando un último período de pérdidas. 
     
    Solo en  Ecopetrol, al cierre de 2014, la utilidad neta fue de $7,51 billones, 42,7% menos que en 2013. Aún así, sigue ocupando el puesto número uno en el escalafón de las 2.000 empresas con mayores ingresos en el país, seguida por Terpel, con $125.422 millones de utilidad, y una disminución de 24,4%, frente a 2013.
     
    Con este panorama, el plan de acción de las compañías fue empezar un programa de choque agresivo, basado en la reducción de costos, especialmente, en el rubro destinado a los programas de exploración. 
     
    Esta situación fue deteriorándose a medida que los precios seguían cayendo, llegando hasta US$40 por barril, en una casi paridad entre el WTI y el Brent, lo que evidenció un efecto negativo sobre la liquidez de las compañías petroleras. 
     
    Prueba de ello es que en los primeros cuatro meses de 2015 solo se perforaron nueve pozos exploratorios, lo que representó una caída de 82,6% frente al mismo período de 2014, cuando se habían perforado 52 pozos. En cuanto a la sísmica, se han ejecutado 800 kilómetros, una caída de 92%. 
     
    Así, durante el primer trimestre de 2015 el valor FOB de las exportaciones disminuyó 48%, versus el mismo período de 2014, mientras que el volumen aumentó 9,3% en línea con el desempeño de la producción, la cual las empresas han intentado mantener por encima del millón de barriles. 
     
    “Colombia ha logrado diversificar sus socios comerciales, en particular, entre 2010 y 2014, cuando la participación de China en las ventas de crudo colombiano aumentó de 5% a 23%; la de India, de 3% a 13%, y la de España, de 0,3% a 9%”, aún así, las petroleras siguen siendo líderes en materia empresarial, pesando 25% en la industria”, dijo Francisco Lloreda, presidente de la ACP. 
     
    Sector energético
    El sector de servicios públicos logró 3,4% del PIB en 2014, según el Dane, un sector en el que la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco) señaló que en energía eléctrica la cobertura es cercana a 96% en las zonas interconectadas. “El reto es la incorporación de energías alternativas y la introducción definitiva de sistemas de transporte eléctrico a nivel particular y de servicios públicos”, dijo Gustavo Galvis, presidente ejecutivo de Andesco.
     
    En el ranking de las empresas más grandes del sector están  EPM, Electricaribe ESP y Codensa ESP, con ingresos de $11,5 billones, $3,5 billones y $3,4 billones. 
     
    Medidas del Gobierno para crear dinamismo
    En cabeza del Ministerio de Minas y Energía ha estado la labor de crear herramientas que ayuden al sector en la crisis, especialmente, cuando la renta petrolera ha afectado gravemente las arcas del Estado. Es así como se le permitió a la Agencia Nacional de Hidrocarburos  (ANH) dar la libertad de aplazar contratos e inversiones a las compañías.
     
    Las cifras
    $68,9 billones fueron los ingresos operacionales de Ecopetrol, que ocupó el primer puesto.
    $12,7 billones fueron los ingresos operacionales de Terpel, que ocupó el segundo puesto. 
     
    Las opiniones
     
    Francisco José Lloreda
    Presidente de la ACP
    “Colombia ha logrado diversificar sus socios comerciales, en particular entre 2010 y 2014”.
     
    Gustavo Galvis
    Presidente ejecutivo de Andesco
    “El reto actual es incorporar energías alternativas y usar transporte eléctrico”.
     
     
    Fuente: Larepublica.co
     
  • Ecopetrol, por debajo del precio con el que salió a bolsa

    Ecopetrol RLa acción de la petrolera cerró este martes en $ 1.395. Solo este año, ha perdido casi un tercio de su valor.
    Este martes, el precio de la acción de Ecopetrol cerró en 1.395 pesos, lo que se convirtió en una especie de estocada para los accionistas de la petrolera, que han sentido una mala racha en su inversión durante los últimos meses.
     
    No es para menos. Por un lado, la cotización de ayer es la más baja desde que se enlistó en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC). Además, está cinco pesos por debajo del precio al que la compraron casi medio millón de colombianos en el 2007, cuando salió al mercado.
     
    Muchos de ellos hacen parte de los 392.000 accionistas que tiene la petrolera, y son justamente quienes hoy se están preguntando cómo su inversión, que se había multiplicado en cuestión de cinco años, hoy está casi que en cero rentabilidad.
     
    Aunque la cuenta simple diga que el saldo a hoy es una pérdida de 5 pesos por acción para los que creyeron en Ecopetrol en el 2007, no hay que perder de vista que, con los dividendos, estos accionistas ya recuperaron su inversión inicial.
     
    De hecho, en ocho años la compañía les ha girado el equivalente a 1.555 pesos por acción.
     
    En otras palabras, quien compró un paquete de acciones de Ecopetrol invirtió $ 1’400.000 ($1’330.000 si lo hizo de contado), y la empresa le ha girado utilidades por $1’555.000.
     
    Más difícil es la historia para quienes compraron en la segunda emisión en el 2011, pues compraron las acción más cara ($ 3.700) y llevan menos tiempo recibiendo dividendos.
     
    ¿POR QUÉ?
     
    Desde que la acción alcanzó el máximo de 5.850 pesos en mayo del 2012, empezó una descolgada que se acentuó en los últimos meses, y hay varias explicaciones.
     
    Todo comenzó cuando la industria petrolera fue afectada por bloqueos y atentados, que resintieron la producción de petróleo y elevaron los costos para las empresas. Al tiempo, Ecopetrol no logró hallazgos relevantes para elevar sus reservas.
     
    El gran golpe vino el año pasado, cuando los precios del petróleo empezaron a irse a pique, situación que completa ya un año. “Como Ecopetrol produce crudos medianos y pesados, tiene costos de producción más altos que otras compañías, estimados en 41 dólares por barril”, explica David Villan, analista senior de Renta Variable en AdCap Colombia, y añade que esto ha obligado a la empresa a reducir costos y a buscar flujo de caja.
     
    “La empresa tuvo que reducir sus metas porque las condiciones del mercado no dan para fuertes inversiones. De hecho, los recursos se han destinado a que los campos que ya existen eleven su producción. Al invertir menos en exploración y perforación, no hay cómo añadir reservas”, explica Camilo Silva, fundador de la firma de análisis independiente Valora Inversiones.
     
    De todas formas, “la realidad es que ya no es un tema solo de Ecopetrol o el petróleo, sino de debilidad económica local y mundial”, dice Felipe Campos, gerente de Investigaciones Económicas de Alianza Valores, al señalar que, una coyuntura difícil para los mercados y el impacto sicológico que causa el que la acción esté por debajo de los 1.400 pesos, da para pensar que el precio podría no haber tocado fondo.
     
    EL CHAPARRÓN TODAVÍA NO HA TERMINADO: ANALISTAS
     
    Así como el petróleo a US$100 por barril impulsó los resultados, hoy es la principal fuente de incertidumbre, pues nadie le apuesta a un aumento por encima de US$60 en el corto plazo.
     
    Mientras tanto, como parte del ajuste de la empresa, los expertos han insistido en que se deben girar menos utilidades en dividendos. Aunque esto afecta al accionista, es clave para que la empresa retome el crecimiento.
     
    Si bien es difícil hacer proyecciones frente a la acción, la paciencia es clave. "Hay que evaluar el perfil de riesgo de cada inversionista, pero quien espera una recuperación debe pensar en el mediano y largo plazo”, explica Villan. Señala además que hay elementos que juegan a favor, como la entrada en operación de Reficar, la evolución de costos y gastos y la solidez financiera.
     
    Luisa Gómez R.
     
    Subeditora de Portafolio
  • El ‘Fracking’ Aumentaría Reservas En 3.000 Millones De Barriles

     

    Fracking2Un informe de Campetrol se centra en las estimaciones de este tipo de depósitos.

    Un informe que revelará hoy la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol) estima que los depósitos de crudo que se encuentran en los Yacimientos No Convencionales (YNC) son la solución para resolver el déficit de reservas.

    Según este gremio, el estudio indicaría que no solo el país debe apresurar la operación de los YNC, sino que de extraerse este crudo, los remanentes de hidrocarburos podrían extenderse por años. La técnica implementada es la de la estimulación hidráulica, denominada fracking.

    En varios escenarios, Francisco José Lloreda Mera, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), ha explicado que esta técnica no es nueva en Colombia, y ya ha sido utilizada para mejorar el rendimiento de algunos pozos convencionales.

    A su vez ha insistido que la producción de hidrocarburos de YNC debe superar los mitos y falencias que existen alrededor de la técnica.

    El dirigente de este gremio también afirmó que el fracking le permitiría a Colombia tener reservas adicionales de petróleo, las cuales se estiman en 3.000 millones de barriles. 

    OPERACIÓN EN EL PAÍS

    Datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) indican que en el país existen 43 bloques de hidrocarburos con YNC ubicados en Norte de Santander, Santander, Cesar, Antioquia, Boyacá, Cundinamarca y Tolima.

    En contraste, el documento “Q&A Yacimientos No Convencionales”, desarrollado por la ACP, y al que tuvo acceso Portafolio, señala que la estimulación hidráulica (técnica del fracking para extraer petróleo de esquisto) se viene utilizando en el territorio nacional desde hace varias décadas, habiendo sido implementada en cerca de 16 campos petroleros por diferentes compañías operadoras, en cuencas geológicas como: El Piedemonte Llanero, Llanos, valle superior del Magdalena, Putumayo, valle medio del Magdalena, Catatumbo y La Guajira. 

    De ese total, seis bloques hacen parte de los Proyectos de Interés Estratégico para la Nación (Pines), lo cual significa que están entre las prioridades económicas del Estado. Por eso reciben tratamiento especial para que sus procesos de licenciamiento, consulta previa y compra de predios sean más rápidos.

    En la ronda petrolera 2012, la ANH entregó para exploración y producción los primeros bloques de YNC. Ese es el caso de Ecopetrol, empresa que tiene para exploración y producción en YNC tres bloques –dos en asocio con ExxonMobil–, y que el próximo 14 de julio en Barrancabermeja realizará un foro sobre el tema.

    “Con el nuevo Plan Estratégico que se trazará en el 2020, Ecopetrol tendrá en cuenta los proyectos YNC; sin embargo, en los depósitos de estos proyectos está la solución para aumentar las reservas del país”, afirma un vocero de la petrolera a este diario.

    No obstante, no se descarta que los YNC en Colombia inicien operación antes de lo esperado.

     

    Fuente: Portafolio.co 

  • El 17% de Pacific Rubiales ya es de Alfa

    Ronald PantinUno de los principales grupos industriales de México, ya posee el 17% de Pacific Rubiales, una de las más importantes petroleras de Colombia.
     
    Así quedó claro en una comunicación remitida por el apoderado legal del Grupo Alfa, Carlos Jiménez Barrera, quien además es el secretario general de la junta directiva del Grupo, a la Superintendencia Financiera de Colombia.
     
    En la comunicación, Jiménez ratifica que dichas operaciones tienen como fin “realizar una inversión financiera” que tiene como objetivo invertir o desinvertir en el momento en que se considera oportuno.
     
    Descarta el representante del Grupo Alfa, que se haya dado un acuerdo entre accionistas del conglomerado mexicano y los de la compañía colombiana, para hacer una adquisición.
     
    El grupo Alfa viene adquiriendo paulatinamente mayor nivel de participación en acciones de Pacific, en una movida que se ha desarrollado desde diciembre del año pasado.
     
    Muchos han especulado que se podría tratar de una estrategia para abrirle campo a Pacific en el atractivo mercado petrolero mexicano que está a punto de iniciar procesos licitatorios para explotar crudo en territorio mexicano
     
    Fuente: Dinero.com
     
  • El 2015 inició con una extracción superior en 20 mil barriles diarios frente al promedio de 2014.

    Produccion Crudo 1Producción de Ecopetrol superó los 725 mil barriles diarios en enero y febrero de 2015

    Durante los dos primeros meses del año 2015, la producción de Ecopetrol S.A. (sin incluir las de las empresas del grupo) se ha mantenido por encima de los 725 mil barriles de petróleo equivalente, resultado que se explica principalmente por las producciones récord en campos como Castilla y Chichimene, ubicados en el departamento del Meta, y en el campo La Cira Infantas del Magdalena Medio.

    En enero se obtuvieron en promedio 726.000 bped, mientas que en febrero fueron 725.000 bped. Dichos volúmenes superaron la meta que se había fijado la Empresa para este periodo de 710.000 bped. Además, el resultado representa un incremento de 20 mil barriles por día frente al promedio registrado en 2014 de 705.100 bped.

    De los volúmenes producidos en el primer bimestre del año, el 36% fue aportado por la Vicepresidencia Regional Orinoquía, que agrupa los campos del Meta y Casanare; el 14% por la Vicepresidencia Regional Central, que reúne los campos del Magdalena Medio y Catatumbo; el 5% por la Vicepresidencia Regional Sur, que concentra los campos de Huila, Tolima y Putumayo; y el 45% restante por la Vicepresidencia de Activos con Socios, que incluye activos operados por asociadas donde Ecopetrol tiene participación.

    Este mejor desempeño en producción se explica principalmente por producciones récord en el campo Castilla, operado directamente por Ecopetrol, donde se alcanzó una cifra superior a 124.000 bpd en el mes de febrero, así como el desempeño del campo La Cira Infantas

    (contrato de colaboración entre Oxy y Ecopetrol), que logró producir 40.566 bped el pasado 5 de marzo, una cifra que no se registraba desde 1945.

    Otro factor que ha influido en los resultados es el incremento de la producción en el campo Chichemene, también de operación directa de Ecopetrol, donde se logró producción récord de 85.000 bpd en enero y actualmente registra producciones estables que en promedio se
    encuentran alrededor de 80.000 bpd.

    Igualmente se destacan los crecimientos en los campos Cantagallo y Casabe del Magdalena Medio que en conjunto reportaron un crecimiento de 1.300 bped.

    Además de los esfuerzos operativos para lograr una producción por encima de las metas planeadas, la mejor situación del entorno ha contribuido a estos logros, pues se ha facilitado la extracción y la evacuación de los crudos.


    Por: Paisminero.co / CP- Ecopetrol 

  • El apretón de las petroleras ya se siente en las regiones

    Campetrol estima que la caída en los precios y la desaceleración de los proyectos productivos podrían ocasionar una reducción de entre el 20 y el 25 % en la contratación de la industria.
     
    Los impactos de la caída en los precios internacionales del petróleo pasaron del pronóstico al hecho.
    Extrayendo PetLas dos empresas más grandes del país ya anunciaron significativos recortes en sus presupuestos para el 2015, lo que básicamente implicará que este año no habrá inversiones adicionales a las necesarias para mantener la producción de crudo en volúmenes similares a los del año pasado.
     
    Para Pacific Rubiales, por ejemplo, aunque en promedio el costo mínimo del barril que puede soportar es de 28 dólares por barril, algunos campos (la empresa no especifica cuáles) no resisten una cotización inferior a los 55 dólares por barril, por lo que están evaluando si es necesario hacer una pausa en la producción, ante el escenario actual de precios por debajo de los 50 dólares.
     
    Ecopetrol, por su parte, anunció un plan de reducción de costos y gastos operacionales que asciende a los 3.565 millones de dólares y, aunque no ha aclarado de qué rubros provendrán estos recortes, se sabe que las actividades que más se frenarán son la adquisición de sísmica y el plan de exploración. Además se podría aplazar un poco más la aprobación del proyecto de modernización de la refinería de Barrancabermeja.
     
    No obstante, la firma aún no contempla suspender operaciones en pozos productivos y tampoco detendrá las inversiones en exploración en los bloques del Caribe, que son los que tienen mejores perspectivas.
     
    CAMPOS NO RENTABLES
     
    Otras petroleras tienen claro que su mayor esfuerzo lo concentrarán en los campos activos y más rentables, pero la actual cotización no les permitirá hacer inversiones adicionales en infraestructura y nuevos campos.
     
    Es el caso de Vetra Group y Perenco ambas anunciaron que no esperan adquirir nuevos compromisos de exploración. Perenco además buscará renegociar los pactos con sus contratistas para reducir costos.
     
    “A nivel mundial se estima un recorte del 30 por ciento en las inversiones, yo siento que en Colombia puede ser similar, o incluso un poco más dado que el país tiene unos altos costos de producción y eso lo hace menos atractivo”, afirma el presidente de Vetra, Humberto Calderón Berti.
     
    De hecho, una encuesta de la ACP indica que para el 2015, 50 por ciento de las empresas planea bajar sus inversiones en exploración y el 44 por ciento reducirá el presupuesto para las actividades producción.
     
    Estas estadísticas se reflejan en anuncios más concretos, como los que ha hecho la firma Parex Resources, que informó que suspenderá cinco proyectos hasta que aumenten los precios. Estos están ubicados en los municipios de Trinidad, Yopal y Maní, en Casanare, y hacen parte del bloque Llanos 32.
     
    “Se suspenden esperando que sea de manera temporal en el corto plazo. Esperamos que el precio mejore para que el costo de operaciones sea viable, pues por ahora no lo es. Cuando aumente el precio podremos reabrir”, señaló la gerente de Responsabilidad Social de Parex al diario Llano Siete Días, Sandra Rodríguez.
     
    Pese a estos anuncios, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, confirmó a Portafolio que, hasta la fecha, no se han presentado solicitudes de modificación de los contratos vigentes. Sin embargo, fuentes de la entidad aseguran que aún es pronto para que las empresas decidan hacer aplazamientos en las responsabilidades contractuales, pues aún están a la expectativa de que el precio se recupere.
     
    TEMOR POR EMPLEO
     
    Mientras esto sucede, el nerviosismo en las regiones y en las empresas que dependen del sector extractivo sigue a flor de piel.
     
    Los datos de Campetrol (Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros) prevén que si se mantiene un ritmo de desaceleración en la contratación del sector, tal como viene sucediendo, el empleo en esta área se reducirá entre el 20 y el 25 por ciento.
     
    “Estamos buscando al Ministerio de Trabajo para que se formulen ciertas acciones concertadas, con base en análisis serios y profundos, porque se va a perder mano de obra y si esto no se maneja bien, va a crear una mayor cantidad de conflictos sociales que van a empeorar la situación de las empresas”, señaló el presidente del gremio, Rubén Darío Lizarralde.
     
    De acuerdo con el viceministro de energía, Carlos Eraso, el Gobierno está revisando los datos sobre el impacto de la desaceleración de la actividad y ya tiene cifras que no se han hecho públicas.
     
    “Un primer escenario de esto se va a ver reflejado en el Plan Nacional de Desarrollo, es una realidad que estamos en una coyuntura de precios bajos, pero aún no hay claridad en dónde va a parar esto. Sin embargo, no estimamos que haya una incidencia en la producción en el corto plazo (...) Estamos analizando la información”, señaló el funcionario.
     
    El Gobierno proyecta que, a pesar de la desaceleración, la producción de este año será similar a la del año pasado, es decir cercana al millón de barriles promedio diario.
     
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  • El campo La Cira Infantas logró una producción de 40 mil barriles por día

    Pozo La Cira EcopetrolLa Cira Infantas, el campo petrolero más antiguo de Colombia localizado en Santander, superó el 31 de diciembre la producción de 40 mil barriles por día, gracias a una campaña que se desarrolló desde septiembre pasado, la cual incluyó la perforación de 20 nuevos pozos y la realización de 139 trabajos de acondicionamiento de pozos (workover), entre otros aspectos.
     
    El hito tiene especial relevancia para este campo maduro que inició su operación con el pozo Infantas II en el año 1918, y cuya máxima producción se registró en 1939 cuando se extrajeron 60.000 barriles diarios de petróleo. Posteriormente, debido al proceso de declinación natural, la producción bajó a 5.000 barriles diarios en el año 2003.
     
    Para revertir la tendencia, en 2005 Ecopetrol realizó un contrato de colaboración empresarial con Occidental Andina el cual ha permitido incrementar paulatinamente la producción mediante la aplicación de tecnologías de última generación en perforación de pozos a la medida de los requerimientos del campo.
     
    “Este es el resultado de un esfuerzo conjunto realizado por Ecopetrol S.A. y Occidental Andina, basado en el trabajo en equipo, dedicación y compromiso de todos”, aseguró el gerente del campo Norberto Díaz Rincón.  El gerente reconoció el esfuerzo y compromiso de los recorredores, operadores, supervisores, ingenieros, líderes, la labor de los contratistas y sus colaboradores, y el trabajo realizado por todo el equipo de Occidental Andina.
     
    Responsable con el medio ambiente, La Cira Infantas realiza un uso eficiente del agua, reinyectando el 100% del agua de producción, con cero vertimientos. De igual forma se construyeron nuevas plantas de inyección, para mayor capacidad de recobro secundario.
     
    En la última década La Cira Infantas ha realizado una inversión de 239 mil millones de pesos destinados a proyectos de  inversión social orientados al fortalecimiento del desarrollo  local y regional tales como apoyo para el suministro de agua potable, gas, mantenimiento de vías, erradicación del analfabetismo, mantenimiento de la infraestructura de escuelas, proyectos productivos y fortalecimiento a empresas locales, entre otros.
     
    En cuanto a oportunidades laborales, el proyecto genera una contratación promedio de  3.043 personas anualmente.
     
    Por: Paisminero.co / CP-Ecopetrol
  • El cartel que desangra a las petroleras en el Meta

    Contratistas pactan astronómicas tarifas para venderles material pétreo, alquilarles carros.Contratistas pactan astronómicas tarifas para venderles material pétreo, alquilarles carros.Petroleras que operan en la rica región del Meta están a punto de reventarse económicamente. Aseguran que un grupo de subcontratistas conformaron un cartel para controlar las tarifas de los contratos de la mano de obra y de los bienes y servicios que requieren sus compañías.
     
    Debido a esas maniobras, mientras que en cualquier país un taladro se opera con 46 personas, a ellos les exigen contratar a 110. De lo contrario, amenazan con paro, y ya se han registrado 262 bloqueos a la producción en lo que va del 2015. El tema es grave si se tiene en cuenta que en esa región se sacan 263.000 barriles al día, la más alta producción del país.
     
    La situación ha llegado a tal punto que ya se le pidió a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) que indague si los contratistas operan de manera similar a carteles ya denunciados, como el de los pañales o el del arroz, y si pueden ser sancionados.
     
    EL TIEMPO viajó a la zona, un área de 20 kilómetros cuadrados entre Acacías, Castilla y Guamal, y recogió testimonios y documentos que confirman los acuerdos tarifarios para distribuirse contratos por un billón de pesos al año.
     
    Hay actas en las que asociaciones como Minas Murillo, Servipetróleos y Asomguaca, que agremian a una docena de empresas mineras, acuerdan precios.
     
    “Objeto de la reunión: unificar opiniones y llegar a acuerdos de participación”, dice una de las actas, firmada por ocho empresarios. Y el documento, de finales del 2013, agrega: “Se acuerda la participación de suministros de material (pétreo) por unanimidad, el 40 por ciento para Servipetróleos y el 60 para Asomguaca”.
     
    “Ese material se usa en las plataformas de los pozos y en vías y oleoductos. Si no les compramos, la petrolera debe paralizar obras civiles y su producción se afecta. Ellos terminan manejándoles la chequera a las compañías, incluida Ecopetrol”, explicó un ingeniero.
     
    Y hay más ejemplos. El costo del acarreo de ese material, que debería ser del orden de 886 millones de pesos, se disparó a 4.300 millones de pesos. La razón: los obligan a comprar el material a 13 proveedores ubicados a más de 20 kilómetros, lo que encarece su valor.
     
    EL TIEMPO habló con Héctor Murillo, gerente de Minas Murillo y de Servipetróleos, y este reconoció los acuerdos. Pero dijo que es para evitar problemas sociales.
     
    Crímenes y disputas
     
    Con el alquiler de vehículos pasa algo similar. Rentar una ambulancia, en promedio, vale 12 millones de pesos al mes. Pero allí se sube a 46,5 millones.
     
    “Una sola puede atender tres pozos próximos, con desplazamientos de menos de 10 minutos. Pero aquí exigen una por cada pozo”, aseguró el directivo de una multinacional.
     
    Además de distribuirse los contratos, el cartel impide que foráneos ofrezcan servicios en la zona o que las petroleras lleven su propia flotilla de vehículos.
     
    El pulso por obtener esos contratos ha llegado incluso a desencadenar crímenes, Ya hay pruebas de que el asesinato de la líder Edith Santos, en agosto del 2014, fue por el control de la venta de bienes y servicios y la contratación de personal en Chichimene (Acacías).
     
    Y este diario conoció un listado de personas y de empresas de la zona a las que se las vincula con narcoparamilitares. Uno de ellos tiene nexos con un político y es socio de uno de los detenidos por el crimen de Santos. El hombre va armado a reuniones en las que se reparten puestos de trabajo.
     
    “Ustedes tienen la ley, pero nosotros imponemos la nuestra”, le dijeron a un delegado del Ministerio del Trabajo, en una reciente reunión.
     
    Al respecto, voceros autorizados de Ecopetrol manifestaron que rechazan “este tipo de prácticas restrictivas de la libre competencia, que se desvían de los principios éticos comerciales e impiden la participación equitativa de proveedores y el desarrollo de la región”.
     
    ‘No estamos fuera de la ley’
     
    Héctor Murillo, gerente de Minas Murillo y de la transportadora Servipetróleos, le admitió a EL TIEMPO que desde el 2007 hay un acuerdo entre subcontratistas para establecer volúmenes y tarifas de ventas a las petroleras en el Meta.
     
    “Para llegar a ese punto se hicieron un estudio de mercado y un análisis de precios, para aplicar tarifas. Como hay varias minas en la región, se hizo una alianza para no generar líos sociales, y a cada uno le dan un porcentaje de las ventas”, dijo. Murillo es dueño del 40 por ciento del mercado. Ante los señalamientos de que existe un cartel de proveedores, indicó que cualquier empresario puede operar en la zona sin restricciones.
     
    “El acuerdo no está por fuera de la ley. No hay un cartel porque no tenemos un monopolio a nivel nacional, con un solo proveedor, y aquí cualquier empresario puede ofrecer su producto”, sostuvo. EL TIEMPO también llamó al representante legal de Asomguaca y, con una de sus asistentes, acordó una entrevista. Pero no respondieron el llamado de los reporteros.
     
    UNIDAD INVESTIGATIVA - Eltiempo.com
     
  • El cinturón del Orinoco aumenta su actividad petrolera

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

    Co2El dióxido de carbono no es solamente un gas de efecto invernadero que el gobierno de Estados Unidos quiere restringir. También es altamente preciado por la industria energética, que lo inyecta en viejos campos de petróleo para incrementar su producción.
     
    Plantas que funcionan a carbón eliminan dióxido de carbono a la atmósfera, mientras que las plataformas de perforación usualmente obtienen su CO2 de cavernas subterráneas o plantas industriales.
     
    Sin embargo, la compañía de electricidad NRG Energy Inc. NRG +0.32%  intenta generar un cambio. Con un nuevo socio japonés, acaba de anunciar que planea capturar parte del dióxido de carbono que produce una de sus plantas a carbón en las afueras de Houston y luego transportar el gas a un yacimiento petrolífero a unos 130 kilómetros de distancia a través de un ducto.
     
    A cambio, NRG y su socio JX Nippon Oil & Gas Exploration Corp. recibirán una parte del crudo extra que el dióxido de carbono ayudará a producir.
     
    Los socios y el Departamento de Energía de EE.UU., que están aportando US$167 millones a Petra Nova, como se llama este proyecto de captación de carbono, de US$1.000 millones, esperan que el proceso sirva como base para otros dirigidos a reducir la contaminación de plantas a carbón al tiempo que impulsen la producción petrolera del país.
     
    David Crane, presidente ejecutivo de NRG, señala que su empresa es dueña de dos plantas a carbón que podrían participar en proyectos similares. "Es caro", afirma, "pero esperamos hacer otros proyectos en nuestras plantas y en las de otros".
     
    Sin embargo, la experiencia de empresas como NRG a la hora de capturar carbono ha sido dolorosa. Southern Co. SO -0.07%  está poniendo los toques finales a una planta eléctrica en Mississippi que convertirá carbón en gas combustible y eliminará los contaminantes en el dióxido de carbono. Sin embargo, se espera que el proyecto cueste US$5.500 millones, lo que lo convertiría en la planta de carbón más cara que se haya construido en EE.UU.
     
    El proceso de extraer carbono de gases transportados por ductos luego de que el carbón es quemado tampoco ha sido sencillo. El proceso es complejo y el dióxido de carbono capturado no ha alcanzado un precio lo suficientemente alto como para justificar el esfuerzo. Es más fácil construir una planta eléctrica a gas que transformar una planta de carbón existente.
     
    Lo que hará funcionar el proyecto NRG, dicen sus partidarios, es que el costo será recuperado con la venta de crudo extra, no por vender dióxido de carbono.
     
    Se espera que Petra Nova esté listo a fines de 2016. Extraerá dióxido de carbono de 40% de los gases de ducto generados por la más nueva unidad de carbón de la planta W.A. Parish de NRG, en Thompsons, Texas, y luego transportará por ductos el CO2 a lo largo de 132 kilómetros al campo petrolífero de West Ranch, en Texas. Se espera que la inyección de dióxido de carbono resulte en una producción de petróleo de 15.000 barriles diarios frente a los 500 barriles actuales. Los socios obtendrán la mitad de la producción extra.
     
    La Agencia de Protección Ambiental de EE.UU. ha propuesto nuevas restricciones a la eliminación de CO2 de plantas eléctricas a carbón, que obligaría el cierre de algunas. Los expertos señalan que la captación de carbono para usar en campos petrolíferos podría reducir la contaminación lo suficiente para mantener algunas plantas en operación por más tiempo y ayudar al país a alcanzar una mayor independencia energética.
     
    En lo que la industria llama "recuperación de petróleo mejorada", las empresas inyectan dióxido de carbono en reservorios de crudo subterráneos, donde el gas ayuda a empujar crudo residual de los pozos hasta la superficie. Los ingenieros en petróleo han utilizado el proceso en campos de Texas para estimular la producción desde 1972.
     
    Existen alrededor de 100 de esos proyectos en EE.UU. a los que se les adjudica la extracción de 282.000 barriles diarios de crudo extra. Las autoridades federales creen que la tecnología elevará la producción en 360.000 barriles diarios para 2020 y 580.000 para 2030, según un estudio publicado en abril por el Laboratorio Nacional de Tecnología Energética del Departamento de Energía.
     
    Por Rebecca Smith
     
    Fuente: WSJournal.com
  • El dueño de Avianca apostará nuevamente por el sector petrolero en Colombia

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

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

    El futuro de la empresa Pacific Rubiales, el mayor productor independiente de petróleo en Colombia, no se ve tan nublado como algunos han asegurado.

    Pacific RubialesDe acuerdo con Business Intelligence (BI), la reducción en los precios de las acciones ha sido una constante para todas las empresas petroleras, debido a la disminución en el precio internacional del barril de petróleo, y Pacific tiene la capacidad de sobrellevar las actuales condiciones del mercado.

    Pacific ha revisado el precio promedio del WTI para 2015 de US$ 55/bbl a US$60/bbl, una apuesta optimista considerando que los futuros del precio del crudo internacional promediarán US$ 50/bbl durante lo que resta del año. Sin embargo, esta hipótesis podría ser acertada en el largo plazo.

    Según BI, la compañía ha reducido sistemáticamente su costo de operación por barril en los últimos años de US$ 36.38/bbl en 2012 a US$33.18/bbl durante los primeros tres trimestres de 2014. Y proyecta continuar reduciendo los costos de operación a US$ 28/bbl durante este año, lo que requerirá una mejora en sus eficiencias de aproximadamente 11%. Esta meta es alcanzable en el contexto de mayores economías de escala, si la producción anual es más alta en comparación con el año 2014.

    De acuerdo con el comunicado emitido por Pacific sobre las perspectivas y expectativas para el 2015, la producción estimada para este año estaría entre los 155 a 160 Mbpe/d, un aumento aproximado de 5 a 8% por encima de los niveles de producción registrados en 2014.

    Los análisis de BI muestran que la compañía está cumpliendo con sus obligaciones con una deuda consolidada a EBITDA ajustado de aproximadamente 1.9 veces en el tercer trimestre del 2014, muy por debajo del 3.5 veces requerido por las restricciones financieras. Además, la empresa no tiene que empezar a pagar su deuda en cuatro años. Así mismo su capacidad de generación de flujo de caja le permitirá solventar todas sus obligaciones de corto plazo.

    La revisión a la baja en las proyecciones de gastos de capital tendrá un impacto en la inversión en proyectos en desarrollo, exploración y producción. Basado en las últimas proyecciones de asignación de inversión de capital (Capex) del 4 de diciembre de 2014, la compañía destinará casi 84% de la totalidad de su presupuesto a la producción. El restante impulsará el mantenimiento y mejora de instalaciones ya existentes y la exploración.

    Además su alianza estratégica con la mexicana Alfa le permitirá buscar oportunidades de inversión en el mercado mexicano y aprovechar los beneficios que propone la reforma energética que desarrolla ese país.

     

    Fuente: bilatam.com

  • El Gobierno anuncia medidas para incentivar exploración Petrolera

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

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

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

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

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

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

    Otros avances del PIPE 2

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

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

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

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

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

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

    5.    Flexibilización para la exploración petrolera.

    ·   Ampliación plazo fase exploratoria.

    ·  Traslado de inversión a áreas de mayor potencial.

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

    6.    Incentivar asignación de las áreas de evaluación técnica:

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

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

    7.    Reducción canon superficiario:

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

    8.    Claridad en integraciones y prórrogas de yacimientos mineros:

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

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

    9.    Mantener beneficios arancelarios para inversiones en el sector minero

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

    10.  Asignación permanente de áreas.

    ·  Asignación permanente y dinámica.

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


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

     

     
  • El ICP de Ecopetrol llega a sus 30 años con 292 tecnologías desarrolladas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    por: Paisminero.co

  • El offshore se consolidó en la Ronda Colombia 2014

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

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

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

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

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


    BALANCE DE LA RONDA


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

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

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

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

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


    SE RECIBIERON PROPUESTAS INTERESANTES


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

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

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



    Fuente: Portafolio.co


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

     

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

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

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

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

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

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

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

    Por: Paisminero.co / CP – ANM

     

  • El país se quedaría sin crudo para sus refinerías en 2022: ACP

    Colombia requiere inversiones anuales de US$7.000 millones durante 10 años; de lo contrario, en 2022 la producción diaria caería a 400 mil barriles.
     
    Este año es más latente el problema del sector petrolero: caen las inversiones y se consumen más reservas de lo que se produce.Este año es más latente el problema del sector petrolero: caen las inversiones y se consumen más reservas de lo que se produce.La Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), que agremia a las empresas extractoras de hidrocarburos, lanzó este miércoles un SOS a la industria del ramo y al Gobierno, al afirmar que si no se revierte la tendencia actual de disminución de las reservas de crudo, en solo seis años el país tendría que comenzar a importarlo para abastecer sus refinerías.
     
    El problema es que se tendrían que realizar inversiones por 7.000 millones de dólares anuales durante una década (en total 70.000 millones), algo que bajo las condiciones presentes es poco probable. De hecho, para este año las compañías del sector planearon desembolsar poco más de 3.800 millones de dólares (620 millones en exploración y 3.200 en explotación) y la ACP duda mucho de que esa meta se cumpla.
     
    El presidente del gremio, Francisco José Lloreda, cuestionó el balance presentado el 20 de mayo pasado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos en el cual concluye que Colombia cuenta con un gran potencial para ver crecer sus reservas probadas y aumentar más la producción.
     
    Según Lloreda, ese optimismo es infundado porque parte de meter en un mismo ‘costal’ las reservas probadas con otras modalidades cuya viabilidad aún es incierta.
     
    En cambio, llamó la atención sobre las consecuencias que podrá tener en la producción del 2016 el que las reservas hayan bajado en un 13% con relación al 2015. Apuntó que mientras se extrajeron 366 millones de barriles solo se incorporaron a las reservas 87 millones. 
     
    Según él, la caída no obedece solo a los bajos precios internacionales, sino que el declive de la inversión viene de varios años atrás, lo que se ha reflejado en menos área explorada mediante sísmica, menos pozos en exploración y menos taladros en acción.
     
    En el 2015 hubo 2,2 millones de kilómetros equivalentes sometidos a sísmica y 750 pozos en desarrollo. Para este año se habían programado 450 pozos, pero a la fecha apenas se han desarrollado 40 (en mayo del 2015 ya había 250) y no hay ni un kilómetro en exploración. 
     
    “El país requiere entre 900 y 1.000 pozos de desarrollo al año para mantener la producción y en parte por esa merma es que ha caído la extracción”, apuntó Lloreda.
     
    La producción de petróleo promedio para el 2016 se estima en 940 mil barriles diarios y en un cálculo que la ACP califica de optimista, habla de que en el 2017 estaría por los 900 mil barriles, siendo incluso menos si el precio internacional no colabora. Los años posteriores bajaría hasta menos de 400 mil barriles/día hasta el 2022, con lo cual no alcanzaría a cubrir los requerimientos de las plantas refinadoras de Cartagena y Barrancabermeja.
     
    El único camino posible para que eso no se dé, de acuerdo con Lloreda, sería incorporar 1.300 millones de barriles nuevos a las reservas mediante el mejor aprovechamiento de los campos existentes con más tecnología, nuevos emprendimientos, el desarrollo de la producción offshore (costa afuera) y no convencional (fracking).
     
    Medidas urgentes
     
    “El país no puede darse el lujo de esperar a que se reactiven los precios el crudo para tomar las medidas urgentes que se requieren”, dijo.
     
    En su concepto, el impulso a esa inversión que se precisa, pasa por incluir en la reforma tributaria que estudia el Gobierno un régimen tributario menos oneroso para el sector, que lo haga más competitivo, con seguridad jurídica y económica, así como por garantizar que no se darán bloqueos ni interrupciones en la actividad de los pozos por problemas de orden público.
     
    Por su parte, Rubén Darío Lizarralde, presidente de Campetrol –el gremio de las compañías que ofrecen servicios a las petroleras– comparte la visión de Lloreda, aunque resaltó que la responsabilidad de reactivar la exploración también es de las firmas extractoras. 
     
    “Es cierto que Ecopetrol tiene el 80 por ciento de la operación de los campos petroleros, pero el otro 20% de las empresas que representa la ACP tiene también el liderazgo y la obligación de iniciar procesos de sísmica y exploración”, puntualizó.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • El petróleo no es el único dolor de cabeza

    Solo en exportaciones, la caída del valor de estos productos, incluido el petróleo, le ha costado al país cerca de 6.700 millones de dólares.
     
    Plant ExxonLa caída del precio del crudo se ha convertido en el principal dolor de cabeza para el Ejecutivo. Y no es para menos. La renta petrolera pasó de 23,6 billones de pesos en el 2013 a 19,6 billones de pesos en el 2014, y se proyecta que para este año llegará a 9,6 billones de pesos.
     
    Sin embargo, a esta desaceleración en los precios del barril, que se ha acentuado esta semana, se le suma también la caída de los precios de otros minerales, principales productos de exportación del país y responsables de cerca del 2,2 por ciento del Producto Interno Bruto (PIB) y del 17 por ciento de las regalías.
     
    El precio del carbón se encontraba a finales del año pasado por encima de los 70 dólares por tonelada y ayer cerró (en su referencia API 2) en 58,50 dólares; el níquel se cotizaba en diciembre del 2014 por el orden de los 16.675 dólares por tonelada, y ayer cerró por debajo de los 11.030 dólares por tonelada, y el oro, que alcanzó a principios del año precios superiores a los 1.300 dólares, hoy se encuentra por el orden de los 1.092 dólares la onza troy.
     
    La mayor preocupación es que la desaceleración económica de China y la consecuente disminución de la demanda de estas materias primas, mantiene una presión a la baja de las cotizaciones y, por ende, sobre el 10 por ciento de las exportaciones del país, representadas en estos productos.
     
    ¿DÓNDE SE SIENTE?
     
    El primer indicador que se ve afectado por esta caída en las cotizaciones es el de las exportaciones.
     
    Según los datos de enero a mayo, el desplome en el valor de las exportaciones de las principales materias primas que exporta el país no concuerda con el comportamiento en los volúmenes exportados.
     
    Por ejemplo, mientras en los primeros cinco meses del año el país exportó 11.208 toneladas de coques y semicoques de hulla más que en el periodo comparable del año pasado, el valor de las ventas externas de este producto fue inferior en 27 millones de dólares.
     
    Con el petróleo pasó algo similar: se exportó en los primeros cinco meses un 9 por ciento más que el año pasado, pero el valor de estas ventas disminuyó un 46 por ciento.
     
    Así las cosas, por cuenta de la caída de los precios en carbón, oro, níquel y petróleo, el país ha dejado de recibir, vía exportaciones, cerca de 6.700 millones de dólares.
     
    Y el impacto puede ser aún mayor. De acuerdo con el Marco Fiscal de Mediano Plazo, revelado por el Ministerio de Hacienda hace poco más de un mes, las exportaciones de productos tradicionales, como los hidrocarburos y los derivados de la minería, caerán casi un 34 por ciento este año.
     
    Esto significa que las ventas externas de estos productos, que Colombia hace a socios comerciales como China y Estados Unidos, sufrirán un desplome de 13.000 millones de dólares (con la TRM de hoy, unos 37 billones de pesos).
     
    Pero más allá de una posible contracción de las ventas tradicionales, el Marco prevé que vendrá una caída del 10 por ciento en las importaciones que hace el país para lo que resta del año.
     
    Esto traerá como resultado que el déficit en la cuenta corriente nacional dará un paso del 5,2 por ciento del PIB al 5,6 por ciento.
     
    El otro impacto que se verá en el país por la reducción del valor de estas materias primas tiene que ver con el pago de las regalías, pues con base en estas cotizaciones se liquidan estos pagos.
     
    No obstante, fuentes del Gobierno Nacional aseguran que la mayor sensibilidad sigue siendo la del precio del petróleo, pues del total de la renta del sector minero energético, el 80 por ciento corresponde a la producción de hidrocarburos y el 20 por ciento al minero.
     
    ESTOCADA A LA INVERSIÓN
     
    Ante una disminución de los precios en las ventas de sus productos, las empresas deciden invertir con más cautela. Este efecto quedó en evidencia en las cifras de inversión extranjera directa publicadas por el Banco de la República, que mostraron un descenso de la inversión privada del 23 por ciento para el sector petrolero y del 40 por ciento para minas y canteras.
     
    Encuestas realizadas por la Asociación Colombiana del Petróleo y la Asociación Colombiana de Minería apuntan a que para este año la inversión seguirá cayendo, en particular, en las fases de exploración. Esto significa menos impuestos y menos empleos para dichos sectores, pero el impacto real aún no ha sido medido.
     
    La expectativa, tanto de empresarios como del Gobierno Nacional, es que la tasa de cambio y los esfuerzos por mantener mejores volúmenes de producción puedan aliviar el impacto de estos nuevos bajos precios, que más que frenar su ritmo de desaceleración parecen haber llegado para quedarse.
     
    Portafolio.co
     
  • El petróleo ronda su máximo de más de un año

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

    Colombia no reposa en un mar de petróleo, pero los yacimientos de crudo que posee el país en el subsuelo le permitirían en el mediano y largo plazo gozar con tranquilidad de un autoabastecimiento de combustible.
     
    Universidad Nacional señala que en un escenario optimista la cifra sería 430.000 millones de barriles. Universidad Nacional señala que en un escenario optimista la cifra sería 430.000 millones de barriles.Un estudio desarrollado por el Departamento de Geociencias de la Universidad Nacional, señala que el potencial de crudo que reposa en el subsuelo colombiano, en un escenario optimista puede estar alrededor de los 430.000 millones de barriles, y en uno moderado en los 117.000 millones de barriles.
     
    La investigación académica, liderada por el profesor Carlos Alberto Vargas Jiménez, y que fue entregada a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), resalta también que entre los cálculos realizados en las 23 cuencas sedimentarias del país, en un panorama nada optimista, pero más probable, las reservas estarían en alrededor de 20.000 millones de barriles.
     
    “Ese potencial de hidrocarburos localizados en las cuencas puede ser aprovechado en su producción con un precio por encima de los US$60 el barril”, señala el profesor Vargas Jiménez, al precisar que el cálculo se desarrolla “al extrapolar conceptos tomados como referencia de otras cuencas cercanas, o modelos geológicos, para inferir el potencial estimado de las reservas”.
     
    Las petroleras, así como la academia, coinciden en señalar que el potencial de reservas de crudo son las posibilidades de hallazgos y la continuidad de producción comercial de pozos. Así, al realizar la perforación de pozos se desarrollan los cálculos inferidos sobre el volumen de crudo en los depósitos.
     
    “La evaluación del potencial de recursos remanentes por descubrir en el país es una tarea que se ha venido adelantando desde hace aproximadamente 20 años; primero, a través de estudios desarrollados por Ecopetrol y luego por la ANH”, explica Carolina Peña Mugno, vicepresidente de Promoción y Asignación de Áreas de la citada Agencia.
     
    Agrega la funcionaria que en los últimos dos años la ANH ha venido empleando una nueva metodología para realizar el estimativo combinando diferentes herramientas e involucrando toda la información geológica adquirida por la industria del petróleo en Colombia durante los últimos 10 años. 
     
    “A la fecha se han realizado estudios adicionales con nuevos resultados en algunas de las 23 cuencas sedimentarias. El propósito de la Agencia es tener un nuevo estimativo para todo el país a finales del 2018”, aclara Peña Mugno.
     
    La actividad petrolera de Colombia se ha concentrado en solo seis cuencas sedimentarias de las 23 que posee el país.
     
    Así, Caguán-Putumayo, Catatumbo, Llanos Orientales, y los valles inferior, medio y superior del Magdalena son las cuencas sedimentarias que le han aportado hasta el momento el petróleo al país.
     
    “Colombia tiene un potencial geológico importante en materia de reservas probables, posibles y recursos contingentes”, señaló, Francisco José Lloreda Mera, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), quien aclara que, sin embargo el crecimiento del 37% desde el 2013 en las reservas con menor certidumbre de ser producidas y de recursos contingentes no es bueno.
     
    Enfatiza el vocero gremial que la incorporación de reservas probadas (87 millones de barriles en 17 campos) no ha compensado la pérdida de 366 millones de barriles por la producción realizada. “La caída del 13% de las reservas probadas impactan el volumen de producción en el corto plazo”, dice.
     
    Por su parte, Juan Carlos Echeverry, presidente de Ecopetrol, empresa que opera la mayoría de los campos en el país, señala que hay que concentrarse en el potencial de los ya descubiertos, de ahí la importancia de aumentar el factor de recobro, que hoy está en un 18%.
     
    Explica Echeverry que aumentar en un punto ese factor significa incorporar cerca de 500 millones de barriles.
     
    Además, señala que se debe aumentar la exploración cerca de los campos donde hay operación o en formaciones más profundas. 
     
    Según Echeverry se destaca el offshore en aguas de la Costa Caribe, y el onshore en los Llanos Orientales. La petrolera colombiana en el 2017 perforará más de 15 pozos exploratorios, inlcuidos Trogón y Lorito con los que se comprobaría la existencia de un gran sistema de crudos pesados en esta zona, unido a los campos Castilla y Chichimene.
     
    Alfonso López Suárez
  • El pozo KANGAROO - 2 fluye con Petróleo a 3.700 BBL/D y se suma al éxito anterior en la cuenta Santos, costa afuera en Brasil

    Pacific RubialesBogotá, Colombia. 6 de enero de 2015. Pacific Rubiales Energy entregó una actualización sobre los resultados de pruebas de flujo de crudo en el pozo de avanzada Kangaroo-2.
     
    Según el CEO de la compañía, Ronald Pantin: “Continuamos muy complacidos con los resultados del pozo de avanzada Kangaroo-2, que confirma un descubrimiento importante de crudo ligero en nuestros bloques en la Cuenca Santos, costa afuera en Brasil. Sobre la base de las tasas de flujo obtenidas, el análisis del operador sugiere que las características del yacimiento en la estructura son excelentes y soportaría tasas de flujo de 6.000 a 8.000 barriles por día (bbl/d) en un pozo productor vertical, y tasas más altas en un pozo horizontal. Esperamos continuar con la campaña de perforación de exploración y evaluación a lo largo del primer semestre de 2015.”
     
    El pozo de avanzada Kangaroo-2 está ubicado en el Bloque de exploración S-M-1165 y confirmó una columna de crudo de 820 pies brutos (442 pies netos) en los yacimientos de edades Paleocena y Maastrichtiana, lo cual fue anunciado el 26 de noviembre de 2014. La compañía tiene una participación de 35% en este bloque y en los cinco bloques circundantes. Karoon Gas Australia Ltd. tiene el 65% restante de la participación y es el operador del bloque.
     
    Tal y como fue anunciado ayer por Karoon mediante comunicado de prensa se realizó una prueba de producción durante un periodo de 12 horas en tres intervalos perforados (combinados 230 pies), en los yacimientos de areniscas de edad Paleocena A, B y C. Se logró una tasa de flujo máxima de 3.700 barriles por día (bbl/d), (tasa estabilizada de 3.450 bbl/d) de crudo de 33° API a través de una válvula choke de 88/64” con una presión de tubo de flujo de 270 psi, y una relación gas/petróleo (“RGP”) de 540 cf/bbl, sin producción de agua o arena.
     
    Se realizó una prueba separada de producción a lo largo del intervalo inferior perforado de 59 pies en el yacimiento de edad Paleocena C, en la que se logró una tasa de flujo de 2.500 bbl/d a través de una válvula choke de 44/64” con una presión de tubo de flujo de 425 psi y RGP de 450 cf/bbl. El pozo luego fluyó a través de una válvula choke de 40/64” a una tasa estabilizada de 1.820 bbl/d con una presión de tubo de flujo de 420 psi, y RGP de 450 cf/bbl. El crudo producido fue de 31° API, sin agua ni arena, y sin gases no deseados. Al final de un periodo principal de flujo de 24 horas, el pozo fue cerrado por un periodo de acumulación de presión de 48 horas.
     
    Se han completado las pruebas de producción en el orificio actual del pozo Kangaroo-2 y se está preparando el inicio de un programa de side-track para definir con mayor precisión el tamaño de los recursos y el factor de recobro, para lo cual se perforarán dos side-track desde Kangaroo-2. El Side-track-1 se perforará en una ubicación buzamiento abajo teniendo como objetivo yacimientos potenciales del lado este de una falla interpretada. El Side-track-2 se perforará en ubicación buzamiento arriba para probar el potencial del yacimiento y de hidrocarburos hacia la pared de sal. La información obtenida de las operaciones en proceso en Kangaroo-2 se usará para la evaluación de la comercialidad del campo petrolero Kangaroo y para la ingeniería y trabajo de diseño del frente de trabajo.
     
    Luego de la culminación del todas las operaciones en el pozo de avanzada Kangaroo-2, se moverá el taladro para perforar el pozo exploratorio Kangaroo-West-1, que evaluará un prospecto separado a aproximadamente 4.5 kilómetros en el lado oeste de la estructura de sal Kangaroo.
     
     
    Por: Paisminero.co / CP- Pacific Ruabiales Energy
     
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  • El precio del petróleo y el gasto social presentan retos para el crecimiento de Colombia

    BogotaLa reputación de Colombia de ser una potencia económica de crecimiento veloz y un refugio para los inversionistas en América Latina podría ser sometida a prueba por los escurridizos precios del petróleo y un impulso para un alza en el gasto social a medida que el gobierno busca concluir un conflicto con la guerrilla marxista.
     
    El Fondo Monetario Internacional prevé que el Producto Interno Bruto de Colombia crezca 4,8% este año, comparado con un crecimiento de 0,3% en Brasil y las dolorosas contracciones en Argentina y Venezuela.
     
    Este crecimiento podría tropezar conforme descienden los precios del petróleo, lo que reduciría la cantidad de dólares que Colombia genera con su mayor exportación. Los futuros del crudo Bent se encuentran 21% a la baja frente a su máximo de mediados de junio.
     
    “Al final de cuentas, somos muy sensibles a los precios del petróleo”, afirmó el ministro de Hacienda colombiano Mauricio Cárdenas en una entrevista el miércoles en Washington, agregando que “el nivel actual de los precios no nos causa ningún problema”.
     
    Cárdenas, un economista que estudió en la Universidad de Berkeley en California, indicó que espera que un alza en la producción suavice cualquier declive en los precios. No obstante, los productores enfrentan perturbaciones relacionadas al conflicto con las Fuerzas Armadas Revolucionarias de Colombia, o FARC, al igual que un ecosistema incierto de inversión.
     
    El gobierno está elaborando caras reformas que podrían ayudar a reducir la brecha de desigualdad como parte de las negociaciones de paz con las FARC que comenzaron en noviembre de 2012. Los guerrilleros comunistas han librado guerra contra Bogotá por medio siglo.
     
    Pero la habilidad del gasto de Cárdenas está limitada por una ley que requiere un déficit fiscal que no exceda 2,3% en este año y solo 1,8% en 2018.
     
    Para ayudar a financiar el gasto social, incluyendo las reparacionesº para víctimas del conflicto y subsidios de vivienda, el gobierno le ha pedido al sector privado “tomar un compromiso al aceptar nuestras propuestas tributarias”, incluyendo un impuesto sobre el patrimonio y un impuesto corporativo adicional, señaló Cárdenas. “Al final de cuentas, haremos que los gastos se ajusten a los impuestos que generemos”, dijo.
     
    El sector privado ya ha trabajado con las autoridades al aportar US$7.000 millones en gastos de capital hasta ahora en 10 sociedades publico privadas, en que el gobierno organiza los acuerdos y acepta buena parte del riesgo, anotó Cárdenas. La esperanza es que el gasto en infraestructura para mejorar las calles, túneles y ríos subdesarrollados del país también contribuirá al crecimiento futuro.
     
    En el lado amable, el país se está beneficiando de un dólar más fuerte, que hace que los productos de manufactura colombiana sean más atractivos para su importante mercado de exportación, además de lo que parece ser un crecimiento más perdurable en EE.UU., acotó Cárdenas.
     
    La baja inflación del país le ha dado a Colombia la flexibilidad para mantener las tasas de interés bajas, dijo.
     
    HONG KONG (EFE Dow Jones)--Un día antes de la celebración de las negociaciones previstas entre el Gobierno de Hong Kong y los representantes de los estudiantes, los tres principales grupos de protesta indicaron el nuevo rumbo de la campaña de protesta que ha ocupado algunas zonas de la ciudad.
     
    Dos grupos de estudiantes --la Federación de Estudiantes de Hong Kong y Scholarism-- así como el movimiento activista Occupy Central dijeron que anunciaría una “nueva oleada de desobediencia civil” el jueves. También estarían presentes en el anuncio varios legisladores prodemocracia, señalaron en su comunicado.
     
    Yvonne Leung, portavoz de la federación de estudiantes, dijo que los grupos estaban considerando llevar la campaña más allá de la ocupación de calles y agregó que “simplemente queremos ampliar nuestras primeras líneas en la batalla”.
     
    William Mauldin
     
    Fuente: WSJournal.com
  • El precio del petróleo y el gasto social presentan retos para el crecimiento de Colombia

    BogotaLa reputación de Colombia de ser una potencia económica de crecimiento veloz y un refugio para los inversionistas en América Latina podría ser sometida a prueba por los escurridizos precios del petróleo y un impulso para un alza en el gasto social a medida que el gobierno busca concluir un conflicto con la guerrilla marxista.
     
    El Fondo Monetario Internacional prevé que el Producto Interno Bruto de Colombia crezca 4,8% este año, comparado con un crecimiento de 0,3% en Brasil y las dolorosas contracciones en Argentina y Venezuela.
     
    Este crecimiento podría tropezar conforme descienden los precios del petróleo, lo que reduciría la cantidad de dólares que Colombia genera con su mayor exportación. Los futuros del crudo Bent se encuentran 21% a la baja frente a su máximo de mediados de junio.
     
    “Al final de cuentas, somos muy sensibles a los precios del petróleo”, afirmó el ministro de Hacienda colombiano Mauricio Cárdenas en una entrevista el miércoles en Washington, agregando que “el nivel actual de los precios no nos causa ningún problema”.
     
    Cárdenas, un economista que estudió en la Universidad de Berkeley en California, indicó que espera que un alza en la producción suavice cualquier declive en los precios. No obstante, los productores enfrentan perturbaciones relacionadas al conflicto con las Fuerzas Armadas Revolucionarias de Colombia, o FARC, al igual que un ecosistema incierto de inversión.
     
    El gobierno está elaborando caras reformas que podrían ayudar a reducir la brecha de desigualdad como parte de las negociaciones de paz con las FARC que comenzaron en noviembre de 2012. Los guerrilleros comunistas han librado guerra contra Bogotá por medio siglo.
     
    Pero la habilidad del gasto de Cárdenas está limitada por una ley que requiere un déficit fiscal que no exceda 2,3% en este año y solo 1,8% en 2018.
     
    Para ayudar a financiar el gasto social, incluyendo las reparacionesº para víctimas del conflicto y subsidios de vivienda, el gobierno le ha pedido al sector privado “tomar un compromiso al aceptar nuestras propuestas tributarias”, incluyendo un impuesto sobre el patrimonio y un impuesto corporativo adicional, señaló Cárdenas. “Al final de cuentas, haremos que los gastos se ajusten a los impuestos que generemos”, dijo.
     
    El sector privado ya ha trabajado con las autoridades al aportar US$7.000 millones en gastos de capital hasta ahora en 10 sociedades publico privadas, en que el gobierno organiza los acuerdos y acepta buena parte del riesgo, anotó Cárdenas. La esperanza es que el gasto en infraestructura para mejorar las calles, túneles y ríos subdesarrollados del país también contribuirá al crecimiento futuro.
     
    En el lado amable, el país se está beneficiando de un dólar más fuerte, que hace que los productos de manufactura colombiana sean más atractivos para su importante mercado de exportación, además de lo que parece ser un crecimiento más perdurable en EE.UU., acotó Cárdenas.
     
    La baja inflación del país le ha dado a Colombia la flexibilidad para mantener las tasas de interés bajas, dijo.
     
    HONG KONG (EFE Dow Jones)--Un día antes de la celebración de las negociaciones previstas entre el Gobierno de Hong Kong y los representantes de los estudiantes, los tres principales grupos de protesta indicaron el nuevo rumbo de la campaña de protesta que ha ocupado algunas zonas de la ciudad.
     
    Dos grupos de estudiantes --la Federación de Estudiantes de Hong Kong y Scholarism-- así como el movimiento activista Occupy Central dijeron que anunciaría una “nueva oleada de desobediencia civil” el jueves. También estarían presentes en el anuncio varios legisladores prodemocracia, señalaron en su comunicado.
     
    Yvonne Leung, portavoz de la federación de estudiantes, dijo que los grupos estaban considerando llevar la campaña más allá de la ocupación de calles y agregó que “simplemente queremos ampliar nuestras primeras líneas en la batalla”.
     
    William Mauldin
     
    Fuente: WSJournal.com
  • Empiezan los despidos por bajos precios del petróleo

    Analistas de Barclays dijeron la semana pasada que las empresas petroleras podrían recortar los gastos en exploración y producción en un 30 por ciento o más este año en América del Norte, si el crudo en Estados Unidos se mantienen entre los 50 y los 60 dólares por barrilAnalistas de Barclays dijeron la semana pasada que las empresas petroleras podrían recortar los gastos en exploración y producción en un 30 por ciento o más este año en América del Norte, si el crudo en Estados Unidos se mantienen entre los 50 y los 60 dólares por barrilSchlumberger Ltd, el mayor proveedor mundial de servicios petroleros, dijo que recortará 9.000 empleos, o alrededor del 7% de su fuerza de trabajo, mientras se enfoca en controlar costos en respuesta al derrumbe de los precios internacionales del crudo.
     
    La compañía realizó un cargo anunciado previamente de 1.000 millones de dólares en el cuarto trimestre en relación a sus recortes de puestos y una reducción de sus negocios.
     
    Los clientes de Schlumberger, productores de petróleo, han recortado sus presupuestos y el número de plataformas petrolíferas en medio de un desplome de los precios del petróleo cercano al 60 por ciento en los últimos seis meses.
     
    Analistas de Barclays dijeron la semana pasada que las empresas petroleras podrían recortar los gastos en exploración y producción en un 30 por ciento o más este año en América del Norte, si el crudo en Estados Unidos se mantienen entre los 50 y los 60 dólares por barril. "Es un escenario incierto, seguimos enfocándonos en lo que podemos controlar. Hemos tomado una serie de medidas para reestructurar y rediseñar nuestra organización que nos ha llevado a un récord de cargos en el cuarto trimestre", dijo el jefe ejecutivo de la empresa, Paal Kibsgaard.
     
    Schlumberger, que provee tecnología y equipos para perforación, reportó utilidades para el cuarto trimestre que superaron las estimaciones de Wall Street por décimo periodo consecutivo.
     
    Los ingresos subieron un 6 por ciento a 12.640 millones de dólares, principalmente por un alza de un 18,5 por ciento en las ventas en América del Norte.
     
    Las ganancias netas atribuibles a la compañía cayeron a 302 millones de dólares, o 23 centavos por acción, en el cuarto trimestre que finalizó el 31 de diciembre, desde 1.660 millones de dólares, o 1,26 dólares por acción, un año antes.
     
    En una base ajustada, la compañía ganó 1,50 dólares por acción, superando las previsiones de analistas de 1,45 dólares por acción, según Thomson Reuters I/B/E/S.
     
    Las acciones de la empresa subieron un 1,1 por ciento en las operaciones posteriores al cierre. Los papeles habían terminado la sesión en 76,63 dólares.
     
     
    Reuters/D.com
  • Empresa en investigación por líos de la ANH está en quiebra

      Campo ThxLa firma THX Energy, que está siendo auditada por la Contraloría, pidió acogerse a la ley de insolvencia, pero su Gerente asegura que no hubo sobrecostos. Proveedores dicen que actuó de mala fe.

    En enero de este año se hizo pública la noticia sobre la culminación del pozo petrolero más profundo en la historia del país. Se trataba del Plato 1, una perforación estratigráfica que se hizo en el municipio de Nueva Granada, Magdalena, que alcanzó los 21.700 pies de profundidad.
     
    Este hito se logró mediante un contrato entre la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, la Financiera de Desarrollo Nacional y THX Energy Sucursal Colombia.
     
    Para la empresa este proyecto iba a ser la referencia ideal para conseguir nuevos contratos e impulsar las ventas. Pero lo que sucedió en realidad fue que Plato 1 se convirtió en su talón de Aquiles, y es el que hoy ha llevado a la empresa a presentar una solicitud ante la Superintendencia Sociedades para ser admitida en la ley de insolvencia. Se declararon en bancarrota.
     
    Esta semana, el nombre de THX Energy salió a relucir además porque el contrato de Plato 1 está siendo investigado por la Contraloría General, en el proceso de auditoría que adelanta a la ANH. La razón: denuncias de presuntos sobrecostos en el contrato.
     
    La sola investigación causó ampolla entre los contratistas de THX, que desde hace más de cinco meses no reciben pagos por sus servicios.
     
    “Nuestro contrato tenía una duración de diez meses, básicamente los primeros pagos se hicieron de forma efectiva pero los de los últimos seis pagos no se han dado”, señaló René Ramírez Mora, gerente de AxURE Technologies, la empresa que se encargó de la conexión de internet y los servicios tecnológicos del campo. Esta empresa asegura que THX les debe $ 675 millones.
     
    Otra compañía, Datalog, encargada de sistematizar los datos de perforación, asegura que de los $2.500 millones del contrato le deben $ 1.300 millones.
     
    LO QUE DICE THX
     
    El representante legal y gerente de THX Energy, Carlos Espinosa, reconoce las deudas de la empresa y asegura que le ha dado la cara.
    Espinosa afirmó que la empresa ha asumido los costos imprevistos que han surgido en el transcurso del proyecto, como estaba acordado en el contrato.
     
    Explica que en el proceso de perforación hubo una pega de tubería, que es cuando las paredes del pozo se derrumban y atrapan parte del tubo, lo que les costó 2,2 millones de dólares y que también fue necesario comprar unas materias primas más costosas de las presupuestadas al encontrar temperaturas más altas de las previstas tras superar los 15.000 pies de perforación.
     
    En esos dos incidentes se fueron las utilidades del proyecto y el presupuesto de imprevistos, dice Espinosa. Pero, adicionalmente, el aumento de la tasa de cambio los afectó por partida doble.
     
    Explica que el proyecto se hizo calculando un dólar de 1.946 pesos y les llegaron facturas calculadas con un dólar de 2.600 pesos, lo que encareció el campo en más de 30 %.
     
    “En un caso, el del taladro (contratado por Nabors Drilling), mientras esperábamos una factura que llegaba por 7.800 millones de pesos nos llegó por 12.500 millones de pesos por la diferencia del dólar, tuvimos un sobrecosto de 4.500 millones por encima, es una situación difícil de manejar”, señaló Espinosa.
     
    Añadió que el incremento de los precios se vio reflejado también en las tarifas de los impuestos, cuya base aumentó con el alza en las facturas.
     
    De acuerdo con René Ramírez, lo malo del caso es que a su empresa nunca le advirtieron que esta situación se estaba dando y le dijeron que les iban a pagar en cuanto recibieran los informes acordados.
     
    “Siento que fue de mala fe porque a una empresa el agua no le llega al cuello de la noche a la mañana. No está bien que les digas a los proveedores que les vas a pagar, nos pidan la información (para cerrar el proyecto) y después que la entregamos nos digan muchas gracias por todo, me voy a declarar en quiebra”, señaló el empresario.
     
    “Aquí no hubo mala fe -se defiende Espinosa- lo que hubo fue una situación absolutamente objetiva y puntual, que tiene que ver con el dólar y con los impuestos (...) pero no por factores internos ni malos manejos ni desviación de recursos”, concluyó. Dice que la razón por la que se quieren acoger a la ley de insolvencia es precisamente para proteger a los proveedores.
     
    La empresa presentará reclamaciones a la ANH para que le reconozcan los costos adicionales asumidos, pero el proceso puede demorar hasta cinco años.
     
    La Supersociedades aún no ha decidido sobre la solicitud de THX.
     
    Fuente Potafolio.co
  • En $20 billones bajaría la renta petrolera

    Fedesarrollo considera que el año 2016 se verá afectado por disminución de ingresos provenientes del recaudo de la industria de hidrocarburos, junto a bajos dividendos de Ecopetrol.
     
    Total PlantLeonardo Villar, uno de los economistas más importantes en Colombia y actual director ejecutivo de Fedesarrollo, considera que las cuentas del Gobierno se verán afectadas el próximo año en términos tributarios a causa de los precios bajos del petróleo a nivel internacional, lo que ha deteriorado esta industria en Colombia.
     
    “En el año 2013 la Nación recibió el 4,3% del Producto Interno Bruto (PIB) en tributación petrolera, correspondiente a un monto cercano a 30 billones de pesos. Este recurso se disminuye dramáticamente como consecuencia de la caída de los precios internacionales del petróleo más lo que se espera que caiga la producción de los próximos años”, dijo Villar, agregando que, como consecuencia de esto, el Gobierno dejará de recibir en dividendos e impuestos de empresas petroleras un monto cercano a los $20 billones en 2016.
     
    “Esto tiene implicaciones muy grandes para el gasto del Gobierno en todas sus actividades, como por ejemplo seguridad, política social, educación, entre otros. Además, obligará a que una parte del ajuste se tenga que realizar con mayores impuestos hacia la búsqueda de un mayor recaudo tributario para los próximos años”.
     
    Entre tanto, Daniel Velandia, director de Investigación para Colombia de Credicorp Capital, subrayó que la fuerte caída en los precios del petróleo observada desde mitad del año pasado ha generado incertidumbre sobre el grado de capacidad de sectores diferentes al petrolero para compensar la pérdida de ingreso nacional tras la reducción de los términos de intercambio.
     
    “Aunque hay incertidumbre, se espera que en los próximos 12 o 18 meses la industria colombiana se reacomode a la nueva situación, para que sectores como construcción, agricultura e industria manufacturera puedan aprovechar esta coyuntura de un escenario con dólar alto, con un Estados Unidos que crecerá más, y junto a países socios comerciales de Colombia que también presentarán avances saludables”, puntualizó.
     
    Concluyó diciendo que un destacado impacto de los menores precios del petróleo se producirá a través de un importante ajuste en las finanzas públicas requerido para cumplir con la regla fiscal de la Nación en el futuro, a través de un recorte del gasto o mediante una nueva reforma tributaria.
     
    Fuente: ElEspectadro.com
  • En 4 años se producirían al día 202.000 barriles menos: ACP

    La Asociación Colombiana del Petróleo revisó proyecciones a mediano y largo plazo para el sector y estima que a partir del 2016 vendrá una época de declive en la extracción de hidrocarburos. Sindicatos estiman que planes de recorte presupuestal de las empresas dejarán a 25.000 personas sin empleo.
     
    Petroleo SuministroParece inevitable que a partir del 2016 la producción petrolera del país entre en una etapa de declive. Así lo prevé la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, que ayer presentó sus más recientes pronósticos que contemplan un barril del petróleo cotizándose, en promedio, a 50 dólares en el 2015 y estabilizándose entre los 60 y los 70 dólares a partir del 2016.
     
    La ACP proyecta que este año, a pesar de que el 26 por ciento de las empresas operadoras de campos anunciaron menor inversión en el área de producción, el país alcanzará un volumen de extracción por encima del millón de barriles promedio diario (1.020.000, para ser precisos).
     
    Sin embargo, las desaceleración se sentiría realmente a partir del 2016, cuando se estima que la producción sea de 966.000 barriles promedio diario; se acentuaría en el 2017, con una predicción de 843.000 barriles, y se consolidaría en el 2018, con un pronóstico de 786.000 barriles.
     
    El año pasado el país alcanzó una cifra promedio de producción de 988.100 barriles diarios, lo que significaría que, de cumplirse el pronóstico de la ACP, el país produciría 20 por ciento menos en cuatro años, es decir 202.100 barriles con los que no contaría la industria.
     
    Pero esta cifra podría ser aún menor si no se toman ciertos correctivos que, según el gremio, son urgentes: “En nuestros cálculos estamos contemplando nuevos hallazgos, proyectos de recobro y la producción de no convencionales (cuyos primeros barriles se empezarían a ver, según la ACP, en el 2022). Si no se logra nada nuevo, significaría que para el año 2018 estaríamos por el orden de los 500.000 barriles diarios”, explicó Francisco Lloreda, presidente ejecutivo de la ACP.
     
    Aunque prevé una caída en el ritmo de exploración, el gremio cree que los compromisos contractuales adquiridos por las petroleras se cumplirán este año.
     
    Para frenar la caída en la producción la ACP presentó una lista de 18 propuestas al Ministerio de Minas que resume en cinco puntos: “atender retos de trámites y entorno a las operaciones (conflicto social, licencias ambientales y consultas previas), revisar ajustes de contratos de exploración y producción y mecanismos de promoción de áreas exploratorias, diseñar acciones para reducir costos de operación (en particular en transporte de hidrocarburos), definir la prórroga de los contratos de asociación y revisar y agilizar las devoluciones de saldos y anticipos en impuestos”, explica el gremio.
     
    Esta semana habrá una reunión entre la ACP y el Ministerio para definir cuáles de estas propuestas se pueden aplicar.
     
    IMPACTOS SOCIALES Y FISCALES
     
    De cumplirse las estimaciones del Gobierno, según las cuales este año el precio del barril de crudo colombiano se ubicará en 48 dólares en promedio, la ACP calcula que en el 2016 la Nación dejará de recibir 15 billones de pesos en concepto de impuestos y regalías, por parte de la industria petrolera.
     
    Este dato, sin embargo, no tiene en cuenta la devaluación del peso con respecto al dólar, algo que sí consideró la Contraloría General de la República, que estimó que, teniendo en cuenta el comportamiento de la moneda, el hueco fiscal será de 2 billones de pesos para el 2015 y de 11 billones para el 2016, de mantenerse la tendencia de precios.
     
    Además del impacto fiscal, la Unión Sindical Obrera, USO, calcula que serán 25.000 trabajadores de la industria los que quedarían cesantes en caso de que se mantengan los planes de reducción presupuestal de las empresas petroleras en el país.
     
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    Portafolio.co
     
  • En 5 bloques Frontera Energy enfocaría operación en 2018

    Frontera EnergyLa petrolera fortalecerá sus labores en los campos Llanos 25, Quifa, CP6, Guatiquía y Cubiro. La meta para los próximos años es tener un aumento sostenido en producción.

    Para el 2018 la petrolera Frontera Energy (antes Pacific E&P) enfocará sus esfuerzos de exploración y producción en cinco bloques, que hacen parte de un primer paquete de 27 áreas (de un total de 41 que posee), con los que buscará fortalecer su actividad en el país.

    Una vez concluyó su proceso de reestructuración financiera, la compañía se dio a la tarea de revisar y analizar desde el punto de vista de costos y desarrollo, cada uno de los activos que posee en el territorio nacional, con el fin de trazar la carta de navegación para el desarrollo de sus actividades en campo.

    Así lo dio a conocer Barry Larson, CEO de la petrolera en el país, quien explicó en la entrega del informe del primer semestre, que para “desbloquear” la operación, se adoptaron medidas como la renegociación de contratos, disposición de activos no esenciales, estudios sobre el potencial exploratorio de campos para su producción, establecimiento de un control de costos continuado, y flexibilización financiera a través de un reordenamiento de la deuda.

    “Estamos entusiasmados con la implementación de actividades exploratorias, con una estrategia diseñada para impulsar el crecimiento en el 2018”, señaló Larson.
    Por su parte, Alejandro Jiménez Ramírez, director de Asuntos Corporativos de la petrolera, reiteró que la meta es mantener la estabilidad de producción en los campos, inclusive aumentarla. “En este momento (septiembre) tenemos una extracción neta de 72.000 barriles y bruta de aproximadamente 100.000”, manifestó.
    OPERACIÓN DE CAMPOS

    Al poner la casa en orden, Frontera Energy identificó que los campos Llanos 25, Quifa, CP6, Cubiro y Guatiquía le podrían dar resultados a corto y mediano plazo por la prospectividad de los yacimientos y potencial de crecimiento en su producción.

    “El nuevo norte de la compañía, es el de ser más conservadora con una operación que lleve a un aumento sostenido en la extracción, más no desbordado”, precisó el vocero de la petrolera. Explicó que para el primer trimestre del 2018, se intensificarán las tareas de exploración en el bloque Llanos 25, y que para ello comenzará la perforación.

    Precisó Jiménez Ramírez que el monto para esta tarea, identificado ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), es que puede oscilar entre US$30 millones y US$40 millones por las condiciones particulares del terreno. “Es una inversión bastante grande, y es directamente proporcional al éxito que tendrá la exploración”, enfatizó. 

    Así mismo, indicó que con respecto a la actividad en los otros cuatro bloques, en el caso de Quifa (40% de Ecopetrol), se inició “una campaña de desarrollo para incrementar la producción en el área”.
    “En los activos que están en el área CP6, en Puerto Gaitán, se realizarán pozos de avanzada (A2), y otros pozos de exploración en el cuarto trimestre del 2018. En Cubiro, Canaguaro, Cachicamo y Cravo Viejo, trabajos de workover y de pozos de avanzada. Y en Guatiquía y Corcel, excavaciones para pruebas de desarrollo”, explicó el vocero de la petrolera. 

    CON ESPECIAL ATENCIÓN

    Sin embargo, para Frontera Energy, según lo señaló el citado vocero, uno de los grandes generadores es Quifa, el cual se divide en dos campos (Quifa Suroeste y Campo Cajúa). 

    “Se identificaron unos potenciales de crecimiento y desarrollo, por esta razón se perforarán 72 pozos, entre verticales y horizontales”, indicó Jiménez Ramírez.
    Según el informe financiero de la petrolera (segundo trimestre y primer semestre), comenzaron los estudios de yacimientos para facilitar la optimización y la ubicación de futuros pozos de desarrollo y evaluar el potencial para diseño de otros más eficientes. 

    “Ahora que estos estudios están a punto de finalizar, la compañía acelerará el programa de desarrollo en el tercer trimestre de 2017”, señala el contenido del informe e uno de los apartes.

    Otro de los campos con la mira puesta es Guatiquía, bloque con “gran potencial” para la generación de crudo liviano, el cual tiene como fin la dilución de crudo pesado, que produce Frontera Energy.

    “La perforación de desarrollo se redujo debido a los estudios de prospectividad que se requieren para asegurar el manejo prudente del mismo”, resalta el informe financiero de la petrolera, y precisa que “el primer pozo inyector en el Campo Ardilla se perforará en el cuarto trimestre del presente año”.
    Otros campos presentes en el radar de Frontera Energy para su operación en el 2018 son Orito y Neiva, los cuales están a punto de dar resultados sobre un plan piloto para la inyección de agua.

     

    Fuente: Portafolio.co

  • En 5 bloques Frontera Energy enfocaría operación en 2018

    Frontera EnergyLa petrolera fortalecerá sus labores en los campos Llanos 25, Quifa, CP6, Guatiquía y Cubiro. La meta para los próximos años es tener un aumento sostenido en producción.

    Para el 2018 la petrolera Frontera Energy (antes Pacific E&P) enfocará sus esfuerzos de exploración y producción en cinco bloques, que hacen parte de un primer paquete de 27 áreas (de un total de 41 que posee), con los que buscará fortalecer su actividad en el país.

    Una vez concluyó su proceso de reestructuración financiera, la compañía se dio a la tarea de revisar y analizar desde el punto de vista de costos y desarrollo, cada uno de los activos que posee en el territorio nacional, con el fin de trazar la carta de navegación para el desarrollo de sus actividades en campo.

    Así lo dio a conocer Barry Larson, CEO de la petrolera en el país, quien explicó en la entrega del informe del primer semestre, que para “desbloquear” la operación, se adoptaron medidas como la renegociación de contratos, disposición de activos no esenciales, estudios sobre el potencial exploratorio de campos para su producción, establecimiento de un control de costos continuado, y flexibilización financiera a través de un reordenamiento de la deuda.

    “Estamos entusiasmados con la implementación de actividades exploratorias, con una estrategia diseñada para impulsar el crecimiento en el 2018”, señaló Larson.
    Por su parte, Alejandro Jiménez Ramírez, director de Asuntos Corporativos de la petrolera, reiteró que la meta es mantener la estabilidad de producción en los campos, inclusive aumentarla. “En este momento (septiembre) tenemos una extracción neta de 72.000 barriles y bruta de aproximadamente 100.000”, manifestó.
    OPERACIÓN DE CAMPOS

    Al poner la casa en orden, Frontera Energy identificó que los campos Llanos 25, Quifa, CP6, Cubiro y Guatiquía le podrían dar resultados a corto y mediano plazo por la prospectividad de los yacimientos y potencial de crecimiento en su producción.

    “El nuevo norte de la compañía, es el de ser más conservadora con una operación que lleve a un aumento sostenido en la extracción, más no desbordado”, precisó el vocero de la petrolera. Explicó que para el primer trimestre del 2018, se intensificarán las tareas de exploración en el bloque Llanos 25, y que para ello comenzará la perforación.

    Precisó Jiménez Ramírez que el monto para esta tarea, identificado ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), es que puede oscilar entre US$30 millones y US$40 millones por las condiciones particulares del terreno. “Es una inversión bastante grande, y es directamente proporcional al éxito que tendrá la exploración”, enfatizó. 

    Así mismo, indicó que con respecto a la actividad en los otros cuatro bloques, en el caso de Quifa (40% de Ecopetrol), se inició “una campaña de desarrollo para incrementar la producción en el área”.
    “En los activos que están en el área CP6, en Puerto Gaitán, se realizarán pozos de avanzada (A2), y otros pozos de exploración en el cuarto trimestre del 2018. En Cubiro, Canaguaro, Cachicamo y Cravo Viejo, trabajos de workover y de pozos de avanzada. Y en Guatiquía y Corcel, excavaciones para pruebas de desarrollo”, explicó el vocero de la petrolera. 

    CON ESPECIAL ATENCIÓN

    Sin embargo, para Frontera Energy, según lo señaló el citado vocero, uno de los grandes generadores es Quifa, el cual se divide en dos campos (Quifa Suroeste y Campo Cajúa). 

    “Se identificaron unos potenciales de crecimiento y desarrollo, por esta razón se perforarán 72 pozos, entre verticales y horizontales”, indicó Jiménez Ramírez.
    Según el informe financiero de la petrolera (segundo trimestre y primer semestre), comenzaron los estudios de yacimientos para facilitar la optimización y la ubicación de futuros pozos de desarrollo y evaluar el potencial para diseño de otros más eficientes. 

    “Ahora que estos estudios están a punto de finalizar, la compañía acelerará el programa de desarrollo en el tercer trimestre de 2017”, señala el contenido del informe e uno de los apartes.

    Otro de los campos con la mira puesta es Guatiquía, bloque con “gran potencial” para la generación de crudo liviano, el cual tiene como fin la dilución de crudo pesado, que produce Frontera Energy.

    “La perforación de desarrollo se redujo debido a los estudios de prospectividad que se requieren para asegurar el manejo prudente del mismo”, resalta el informe financiero de la petrolera, y precisa que “el primer pozo inyector en el Campo Ardilla se perforará en el cuarto trimestre del presente año”.
    Otros campos presentes en el radar de Frontera Energy para su operación en el 2018 son Orito y Neiva, los cuales están a punto de dar resultados sobre un plan piloto para la inyección de agua.

     

    Fuente: Portafolio.co

  • En 8 municipios se concentra la 'guerra' contra el petróleo

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

    Se advierte que no han podido explicar a los habitantes que las actividades de explotación se realizan de forma adecuada y no ponen en riesgo los recursos ambientales del país.
     
    Orlando Velandia s, Presidente de ANHOrlando Velandia s, Presidente de ANHEn diálogo con La W, el presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Orlando Velandia, se refirió a la situación que afronta la industria minero–energética en Colombia por las constantes consultas populares en todo el país para prohibir la exploración.
     
    Así, Velandia advirtió que quienes apoyan la industria no han tenido la posibilidad de hacer campañas para que los habitantes de sitios como Cumaral (Meta) entiendan que las actividades de explotación se realizan de forma adecuada y no ponen en riesgo los recursos ambientales del país.
     
    Por otro lado, la igual que el Ministerio de Minas y Energía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos resaltó el papel que juega la industria minero–energética dentro de las finanzas colombianas y aclaró que la suspensión de esta industria a nivel nacional solo generaría vacíos dentro del presupuesto general de la nación.
     
    Finalmente, Velandia dijo que actualmente el Gobierno viene trabajando de la mano con todas la entidades estatales y empresas del sector en busca de soluciones que ayuden a disminuir la incertidumbre que las recientes consultas han generado y recordó que Colombia desarrolla actividades de extracción petrolera hace unos 100 años sin dejar impactos negativos en el medio ambiente.
     
    Wradio.com
  • En dos años se conocería cuánto crudo hay en Kronos

    INFOGRAFIA BOLETTEEl plan es perforar en el 2016 un nuevo pozo para definir el volumen del yacimiento.
     
    Si bien las cifras preliminares de Ecopetrol y Anadarko, con respecto al más reciente hallazgo de gas realizado en el mar Caribe, son “halagüeñas”, para definir qué tanto crudo hay en esta área del bloque Fuerte Sur será necesario esperar, al menos, dos años.
     
    Según la información revelada por el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry Garzón, el plan es en el 2016 perforar un segundo pozo, cercano a Kronos.
     
    “Una vez tengamos un segundo pozo podemos tener el ancho y la longitud que puede tener esta formación y esto nos puede llevar a una valoración más precisa”, señaló el ejecutivo en declaraciones a Caracol Radio.
     
    Si se inicia la perforación en el 2016, la información sobre el yacimiento se podría conocer a más tardar en el 2017, según confirmaron a Portafolio fuentes de Ecopetrol.
     
    El barco Bolette Dolphin, con el que se hizo la perforación que concluyó con el hallazgo de un depósito de gas en Kronos-1, se desplazará ahora a Fuerte Norte, a perforar el pozo Calasú-1. De allí se dirigirá a África.
     
    Sin embargo, Echeverry Garzón sostuvo que el objetivo es mantener un buque perforando permanentemente en el Caribe colombiano.
     
    “La tarea apenas comienza, claramente tener dos hallazgos en dos pozos es un éxito muy grande, Ecopetrol incluso dentro de muy poco va a empezar un pozo que se llama Molusco, del cual nosotros somos los operadores”, señaló el Presidente de la petrolera.
     
    CAMINO POR ANDAR 
     
    Las buenas perspectivas en el Caribe no cambian, sin embargo, el mal panorama en el corto plazo para la industria petrolera. Particularmente porque para declarar la comercialidad podrían tardar unos 5 años, y para el desarrollo otros años más.
     
    Por esta razón, los barriles del Caribe no fueron incluidos en el más reciente informe de Coyuntura Petrolera de Fedesarrollo, que estima que a partir del 2016 iniciará una declinación constante de la producción petrolera.
     
    Según los cálculos de Fedesarrollo, este año se logrará una producción de un millón de barriles, como lo estima el Gobierno Nacional en el Marco Fiscal de Mediano Plazo.
     
    Sin embargo, para el 2016 el país produciría 910.000 barriles promedio diario; en el 2017, 880.000 barriles, y para el 2018, 840.000 barriles.
     
    El centro de pensamiento también estima que, por el lado del precio, se dará una lenta recuperación del valor del barril de tal forma que en el 2016 se verá una cotización de 62 dólares; en el 2017 de 67 dólares y en el 2018 de 71 dólares.
     
    Para Fedesarrollo, el ajuste en el negocio petrolero llevará al país a un déficit de cuenta corriente de 6,5 puntos porcentuales del PIB al finalizar este año. Para el próximo año este desbalance podría dejar un faltante de recursos de 0,3 puntos del PIB.
     
     
    Fuente: Portafolio.co
  • En dos años, el país tendría 20 pozos usando ‘fracking’

    Fracking 1El Gobierno dice que con las normas vigentes se puede aplicar esta tecnología. Ya hay seis contratos firmados.
     
    El auge de los yacimientos no convencionales (YNC), una de las grandes apuestas para incrementar las reservas petroleras del país, ya empezó en Colombia.
     
    Actualmente, la Agencia Nacional de Hidrocarburos cuenta con 22 bloques asignados para este tipo de áreas y seis contratos firmados para iniciar en forma la exploración de estos yacimientos en el Valle del Magdalena Medio y el Catatumbo.
     
    “Yo pensaría que para los próximos dos años podríamos tener unos 20 pozos exploratorios. No en todos los bloques asignados tendremos actividad en ese periodo, hay que hacer sísmica inicialmente, pero ya en la perforación, que es donde se hace la estimulación hidráulica (‘fracking’), estimamos 20 pozos”, precisó el viceministro de Energía, Orlando Cabrales Segovia.
     
    La técnica del fracturamiento o estimulación hidráulica es necesaria para explorar y explotar en estos yacimientos no convencionales, en los que se estima que, en Colombia, hay reservas de 31,7 terapies cúbicos de gas.
     
    Para desarrollar los YNC se requiere perforar horizontalmente el pozo e inyectar un fluido con agua y químicos a alta presión para crear microfracturas en la roca generadora donde está atrapado el hidrocarburo.
     
    “Los recursos no convencionales están atrapados en lutitas, que tienen una textura esquista, dura, no permeable y por eso se deben estimular de esta forma”, explica el ingeniero Óscar Vanegas, docente de la Escuela de Ingeniería de Petróleos de la Universidad Industrial de Santander.
     
    EL DEBATE AMBIENTAL
     
    Pese a la eficiencia de la técnica, las dudas en torno a sus impactos ambientales han generado una ola de movimientos ‘anti-fracking’, al punto de que en países como Francia, Holanda, Luxemburgo y la República Checa han declarado moratoria y hasta prohibición explícita del fracturamiento hidráulico.
     
    La preocupación más común tiene que ver con posibles filtraciones en los pozos que puedan contaminar los acuíferos cuando el líquido utilizado para la estimulación es devuelto a la superficie. También hay dudas con respecto a los efectos que pueda tener la perforación horizontal en la actividad sísmica.
     
    Un estudio de la Liga de Mujeres Votantes de Pensilvania, uno de los estados norteamericanos más beneficiados por el auge de los no convencionales, indica que la aplicación de esta técnica está asociada con el deterioro en la calidad de aire y agua, y afectaciones a la salud de los vecinos de los campos.
     
    En Colombia, en el 2012, la Contraloría General de la República emitió un control de advertencia en el que previno a las autoridades de los impactos que podría generar el ‘fracking’ al ambiente y a la salud pública.
     
    De acuerdo con el ingeniero Vanegas, es posible hacer bien la explotación, siempre y cuando se haga un control estricto y un estudio muy detallado de cada uno de los proyectos.
     
    “Depende, por ejemplo, de cada cuenca y de la profundidad a la que se perfore. En la cuenca de los Llanos Orientales, por ejemplo, hacer ‘fracking’ a menos de 5.000 pies de profundidad sería riesgoso; el cóctel de químicos que se utiliza también debe regularse y debe garantizarse que el fluido que retorna no se reinyecte en pozos menos profundos”, explicó el experto.
     
    REGLAS LISTAS
     
    En el país, el reglamento técnico para explotación de YNC del Ministerio de Minas y Energía fue emitido en marzo de este año y los términos de referencia del Ministerio de Ambiente, en julio.
     
    Con esas dos resoluciones, ya las empresas que tienen contratos para exploración de no convencionales pueden empezar a solicitar licencias.
     
    “Yo sé que Exxon, Shell y Conoco están casi listos para iniciar el trámite ambiental”, reveló el viceministro de Energía.
     
    Si normalmente una licencia para no convencionales se tarda entre 8 y 14 meses para ser tramitada, entonces a mediados del próximo año podría estar la primera actividad de estimulación hidráulica en el país.
     
    “La tranquilidad que tenemos como Gobierno es que hemos hecho un ejercicio muy serio, en los últimos dos años, de reglamentación. Cada uno de los riesgos asociados a la actividad están debidamente atendidos con medidas claras de prevención y mitigación. A quienes se oponen, les pedimos que miren las resoluciones que sacamos y si ven que hace falta algo lo miramos, pero no podemos atacar por atacar”, dijo el Viceministro.
     
    Sin embargo, ya en redes sociales se pueden ver movimientos sociales ‘anti-fracking’ que prometen atizar otro gran debate en torno a la industria petrolera.
     
     
    Fuente: portafolio.co / Nohora Celedón
     
     
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  • En el 2017, vuelven las esperanzas con el petróleo

    Aunque no es posible predecir con exactitud los precios del barril de crudo, debido a los factores macroeconómicos que influyen en la formación de la oferta y la demanda, y dado que las cotizaciones son variantes, el promedio de precios esperado para la referencia Brent está entre los 50 y los 55 dólares por barril.
     
    IMG 5984 JpgLa caída en los precios internacionales del petróleo dejó grandes secuelas: disminuyó la inversión extranjera y desaceleró la exploración y la producción, lo cual generó un fuerte impacto en las finanzas del país durante el 2016.
     
    La variante cotización del crudo no fue saludable para el negocio petrolero; no obstante, este año, sorprendió y empezó a mostrar una mayor estabilidad, al registrar un precio por encima de los 50 dólares, lo cual le da nuevas esperanzas al sector.
     
    Basado en los presupuestos preliminares de las empresas, el Estudio de Tendencias de Inversión de la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, estima que este año se realice una inversión entre los 4.470 millones y los 4.940 millones de dólares para exploración y petróleo.
     
    Según Wood Mackenzie, compañía analista de la industria, “el fortalecimiento de las finanzas continuará siendo una prioridad. La disciplina del capital, la reducción de costos y el desapalancamiento estructurarán las estrategias corporativas en 2017”.
     
    Mayor exploración
     
    Como difícilmemte se volverá a tener un precio del barril del petróleo sobre los US$100, el país empezó a diseñar nuevas estrategias que permitan sobrellevar el impacto de tener un barril a bajo costo y mantener unos igresos saludables. Entre ellas, está la inversión en exploración, para la cual se destinarán entre 1.400 y 1.570 millones de dólares, según el Estudio de Tendencias de Inversión de la ACP.
     
    Según Ana Amicarella, directora de Aggreko, compañía británica que suministra soluciones de energía móvil para sectores como el petrolero, los costos de exploración y producción, el endurecimiento de las leyes ambientales, los riesgos en salud y seguridad y los precios del barril son algunos de los desafíos a los que se enfrenta la industria.
     
    Otras de las inversiones que se realizarán en el sector de Petróleo y Gas en Colombia, según la ACP, estarán dirigidas a la producción, para lo cual se suministrarán recursos entre US$3.070 millones y US$3.370 millones, que serán invertidos en la perforación de 600 a 700 pozos de desarrollo, con lo cual la producción de crudo del país sería de 890.000 a 910.000 barriles por día, en promedio.
     
    Amicarella considera que las estrategias en energía, en exploración y en producción son cada vez más importantes para lograr eficiencia. “La disminución de los costos de combustible mientras se alcanza la capacidad de demanda, la fiabilidad de operación, la mitigación del riesgo de pérdida de potencia y caídas en la producción y la adopción de la generación de energía a esos niveles de producción son factores que contribuyen a la búsqueda de eficiencia”.
     
    Ciertamente, como lo prevé Wood Mackenzie, “la industria del petróleo y gas generará un flujo de efectivo positivo por primera vez desde la recesión, si los recortes de producción de la Opep impulsan los precios del petróleo por encima de los 55 dólares por barril”.
     
    Satisfacer la demanda
     
    Una de las especulaciones que existen en el sector de Petróleo y Gas es tener que importar el crudo. Francisco José Lloreda Mera, presidente ejecutivo de la Asociación Colombiana del Petróleo, opina que para evitar llegar a esto, es fundamental mantener las inversiones en exploración y en recobro mejorado.
     
    “Si bien es cierto que los campos petroleros colombianos tienen una tendencia a la declinación, también lo es que en la medida en que se invierta en aumentar el recobro en estos campos, vamos a poder mantener la producción lo suficiente como para satisfacer la demanda interna del país”, concluyó.
     
    Acuerdo de la Opep, un verdadero reto
     
    La Organización de Países Exportadores de Petróleo, Opep, confirmó que la oferta mundial de crudo comenzó a bajar, como pactaron varios grandes productores en diciembre, para estabilizar los precios, al tiempo que pronosticó una notable subida de la demanda petrolera para 2017. 
     
    Esto es una muestra de que la mayoría de los países ha respetado los acuerdos pactados por la organización, “lo que se vio reflejado en las cifras de producción de crudo, que en enero reportaron un bombeo de 95,8 millones de barriles diarios, es decir, una reducción de 1,3 millones de barriles con respecto al año pasado”, precisa Francisco José Lloreda Mera, presidente ejecutivo de la Asociación Colombiana del Petróleo. Sin embargo, cree que es difícil predecir si el acuerdo permitirá mantener el precio del petróleo sobre los US$55. 
     
    “Hay otras fuentes de incertidumbre en el mercado en este momento. Tal vez la principal tiene que ver con los Estados Unidos, ya que la nueva política energética de este país propende por estimular la actividad de hidrocarburos, lo que implica que es de esperar que aumente la producción de crudo y gas de la Unión Americana y, con ello, la oferta global de hidrocarburos, que es un factor determinante en la variación de los precios”. 
     
    Según Lloreda Mora, para algunos de los países miembros de la Opep, salvo Arabia Saudita, cumplir con sus metas de recortes de producción es un verdadero reto, “dado que estos requieren de los recursos que ofrece su industria petrolera, para mantener la estabilidad económica al interior de sus naciones”. 
     
    por LUISA FERNANDA RUIZ
     
    Vanguardia.com
     
  • En el primer trimestre del año los ingresos de Canacol aumentaron 83%

     

    Canacol 1Canacol Energy publicó sus resultados financieros del primer trimestre del 2017, en los que destacan los ingresos totales de petróleo y gas natural aumentaron 83% a US$41,6 millones en comparación con US$22,7 millones para el mismo período del año 2016; lo que, según la compañía, refleja las ventas adicionales relacionadas con la expansión del gasoducto de Promigas y al aumento en los precios de referencia del crudo.

    Según Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol, “Durante el primer trimestre del año, Canacol logró un crecimiento significativo en los volúmenes de ventas contractuales realizadas a 18.043 boepd, 61% más que en el mismo trimestre de 2016”.

    Así mismo, añadió que “los fondos ajustados provenientes de las operaciones para el primer trimestre aumentaron 56% a US$$20,9 millones en comparación con US$13,5 millones para el mismo trimestre en 2016”.

    Según el reporte presentado a la Superintendencia financiera, los volúmenes promedio de producción diaria aumentaron a 16.992 boepd, lo que significó un incremento de 55% respecto a los niveles del mismo periodo del año anterior.

    De acuerdo con la información suministrada por la compañía, esta alza se debió principalmente al aumento en la producción de gas en Esperanza y VIM-5 como resultado de las ventas adicionales relacionadas con la expansión del gasoducto de Promigas.

    A 31 de marzo de 2017, la compañía reportó que su efectivo era de US$44,8 millones y su efectivo restringido de US$62,5 millones. También, reportó que la pérdida neta de US$ 7,9 millones se debe a gastos no monetarios. 

    Asimismo, en este periodo la compañía anunció su séptimo descubrimiento consecutivo de gas natural en Cañahuate-1, que probó 28 MMscfpd de gas seco y un descubrimiento de petróleo en Mono Capuchino 1ST que probó 1.013 boepd de crudo ligero. 

    Igualmente, el comunicado resalta que durante el resto de 2017, Canacol planea perforar dos pozos de exploración de gas natural de alto impacto en adición de reservas, Toronja-1 en junio de 2017 y Pandereta-1 en octubre de 2017. “Las reservas provenientes de Cañahuate 1 y las reservas potenciales de Toronja y Pandereta nos acercará a nuestro objetivo de incrementar la producción hasta 230 MMscfpd en diciembre de 2018, a través de la nueva expansión de gasoducto que Promigas ha iniciado hacia Cartagena y Barranquilla”.

     

    Encuentre los resultados del informe : http://www.canacolenergy.com/i/pdf/nr/2017_1QPR.pdf

     

    Por: Paisminero.co / CP Canacol Energy

  • En medio de crisis de hallazgos, hoy subastan 95 bloques petroleros

    Este año van tres descubrimientos, mientras que aumentan pozos que resultan secos y deben taparse.
     
    ExplotacionLa caída del 2,45 por ciento de la producción promedio diaria de petróleo, que se registró durante el primer semestre del año, no es el único factor adverso contra el que tiene que remar el país para mantener los ingresos petroleros. Su dinámica en los últimos años le ha permitido obtener al Gobierno multimillonarios recursos, tanto para su funcionamiento como para financiar los proyectos de inversión social.
     
    Hoy, cuando la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) ofrece a las 38 petroleras que finalmente se habilitaron para la Ronda Colombia 2014 un total de 95 bloques para la exploración y eventual producción de hidrocarburos, los resultados de este año en la búsqueda exitosa de nuevos recursos también son inferiores a los del año pasado. (Vea aquí las áreas del país donde están ubicados los 95 bloques para la búsqueda de petróleo)
     
    Contando el reciente pozo anunciado el lunes por Canacol Energy en el bloque Santa Isabel, en límites de los departamentos de Cesar, Bolívar y Santander, las cifras de la entidad estatal muestran una reducción del 70 por ciento en los reportes de avisos de descubrimientos entre enero y mayo, pese a que en el 2014 el número de pozos exploratorios, en el mismo período, ha subido un 25,9 por ciento, al pasar de 54 a 68 perforaciones.
     
    Aunque la maduración de los procesos exploratorios no es uniforme por factores como la geología y las condiciones del terreno en los que se realizan, en los cinco primeros meses del año las compañías petroleras solo le reportaron a la ANH dos avisos de descubrimientos, mientras hace un año, entre enero y mayo, se hicieron diez anuncios en este sentido.
     
    Este año, los reportes de hallazgos han estado a cargo de Ecopetrol, con el pozo Golosa ST-1, en el contrato De Mares, en el Magdalena Medio (departamento de Santander), al igual que por Petrominerales (hoy ya absorbida por Pacific Rubiales), que le informó a la entidad estatal un hallazgo de crudo mediante el pozo Ceibo-1, en el bloque Guatiquía, localizado en el departamento del Meta.
     
    Hace un año, al corte de mayo, las firmas que habían informado a la ANH el hallazgo de crudo fueron Pacific Rubiales (uno), Petrominerales (dos), Ecopetrol (dos), Alange Energy (dos hallazgos), así como Geopark, Canacol Energy y Cepsa Colombia (filial de la española Cepcolsa), cada una con un descubrimiento.
     
    En ese entonces, todos los hallazgos de estas firmas se dieron en la cuenca de los Llanos Orientales.
     
    Más pozos secos
     
    De acuerdo con el documento de la ANH, entre enero y mayo del año pasado y el mismo periodo del 2014, el número de pozos exploratorios que resultaron secos y debieron taparse y abandonarse aumentó el 68,7 por ciento, al pasar su número de 16 a 27.
     
    Esto quiere decir que, al tomar el número de pozos abiertos con algún resultado, entre secos y con reporte de descubrimiento, a mayo pasado el porcentaje de éxito exploratorio del país se situó en el 6,8 por ciento, nivel que en el misma lapso del año pasado llegó al 38,4 por ciento.
     
    El ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta, dijo que, además de intentar recuperar el ritmo de producción por encima del millón de barriles en lo que resta del año, las actividades de mediano y largo plazo son las que deben garantizar el cumplimiento tanto de los niveles de extracción de crudo como de las reservas probadas del país, que se establecieron, al cierre del 2013, en 2.445 millones de barriles.
     
    Para el funcionario, es positivo que hayan sido 38 las firmas que finalmente se calificaron para la subasta petrolera de este miércoles, de un total superior a las 40 que presentaron documentos, luego de que 59 empresas compraran los paquetes con la información sobre el proceso competitivo.
     
    Aunque la ANH estima que por lo menos se debe adjudicar el 30 por ciento de las áreas ofrecidas para considerar que los objetivos se cumplieron, el presidente de la entidad, Javier Betancourt, precisó que hay que esperar a ver cuáles de las firmas habilitadas se presentan, bien sea en forma individual o en consorcio. “El día de la quema se ve el humo”, aseguró el funcionario.
     
    No obstante la menor tasa de éxito exploratorio, las petroleras siguen buscando prospectos para perforar, ya que la exploración sísmica que realizan subió un 160 por ciento entre enero y mayo pasados, al ubicarse en 7.476 kilómetros equivalentes, de un total general de 14.381 kilómetros, cifra que incluye la exploración que realiza la ANH.
     
    El 40 % de los taladros está libre
    De acuerdo con la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), este año se ha incrementado el porcentaje de taladros que estaban libres y pendientes de firmar contrato con alguna petrolera. Al cierre de abril pasado, de los 255 equipos que hay en el país, 147 tenían contrato, 104 estaban libres y 4 se encontraban en mantenimiento, lo que quiere decir que el porcentaje de utilización era del 57,6 por ciento, mientras más del 40 por ciento estaba sin usar.
     
    Las estadísticas del gremio revelan que hace un año, de un total de 267 taladros registrados, la tercera parte presentaba estado libre (33,7 por ciento), mientras 171 estaban ocupados y 6 se encontraban en mantenimiento.
     
    Como resultado de las restricciones ambientales y de seguridad y con las comunidades, desde al año pasado las firmas del sector han optado por esperar hasta último momento para firmar el alquiler de estos equipos, porque, si una licencia no sale a tiempo y el equipo está contratado, las empresas terminan pagando el arriendo, pero no utilizan las máquinas para perforar.
     
    La mayoría de los taladros que están sin contrato corresponden a equipos de capacidad mediana, entre 370 y 650 caballos de fuerza, mientras entre los utilizados predominaban los de capacidad entre 1.000 y 1.500 caballos de fuerza, así como los medianos.
     
    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
    Economía y Negocios 
    ElTiempo.com
  • En riesgo 120.000 barriles diarios de crudo por consultas según indicó la ACP

    Barriles 1Con los 23 municipios que tienen procesos de consultas populares contra el sector de hidrocarburos, se pone en riesgo la producción de cerca de 120.000 barriles de petróleo diarios y el futuro de al menos 14 proyectos de exploración. El impacto se vería también en los ingresos para la nación y en regalías, al igual que menos crecimiento del PIB.
     
    El triunfo del no en Cumaral (Meta) y Arbeláez (Cundinamarca), la consulta programada para el próximo 6 de agosto en Pasca y otras 20 iniciativas que se están moviendo en ocho departamentos tienen en alerta al sector minero-energético.
     
    Según explicó Francisco Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), “si se adelantan las consultas en estos 21 municipios y se termina prohibiendo la actividad petrolera, habría una producción de 120.000 barriles de petróleo diarios menos y estarían amenazados 14 proyectos de exploración que están en camino”.
     
    Pero, ¿qué significaría para el país esta caída en la producción de 120.000 barriles diarios de crudo en un año?
     
    Consultas Impacto
     
     
    Según las cifras que maneja la ACP, habría $684.000 millones menos en ingresos para el Gobierno y para las regiones mediante regalías; 0,84 puntos menos de crecimiento para el PIB, y US$ 1.800 millones menos en exportaciones, lo que representa 6% de las ventas totales del país.
     
    Así mismo, Lloreda señaló que estas consultas constituyen un mal mensaje para los inversionistas que están actualmente en proyectos exploratorios o que piensan invertir en Colombia, dada la incertidumbre jurídica.
     
    De hecho, Canacol Energy, afectada por la consulta en Arbeláez del domingo pasado manifestó, a través de un comunicado, que “la falta de estabilidad contractual en Colombia impacta directamente decisiones futuras de inversión de compañías en el sector extractivo, lo cual podría tener un impacto negativo en la inversión extranjera directa, regalías, impuestos, y generación de empleo para el Gobierno y los ciudadanos” .
     
    De acuerdo con los estudios de competitividad que ha realizado el Ministerio de Minas y Energía y la ACP, Colombia necesita más de US$7.000 millones en inversión para incrementar la posibilidad de hallar nuevas reservas, según explicó Lloreda.
     
    De hecho, para este año, el valor de la inversión que maneja la Asociación es de US$4.700 millones. “No sé cuánto han invertido, pero es muy probable que se dé el grueso de esa inversión porque 75% responde a compromisos contractuales con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Así esa inversión se diera, es baja frente a la que el país necesita”, aseguró Lloreda.
     
    En el radar de la ACP, los municipios en donde hay alerta de consultas son: Medina (Cundinamarca), Ortega (Tolima), Íquira (Huila), Paujil, Doncello, Morelia, Valparaíso, Montañita (Caquetá); Uribe, Guamal, Vistahermosa, Mesetas (Meta); Yopal, Aguazul, Támara, Paz de Ariporo, Monterrey (Casanare); San Vicente de Chucurí y El Carmen en Santander, y San Martín (en Cesar).
     
    Ante este panorama, Lloreda señaló que el gremio está pendiente de la decisión que tomará el Gobierno para precisar las competencias de la nación, los departamentos y municipios en materia de hidrocarburos.
     
    Desde el punto de vista del sector minero, “nosotros invertíamos entre US$2.500 millones y US$3.000 millones al año. Ahora es más la plata que se va de Colombia que la que se queda. Solo en inversión extranjera directa estaríamos perdiendo una cifra estimada de US$1.500 millones para este año en solo minería”, comentó Santiago Ángel, presidente de la Asociación Colombiana de Minería (ACM).
     
    Precisamente, para Ángel, la mayor pérdida ha sido con la de Cajamarca (Tolima) el pasado 26 de marzo que trajo consigo la salida de Anglogold Ashanti del proyecto. Fuentes cercanas a la compañía surafricana manifestaron que la inversión en 2017 era de US$90 millones, pero luego de las consultas populares, bajó a US$34 millones.
     
    Ángel también señaló la importancia de la creación de una ley que dé fin a la tensión entre el subsuelo como responsabilidad del Estado, y el suelo de los municipios.
     
    Los acuerdos municipales, otro mecanismo 
     
    Además de las consultas populares, los acuerdos municipales en contra del sector minero-energético también están en aumento. Según cifras de la Asociación Colombiana de Minería (ACM), existen 17 acuerdos en todo el país. El departamento que más ha utilizado este mecanismo es Antioquia, puesto que en Andes, Ciudad Bolívar, Caramanta, La Pintada, Montebello, Tarso, Santa Bárbara, Jericó, Venecia, Pueblorrico, Támesis, Fredonia, Hispania y Titiribí hay estos acuerdos. Si se mira el resto del país, hay en Ibagué (Tolima) y Gachantivá en Boyacá.
     
    Fuente: Larepublica.co
  • En Septiembre se Produjeron 859.000 Barriles diarios

    859000 Barriles por día, sería la Producción de Septiembre859000 Barriles por día, sería la Producción de SeptiembreEl Ministerio de Minas y Energía informó que la producción promedio de crudo durante el mes de septiembre fue de 859.000 barriles por día, presentando un  aumento de 3,8% respecto al mes anterior, y llegando a un acumulado promedio anual de 899.000 barriles día. 
     
    Por otro lado, la cifra preliminar de producción de gas fue de 968 millones de pies cúbicos por día, volumen mayor en 1,92% con respecto al mes de agosto.
     
    *Este reporte contiene datos de producción estimada que serán sometidos a procesos de validación.
  • En un mundo con demasiado crudo, mandan los monstruos de acero

    Petroleo 1Bogotá - Si bien los precios petroleros cayeron 34% en 2015, las ganancias promedio para estos transportistas saltaron a US$67,366 por día, el máximo desde al menos 2009.

    La crisis petrolera más destructiva en una generación le está dando a los dueños de barcos cisterna miles de millones de dólares inesperados.

    Con el abandono de los límites de producción de la Organización de Países Exportadores de Petróleo para obtener participación de mercado, los petroleros que llegan a cargar 2 millones de barriles por viaje están en demanda para transportar crudo desde el Medio Oriente hasta Asia y América del Norte. Si bien los precios petroleros cayeron 34% en 2015, las ganancias promedio para estos transportistas saltaron a US$ 67,366 por día, el máximo desde al menos 2009, según Clarkson, el mayor bróker de buques cisterna del mundo.

    “El viento sopla a nuestro favor en estos momentos”, dijo Nikolas Tsakos, el máximo responsable de Tsakos Energy Navigation Ltd., durante una entrevista en las oficinas de Bloomberg en Nueva York, y añadió que es probable que la caída de los precios del petróleo estimule la demanda y los cargamentos el próximo año.

    Analistas de barcos cisterna predicen que el boom persistirá por varias de las mismas razones por las que los pronosticadores de precios de petróleo son pesimistas. La OPEP no muestra señales de revertir su estrategia de mercado, e Irán ha definido planes para acelerar sus exportaciones apenas sean levantadas las sanciones económicas contra el país.

    Al mismo tiempo, Estados Unidos ha derogado el límite que mantuvo durante cuatro décadas a sus exportaciones. Con inventarios en tierra cerca de niveles récord, esto podría significar que en el futuro más barriles serán almacenados en barcos, aumentando aún más los beneficios, dijo Tsakos.

    Principales operadores
    Los mayores operadores de buques que manejan envíos desde Europa son Euronav NV, con sede en Amberes, Bélgica; DHT Holdings Inc.,

    Frontline Management, que maneja la flota de petroleros del multimillonario nacido en Noruega John Fredriksen, y Tsakos Energy en Grecia. Todas han visto crecer sus acciones este año, mientras la mayoría de los productores de energía han caído.

    “Nos estamos beneficiando de lo que actualmente es un ambiente desafiante para el sector de energía”, dijo Svein Moxnes Harfjeld, codirector ejecutivo de DHT, a través de un correo electrónico. “Esperamos que 2016 sea un año provechoso”.

    Tsakos, cuya compañía ganó 4,3 por ciento en operaciones en Nueva York este año, dijo que el incremento debería haber sido más alto, dado que “el negocio subyacente lo está haciendo muy bien”. Con demasiada frecuencia, en la mente de los inversores los barcos cisterna son agrupados con otros servicios del sector petrolero, dijo.

    “Los inversores miran los buques como un servicio petrolero, que es lo que somos”, dijo Tsakos. “Pero creo que muy pocos se han dado cuenta de que somos el único servicio petrolero afectado positivamente por la caída de los precios. Espero que esto se reconozca en el nuevo año, y que los precios de nuestras acciones se muevan en la dirección correcta”.


    Fuente: Larepublica.com.co / Bloomberg

  • En vilo unos 5.000 millones de dólares en inversión petrolera por votación en Cumaral

    Petroleros TexasLas compañías del sector no invertirían por la inseguridad jurídica que existe en el país.

    La industria petrolera colombiana está amenazada por una escalada de consultas populares que buscan impedir la exploración y producción, cuando el país necesita aumentar sus reservas para evitar convertirse en un importador de crudo en cinco años, advirtió este lunes un grupo de empresas del sector.

    El anuncio se conoció un día después de que los habitantes de Cumaral, en el departamento del Meta, rechazaron por una amplia mayoría las actividades de exploración sísmica, perforación exploratoria y producción de hidrocarburos. Mansarovar Energy, de capitales chinos e indios, tiene un proyecto en la zona.

    La de Cumaral fue la primera consulta popular sobre la actividad petrolera en Colombia, pero hay al menos otras 20 en curso, lo que amenaza con aumentar la incertidumbre jurídica y aplazar o cancelar millonarias inversiones de empresas, fundamentales para elevar las reservas del país, según el gremio.

    "La incertidumbre jurídica va a conducir a que la actividad exploratoria y de producción en Colombia se venga a pique. No habrá inversión ni exploración si continúa una racha de consultas populares", dijo el presidente de la ACP, Francisco José Lloreda. 

    Las empresas petroleras que operan en Colombia anunciaron en marzo que planeaban duplicar la inversión este año hasta 5.000 millones de dólares, en un esfuerzo por mantener los niveles de producción aprovechando la estabilidad de los precios del crudo, pero Lloreda dijo que por la incertidumbre de las consultas populares algunas revaluarán sus proyectos. 

    La producción colombiana de petróleo ha caído en los últimos años, principalmente por la baja de los precios internacionales del crudo, que llevó a muchas empresas del sector a aplazar proyectos de exploración y de bombeo que no eran rentables. 

    Hasta ahora las consultas populares habían golpeado al sector minero del país. La producción promedio de petróleo de Colombia cayó un 12 por ciento interanual en 2016 a 885.000 barriles al día (bpd) en promedio, desde 1,006 millones de bpd en el año previo. El bombeo está actualmente en niveles similares a los del 2010. 

    El Gobierno colombiano se dispone a presentar al Congreso un proyecto de ley para evitar los choques entre autoridades nacionales y locales por proyectos petroleros y mineros, e impedir que consultas populares los prohíban, pero la agenda parlamentaria, a un año de las elecciones, está concentrada en temas como la implementación del acuerdo de paz con las Farc.

    Por: Portafolio.co

  • Endeudar a Ecopetrol: ¿cuál es la apuesta?

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

    Importaciones de fuel oil y otros derivados, cayeron en un 70 por ciento en el último año.
     
    Reficar WebAdemás de la fuerte caída en las importaciones de crudo, Estados Unidos redujo de manera sustancial las compras de derivados de petróleo procedentes de Colombia, en un mercado caracterizado por bajos precios y altos inventarios.
     
    Mientras las importaciones de crudo disminuyeron en un 30 por ciento, las de productos refinados cayeron en un 70 por ciento, pasando de casi 950 millones de dólares en el 2014 a solo 276 millones hasta noviembre del 2015.
     
    En dicha fecha los inventarios de combustibles derivados del petróleo habían alcanzado un volumen de 165 millones de barriles, lo que arroja un incremento del 25 por ciento, frente a los niveles de hace 1 año.
     
    De acuerdo con los datos del Departamento de Comercio y la Oficina del Censo, los mayores recortes del producto colombiano se dieron en la región del golfo de México y en la costa oeste de los Estados Unidos. En el primer caso las importaciones que promediaban 5 y medio millones de barriles mensuales en julio pasado, cayeron a 2,3 millones en octubre. En la Costa oeste, las compras se descolgaron de 3,8 a 1,1 millones de barriles. En contraste, la costa este importo un poco más pasando de 2 a 2,7 millones, durante el periodo indicado.
     
    El estado de la Florida, particularmente, redujo sus compras de 137 a 73 millones de dólares, en el último año.
     
    Por su parte, el estado de Texas, el mayor centro de intercambio petrolero con Colombia, muestra claramente la nueva situación energética de los Estados Unidos, en cuanto a una dependencia cada vez menor de las importaciones de crudo y derivados.
     
    En efecto, dicho estado que posee un tercio de la capacidad de refinación del país, estimada en 18 millones de barriles por día, recortó sus importaciones de petróleo de 76.000 a 32 mil millones de dólares, mientras que las de derivados cayeron de un poco más de 15.000 a 10 mil millones de dólares. Las compras de crudo disminuyeron de casi 5 mil millones de dólares en el 2014, a menos de 2 mil millones a noviembre del 2015.
     
    CAEN LAS IMPORTACIONES
     
    En el nuevo escenario, las importaciones de derivados como fuel oil, descendieron de 204 millones a solo 17 millones, en las mismas fechas.
     
    Por su parte, Texas le vendió a Colombia 3.600 millones de dólares en gasolina motor, dentro de una factura total de 4.300 millones del mismo producto procedente de Estados Unidos.
     
    Germán Duque - Portafolio.co
  • Estas son las investigadas por pólizas falsas en la ANH

     Las que presentaron cartas de crédito sin sustento son Santa Maria Petroleum, LOH Energy y el consorcio Optima Range.
     
    ExplotacionLa segunda semana de mayo de este año la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, envió una comunicación a GNB Sudameris en la que le solicitaba verificar si el banco había emitido unas cartas de crédito para petroleras que tenían contratos de exploración y producción con la entidad.
     
    En su respuesta, el banco confirmó que las cartas que aparecían en favor de Santa Maria Petroleum, LOH Energy y el consorcio Optima-Range no habían sido emitidas por la entidad, “por lo tanto GNB Sudameris no tiene carácter de garante”, dice la carta.
     
    Según el Ministerio de Minas y Energía, las cartas de crédito falsificadas sumaban 47,3 millones de dólares.
     
    Al menos dos de las empresas involucradas en el proceso, el consorcio Optima-Range y LOH Energy, aseguraron que fueron engañados por un tercero al que encargaron de tramitar las cartas de crédito.
     
    “El pasado 20 de abril la ANH nos dijo que una de nuestras cartas estaba por vencer, contactamos a la persona que gestionó las cartas de crédito y la persona no apareció. Luego hablamos con el banco y nos dijeron que la carta era falsa”, señaló César Torrente, abogado de LOH Energy.
     
    Las cartas eran las garantías para la operación de dos de los tres bloques que tiene la empresa en Colombia: LLA 18 y VMM 15, y ambas suman un valor de 20 millones de dólares.
     
    De acuerdo con Torrente, el pasado 27 de mayo radicaron una denuncia penal ante la Fiscalía en contra de la persona encargada de tramitar las cartas de crédito.
     
    Un caso similar sucedió con Optima Range, cuyas cartas de crédito respaldaban sus operaciones en los bloques PUT-05, VMM 07 y VSM 01 y sumaban 12 millones de dólares.
     
    Fuentes de la empresa afirmaron que también interpusieron una demanda penal contra una tercera persona a la que pagaron 2.000 millones de pesos para tramitar las pólizas.
     
    Mientras tanto, la firma Santa María Petroleum, con la que no fue posible establecer comunicación, tiene actualmente vigente con la ANH un solo contrato para la exploración del bloque LLA 27.
     
    Fuentes cercanas al proceso aseguraron a este diario que la firma Alange Energy tiene relación con este negocio, por lo que también estaría en la investigación.
     
    Sin embargo, voceros de la empresa garantizaron que no tienen ni han tenido ningún tipo de vínculo ni con Santa Maria Petroleum ni con el bloque LLA 27.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Este año no se cumplirá la meta de exploración petrolera

    Campo ThxLa Agencia Nacional de Hidrocarburos presentó su balance anual. A principio de año la meta era de 70 pozos exploratorios. Sin embargo, la meta en agosto se redujo a 37 pozos y aún así los planes no se cumplieron.
     
    Si bien Colombia logró mantener este año su meta de producir más de un millón de barriles de petróleo, en promedio, en la actividad exploratoria se sintió más el golpe de la caída de los precios del crudo.
     
    De acuerdo con el balance anual presentado este miércoles por el presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, Mauricio De La Mora, lo más probable es la meta de perforar 37 pozos exploratorios en el 2015 no se cumpla.
     
    La entidad estima que al cerrar el año se llegará a 30 pozos en total, una cifra muy baja si se tiene en cuenta que el año pasado se construyeron 113.
     
    Cabe recordar que a principios de este año la meta era de 70 pozos exploratorios, pero en agosto, ante la caída de los precios del petróleo y la reducción de las inversiones de las petroleras, el Gobierno Nacional bajó la meta a 37.
     
    A noviembre, son 24 pozos exploratorios los que se han perforado y hay 2 más que están en proceso.
     
    La construcción de once pozos adicionales fue aplazada por empresas que decidieron acogerse al Acuerdo 02, una medida tomada por la ANH para evitar que empresas cancelaran sus planes de inversión en el país y darles más tiempo para ejecutar sus compromisos contractuales.
     
    En materia de sísmica, la meta se ha cumplido con creces, de un objetivo de 28.359 kilómetros de sísmica 2D equivalente, se han hecho este año 30.140 kilómetros.
     
    No obstante, de esta cifra, menos del 1 por ciento corresponde a proyectos de exploración en tierra firme y el 99 por ciento restante es de bloques off shore (en el mar).
     
    “Estamos trabajando para ver qué podemos hacer para incentivar la sísmica el año entrante y la exploración (...) En el 2016 tendremos que ser más creativos y salir a responder con más ahínco, desde el Ministerio de Minas y la Agencia Nacional de Hidrocarburos”, señaló De la Mora.
     
    Este año, tampoco se ha podido cumplir con los objetivos de inversión, de una meta de 552 millones de dólares, se han ejecutado 396 millones de dólares.
     
    LOS ACUERDOS 
     
    El balance de la ANH muestra que los Acuerdos 02, 03 y 04, que emitió este año la ANH para flexibilizar los contratos y los compromisos de inversión de las petroleras, han tenido buena acogida por parte de los inversionistas.
     
    De hecho, parte de la inversión que no se hará este año, no se ha cancelado, sino que se ha pospuesto gracias a estos acuerdos.
     
    En total fueron 155 los contratos para los que se presentaron solicitudes para acogerse a los acuerdos, sin embargo, solo 87 fueron admitidos. En materia de producción, estas medidas evitaron que empresas devolvieran 12 áreas de evaluación.
     
    Fuente: Portafolio.co
  • Estos son los cinco candidatos para Ecopetrol

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

    BpLa sorprendente salida del jefe de exploración de la británica British Petroleum ha puesto el foco de atención en una estrategia de búsqueda de petróleo que, tras años de recortes de presupuesto, se centra principalmente en la ampliación de los campos existentes en lugar de aventurarse hacia lo desconocido sin reparar en gastos.

    Esa prudencia es reflejo de una empresa castigada por el costo de 55.000 millones de dólares del derrame en el Golfo de México en 2010 y la necesidad de exprimir cada gota de un presupuesto de exploración drásticamente recortado en un entorno de precios bajos del crudo.

    "La exploración no tiene que parecerse necesariamente a (el presentador de documentales) David Attenborough al pie de una nueva frontera", dijo a Reuters una fuente de BP.

    Aunque las reservas totales y yacimientos de BP que se pondrán en marcha en los próximos cuatro años muestran un aspecto saludable en comparación con otras grandes petroleras, su cartera a largo plazo es la más reducida de sus rivales y el punto de equilibrio en costos es el más alto, en opinión de algunos analistas, entre ellos Macquarie.

    Varias fuentes de BP dijeron que el presidente ejecutivo Bob Dudley y su equipo estaban trabajando duro en una nueva estrategia a largo plazo, con los inversores a la espera de una actualización sobre los planes del grupo a partir de 2020 este año o a principios del que viene. Es probable que el plan contenga una de las frases favoritas de Dudley: "Lo grande no es necesariamente hermoso”.

    Después de que las desinversiones que tuvo que hacer por el desastre del Golfo de México redujesen el tamaño de la compañía en un tercio, BP concentra ahora sus operaciones en cinco regiones: Angola, Azerbayán, Egipto, el Golfo de México y el mar del Norte.

    Fue en Angola, Egipto y el mar del Norte, regiones que ya eran clave para BP, donde Richard Herbert cosechó sus mayores éxitos durante sus dos años al frente del negocio de exploración.

    BP dijo que su marcha tuvo que ver con la decisión de la compañía de poner la exploración y el desarrollo de yacimientos bajo un equipo de "upstream" liderado desde el pasado febrero por Bernard Looney.

    Pero Herbert, que trabajó con Dudley en Rusia en la década de 2000, también ha visto como su presupuesto anual menguaba desde 3.500 millones de dólares en 2013 a 1.000 millones este año, cantidad que no basta ni para perforar una docena de pozos de aguas profundas y mucho menos para adentrarse en una nueva frontera de exploración que podría conllevar grandes ganancias pero también un elevado riesgo de regresar con las manos vacías.

    Royal Dutch/Shell enterró US$7.000 millones en un proyecto de exploración en Alaska que abandonó el año pasado, algo que BP no puede permitirse. Aunque los recursos existentes de BP no son pequeños comparados con los de sus rivales, analistas dicen que la falta de una cartera de largo plazo es motivo de preocupación.

    Fuente: Dinero.com

  • Exploración petrolera podría aumentar considerablemente

    Un acuerdo de paz con la guerrilla podría favorecer el sector petrolero de Colombia con un incremento de las actividades de exploración, clave para que el país aumente su producción y sus reservas de crudo.
     
    Petroleo IngColombia, el cuarto productor latinoamericano de crudo, ha reducido su producción de petróleo por debajo de un millón de barriles diarios como consecuencia de una escalada de ataques de la guerrilla contra la red de oleoductos. Un recrudecimiento de los ataques de las Fuerzas Armadas Revolucionarias de Colombia (FARC) y del Ejército de Liberación Nacional (ELN) también ha impactado las actividades de exploración, principalmente en zonas selváticas con presencia de la guerrilla.
     
    "Lo mejor y lo más pronto que firmemos este acuerdo de paz con las FARC (...) más áreas se liberarán para la exploración", dijo José Francisco Arata, presidente de Pacific Rubiales, durante una conferencia en Londres.
     
    Pacific Rubiales es el mayor productor privado de petróleo de Colombia.
     
    Sólo en el 2013, se registraron 259 ataques contra los oleoductos, la mayor cifra en más de una década y un incremento del 72 por ciento en comparación con el 2012, de acuerdo con estadísticas del Ministerio de Defensa. El petróleo es el principal generador de divisas por exportaciones para la cuarta economía de América Latina y una importante fuente de ingresos por impuestos y regalías.
     
    Colombia alcanzó en el 2013 una producción de 1.006.000 barriles diarios, 54.000 barriles por debajo de la meta, mientras que perforó 115 pozos exploratorios, un 79 por ciento inferior a los 206 fijados por la industria al comenzar ese año.
     
    "Tenemos que aumentar la inversión para la exploración. Tenemos que revertir esta tendencia (...) 100 pozos de exploración no es suficiente. Debemos estar perforando entre 400 y 500 pozos de exploración", dijo Arata.
     
    Colombia cuenta con reservas petroleras de 2.445 millones de barriles, equivalentes a 6,6 años de consumo.
     
     
    Fuente: Dinero.com
     
     
    Reuters/D.com
  • Extreman Exigencias Para La Adjudicación De Bloques Petroleros

     

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

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

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

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


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

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

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

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

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

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


    No petroleros también

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

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

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

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

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

    Nuevo esquema de puntos

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

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

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

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

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

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


     

    Fuente: Eltiempo.com



     

  • Exxon Mobil gana 17.880 millones en el primer semestre, 9 por ciento más que en 2013

    ExxonNueva York, 31 jul (EFE).- Exxon Mobil, la mayor petrolera de Estados Unidos, ganó en el primer semestre del año 17.880 millones de dólares, lo que representa un aumento del 9 % respecto al mismo periodo del ejercicio anterior.
     
    La compañía, domiciliada en el estado sureño de Texas, se anotó entre enero y junio pasados una ganancia neta por acción de 4,15 dólares, comparado con los 3,67 dólares de los mismos seis meses del ejercicio anterior, cuando su beneficio se situó en los 16.360 millones de dólares.
     
    La petrolera ingresó en ese periodo 218.420 millones de dólares, frente a los 215.023 millones de las mismas fechas de 2013, al tiempo que sus costes se elevaron hasta los 189.042 millones, frente a los 186.217 millones de la primera mitad del año precedente.
     
    Por lo que se refiere al segundo trimestre, al que más atención prestaban hoy los expertos, se anotó un beneficio neto de 8.780 millones de dólares (2,05 dólares por acción), el 27,9 % más que los 6.860 millones (1,55 dólares) del mismo trimestre de 2013.
     
    La facturación de Exxon Mobil en el segundo trimestre del ejercicio fue de 111.647 millones de dólares, lo que representa un incremento del 4,66 % respecto a los 106.666 millones de dólares que ingresó en el mismo periodo del año anterior.
     
    El gigante petrolero detalló en un comunicado que en el conjunto del primer semestre del año destinó unos 11.700 millones de dólares a su programa de recompra de acciones propias y al reparto de dividendo entre sus accionistas.
     
    Los resultados no terminaron de convencer a los inversores y sus acciones bajaban el 1,45 % en las operaciones electrónicas previas a la apertura de la jornada en la Bolsa de Nueva York (NYSE), donde se han apreciado el 2,03 % en lo que va de año.
     
     
    (Agencia EFE)
     
    La Informacion.com
  • ExxonMobil lanza nuevo tipo de diesel

    El nuevo combustible Suprime Diésel tendría un costo de $500 por encima del precio normal del diesel.
     
    Exxon DieselLa petrolera estadounidense ExxonMobil anunció hoy que a finales de este mes empezará a comercializar en Colombia un nuevo tipo de diesel, con el que promete reducir el consumo de combustible y los costos de mantenimiento del motor.
     
    Colombia será el primer país en Latinoamérica donde estará disponible el "Supreme Diesel", que se distribuirá desde el 26 de julio en 100 gasolineras en Bogotá, Ibagué, Tunja, Sogamoso y Villavicencio, dijo en una conferencia de prensa el gerente de combustible de ExxonMobil América Latina, Luis Enrique Vega.
     
    El gerente de asuntos públicos de ExxonMobil, Julián Santos, destacó que con este combustible se "mejora el desempeño de los motores reduciendo las emisiones del material particulado y emisiones contaminantes para el medio ambiente".
     
    Igualmente, el nuevo tipo de combustible potencia el motor debido a que disminuye la acumulación de residuos en los inyectores. De esta manera se obtiene un rendimiento de hasta 3,4%.
     
    Los directivos estimaron que el galón del "Supreme Diesel" estará unos $500 por encima del precio del diesel normal. 
     
    EFE/D.com
  • Fedesarrollo advierte sobre la posible caída de producción de petróleo en Colombia

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

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

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